มติกพช. (131)
กพช. ครั้งที่ 166 วันพุธที่ 13 ธันวาคม 2566
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2566 (ครั้งที่ 166)
วันพุธที่ 13 ธันวาคม 2566
3. แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ
4. แนวทางการพิจารณาอายุสัญญาการรับซื้อพลังงานหมุนเวียนเพื่อลดผลกระทบค่าไฟฟ้า
5. มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
6. แนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(นายเศรษฐา ทวีสิน)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 มาตรา 14 (2) กำหนดให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) รายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติงาน ตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)
2. เมื่อวันที่ 29 กันยายน 2566 กบน. เห็นชอบรายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติงานตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 – 30 กันยายน 2565 โดยสรุปได้ดังนี้ (1) อนุมัติแผนการดำเนินงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในส่วนของเงินงบบริหาร จำนวน 67,883,397.40 บาท (2) แต่งตั้งคณะอนุกรรมการ และคณะทำงานเพื่อปฏิบัติงานตามที่คณะกรรมการมอบหมาย จำนวน 3 คณะ (3) ดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันที่ปรับตัวสูงขึ้น จากสถานการณ์การระบาดของไวรัสโควิด-19 เพื่อบริหารสภาพคล่องเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (4) อนุมัติการจ่ายเงินกองทุนเพื่อดำเนินการตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในประเทศ จำนวน 10 ครั้ง (5) กำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนหรือได้รับเงินชดเชย และกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน ในส่วนของน้ำมัน จำนวน 143 ฉบับ และในส่วนของก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) 33 ฉบับ (6) คณะรัฐมนตรีเห็นชอบการขยายระยะเวลาดำเนินการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ออกไปอีกสองปี จนถึงวันที่ 24 กันยายน 2567 (7) ในเดือนกันยายน 2565 สภาพคล่องกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีเงินรับเฉลี่ย 987 ล้านบาท และ ณ วันที่ 25 กันยายน 2565 ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสุทธิ มีจำนวน ติดลบ 124,216 ล้านบาท แบ่งเป็นกลุ่มน้ำมันติดลบ 82,674 ล้านบาท กลุ่มก๊าซ LPG ติดลบ 42,542 ล้านบาท และเงินเรี่ยไร 1,000 ล้านบาท และ (8) จัดหาเงินกู้เพื่อเสริมสภาพคล่อง และการกู้เงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยคณะรัฐมนตรีเห็นชอบร่างหลักเกณฑ์การกู้เงินของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) และการเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้เป็นไม่เกิน 30,000 ล้านบาท และหลักเกณฑ์การกู้ยืมเงิน และอนุมัติการกู้ยืมเงินของ สกนช. วงเงินไม่เกิน 1.5 แสนล้านบาท พร้อมทั้งอนุมัติหลักการร่างพระราชกำหนดให้อำนาจกระทรวงการคลังค้ำประกันการชำระหนี้ของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... และหลักการร่างพระราชกฤษฎีกาเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้เพื่อรักษา เสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ในประเทศ (ฉบับที่ .. ) พ.ศ. ....
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรค การปฏิบัติงานตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เป็นหน่วยงานที่จัดตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งตามความในมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรี คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) คณะรัฐมนตรี (ครม.) สภาผู้แทนราษฎร และวุฒิสภาทุกสิ้นปีงบประมาณ และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. รายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 ของ กกพ. และ สำนักงาน กกพ. สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญได้ ดังนี้ (1) บริหารจัดการต้นทุนการผลิตไฟฟ้าลดผลกระทบค่าไฟฟ้า โดยคำนึงถึงการรักษาความมั่นคงและเสถียรภาพทางพลังงานของประเทศ จึงพิจารณาทยอยปรับค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) เพื่อสะท้อนต้นทุนค่าเชื้อเพลิงที่เพิ่มขึ้นเท่าที่จำเป็น และบริหารจัดการบนพื้นฐานการบรรเทาผลกระทบ ค่าครองชีพของประชาชนและคำนึงถึงศักยภาพการให้บริการพลังงานของผู้ให้บริการ ได้แก่ 1) เลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 2) รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากจากกลุ่มสัญญาเดิม และกลุ่มที่ไม่มีสัญญากับการไฟฟ้า เชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ ขยะ แสงอาทิตย์ และพลังงานลม และ 3) เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเพื่อลดการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในช่วงที่มีความผันผวนและมีราคาสูง นอกจากนี้ ได้กำกับดูแลในการช่วยลดภาระค่าไฟฟ้า โดยการปรับอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ กำกับการนำส่งรายได้จากการส่งออก LNG งดเก็บเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) เป็นการชั่วคราว และปรับลดอัตราค่าบริการรายเดือนให้เหมาะสมเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2566 เป็นต้นไป (2) ออกระเบียบและประกาศการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) สำหรับภาคประชาชน และการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 (3) ส่งเสริมการแข่งขันกิจการก๊าซธรรมชาติตามแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซระยะที่ 2 โดยออกประกาศหลักเกณฑ์การกำกับดูแลผู้บริหารระบบส่งและศูนย์ควบคุมการส่งก๊าซธรรมชาติ (TSO Regulatory Framework) กำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้สถานีแอลเอ็นจี กำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดราคา LNG (LNG Benchmark) (4) ออกประกาศหลักเกณฑ์และแนวทางการจัดทำข้อกำหนดการเปิดใช้ระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Framework Guidelines) และกำหนดอัตราค่าบริการใช้ระบบโครงข่ายไฟฟ้าสำหรับบุคคลที่สาม (Wheeling Charge) สำหรับการทดสอบในโครงการ ERC Sandbox (5) จัดทำแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff) เพื่อรองรับความต้องการใช้พลังงานหมุนเวียนของภาคอุตสาหกรรมเพิ่มสูงขึ้น (6) ปรับปรุงกระบวนการอนุมัติอนุญาตการประกอบกิจการพลังงานแบบเบ็ดเสร็จ (One Stop Service: OSS) โดยออกกฎหมายลำดับรองเพื่อการอนุญาตแบบ OSS และพัฒนาระบบ e-Licensing รองรับการอนุญาตประกอบกิจการพลังงานแบบ Online (7) ปรับปรุงกฎระเบียบเพื่อกำกับผลกระทบสิ่งแวดล้อมจากการประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าเกี่ยวกับการใช้ขยะมูลฝอยเป็นเชื้อเพลิงที่มีกำลังผลิตติดตั้ง ตั้งแต่ 10 เมกะวัตต์ขึ้นไป และพัฒนาระบบการรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรฐานสิ่งแวดล้อม (Self-Declaration Report) เพื่อให้ผู้ประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าสามารถรายงานข้อมูลได้สะดวก (8) ติดตามเร่งรัดการคืนเงินประกันการใช้ไฟฟ้าให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามประกาศหลักเกณฑ์ที่กำหนด จำนวน 23.99 ล้านรายทั่วประเทศ วงเงินกว่า 33,689 ล้านบาท และ (9) พัฒนาระบบการบริหารงานองค์กรสู่ความโปร่งใสมีธรรมาภิบาล และมีการปฏิบัติงานที่มีประสิทธิภาพตามมาตรฐานสากล และพัฒนาระบบบริหารงานองค์กรและการให้บริการด้วยเทคโนโลยีดิจิทัล
3. สำนักงาน กกพ. ได้จัดเก็บเงินนำส่งเข้ากองทุน และจัดสรรตามวัตถุประสงค์การใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97 แห่งพระราชบัญญัติฯ ดังนี้ (1) ชดเชยและอุดหนุนผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าตามมาตรา 97(1) ซึ่งได้ให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส หรือเพื่อให้มีการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง หรือเพื่อส่งเสริมนโยบายในการกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค จำนวน 13,765 ล้านบาท (2) พัฒนาและฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้าตามมาตรา 97(3) จำนวน 2,352.53 ล้านบาท (3) ส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนและเทคโนโลยีในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยตามมาตรา 97(4) ภายใต้โครงการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบมุ่งเป้า แบบที่เชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า (On-grid) จำนวน 427.23 ล้านบาท และโครงการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบมุ่งเป้า (หน่วยงานด้านการศึกษา) (Off-grid) จำนวน 164 แห่ง กรอบวงเงินงบประมาณ 95.00 ล้านบาท และ (4) ส่งเสริมสังคม และประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า ตามมาตรา 97(5) กรอบวงเงินงบประมาณ 800 ล้านบาท
4. งบการเงินของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2565 และรายงานของผู้สอบบัญชี ทั้งนี้ ผู้สอบบัญชีรับอนุญาต โดยความเห็นชอบจากสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินได้ตรวจสอบงบการเงิน ณ วันที่ 30 กันยายน 2565 เห็นว่าถูกต้องตามที่ควรในสาระสำคัญตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐและนโยบายการบัญชีภาครัฐที่กระทรวงการคลังกำหนด โดยสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีรายได้จากการดำเนินการรวมทั้งสิ้น 17,731,148,913.21 บาท และมีค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานรวม 16,921,468,267.05 บาท โดยงบการเงินเฉพาะสำนักงาน กกพ. มีรายได้จากการดำเนินงาน 969,206,854.95 บาท ค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงาน รวม 614,527,115.13 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 354,679,739.82 บาท ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง จำนวน 283,773,062.41 บาท ซึ่งรวมเงินงบประมาณที่เหลือจ่ายของปี 2562 - 2564 ด้วย
5. แผนการดำเนินงานสำนักงาน กกพ. และแผนการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 ประกอบด้วย แผนการดำเนินงานของสำนักงาน กกพ. ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 ภายใต้แผนปฏิบัติการการกำกับกิจการพลังงาน ระยะ 5 ปี (พ.ศ. 2566 - 2570) พัฒนากฎระเบียบในการกำกับกิจการไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติรองรับนโยบายการส่งเสริมการแข่งขันและ การส่งเสริมการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน การพัฒนาระบบการตรวจติดตามมาตรฐานสิ่งแวดล้อม ตลอดจนการพัฒนาองค์กรไปสู่องค์กรดิจิทัล และแผนการดำเนินงานกองทุนพัฒนาไฟฟ้าประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 บริหารกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์กองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97 ของพระราชบัญญัติฯ โดยมุ่งเน้นให้ความสำคัญกับการเพิ่มประสิทธิภาพในการบริหารจัดการกองทุนพัฒนาไฟฟ้าและการปรับปรุงกระบวนการดำเนินงานกองทุนพัฒนาไฟฟ้าให้มีประสิทธิภาพมากยิ่งขึ้น
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
เรื่องที่ 3 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลมีนโยบายในการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ โดยมีการจัดสรรให้เป็นวัตถุดิบสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (โรงแยกก๊าซฯ) เพื่อผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เป็นเชื้อเพลิงให้กับประเทศ และผลิตเป็นวัตถุดิบตั้งต้น (Feedstock) ให้กับอุตสาหกรรมปิโตรเคมี และอีกส่วนหนึ่งใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้า ใช้ในภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่ง แต่เนื่องจากปริมาณความต้องการใช้ที่เพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง จึงต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากต่างประเทศ รวมทั้งรัฐบาลมีนโยบายให้อัตราค่าไฟฟ้าเท่ากันทั่วประเทศ ดังนั้น จึงต้องกำหนดต้นทุนก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลัก ในการผลิตไฟฟ้าของประเทศเป็นราคาเดียวกันทั้งราคาในประเทศและราคานำเข้า (Pool Gas) ต่อมาในช่วงปี 2564 เกิดสถานการณ์ความขัดแย้งทางการเมืองในต่างประเทศ (รัสเซียและยูเครน) ได้ส่งผลให้ราคาพลังงานโลกมีความผันผวนและปรับตัวสูงขึ้นอย่างรุนแรง โดยเฉพาะราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) มีการปรับเพิ่มขึ้น ในขณะที่การผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอ่าวไทยมีกำลังการผลิตที่ลดลงจำเป็นต้องนำเข้า Spot LNG ที่มีราคาสูงเข้ามาทดแทนเป็นจำนวนมาก ทำให้ส่งผลกระทบต่อต้นทุนเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้าของประเทศ
2. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566) และได้มอบหมายให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ไปศึกษาหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (Gas Separation Plant : GSP) ให้สอดคล้องกับกฎหมายและกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อกำหนดแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยให้เหมาะสม และรายงานผลการศึกษาต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบ และเมื่อวันที่ 28 เมษายน 2566 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้มีหนังสือเรียนรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ให้ทราบผลการพิจารณาของ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 เมษายน 2566 เรื่อง แนวทางการลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติเพื่อลดค่าไฟฟ้า ให้ประชาชน โดย กกพ. มีความเห็นว่าเพื่อให้การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยเกิดประโยชน์สูงสุด สร้างความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซในทุกภาคส่วน จึงเห็นควรมีข้อเสนอแนะเชิงนโยบายให้มีการปรับราคา ก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซฯ โดยให้โรงแยกก๊าซฯ ใช้ราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ด้วย ส่งผลให้ราคา Pool Gas โดยรวมลดลง ทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าลดลง อีกทั้งเพื่อให้ ปตท. บริหารจัดการวัตถุดิบที่ใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีอย่างมีประสิทธิภาพ
3. ข้อเสนอแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ มีดังนี้
3.1 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามหลักเกณฑ์ปัจจุบัน คือ (1) ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากอ่าวไทยจะเข้าสู่โรงแยกก๊าซฯ โดยการซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. กับโรงแยกก๊าซฯ ใช้ราคา Gulf Gas ซึ่งเป็นราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งผลิตปิโตรเลียมในอ่าวไทย บวกค่าจัดหา และค่าผ่านท่อในทะเล จากนั้นก๊าซธรรมชาติจะถูกแยกเป็น ก๊าซมีเทน (C1) อีเทน (C2) โพรเพน (C3) บิวเทน (C4) เพนเทน (C5) และสูงกว่า C5 (C5+) โดยก๊าซมีเทน จะถูกนำไปใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า โพรเพน และบิวเทน จะนำไปใช้ผลิตเป็นก๊าซ LPG หรือก๊าซหุงต้มเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง ส่วนก๊าซ C2 ขึ้นไป ชนิดอื่น ๆ จะถูกนำไปใช้เป็นวัตถุดิบ ตั้งต้นในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและอุตสาหกรรมต่อเนื่อง เช่น ผลิตเป็นเม็ดพลาสติกเพื่อสร้างมูลค่าเพิ่มให้กับเศรษฐกิจ และ (2) ก๊าซมีเทนที่ออกจากโรงก๊าซธรรมชาติ จะถูกนำไปรวมกับก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG นำเข้า เพื่อคำนวณเป็นราคา Pool Gas (ราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของเนื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่าง ๆ ) และนำไปจำหน่ายให้โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และโรงไฟฟ้าของเอกชน ใช้เป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าจำหน่ายให้กับประชาชน รวมทั้งโรงงานอุตสาหกรรม และภาคการขนส่งใช้เป็นเชื้อเพลิง
3.2 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามข้อเสนอของ กกพ. เมื่อวันที่ 28 เมษายน 2566 ที่ได้มีข้อเสนอให้มีการปรับราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซฯ จากเดิมใช้ราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) เปลี่ยนไปใช้ราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ทำให้ต้นทุนก๊าซธรรมชาติมีราคาเดียว (Single Pool) ส่งผลให้ราคา Pool Gas เดิมมีราคาลดลง โดยต้นทุนก๊าซธรรมชาติ ที่ลดลงจะทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้ ทั้งนี้ ข้อดีของการใช้ Single Pool คือ (1) ราคา Pool Gas ปรับลดลงได้ทันที ส่งผลให้ต้นทุนของก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าลดลง (2) ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติทุกกลุ่มใช้ก๊าซธรรมชาติในราคาเดียวกัน และ (3) สามารถดำเนินการได้ทันที โดยเสนอ กพช. พิจารณา และสำหรับข้อเสียของการใช้ Single Pool คือ (1) ต้นทุนของโรงแยกก๊าซฯ สูงขึ้น อาจส่งผลให้ผลประกอบการลดลง อย่างไรก็ดี ต้นทุนที่สูงขึ้นนี้ไม่ได้มีผลกระทบต่อภาคปิโตรเคมีที่รับก๊าซธรรมชาติจากโรงแยกก๊าซฯ เป็นวัตถุดิบตั้งต้น และ (2) ก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ มีราคาสูงขึ้น
3.3 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามความเห็นของ สนพ. จากการพิจารณาแนวทางตามข้อเสนอของ กกพ. แล้ว พบว่า เป็นแนวทางที่สร้างความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในทุกภาคส่วนและเป็นประโยชน์ต่อประเทศ ทำให้ราคา Pool Gas โดยรวมลดลง ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าลดลง อีกทั้งยังเป็นการส่งเสริมให้เกิดการบริหารจัดการวัตถุดิบที่ใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีได้อย่างมีประสิทธิภาพ แต่จะทำให้ราคาต้นทุนของก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ปรับสูงขึ้น จะทำให้จำนวนเงินที่ส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงลดลง ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ สูญเสียรายได้ที่จะนำไปช่วยลดภาระในส่วนของราคา LPG ดังนั้น จึงเห็นควรให้มีการช่วยเหลือกลุ่มผู้ใช้ LPG ภาคเชื้อเพลิง โดยให้เฉพาะการผลิต LPG จากโรงแยกก๊าซฯ สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคา Gulf Gas ทั้งนี้ ข้อดีของการใช้ Single Pool และการช่วยเหลือกลุ่มผู้ใช้ LPG ภาคเชื้อเพลิง คือ ราคา Pool Gas ปรับลดลงได้ทันที และต้นทุนราคาก๊าซ LPG ที่ลดลงจะทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้
3.4 สรุปการเปรียบเทียบประมาณการราคาก๊าซธรรมชาติและผลกระทบสำหรับรอบเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 พบว่า (1) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามหลักเกณฑ์ปัจจุบัน ทำให้โรงแยกก๊าซฯ มีต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติต่ำกว่าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติส่วนอื่น ๆ ส่วนผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ในภาคไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคการขนส่งใช้ราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคาก๊าซเฉลี่ยจากก๊าซมีเทน ที่ออกจากโรงแยกก๊าซฯ ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG นำเข้า (2) การเปลี่ยนไปใช้แนวทางตามข้อเสนอของ กกพ. คือ Single Pool ทำให้ภาคไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคขนส่ง มีภาระค่าใช้จ่ายลดลง เนื่องจากต้นทุนราคา Pool Gas โดยรวมลดลง และทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้ แต่จะส่งผลกระทบทำให้ต้นทุนการผลิต LPG จากโรงแยกก๊าซฯ สูงขึ้น ส่งผลให้จำนวนเงินที่โรงแยกก๊าซฯ ส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ลดลง และ ในส่วนของโรงแยกก๊าซฯ จะมีภาระค่าใช้จ่ายเพิ่มขึ้นในช่วงเวลาเดียวกัน และ (3) การใช้ข้อเสนอ Single Pool พร้อมกับการช่วยเหลือกลุ่มผู้ใช้ LPG ภาคเชื้อเพลิง โดยกำหนดให้ก๊าซธรรมชาติที่นำไปผลิตเป็น LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ใช้ราคา Gulf Gas เพื่อให้คงราคาต้นทุนไว้คงเดิม ทำให้ราคา Pool Gas และทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้ โดยไม่ส่งผลกระทบต่อรายรับของกองทุนน้ำมันฯ ที่นำไปช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชน
4. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 กบง. ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ และมีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามความเห็นของ สนพ. โดยปรับให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซฯ เป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติ ที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ให้ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ เท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2567 เป็นต้นไป จนกว่าการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซฯ จากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซฯ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 จะแล้วเสร็จ และได้รับความเห็นชอบจาก กพช. (2) มอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ โดยปรับให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ให้ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2567 เป็นต้นไป จนกว่าการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 จะแล้วเสร็จ และได้รับความเห็นชอบจาก กพช.
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานและกระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการ ในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ
เรื่องที่ 4 แนวทางการพิจารณาอายุสัญญาการรับซื้อพลังงานหมุนเวียนเพื่อลดผลกระทบค่าไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2543 ได้มีมติเห็นควรให้มีการออกระเบียบรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมเป็นกรณีพิเศษสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) เพื่อส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตร ก๊าซชีวภาพจากฟาร์มเลี้ยงสัตว์เป็นเชื้อเพลิง โดยเฉพาะโครงการขนาดเล็ก
2. เมื่อวันที่ 18 เมษายน 2545 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ร่างระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ปริมาณพลังไฟฟ้าไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ และแบบคำขอจำหน่ายไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า โดยเห็นควรให้เร่งจัดทำต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน VSPP ภายหลังจากคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้าให้ความเห็นชอบต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ต่อมา เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 มีมติเห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ร่างระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ และมีมติให้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยใช้มาตรการจูงใจด้านราคาผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ด้วยการกำหนดส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี ซึ่งเมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2549 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบเอกสารประกอบการออกประกาศการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ซึ่งรวมถึงแบบคำขอจำหน่ายไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้า รวมทั้งมีมติเห็นชอบการกำหนดสัดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ต่อมา เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 กพช. ได้มีมติเห็นชอบ Adder สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยกำหนดระยะเวลาสนับสนุน 7 ปี นับจากวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญา และกำหนด Adder แยกตามประเภทเชื้อเพลิง ทั้งนี้ ไม่รวมถึงผู้ผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุนเงินลงทุนในการผลิตไฟฟ้ารูปแบบอื่น ๆ แล้ว โดยให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอภายในปี 2551 และเห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจากภาคเอกชนโดยวิธีการเปิดประมูลแข่งขัน โดยให้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนผ่านมาตรการสนับสนุนส่วน Adder
3. เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับปรุง Adder สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP สำหรับโครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ ด้วยสมมติฐานการวิเคราะห์ต้นทุนการผลิตที่อายุโครงการ 20 ปี และขยายระยะเวลาสนับสนุนโครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ จาก 7 ปี เป็น 10 ปี นับจากวันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (สำหรับโครงการในสามจังหวัดชายแดนภาคใต้ยังคงได้รับส่วนเพิ่มพิเศษตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550) พร้อมทั้งได้เห็นชอบให้แก้ไขการกำหนดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับ SPP ประเภท Non-Firm และ VSPP เป็นอายุสัญญา 5 ปี และต่อเนื่องโดยอัตโนมัติ เนื่องจากเดิมกำหนดอายุสัญญาไว้ 1 ปี และต่ออายุสัญญาเป็นปี ๆ ทำให้ผู้ประกอบการประสบปัญหาไม่สามารถจัดหาแหล่งเงินกู้ได้ เนื่องจาก ไม่เชื่อถือว่าโครงการจะมีรายได้อย่างมั่นคงเพียงพอที่จะชำระเงินต้นและดอกเบี้ย
4. เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2553 กพช. ได้มีมติเห็นควรให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ไปศึกษาทบทวน Adder ให้สอดคล้องกับการพัฒนาของเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น และนำเสนอต่อ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และต่อมา เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้มีมติเห็นชอบมาตรการการดำเนินการสำหรับโครงการพลังงานหมุนเวียน ตามมาตรการ Adder กรณียื่นคำร้องขายไฟฟ้าแล้วรอการพิจารณา เห็นควรปรับปรุงอัตรา Adder สำหรับผู้ประกอบการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ยื่นคำร้องขายไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้รับการพิจารณารับซื้อไฟฟ้า ณ วันที่ กพช. มีมติเห็นชอบ ในอัตรา 6.50 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 10 ปี เนื่องจากต้นทุนโครงการลดลงมาก หากให้ Adder ที่อัตราเดิม 8 บาทต่อหน่วย ผู้ประกอบการจะได้รับผลตอบแทนในเกณฑ์สูงและกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าโดยรวม พร้อมทั้งได้เห็นชอบให้ปรับเปลี่ยนมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจากระบบ Adder เป็นระบบ Feed-in Tariff (FiT) เนื่องจากมาตรการ FiT มีความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟมากกว่า กล่าวคือ ทำให้จำนวนเงินสนับสนุนไม่เพิ่มขึ้นตามค่าไฟฐานและอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นในอนาคต ทั้งนี้ ให้มีการทบทวนรูปแบบและอัตราการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทุกปี และประกาศรับซื้อเป็นรอบ ๆ ต่อมา เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้พิจารณาเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) โดยมีมติเห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการประกาศหยุดรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยให้มีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ และเห็นชอบแนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT
5. ตามที่กระทรวงพลังงานได้มีนโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ผ่านมาตรการ Adder ตั้งแต่ พ.ศ. 2547 จนถึงปัจจุบัน มีโรงไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุน Adder จำนวน 576 สัญญา ปริมาณกำลังผลิตตามสัญญา 4,844.75 เมกะวัตต์ โดยพบปัญหาจากการดำเนินการคือ ผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุน Adder ได้รับคืนเงินลงทุนและผลตอบแทนที่เหมาะสมในช่วงระยะเวลา 20 ปี ตามสมมติฐานการวิเคราะห์ต้นทุนการผลิตตามที่ กพช. มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 แต่เนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากำหนดให้สามารถต่ออายุสัญญาได้โดยไม่มีวันสิ้นสุดสัญญา โดยต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจาก SPP และ VSPP ประเภทสัญญา Non–Firm ในรูปแบบ Adder กำหนดเรื่องการอายุของสัญญาและการเลิกสัญญาไว้ ดังนี้ (1) กรณี SPP กำหนดให้สัญญามีระยะเวลา 5 ปี และสามารถต่อสัญญาได้โดยการแสดงเจตนาฝ่ายเดียวเป็นหนังสือแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบก่อนครบกำหนดอายุสัญญา และให้สัญญามีอายุต่อไปอีกคราวละ 5 ปี ในส่วนของเหตุแห่งการสิ้นสุดสัญญากำหนดไว้ในกรณีคู่สัญญาฝ่ายหนึ่งฝ่ายใดไม่ปฏิบัติตามสัญญาข้อหนึ่งข้อใด ให้อีกฝ่ายหนึ่งทำหนังสือแจ้งให้ฝ่ายนั้นดำเนินการแก้ไข หากไม่แก้ไขให้อีกฝ่ายหนึ่งมีสิทธิบอกเลิกสัญญานี้ได้ และ (2) กรณี VSPP กำหนดให้สัญญามีระยะเวลา 5 ปี และต่อเนื่องครั้งละ 5 ปี โดยอัตโนมัติและให้มีผลใช้บังคับจนกว่าจะมีการยุติสัญญาตามที่กำหนดไว้คือ ผู้ผลิตไฟฟ้ายื่นหนังสือเป็นลายลักษณ์อักษรถึงการไฟฟ้าแสดงความประสงค์ที่จะยุติการซื้อขายไฟฟ้าโดยการเลิกสัญญา และหากคู่สัญญาฝ่ายหนึ่งฝ่ายใดไม่ปฏิบัติตามสัญญาข้อหนึ่งข้อใด ให้อีกฝ่ายหนึ่งทำหนังสือแจ้งให้ฝ่ายนั้นดำเนินการแก้ไข หากไม่แก้ไขให้อีกฝ่ายหนึ่งมีสิทธิบอกเลิกสัญญานี้ได้ จากข้อกำหนดดังกล่าวจะเห็นได้ว่า สัญญาสามารถต่ออายุออกไปได้ครั้งละ 5 ปี โดยไม่มีระยะเวลาสิ้นสุดแม้จะหมดระยะเวลาที่ได้รับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) 7 ปี หรือ 10 ปี ตามประเภทเชื้อเพลิงไปแล้ว นอกจากนี้ อัตรารับซื้อไฟฟ้าในช่วงหลังจากสิ้นสุดการได้รับ Adder จะเป็นอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ยทุกแรงดันที่ กฟผ. ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมกับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย หรืออัตราค่าพลังงานไฟฟ้าขายส่ง ณ ระดับแรงดัน 11 - 33 กิโลโวลต์ ที่ กฟผ. ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมกับค่าไฟฟ้า Ft ขายส่งเฉลี่ย ขึ้นอยู่กับประเภทผู้ใช้ไฟฟ้าระหว่างอัตราปกติ TOU ซึ่งมีอัตราสูงถึง 4 – 5 บาทต่อหน่วย และปรับขึ้นลงตาม Ft ขายส่งเฉลี่ย ซึ่งรวมแล้วมีอัตราสูงกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ที่ภาครัฐรับซื้ออยู่ในปัจจุบันเป็นอย่างมาก ส่งผลให้การไฟฟ้ายังคงมีภาระที่ต้องรับซื้อไฟฟ้าต่อไปและส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าโดยรวม จากข้อกำหนดจะเห็นได้ว่า หากไม่มีการกำหนดวันสิ้นสุดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้สอดคล้องกับสมมติฐานการวิเคราะห์ต้นทุนการผลิตที่ กพช. มีมติเห็นชอบ คือ 20 ปีนับตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์จะส่งผลให้เกิดความไม่เป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าที่ต้องแบกรับภาระค่าไฟฟ้าที่สูงเกินความจำเป็น
6. สนพ. กระทรวงพลังงาน ในฐานะหน่วยงานภาครัฐมีหน้าที่และอำนาจในการศึกษาวิเคราะห์นโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ รวมทั้งติดตามความเคลื่อนไหวของสถานการณ์ด้านพลังงาน วิเคราะห์แนวโน้ม และประเมินผลกระทบที่จะเกิดขึ้น เพื่อจัดทำข้อเสนอนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ ตามพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม ประกอบกฎกระทรวงแบ่งส่วนราชการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน พ.ศ. 2562 ซึ่งได้พิจารณาแล้วเห็นว่า การสิ้นสุดอายุสัญญา สำหรับประเภทสัญญา Non-Firm ในรูปแบบ Adder ที่ไม่ได้ มีการระบุถึงระยะเวลาสิ้นสุดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งต่างจากการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในระบบ FiT ที่มีการระบุระยะเวลาสิ้นสุดของอายุสัญญา 20 – 25 ปี ส่งผลให้ภาครัฐต้องรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทสัญญา Non-Firm ในรูปแบบ Adder ที่ไม่มีการระบุการสิ้นสุดของระยะเวลารับซื้อ ก่อให้เกิดภาระผูกพันในการรับซื้อและถูกส่งผ่านเป็นต้นทุนราคาค่าไฟฟ้าของประเทศ รวมทั้งไม่เป็นการส่งเสริมให้มีการพัฒนาทางด้านเทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนใหม่ที่มีประสิทธิภาพในการผลิตสูงกว่าและมีต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าต่ำกว่าในปัจจุบัน โดยกระทรวงพลังงาน (พน.) อยู่ระหว่างการรวบรวมข้อมูลในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการทบทวนแนวทางการบริหารจัดการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน เพื่อนำมาประกอบการพิจารณาในด้านนโยบาย แต่เนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทสัญญา Non-Firm รูปแบบ Adder มีผลบังคับใช้ระหว่างคู่สัญญาที่เป็นหน่วยงานภาครัฐกับเอกชน จึงเป็นสัญญาทางปกครอง ในกรณีมีการเปลี่ยนแปลงเงื่อนไขระยะเวลาการสิ้นสุดของสัญญาหรือการบอกเลิกสัญญาอาจมีประเด็นปัญหาข้อกฎหมายและเกิดความไม่ชัดเจนในทางปฏิบัติเกิดขึ้นได้
7. พน. ได้มีหนังสือถึงสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) เพื่อขอหารือในประเด็นดังนี้ (1) สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจาก SPP และ VSPP ประเภทสัญญา Non-Firm ในรูปแบบ Adder โดยในสัญญาระบุเงื่อนไขให้คู่สัญญาเอกชนสามารถต่อสัญญาได้อย่างต่อเนื่อง ไม่มีการระบุเวลาสิ้นสุดของสัญญา หากคู่สัญญาภาครัฐต้องผูกพันกับสัญญาตามเงื่อนไขข้อสัญญา โดยมีอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าที่การไฟฟ้าจะรับซื้อเท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งรวมกับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย ซึ่งในปัจจุบันต้นทุนพลังงานไฟฟาที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนอยู่ในระดับต่ำกว่าอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งรวมกับ Ft ขายส่งเฉลี่ย จะก่อให้เกิดภาระผูกพันในการรับซื้อและถูกส่งผ่านเป็นต้นทุนไฟฟ้าของประเทศ ซึ่งหากภาครัฐมีนโยบายเปลี่ยนแปลงอัตราการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อประโยชน์สาธารณะ แต่ผู้ผลิตไฟฟ้าที่เป็นคู่สัญญาไม่ยินยอมตกลงแก้ไขสัญญาในส่วนของอัตรารับซื้อไฟฟ้าให้เป็นไปตามนโยบายรัฐที่เปลี่ยนแปลงไป ภาครัฐสามารถใช้สิทธิตามสัญญาหรือตามกฎหมายใด แจ้งไม่ต่อสัญญาหรือบอกเลิกสัญญาฝ่ายเดียวได้หรือไม่ เนื่องจากสัญญาดังกล่าวเป็นสัญญาทางปกครอง ซึ่งภาครัฐสามารถพิจารณากำหนดแนวนโยบายการเปลี่ยนแปลงอัตราการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อประโยชน์สาธารณะได้ และ (2) กรณีที่ภาครัฐมีนโยบายให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าต้องมีกำหนดระยะเวลาสิ้นสุดสัญญาที่ชัดเจนแต่เอกชนคู่สัญญาไม่ยินยอมตกลงแก้สัญญาให้มีระยะเวลาสิ้นสุดของสัญญา ภาครัฐมีอำนาจบังคับให้มีการแก้ไขสัญญาในเรื่องระยะเวลาสิ้นสุดสัญญาได้หรือไม่ หากภาครัฐไม่สามารถดำเนินการได้ ภาครัฐจะมีวิธีการดำเนินการอย่างไร เพื่อให้กรณีดังกล่าวเกิดประโยชน์สูงสุดแก่สาธารณะ ทั้งนี้ อส. ให้ความเห็นในกรณีดังกล่าวว่าภาครัฐจะมีวิธีการดำเนินการเป็นอย่างไรนั้น เป็นข้อหารือที่มิใช่กรณีที่ปรากฏข้อเท็จจริงขึ้นแน่นอนและเป็นที่ยุติแล้ว พน. ชอบที่จะเสนอประเด็นการเปลี่ยนแปลงอัตราการรับซื้อไฟฟ้าและการกำหนดกรอบระยะเวลาสิ้นสุดสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทดังกล่าวไปยัง กพช. เพื่อพิจารณาให้เป็นที่ยุติก่อน
8. เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2565 กกพ. ได้พิจารณาแล้วเห็นว่า สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. การไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค เป็นหน่วยงานของรัฐและโรงไฟฟ้า SPP และ VSPP มีการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า เงื่อนไข อายุสัญญา หรือบทปรับระหว่างคู่สัญญาไว้ ซึ่งภาครัฐสามารถพิจารณากำหนดแนวนโยบายเปลี่ยนแปลงอัตรารับซื้อไฟฟ้าเพื่อประโยชน์สาธารณะได้ ทั้งนี้ ตามสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงโดยเฉพาะอย่างยิ่งอัตรา Adder หรือ FiT เนื่องจากเงื่อนไขของสัญญาในส่วนที่เกี่ยวกับอัตรารับซื้อที่ส่งผลกระทบโดยตรงต่ออัตราค่าบริการอันเป็นลักษณะการอุดหนุนนเชิงนโยบาย (Policy Expenses: PE) ดังนั้น อัตราการรับซื้อใหม่ที่พ้นจากกำหนดเวลาเดิมที่ กพช. อนุมัติไว้ จึงต้องอยู่ในกำกับดูแลของภาครัฐ มิใช่สัญญาทางพาณิชย์ทั่วไป นอกจากนี้ เห็นควรให้มีการกำหนดเป็นกรอบนโยบายระบุระยะเวลาสิ้นสุดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าด้วย โดยอาจพิจารณาอ้างอิงรูปแบบการซื้อขายไฟฟ้าแบบ FiT เช่น 25 ปี สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่ไม่มีต้นทุนค่าเชื้อเพลิง เป็นต้น และมอบหมายให้การไฟฟ้าในฐานะคู่สัญญาเจรจากับ SPP หรือ VSPP เพื่อแก้ไขสัญญากันต่อไป ปัจจุบันอยู่ระหว่างการเจรจรากับคู่สัญญายังไม่มีข้อยุติ
9. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 กบง. ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการพิจารณาอายุสัญญาการรับซื้อพลังงานหมุนเวียนเพื่อลดผลกระทบค่าไฟฟ้า และมีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน หารือกับสำนักงานอัยการสูงสุด และ/หรือหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในการหาแนวทางการกำหนดการสิ้นสุดของอายุสัญญาโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภท Non-Firm ในรูปแบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ให้ได้ข้อยุติ และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน หารือกับสำนักงานอัยการสูงสุด และ/หรือหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ในการหาแนวทางการกำหนดการสิ้นสุดของอายุสัญญาโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภท Non-Firm ในรูปแบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ให้ได้ข้อยุติ และนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานและคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 5 มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งที่ 7/2565 (ครั้งที่ 162) ได้มีมติมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำเทินหินบุน เพิ่มเติม จำนวน 20 เมกะวัตต์ จากกำลังผลิตไฟฟ้าเดิม 440 เมกะวัตต์ ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม ซึ่ง กฟผ. ได้ดำเนินการตามมติ กพช. โดยได้ลงนามในหนังสือแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าร่วมกับบริษัท Theun-Hinboun Power Company (THPH) เพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม จำนวน 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่วันที่ 5 ธันวาคม 2565 ถึงวันที่ 31 พฤษภาคม 2566 ซึ่งคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมครั้งที่ 7/2566 เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2566 ได้พิจารณาแล้ว มีมติเห็นชอบให้ดำเนินมาตรการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติม จากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว ที่ได้สิ้นสุดระยะเวลาดำเนินการไปแล้ว เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2566 เนื่องจากพิจารณาจากข้อมูลที่ กฟผ. นำเสนอต้นทุนในการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนอยู่ที่ประมาณ 1.85 บาท ต่อหน่วย ซึ่งต่ำกว่าแนวโน้มต้นทุนเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าจาก Spot LNG ที่ระดับราคาสูงกว่า 3 บาท ต่อหน่วย โดยมอบหมายให้ กฟผ. พิจารณาจัดทำรายละเอียดข้อเสนอมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี เพื่อเป็นส่วนหนึ่งของมาตรการลดการพึ่งพาการนำเข้า Spot LNG ซึ่งยังมีความเสี่ยงแนวโน้มราคาที่ผันผวนและอาจส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประเทศไทยในช่วงปี 2566 - 2567 ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้มอบหมายฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณานำรายละเอียดที่ กฟผ. จัดทำซึ่งสอดคล้องตามมติคณะอนุกรรมการฯ เสนอต่อ กบง. โดยไม่ต้องนำเข้าคณะอนุกรรมการฯ อีกครั้ง ต่อไป
2. เมื่อวันที่ 10 พฤศจิกายน 2566 กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน ขอเสนอมาตรการขยายเวลารับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติม จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 หรือช่วงเวลาที่ กฟผ. พิจารณา โดย กฟผ. แจ้งว่าได้รับหนังสือจากบริษัท THPC เสนอให้ กฟผ. ขยายเวลาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติมจำนวน 20 เมกะวัตต์ เป็นระยะเวลา 1 ปี ได้ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติม จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 หรือช่วงเวลาที่ กฟผ. พิจารณา โดยเสนอให้ใช้อัตราค่าไฟฟ้า รวมถึงเงื่อนไขการซื้อขายไฟฟ้าต่าง ๆ ตามเงื่อนไขที่กำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) และหนังสือแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายระหว่าง กฟผ. และบริษัท THPC ปัจจุบัน โดย กฟผ. พิจารณาเปรียบเทียบต้นทุนค่าผลิตไฟฟ้าของหน่วยสุดท้าย (Short Run Marginal Cost) ณ เดือนกันยายน 2566 โดยช่วง Peak เท่ากับ 3.372 บาทต่อหน่วย และช่วง Off-Peak เท่ากับ 3.317 บาทต่อหน่วย ซึ่งยังเป็นต้นทุนที่สูง หากเปรียบเทียบกับอัตราค่าไฟฟ้าของบริษัท THPC ที่มีราคาประมาณ 1.85 บาทต่อหน่วย ดังนั้น มาตรการการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติมระยะสั้น 1 ปี จะช่วยลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและบรรเทาสถานการณ์ราคาพลังงานสูงของประเทศไทยได้ โดยสรุปสาระสำคัญ ดังนี้ (1) อายุสัญญา ระยะเวลา 1 ปี (วันลงนามข้อตกลง ถึง 31 ธันวาคม 2567 หรือช่วงเวลาตามที่จะพิจารณา) (2) ราคารับซื้อไฟฟ้า เป็นไปตาม PPA เดิม (ประมาณ 1.85 บาทต่อkWh ซึ่งถูกกว่าต้นทุนการผลิตหน่วยสุดท้าย ณ กันยายน 2566 ช่วง Peak 3.372 และช่วง Off-Peak 3.317 บาทต่อหน่วย) (3) เงื่อนไขการรับประกันการรับซื้อไฟฟ้า (Must Take) เป็นไปตาม PPA เดิม โดย 20 เมกะวัตต์ ส่วนเพิ่มของสัญญารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมนั้น จะไม่ถูกนำมาคำนวณเป็นพลังงานรับประกันการรับซื้อไฟฟ้า (4) ความจุสูงสุด 454 เมกะวัตต์ (Three Units) และ (5) ด้านระบบไฟฟ้า ไม่ทำให้ระบบไฟฟ้าของ กฟผ. มีปัญหาแรงดันต่ำหรือการจ่ายโหลดเกิดพิกัด ไม่ส่งผลกระทบต่อค่ากระแสไฟฟ้าลัดวงจร และไม่ส่งผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญต่อแผนการผลิตไฟฟ้าหลักของประเทศ
3. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 กบง. ได้พิจารณาเรื่องมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน และมีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) รับทราบผลการดำเนินงานตามมาตรกาบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานสำหรับช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนสิงหาคม 2566 (2) เห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมเป็นระยะเวลา 1 ปี ทั้งนี้ ไม่เกินกว่าวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม เพื่อลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและบรรเทาสถานการณ์ราคาพลังงานที่อยู่ในระดับสูง โดยมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการจัดทำข้อตกลงเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมดังกล่าว และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการ เทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมเป็นระยะเวลา 1 ปี ทั้งนี้ ไม่เกินกว่าวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ในอัตรารับซื้อไฟฟ้า ประมาณ 1.85 บาท/kWh ตามสัญญาเดิม เพื่อลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและบรรเทาสถานการณ์ราคาพลังงานที่อยู่ในระดับสูง
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการจัดทำข้อตกลงเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมเป็นระยะเวลา 1 ปี ทั้งนี้ ไม่เกินกว่าวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ในอัตรารับซื้อไฟฟ้า ประมาณ 1.85 บาท/kWh ตามสัญญาเดิม
เรื่องที่ 6 แนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 3 ธันวาคม 2562 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติรับทราบมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 เรื่อง แนวทางการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล ซึ่งเห็นชอบการบังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 โดยให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี 7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 เป็นทางเลือก ซึ่งกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ออกประกาศกำหนดคุณภาพของน้ำมันดีเซล ตามมติ ครม. และมติ กพช. ออกเป็น 3 ประเภท ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 (หรือน้ำมัน บี 7 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (หรือน้ำมัน บี 10 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 9 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 (หรือน้ำมัน บี 20 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร) ซึ่งมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 เป็นต้นไป
2. ธพ. มีแผนการบริหารจัดการชนิดน้ำมันในกลุ่มน้ำมันดีเซลตั้งแต่ปี 2567 เป็นต้นไป โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อบริหารจัดการชนิดน้ำมัน ลดความสับสนของผู้บริโภค และลดต้นทุนการผลิตน้ำมัน ซึ่งในเบื้องต้นกำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 เป็นหลัก (เกรดพื้นฐาน) เนื่องจากเป็นน้ำมันที่สามารถใช้กับรถยนต์มาตรฐานยูโร 5 ซึ่งมีแผนจะผลิตจำหน่ายในวันที่ 1 มกราคม 2567 ได้ทุกรุ่นทุกยี่ห้อ และกำหนดให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 เป็นทางเลือก สำหรับกลุ่มรถบรรทุกขนาดใหญ่ โดยไม่อุดหนุนราคา ทั้งนี้ หากในอนาคตผู้ผลิตรถยนต์มีการทดสอบหรือพัฒนาเทคโนโลยี และรับรองการใช้งานรถยนต์มาตรฐานยูโร 5 ร่วมกับน้ำมันที่มีสัดส่วนผสมไบโอดีเซลมากขึ้น ก็จะมีการปรับเพิ่มสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันเกรดพื้นฐานให้สอดคล้องกับเทคโนโลยียานยนต์ในอนาคตต่อไป โดยเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2566 ธพ. ได้ประชุมร่วมกับผู้ค้าน้ำมัน โรงกลั่นน้ำมัน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อรับฟังความคิดเห็นเกี่ยวกับการปรับปรุงกฎหมายด้านคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง และการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 โดยที่ประชุมไม่มีข้อขัดข้องแนวทางดำเนินการเพื่อบังคับใช้น้ำมันเชื้อเพลิงมาตรฐานยูโร 5 และการบริหารจัดการชนิดน้ำมันในกลุ่มน้ำมันดีเซล ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 และร่างประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... ในการยกเลิกน้ำมันบี 10 ต่อมาเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาเรื่อง “การบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว” ซึ่งมีมติรับทราบแนวทางการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และมอบหมายกรมธุรกิจพลังงานจัดส่งร่างประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... เสนอต่อคณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงานพิจารณา ก่อนนำมาเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
3. เมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2566 ธพ. ได้เสนอร่างประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... ให้คณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงาน พิจารณา โดยที่ประชุมได้มีมติเห็นชอบร่างประกาศตามที่ ธพ. เสนอ โดยให้ปรับแก้ไขข้อความในร่างประกาศตามความเห็นของที่ประชุม ซึ่ง ธพ. ได้ปรับแก้ข้อความในร่างประกาศดังกล่าวเรียบร้อยแล้ว และเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2566 ธพ. ได้ประชุมร่วมกับผู้ค้าน้ำมัน โรงกลั่นน้ำมัน กรมควบคุมมลพิษ สำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร สมาคมอุตสาหกรรมยานยนต์ สมาคมผู้ผลิตไบโอดีเซล และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อรับฟังความคิดเห็นเกี่ยวกับการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ซึ่งที่ประชุมเห็นชอบแนวทางการบังคับใช้น้ำมันยูโร 5 ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 และลดชนิดน้ำมันกลุ่มดีเซลในวันที่ 1 พฤษภาคม 2567
4. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 กบง. ได้พิจารณาเรื่องการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและมีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (2) มอบหมายให้ ธพ. ออกประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ..) พ.ศ. …. กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันของน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2567 และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
5.แนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันกลุ่มดีเซลในวันที่ 1 พฤษภาคม 2567 มีกรอบดำเนินการ ดังนี้
5.1 จัดทำร่างประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... โดยยกเลิกมาตรฐานคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลร้อยละ 10 โดยปริมาตร (น้ำมัน บี 10) และกำหนดให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วมี 2 ประเภท ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (หรือน้ำมัน บี 7 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร) กำหนดให้เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วชนิดพื้นฐานของประเทศ และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 (หรือน้ำมัน บี 20 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร) เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วทางเลือก ทั้งนี้ ร่างประกาศดังกล่าวได้ผ่านการเห็นชอบจากคณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงานเรียบร้อยแล้ว
5.2 การเตรียมการของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 11 (สถานีบริการน้ำมัน) โดยตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2567 สถานีบริการน้ำมันจำหน่ายน้ำมันในกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว 2 ประเภท ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (หรือน้ำมัน บี 7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 (หรือน้ำมัน บี 20) โดยในการดำเนินการ สถานีบริการน้ำมันจะต้องเปลี่ยนป้ายชื่อชนิดน้ำมันจากน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 จะต้องมีสัดส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร
5.3 ระยะเวลาผ่อนผัน เนื่องจากจะมีการยกเลิกน้ำมันบี 10 ซึ่งมีสีม่วง คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมันจึงจะมีการเปลี่ยนแปลงถังเก็บน้ำมันไปจัดเก็บน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (น้ำมันบี 7) ซึ่งเป็นน้ำมันเกรดพื้นฐานตามประกาศฉบับใหม่แทน ซึ่งจะทำให้ในช่วงระยะเวลาที่มีการเปลี่ยนผ่านเกรดน้ำมัน น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (น้ำมันบี 7) จะมีสีผิดเพี้ยนไปจากที่กำหนดให้ต้องเป็นสีเหลือง จึงเห็นสมควรผ่อนผันเรื่องสีเป็นระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่เดือนพฤษภาคม 2567 ถึงเดือนกรกฎาคม 2567
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานโดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) นำเรียนคณะรัฐมนตรี เพื่อรับทราบแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเห็นชอบต่อไป
3. มอบหมาย ธพ. ประสานกระทรวงพาณิชย์และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ในการบริหารจัดการอุปทานน้ำมันปาล์มจากการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตามแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 18 กันยายน 2566 คณะรัฐมนตรี (ครม.) มีมติเห็นชอบในหลักการมาตรการ ลดภาระค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้าที่ประกาศเรียกเก็บกับผู้ใช้ไฟฟ้ารอบเดือนกันยายน – เดือนธันวาคม 2566 ในอัตรา 4.45 บาทต่อหน่วย ลงเหลือ 3.99 บาทต่อหน่วย ต่อมา เมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2566 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีมติเห็นชอบค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าอัตโนมัติ (Ft) ขายปลีก สำหรับเรียกเก็บในงวดเดือนกันยายน 2566 – เดือนธันวาคม 2566 ตามที่ผู้รับใบอนุญาตซึ่งเป็นรัฐวิสาหกิจนำเสนอตามแนวทางมติ ครม. ในอัตรา 20.48 สตางค์ต่อหน่วย ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าเฉลี่ย (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) ปรับลดลงเป็น 3.99 บาทต่อหน่วย ต่อมา เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2566 กกพ. ได้พิจารณาผลการรับฟังความคิดเห็นค่า Ft สำหรับงวดเดือนมกราคม 2566 – เดือนเมษายน 2567 โดยคำนึงถึงผลกระทบต่อประชาชน ร่วมกับการคำนึงถึงศักยภาพความมั่นคงในการบริการพลังงานของของผู้ใช้บริการของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จึงมีมติเห็นชอบค่า Ft ขายปลีก สำหรับงวดเดือนมกราคม 2567 – เดือนเมษายน 2567 เท่ากับ 89.55 สตางค์ต่อหน่วย ซึ่งเป็นกรณีจ่ายคืนภาระต้นทุนคงค้างของ กฟผ. ภายใน 2 ปี โดยคิดเป็นค่าไฟฟ้า (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) เท่ากับ 4.68 บาทต่อหน่วย
2. กระทรวงพลังงาน (พน.) จึงมีเป้าหมายบริหารจัดการอัตราค่าไฟฟ้างวดเดือนมกราคม 2567 – เดือนเมษายน 2567 ให้ลดลงไม่เกิน 4.20 บาทต่อหน่วย ดังนั้น จึงต้องหาแนวทางลดค่าไฟฟ้าลง 48.00 สตางค์ต่อหน่วย โดยมีแนวทางมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้นเดือนมกราคม 2567- เดือนเมษายน 2567 ดังนี้
2.1 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) การปรับราคาก๊าซธรรมชาติ เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงให้ใช้ต้นทุนราคา ก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ส่งผลให้ราคา Pool Gas โดยรวมลดลง ทำให้ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าลดลง ซึ่งจะสามารถลดอัตราค่าไฟฟ้าได้ประมาณ 11.50 สตางค์ต่อหน่วย (2) การส่งผ่าน Gulf Gas กรณีที่ผู้ผลิตไม่สามารถส่งมอบก๊าซธรรมชาติได้ตามเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (Shortfall) ก๊าซธรรมชาติจาก บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) โดยมอบหมายให้ กกพ. เรียกเก็บ Shortfall ก๊าซธรรมชาติจาก ปตท. จำนวน 4,300 ล้านบาท นำมาลดราคาก๊าซให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติทุกราย (ไม่รวมปริมาณโรงแยกก๊าซธรรมชาติ) ส่งผลให้ลดอัตราค่าไฟฟ้าได้ประมาณ 4.48 สตางค์ต่อหน่วย และ (3) ให้ ปตท. ทบทวนปรับปรุงข้อมูลสมมติฐานปริมาณและราคาก๊าซธรรมชาติในการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน สำหรับงวดเดือนมกราคม 2567 – เดือนเมษายน 2567 เพื่อนำเสนอ กกพ. ให้อัตราค่าไฟฟ้าเป็นไปตามเป้าหมาย
2.2 ให้ กฟผ. รับภาระเงินคงค้างสะสม (Accumulated Factor) สำหรับงวดเดือนมกราคม 2567 – เดือนเมษายน 2567 จำนวน 15,963 ล้านบาท แทนประชาชนไปพลางก่อน ซึ่งจะสามารถลดอัตราค่าไฟฟ้าได้ประมาณ 25.37 สตางค์ต่อหน่วย
2.3 มาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง พน. จึงเสนอให้ตรึงอัตราค่าไฟฟ้างวดเดือนมกราคม 2567 – เดือนเมษายน 2567 เท่ากับงวดเดือนกันยายน 2566 – เดือนธันวาคม 2566 ที่อัตรา 3.99 บาทต่อหน่วย สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ประกอบด้วย ผู้ใช้ไฟฟ้าของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และลูกค้าตรงของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ) (ข้อมูล กกพ. ณ เดือนธันวาคม 2566) ซึ่งสามารถสรุปประมาณการจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าและหน่วยการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยกลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ดังนี้ (1) กฟน. และ กฟภ. มีผู้ใช้ไฟฟ้าและหน่วยการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่ไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน จำนวน 17.77 ล้านราย คิดเป็นการใช้ไฟฟ้ารวมประมาณ 2,242.69 ล้านหน่วยต่อเดือน และสำหรับ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ มีผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน จำนวนประมาณ 40,542 ราย (กฟผ. จำนวนประมาณ 3,680 ราย และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ จำนวนประมาณ 36,862 ราย) คิดเป็นการใช้ไฟฟ้ารวมประมาณ 12.09 ล้านหน่วยต่อเดือน (2) ประมาณการงบประมาณสำหรับช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน โดยให้ส่วนลดค่าไฟฟ้า จำนวน 21.19 สตางค์ต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 4 เดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 คิดเป็นงบประมาณรวมประมาณทั้งสิ้น 1,911.15 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้นเดือนมกราคม - เมษายน 2567 โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับไปดำเนินการภายใต้การกำกับของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติโดยเร็วต่อไป
2. เห็นชอบมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง สำหรับงวดเดือนมกราคม – เมษายน 2567 โดยใช้เงินงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 ไปพลางก่อน งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น จากคณะรัฐมนตรี วงเงินรวม 1,950 ล้านบาท เพื่อให้การไฟฟ้านครหลวง การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ สามารถดำเนินการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าตามมาตรการช่วยเหลือดังกล่าว ตามระเบียบและขั้นตอนต่อไป
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และกระทรวงมหาดไทย กำกับและติดตามให้หน่วยงาน ในสังกัดที่มีอำนาจและหน้าที่ในส่วนที่เกี่ยวข้อง เร่งดำเนินการตามมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าของกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ตามขั้นตอนของกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องโดยเร็ว
กพช. ครั้งที่ 165 วันพฤหัสบดีที่ 9 มีนาคม 2566
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2566 (ครั้งที่ 165)
วันพฤหัสบดีที่ 9 มีนาคม 2566
1. รายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2565
2. ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
3. การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. ระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 กำหนดให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันสิ้นปีงบประมาณ ส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม (คณะกรรมการกองทุนฯ) เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และ กพช. เพื่อทราบภายใน 30 วันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ โดยเมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2565 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม (กองทุนฯ) ประจำปีงบประมาณ 2565 และเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2566 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ และให้นำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
2. ปีงบประมาณ 2565 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้พิจารณาจัดสรรทุนตามวัตถุประสงค์ และแผนการใช้จ่ายเงินฯ ได้ให้ความสำคัญกับการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา และการให้ทุนการศึกษา การฝึกอบรมแก่หน่วยงานในกระทรวงพลังงาน และอนุมัติเงินในวงเงินรวม 11,460,490 บาท ซึ่งมีผู้รับการสนับสนุนทุน ในวงเงิน 11,276,240 บาท แบ่งเป็น (1) หมวดเงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม ในวงเงิน 6,854,330 บาท โดยมีผู้รับการสนับสนุนทุนการศึกษาระดับปริญญาโท และปริญญาเอก จำนวน 9 ทุน และทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษ และภาษาต่างประเทศ จำนวน 19 ทุน เป็นเงิน 6,670,080 บาท (2) หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา ในวงเงิน 4,126,160 บาท โดยอนุมัติให้ สำนักปลัดกระทรวงพลังงาน 1 โครงการ ได้แก่ โครงการเพิ่มศักยภาพด้านการปฏิบัติงานตามภารกิจที่ถ่ายโอนให้แก่องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น เป็นเงิน 140,000 บาท และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน 3 โครงการ ได้แก่ 1) โครงการพัฒนาทักษะด้านพลังงานสำหรับบุคลากรกองถ่ายทอดและเผยแพร่เทคโนโลยี จำนวน 122 คน ระยะเวลา 45 วัน แก่กองถ่ายทอดและเผยแพร่เทคโนโลยี เป็นเงิน 1,675,500 บาท 2) โครงการพัฒนาและเสริมสร้างสมรรถนะการปฏิบัติงานของบุคลากรกองพัฒนาพลังงานทดแทน จำนวน 70 คน ระยะเวลา 4 วัน แก่กองพัฒนาพลังงานทดแทน เป็นเงิน 906,660 บาท และ 3) โครงการศึกษาดูงานการบริหารจัดการและการใช้พลังงานทดแทนตามเทคโนโลยีที่หลากหลาย ณ ประเทศออสเตรเลีย จำนวน 15 คน ระยะเวลา 6 วัน แก่กองพัฒนาพลังงานทดแทน เป็นเงิน 1,404,000 บาท (3) หมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน ในวงเงิน 480,000 บาท เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายที่จำเป็นในการบริหารงาน ได้แก่ ค่าจ้างลูกจ้างชั่วคราว ค่าตอบแทน ค่าใช้สอย และค่าวัสดุสำนักงาน ทั้งนี้ สถานะเงินกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2565 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ อยู่ที่ 411.604 ล้านบาท หนี้สินรวมอยู่ที่ 0.011 ล้านบาท ทุนของกองทุนฯ อยู่ที่ 411.592 ล้านบาท รายงานแสดงผลการดำเนินงานทางการเงิน กองทุนฯ มีรายได้รวมจากการดำเนินการ 2.691 ล้านบาท รวมค่าใช้จ่ายจากการดำเนินการ 11.285 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนฯ มีรายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 8.593 ล้านบาท ทั้งนี้ ในปีงบประมาณ พ.ศ. 2563 ผู้รับการสนับสนุนทุนการศึกษาและฝึกอบรม และทุนการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของไวรัสโควิด-19 และสถานการณ์ทางเศรษฐกิจและสังคม ส่งผลให้ต้องขยายระยะเวลาการศึกษาและฝึกอบรม และมีการเบิกจ่ายผูกพันข้ามปีงบประมาณเรื่อยมาจนถึงปีงบประมาณ 2565 ประกอบกับอัตราดอกเบี้ยเงินฝากธนาคารซึ่งเป็นรายได้หลักของกองทุนลดลง ส่งผลให้กองทุนมีรายได้รวมต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2565
เรื่องที่ 2 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 และวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B ตามลำดับ และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว โดยโครงการน้ำงึม 3 จะต้องดำเนินการจัดทำ Full Due Diligence ให้แล้วเสร็จก่อนจึงจะ ลงนามได้ และให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของทั้งสองโครงการในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม โดยต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
2. โครงการน้ำงึม 3 ได้จัดทำ Full Due Diligence แล้วเสร็จเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2565 และ กฟผ. ลงนาม Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการเมื่อวันที่ 11 เมษายน 2565 ส่วนโครงการเซกอง 4A และ 4B กฟผ. ลงนาม Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการเมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2565 ทั้งนี้ การเจรจาร่าง PPA ของทั้งสองโครงการดำเนินการภายใต้กรอบ Tariff MOU ซึ่งกำหนดให้ใช้ PPA โครงการไซยะบุรี และโครงการน้ำเทิน 1 เป็นต้นแบบ เนื่องจากเป็น PPA โครงการโรงไฟฟ้าเอกชนของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ประเภท Run-of-River และ Reservoir ฉบับล่าสุดที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) กพช. และคณะรัฐมนตรี รวมทั้งได้ผ่านการตรวจพิจารณาของ อส. แล้ว ทั้งนี้ กฟผ. และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการได้เจรจาร่าง PPA แล้วเสร็จ โดยลงนามย่อกำกับ (Initial) ร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B เมื่อวันที่ 10 กุมภาพันธ์ 2566 และวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2566 ตามลำดับ
3. รายละเอียดโครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B
3.1 โครงการน้ำงึม 3 กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ (ในร่าง PPA เรียกว่า Generator) คือ Nam Ngum 3 Power Company Limited เป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว มีผู้ถือหุ้น ได้แก่ Chaleun Sekong Energy Co., Ltd. (CSE) สัดส่วนร้อยละ 55 บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (EGATi) สัดส่วนร้อยละ 25 และรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (Électricité du Laos: EDL) สัดส่วนร้อยละ 20 ตั้งอยู่บนลำน้ำงึม แขวงไซยสมบูรณ์ สปป. ลาว มีกำลังผลิตติดตั้ง 480 เมกะวัตต์ (3 x 160 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าและจำหน่ายให้ กฟผ. ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย - ลาว จำนวน 468.78 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 2,083 ล้านหน่วยต่อปี โดยเชื่อมโยงมาฝั่งไทยที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3
3.2 โครงการเซกอง 4A และ 4B กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ คือ Xekong 4A & 4B Power Company Limited เป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว มีผู้ถือหุ้น ได้แก่ บริษัท ราช กรุ๊ป จำกัด (มหาชน) สัดส่วนร้อยละ 60 บริษัท บี.กริม เพาเวอร์ จำกัด (มหาชน) สัดส่วนร้อยละ 20 และบริษัท Lao World Engineering and Construction จำกัด สัดส่วนร้อยละ 20 โครงการตั้งอยู่บนลำน้ำเซกอง แขวงเซกอง ทางตอนใต้ของ สปป. ลาว มีกำลังผลิตติดตั้งรวม 355 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าและจำหน่ายให้ กฟผ. ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย – ลาว จำนวน 347.30 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 1,472.78 ล้านหน่วยต่อปี โดยแบ่งเป็น เซกอง 4A มีกำลังผลิตติดตั้ง 175 เมกะวัตต์ (2 x 87.5 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าและจำหน่าย ณ จุดส่งมอบ 170.20 เมกะวัตต์ และเซกอง 4B มีกำลังผลิตติดตั้ง 180 เมกะวัตต์ (2 x 90.0 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าและจำหน่าย ณ จุดส่งมอบ 177.10 เมกะวัตต์ โดยเชื่อมโยงมาฝั่งไทยที่สถานีไฟฟ้าอุบลราชธานี 3
4. สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3
4.1 อายุสัญญาโครงการ 27 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date: COD)
4.2 กำหนดวันจัดหาเงินกู้ (Scheduled Financial Close Date: SFCD) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 6 เดือน นับจากวันลงนาม หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SFCD ต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวัน กำหนดวันจัดหาเงินกู้แบบ Project Finance (Scheduled Project Finance Achievement Date: SPFAD) คือ ภายใน 24 เดือน นับจากวันลงนามสัญญา หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SPFAD ต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวัน กำหนดวันจ่ายไฟฟ้า (Scheduled Energization Date: SED) คือ ภายใน 5 เดือน นับจากวันเริ่มงานก่อสร้าง (EGAT Construction Obligation Commencement Date: ECOCD) และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามสัญญา (Scheduled Commercial Operation Date: SCOD) คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 36 เดือน นับจากวัน ECOCD หรือวันที่ 1 มกราคม 2569 ทั้งนี้ หากงานก่อสร้างล่าช้าฝ่ายที่ทำให้เกิดความล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับ (Liquidated Damages: LD) แต่หากเกิดจากเหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่อ้างเหตุจะต้องจ่ายค่า Force Majeure Offset Amount (FMOA) โดยจะได้รับคืนภายหลัง ซึ่งแตกต่างจาก LD ที่ไม่มีการจ่ายคืน
4.3 เงื่อนไขการเดินระบบ (Operating Arrangements) คุณภาพไฟฟ้าต้องเป็นไปตาม Contracted Operating Characteristics (COCs) การเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่ง ของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable และ Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าให้บุคคลที่สาม ยกเว้นตามที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ. โดยพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อ ได้แก่ (1) Primary Energy (PE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 16 ชั่วโมงต่อวัน ตั้งแต่วันจันทร์ ถึงวันเสาร์ (2) Secondary Energy (SE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 5.35 ชั่วโมงต่อวัน ในวันจันทร์ ถึงวันเสาร์ และไม่เกิน 8 ชั่วโมงต่อวัน ในวันอาทิตย์ และ (3) Excess Energy (EE) เป็นพลังงานไฟฟ้าที่เกินจาก PE และ SE โดย กฟผ. จะรับประกันซื้อ PE และ SE แต่ไม่รับประกันซื้อ EE ทั้งนี้ Generator ต้องรับประกันการผลิต PE ส่งให้ กฟผ. ไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 8 ชั่วโมงในแต่ละเดือน โดยไม่รวมวันอาทิตย์ และเมื่อรวมทั้งปีแล้วต้องไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 10 ชั่วโมง โดยไม่รวมวันอาทิตย์ โดยมีราคารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) ราคารับซื้อระหว่างทดสอบ (Test Energy) เท่ากับ 0.570 บาทต่อหน่วย (2) ก่อน COD ประกอบด้วย ราคาในช่วง Peak เท่ากับ 1.5300 บาทต่อหน่วย ช่วง Off Peak เท่ากับ 1.3005 บาทต่อหน่วย หลัง COD ประกอบด้วย PE ซึ่งแบ่งจ่ายเป็นเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ : บาท ในสัดส่วน 50 : 50 เท่ากับ 4.2850 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และ 1.3712 บาทต่อหน่วย SE เท่ากับ 1.6454 บาทต่อหน่วย และ EE เท่ากับ 1.0000 บาทต่อหน่วย
4.4 การจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้า มีดังนี้ (1) กฟผ. จะจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้าให้ Generator แต่ละปีไม่เกินจำนวนพลังงานไฟฟ้าตามเป้าหมายรายปี โดยกรณีที่ Generator มีความพร้อมผลิตไฟฟ้า เกินเป้าหมายรายปี พลังงานไฟฟ้าส่วนเกินเป้าหมายจะถูกเก็บไว้ในบัญชี และ กฟผ. จะจ่ายเงินคืนให้ Generator ในปีที่ Generator มีความพร้อมต่ำกว่าเป้าหมาย (2) กรณีที่ กฟผ. สั่งเดินเครื่องน้อยกว่าค่าพลังงานไฟฟ้า ที่รับประกันซื้อรายเดือน กฟผ. ต้องจ่ายเงินเท่ากับที่รับประกันซื้อ และส่วนที่ซื้อไม่ครบสามารถสะสมไว้ในบัญชี Dispatch Shortfall โดย กฟผ. มีสิทธิ์ Make-up ได้ตลอดอายุสัญญา หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนที่รับประกันซื้อในเดือนนั้นๆ จนครบแล้ว (3) กรณีที่มี Dispatch Shortfall กฟผ. สามารถสะสมไว้ในบัญชี และมีสิทธิ์ Make-up หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าในส่วนที่รับประกันซื้อจนครบแล้วตลอดอายุสัญญา และ (4) ในเดือนสุดท้ายของ Relevant Period ที่ 3 และปีสุดท้ายของ PPA หากมี Supply Excess PE Account และ Supply Excess SE Account เหลือ ให้นำมาคูณด้วยอัตราค่าไฟ Excess Energy เพื่อนำมารวมเข้าไปใน Excess Revenue Account โดยค่าใน Dispatch Shortfall Payment Account จะถูกปรับค่าโดย Excess Revenue Account และจ่ายคืนให้กับ กฟผ. และหากยังคงมีเงินคงเหลือใน Excess Revenue Account หลังการปรับค่าแล้ว ให้จ่ายเงินคืนให้ กฟผ. อีกร้อยละ 25 ของจำนวนเงินที่เหลือใน Excess Revenue Account
4.5 การวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน (Security) ประกอบด้วย (1) Development Security (DS) คือ หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 8.61 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันลงนามสัญญา จนถึงวันก่อน FCD และ DS2 จำนวน 21.63 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน FCD จนถึงวันก่อน COD (2) Performance Security (PS) คือ หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 19.33 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันก่อนครบ 14 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 6.51 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันที่ครบ 14 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) Additional Security ส่วนแรก FCD Additional Security คือ หลักประกันจำนวน 1,300 ล้านบาท หรือสัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการ เพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. วงเงิน 4,130 ล้านบาท ซึ่ง Generator ต้องนำส่งหนังสือค้ำประกันหรือ Mortgage Contract Over Secured Property ให้ กฟผ. ก่อนหรือ ณ วัน FCD และส่วนที่สอง PFAD Additional Security คือ สัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการเพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. วงเงิน 4,130 ล้านบาท ซึ่ง Generator ต้องนำส่ง Mortgage Contract Over Secured Property ให้ กฟผ. ก่อนหรือ ณ วัน PFAD
4.6 เหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) กรณีเกิด FM ฝ่ายที่อ้าง FM สามารถหยุดปฏิบัติ ตามพันธะใน PPA ได้นานเท่าที่ FM เกิดขึ้น และจะได้รับการขยายเวลาสำหรับการปฏิบัติตามพันธะนั้นเท่ากับจำนวนวันที่เกิด FM แต่ต้องจ่าย FMOA ให้แก่อีกฝ่ายหนึ่งในอัตราที่กำหนดใน PPA โดยจะได้รับเงินคืน ในภายหลังด้วยวิธีหักกลบลบหนี้กับค่าไฟฟ้ารายเดือน กรณีเกิด Political Force Majeure ฝ่ายที่ถูกกระทบ มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาเมื่อใดก็ได้และต้องจ่าย Termination Payment ให้อีกฝ่ายหนึ่งตามที่กำหนดไว้ใน PPA แต่อีกฝ่ายจะมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาได้หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 15 เดือน กรณีเกิด Non-Political Force Majeure หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 24 เดือน ทั้งสองฝ่ายมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาโดยไม่มีฝ่ายใดต้องจ่าย Termination Payment ทั้งนี้ กรณี กฟผ. ไม่สามารถจัดหาที่ดินก่อสร้างระบบส่งได้ ให้ถือเป็น FM เนื่องจาก EGAT Access Rights โดย กฟผ. มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาเมื่อใดก็ได้ แต่ Generator จะบอกเลิกสัญญาได้ เมื่อผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 730 วัน ทั้งนี้ กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการเมื่อมีการบอกเลิกสัญญา
4.7 การบอกเลิกสัญญา (1) หากเกิดขึ้นก่อน FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. จะคืนหลักทรัพย์ค้ำประกัน กรณีเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. จะยึดหลักทรัพย์ค้ำประกัน (2) หากเกิดขึ้นหลัง FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือกเข้าซื้อโครงการหรือไม่ก็ได้ โดยหากเลือกซื้อ กฟผ. ต้องจ่ายค่าซื้อโครงการตามราคาที่คู่สัญญาตกลงกันแต่ไม่เกินมูลค่า Shareholder Loan Amount กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการ และ (3) หากเกิดขึ้นหลัง PFAD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการ กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการ
4.8 การยุติข้อพิพาท หากมีข้อพิพาทให้ยุติโดยการเจรจาด้วยความสุจริต (Good Faith Discussion) ในลำดับแรก หากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนดให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) และหากมีข้อพิพาทเกี่ยวกับ Billing, Invoice หรือ Statement ให้ยุติข้อพิพาทโดยการไกล่เกลี่ยโดยคณะกรรมการที่เป็นผู้แทนของคู่สัญญาทั้งสองฝ่ายก่อน หากไม่สำเร็จให้ยุติปัญหา โดยอนุญาโตตุลาการ ทั้งนี้ PPA นี้ใช้บังคับและตีความตามกฎหมายไทย
5. สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการเซกอง 4A และ 4B
5.1 อายุสัญญาโครงการ 27 ปี นับจากวัน COD
5.2 กำหนดวัน SFCD คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 18 เดือน นับจากวันลงนาม หรือวันที่ 1 มกราคม 2569 หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SFCD ต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวัน กำหนดวัน SED คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 53 เดือน นับจากวัน ECOCD หรือวันที่ 1 สิงหาคม 2573 และกำหนดวัน SCOD คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 82 เดือน นับจากวัน ECOCD หรือวันที่ 1 มกราคม 2576 โดยมีเงื่อนไขการจ่ายค่าปรับกรณีงานก่อสร้างล่าช้า เช่นเดียวกับโครงการน้ำงึม 3
5.3 เงื่อนไขการเดินระบบ และพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อ มีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการ น้ำงึม 3 โดยมีราคารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) Test Energy เท่ากับ 0.570 บาทต่อหน่วย (2) PE แบ่งจ่ายเป็นเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ : บาท ในสัดส่วน 50 : 50 ก่อน COD เท่ากับ 3.3567 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และ 1.0742 บาทต่อหน่วย หลัง COD เท่ากับ 4.4756 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และ 1.4322 บาทต่อหน่วย (3) SE ก่อน COD เท่ากับ 1.2890 บาทต่อหน่วย หลัง COD เท่ากับ 1.7186 บาทต่อหน่วย และ (4) EE ก่อน COD เท่ากับ 1.0742 บาทต่อหน่วย หลัง COD เท่ากับ 1.4322 บาทต่อหน่วย โดยการจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้ามีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการน้ำงึม 3
5.4 การวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน ประกอบด้วย (1) หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 5.75 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันลงนามสัญญา จนถึงวันก่อน FCD และ DS2 จำนวน 14.44 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน FCD จนถึงวันก่อน COD (2) หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 12.91 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันก่อนครบ 14 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 4.35 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันที่ครบ 14 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) Additional Security คือ สัญญาจดจำนองทรัพย์สินเพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. วงเงิน 3,650 ล้านบาท ซึ่ง Generator ต้องนำส่ง Mortgage Contract Over Secured Property ให้ กฟผ. ก่อนหรือ ณ วัน FCD
5.5 การบอกเลิกสัญญา (1) หากเกิดขึ้นก่อน FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. จะคืนหลักทรัพย์ค้ำประกัน กรณีเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. จะยึดหลักทรัพย์ค้ำประกัน และ (2) หากเกิดขึ้น หลัง FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการ กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการ ทั้งนี้ ในส่วนของรายละเอียดด้านเหตุสุดวิสัย การยุติข้อพิพาท และกฎหมายที่ใช้บังคับสัญญา มีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการน้ำงึม 3
6. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2566 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยและประเทศเพื่อนบ้าน ได้พิจารณาร่าง PPA ของโครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B โดยมีมติเห็นชอบร่าง PPA ของทั้งสองโครงการ โดยมอบหมายให้ กฟผ. เสนอ อส. ตรวจพิจารณาร่าง PPA ดังกล่าว รวมทั้งมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการของคณะอนุกรรมการฯ นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และ กพช. เพื่อพิจารณามอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน PPA โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว
7. เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2566 กบง. ได้มีมติรับทราบหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามใน PPA โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข PPA ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่าง PPA และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนาม PPA ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไข และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
รับทราบหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามใน PPA โครงการน้ำงึม 3 และโครงการ เซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข PPA ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่าง PPA และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลา ของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนาม PPA ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไข
เรื่องที่ 3 การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) มาตรา 64 กำหนดให้รัฐมนตรีโดยความเห็นชอบของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนดนโยบาย และแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงาน และมาตรา 65 ภายใต้นโยบาย และแนวทางที่ กพช. ให้ความเห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำหนดหลักเกณฑ์ การกำหนดอัตราค่าบริการพลังงานของผู้รับใบอนุญาตแต่ละประเภท โดย เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 กพช. ได้รับทราบแนวทางการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 โดยกระทรวงพลังงาน (สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน) จะจัดทำร่างนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2564 – 2568 นำเสนอ กพช. ภายในไตรมาสที่ 1 ของปี 2564 และมอบให้ กกพ. ดำเนินการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2564 – 2568 ให้แล้วเสร็จภายในปี 2564 ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ทั้งนี้ ในช่วงเปลี่ยนผ่านนโยบายดังกล่าว กกพ. จะยังคงใช้หลักเกณฑ์ตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 เพื่อใช้กำกับอัตราค่าไฟฟ้าไปพลางก่อน และเมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 กพช. มีมติเห็นชอบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2564 - 2568 และกรอบแนวทางการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เป็นไปตามพระราชบัญญัติฯ ทั้งนี้ หาก กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าควรกำหนดให้มีมาตรการหรือการดำเนินการเฉพาะ อันก่อให้เกิดประโยชน์ต่อประชาชนเพิ่มเติม ให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และเมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 กพช. ได้มอบหมายให้ กกพ. ศึกษาการจัดทำอัตราค่าไฟฟ้ากลุ่มประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีการใช้ไฟฟ้ามากกว่า 500 หน่วยต่อเดือนขึ้นไป เพื่อส่งเสริมการประหยัดพลังงาน และสรุปผลนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป
2. กกพ. ได้นำนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2564 - 2568 ไปดำเนินการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า และจัดทำข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าสำหรับ ปี 2564 - 2568 เรียบร้อยแล้ว จึงเห็นควรรายงานผลการดำเนินงานต่อ กพช. ดังนี้
2.1 หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ประกอบด้วย
2.1.1 กกพ. ได้ออกประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง กรอบหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้า (Electricity Tariff Regulatory Framework) พ.ศ. 2564 (ประกาศ กกพ.ฯ ปี 2564) ที่สอดคล้องกับนโยบาย กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ซึ่งลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 25 ตุลาคม 2564 เป็นต้นมา
2.1.2 หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2564 - 2568 สรุปได้ดังนี้ (1) ให้ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 เพื่อใช้กำกับอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปี 2564 และ (2) เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปี 2565 - 2568 ที่สอดคล้องกับนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการของ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ดังนี้ (2.1) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ควรสะท้อนต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์ในการให้บริการของกิจการไฟฟ้าตามหลักการต้นทุนหน่วยสุดท้าย (Marginal Cost) ที่เหมาะสม สอดคล้องกับ การเปลี่ยนแปลงสภาพเศรษฐกิจ สังคม สิ่งแวดล้อม เทคโนโลยี และลักษณะการใช้ไฟฟ้าของประเทศ โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพ เสถียรภาพ และความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศโดยรวม (2.2) อัตราค่าไฟฟ้า ต้องสะท้อนรายได้ที่พึงได้รับ (Allowed Revenue) ของการไฟฟ้า ซึ่งคิดจากต้นทุนในการบริการที่คำนึงถึงการรักษาเสถียรภาพ และความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และผลตอบแทนที่เหมาะสม โดยจำแนกตามประเภทผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า เพื่อให้มีความสามารถในการแข่งขันกับภาคเอกชน รวมทั้งเป็นกลไกของภาครัฐในการรักษาความมั่นคงและเสถียรภาพด้านไฟฟ้า รองรับความผันผวนของการผลิตไฟฟ้า ภายใต้การกำกับการดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพ และแนวทางการกำกับดูแลด้วยแรงจูงใจ (Incentive Regulation) โดยอาศัยการเทียบเคียงมาตรฐาน (Benchmark) ทั้งนี้ ได้มีการปรับปรุงการกำหนดกรอบค่าใช้จ่ายการดำเนินงานและหลักเกณฑ์ทางการเงินที่เหมาะสม และส่งเสริมให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงานอย่างต่อเนื่อง และ (2.3) กำหนดแนวทางการดำเนินงานสำหรับการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส (ไฟฟ้าฟรี 50 หน่วย) โดยมีการตรวจสอบความซ้ำซ้อนของการใช้สิทธิ ของผู้ใช้ไฟฟ้าประกอบการดำเนินงานเพื่อให้ผู้ใช้ไฟฟ้ารายหนึ่งจะได้รับสิทธิ 1 สิทธิต่อครัวเรือนต่อบิลเดือน และต่อหนึ่งหมายเลขผู้ใช้ไฟฟ้า ให้ได้รับการยกเว้นมูลค่าของฐานภาษีในการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่มสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส และพิจารณาคุณสมบัติที่สมควรได้รับความช่วยเหลือ โดยให้มีการลงทะเบียนผู้มีสิทธิในบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ และมอบหมายให้การไฟฟ้าดำเนินการประชาสัมพันธ์ให้ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับสิทธิตามมาตรการค่าไฟฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อยในปัจจุบัน ที่ประสงค์จะรับสิทธิช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อยสำหรับปี 2566 เป็นต้นไป ตลอดจน ให้นำค่าใช้จ่ายในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส (ไฟฟ้าฟรี 50 หน่วย) ไปพิจารณารวมกับความต้องการรายได้ในการพิจารณาฐานะการเงินของการไฟฟ้าตามแนวทางที่ กพช. เห็นชอบเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558
2.2 กกพ. ได้พิจารณาการศึกษาทบทวนหลักเกณฑ์ และข้อเสนอการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2564 - 2568 ที่ดำเนินการโดยคณะอนุกรรมการเฉพาะกิจจัดทำโครงสร้างอัตราค่าบริการไฟฟ้า ปี 2564 - 2568 (คณะอนุกรรมการฯ) โดย กกพ. ในการประชุมครั้งที่ 51/2565 (ครั้งที่ 818) เมื่อวันที่ 9 พฤศจิกายน 2565 ได้เห็นชอบข้อเสนอโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปี 2564 - 2568 สรุปได้ดังนี้
2.2.1 จากการทบทวนต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์ในการให้บริการของกิจการไฟฟ้า ตามหลักการต้นทุนหน่วยสุดท้าย (Marginal Cost) ที่เหมาะสม สอดคล้องกับการเปลี่ยนแปลง พบว่าต้นทุน ทางเศรษฐศาสตร์ที่คำนวณค่าพลังไฟฟ้า (Demand Charge) และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Charge) ในภาพรวมจะอยู่ในระดับที่สูงกว่าโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในปัจจุบัน
2.2.2 ทบทวนอัตราค่าบริการรายเดือน ให้สะท้อนต้นทุนคงที่ของการไฟฟ้า ที่เปลี่ยนแปลงไปในปัจจุบัน ซึ่งสามารถปรับอัตราค่าบริการรายเดือนลดลงได้ในบางกลุ่มประเภทอัตราค่าไฟฟ้า
2.2.3 เห็นชอบข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปี 2564 - 2568 ดังนี้ (1) เห็นควรให้คงอัตราค่าพลังงานไฟฟ้า และอัตราค่าพลังไฟฟ้า สำหรับอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งระดับส่ง และอัตราค่าไฟฟ้าในระดับขายปลีกในระดับเดียวกับปัจจุบัน (2) ให้มีการปรับลดอัตราค่าบริการรายเดือนสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าเกินกว่า 150 หน่วยต่อเดือน กิจการขนาดเล็ก และประเภทสูบน้ำเพื่อการเกษตร ให้สะท้อนต้นทุนที่เปลี่ยนแปลงไปตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2566 เป็นต้นไป สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มบ้านอยู่อาศัยอัตราปกติที่ใช้ไฟฟ้าเกินกว่า 150 หน่วยต่อเดือน และอัตรา TOU ที่แรงดันต่ำกว่า 22 กิโลโวลต์ (kV) และ 12 kV จากเดิม 38.22 บาทต่อรายต่อเดือน เป็น 24.62 บาทต่อรายต่อเดือน กิจการขนาดเล็ก อัตราปกติ และ TOU ที่แรงดันต่ำกว่า 22 kV และ 12 kV จากเดิม 46.16 บาทต่อรายต่อเดือน เป็น 33.29 บาทต่อรายต่อเดือน และสูบน้ำเพื่อการเกษตร อัตรา TOU ทุกระดับแรงดัน จากเดิม 228.17 บาทต่อรายต่อเดือน เป็น 204.07 บาทต่อรายต่อเดือน ทั้งนี้ ค่าบริการรายเดือนสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มอื่นๆ ให้คงอัตราเท่าเดิม และ (3) เห็นชอบให้มีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าให้มีการจำแนกองค์ประกอบ ของค่าไฟฟ้าตามนโยบาย กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ประกอบด้วย ค่าไฟฟ้าฐาน ค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) และค่าใช้จ่ายตามนโยบายรัฐ (Policy Expense: PE) ตั้งแต่บิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไป
2.2.4 สาระสำคัญของโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง และโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไป ดังนี้ (1) การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ดังนี้ 1.1) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ประกอบด้วย ค่าไฟฟ้าขายส่งฐาน ค่า Ft และ PE ในระดับขายส่ง 1.2) ให้จำแนกค่า PE ที่อยู่ในค่าไฟฟ้าฐานเดิม ออกไปเป็นค่า PE ส่งผลให้อัตราค่าพลังงานไฟฟ้าในค่าไฟฟ้าฐานลดลงเท่ากับ 0.0354 บาทต่อหน่วยขายส่ง (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) 1.3) ให้มีการชดเชยรายได้จากการไฟฟ้า นครหลวง (กฟน.) ไปยังการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เพื่อให้การไฟฟ้าทั้ง 2 แห่ง มีฐานะการเงินเป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่กำหนด ผ่านกลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(1) เพื่อให้มีการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง หรือเพื่อส่งเสริมนโยบายในการกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค ซึ่งหักจากอัตราค่าบริการเป็นรายปี โดยให้ กฟน. นำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า และให้ กฟภ. ขอเบิกจ่ายจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามประกาศที่ กกพ. กำหนด (2) การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ดังนี้ 2.1) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ประกอบด้วย ค่าไฟฟ้าขายปลีกฐาน ค่า Ft และ PE ในระดับขายปลีก 2.2) ปรับปรุงและทบทวนคำนิยามผู้ใช้ไฟฟ้าสำหรับบ้านอยู่อาศัยและองค์กรไม่แสวงหากำไร ของ กฟน. และ กฟภ. ให้เป็นหลักการเดียวกัน 2.3) ให้คงอัตราค่าความต้องการพลังไฟฟ้าเท่าเดิม และให้จำแนกค่า PE ที่อยู่ในค่าไฟฟ้าฐาน ออกไปเป็นค่า PE ส่งผลให้ ค่าพลังงานไฟฟ้าในค่าไฟฟ้าฐานลดลงในทุกประเภทอัตราค่าไฟฟ้า เท่ากับ 0.1430 บาทต่อหน่วยขายปลีก (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) รวมทั้งให้ปรับลดอัตราค่าบริการรายเดือนตามข้อ 2.2.3(2) 2.4) กำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้ายานยนต์ไฟฟ้าสาธารณะ (Public EV Charger) ประกอบด้วย อัตราค่าพลังงานไฟฟ้า (ไม่รวมค่า Ft ค่า PE และค่าบริการรายเดือน) ในอัตราเท่ากับ 2.9162 บาทต่อหน่วย (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) และไม่มีค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) ทั้งนี้ เพื่อให้เกิดความเหมาะสมและสะท้อนต้นทุน ค่าซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยที่ กฟน. และ กฟภ. ซื้อจาก กฟผ. รวมทั้งไม่ทำให้เกิดภาระค่าใช้จ่ายกับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายและผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่น และหากรัฐบาลมีนโยบายที่จะกำหนดอัตรา Public EV Charger ต่ำกว่าอัตราดังกล่าวข้างต้น รัฐบาลอาจพิจารณานำเงินงบประมาณจากส่วนอื่นๆมาอุดหนุนเพื่อให้อัตรา Public EV Charger ลดลงได้ 2.5) กำหนดสูตรการคำนวณค่า Ft และสูตรการคำนวณการปรับค่า PE 2.6) กำหนดรายได้ที่พึงได้รับของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง สำหรับปี 2565 - 2568 ตลอดจนรายละเอียดค่าใช้จ่ายดำเนินงาน และกรอบค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพ ทั้งนี้ ให้มีการปรับราคาโอนถ่านลิกไนต์เหมืองแม่เมาะ โดยใช้ราคา Production Cost ที่เกิดขึ้นจริงปี 2563 เท่ากับ 820 บาทต่อตัน และ 2.7) กำกับการดำเนินงานตามแผนการลงทุนของการไฟฟ้าและรายได้ที่พึงได้รับของการไฟฟ้า ตลอดจนการดำเนินงานระหว่างการไฟฟ้าและการเผยแพร่การปรับอัตราค่าไฟฟ้า ทั้งนี้ ค่าไฟฟ้าสาธารณะของการไฟฟ้าในปัจจุบันมีลักษณะเป็นการประเมินหน่วยการใช้ไฟฟ้า และประมาณการค่าใช้จ่ายในเบื้องต้น ยังไม่มีการติดตั้งมิเตอร์เพื่อการคิดเงินที่ชัดเจนทั้งหมด ดังนั้น จึงเห็นควรชะลอการจำแนกค่าไฟฟ้าสาธารณะออกจากค่าไฟฟ้าฐานสำหรับการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าครั้งนี้ และขอให้ภาคนโยบายพิจารณากำหนดนโยบายให้การไฟฟ้าดำเนินการติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าสาธารณะที่ครบถ้วน เพื่อจำแนกค่าใช้จ่ายดังกล่าวได้อย่างชัดเจน เหมาะสมในทางปฏิบัติก่อนดำเนินการในระยะต่อไป
2.2.5 กกพ. ได้มอบหมายให้สำนักงาน กกพ. ศึกษาและเตรียมการเพื่อรองรับ การเปลี่ยนแปลงอุตสาหกรรมไฟฟ้าในระยะต่อไป ตามนโยบาย กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ซึ่งสามารถสรุปความคืบหน้าการดำเนินงานได้ ดังนี้ (1) อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT) สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อเสนอ กกพ. พิจารณา คาดว่าจะแล้วเสร็จภายใน ปี 2566 และ (2) สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างการศึกษาอัตราค่าใช้บริการระบบส่งและระบบจำหน่าย (Wheeling Charge) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเติมเงิน (Pre-paid) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ให้ความร่วมมือในการเพิ่มประสิทธิภาพของระบบไฟฟ้าแบบชั่วคราว (Temporary demand response programs) บูรณาการความร่วมมือในการศึกษาเกี่ยวกับแนวทางในการพัฒนานโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในอนาคต ตลอดจนการศึกษาเพิ่มเติมเกี่ยวกับอัตราค่าไฟฟ้ากลุ่มประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีการใช้ไฟฟ้ามากกว่า 500 หน่วยต่อเดือนขึ้นไป เพื่อส่งเสริมการประหยัดพลังงาน
3. ข้อเสนอแนะของ กกพ. ต่อการดำเนินการตามนโยบายและการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 ดังนี้
3.1 เพื่อให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้ามีความเหมาะสม และเป็นประโยชน์ต่อผู้ใช้ไฟฟ้า กกพ. จึงเห็นควรนำเสนอภาคนโยบายพิจารณาเห็นชอบตามข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ซึ่งได้จาก การปรับปรุงข้อมูลและหลักเกณฑ์ต่างๆ ให้ใกล้เคียงกับสภาพเศรษฐกิจและสังคมปัจจุบันมากที่สุด โดยเห็นชอบประเด็นนโยบายสำหรับการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ดังนี้ (1) เห็นควรให้คงอัตราค่าไฟฟ้าเท่าเดิม สำหรับค่าพลังงานไฟฟ้า และค่าพลังไฟฟ้า ในการกำหนดค่าไฟฟ้าขายปลีก และคงอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง เพื่อลดผลกระทบที่จะเกิดขึ้นกับผู้ใช้ไฟฟ้าในวงกว้าง (2) ชะลอการจำแนกค่าไฟฟ้าสาธารณะออกจากค่าไฟฟ้าฐาน และให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายดำเนินการติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าสาธารณะที่ครบถ้วน เพื่อจำแนกค่าใช้จ่ายได้อย่างชัดเจน เหมาะสมในทางปฏิบัติในระยะต่อไป และ (3) กำหนดให้การดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส โดยการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมแปร์ และมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยติดต่อกันไม่น้อยกว่า 3 เดือน ที่การไฟฟ้าได้ตรวจสอบสิทธิของผู้ใช้ไฟฟ้าไม่ให้มีความซ้ำซ้อน และผู้ใช้ไฟฟ้าได้มีการลงทะเบียนผู้มีสิทธิในบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ สำหรับบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไป และให้นำค่าใช้จ่ายในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส เป็นส่วนหนึ่งของความต้องการรายได้ (Revenue Requirement) ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ในการพิจารณาฐานะการเงินของการไฟฟ้าตามนโยบาย กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558
3.2 กกพ. ได้ดำเนินการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 ที่สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 และวันที่ 1 เมษายน 2564 และมอบหมายให้การไฟฟ้า ทั้ง 3 แห่ง เตรียมความพร้อมเพื่อดำเนินการประกาศใช้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าต่อไปเรียบร้อยแล้ว อย่างไรก็ตาม เนื่องจากสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงานของประเทศไทยที่สูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ส่งผลต่อโครงสร้างการให้บริการไฟฟ้าและต้นทุนการให้บริการไฟฟ้าของประเทศที่เปลี่ยนแปลงไปอย่างชัดเจน ซึ่งเป็นผลมาจากความผันผวน ของสถานการณ์ราคาพลังงานในตลาดโลกตั้งแต่ปลายปี 2564 เป็นต้นมา และการจัดหาก๊าซธรรมชาติจาก อ่าวไทยคาดว่าจะเริ่มเข้าสู่สภาวะปกติในช่วงเดือนเมษายน 2567 หากมีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ ที่จะจำแนกค่า PE ออกจากค่าไฟฟ้าฐานและค่า Ft ในเดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไป ในขณะที่สถานการณ์ราคาพลังงานยังไม่เข้าสู่สภาวะปกติ จะส่งผลกระทบต่อการปรับโครงสร้างราคาไฟฟ้าของประเทศในระยะยาว ที่ไม่อาจคาดคะเนได้อย่างเพียงพอและเหมาะสม รวมทั้ง อาจทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าเกิดความสับสนในการจำแนกใบแจ้งหนี้ค่าไฟฟ้าที่ต้องมีการเพิ่มเติมรายการค่า PE ในสถานการณ์ราคาพลังงานที่ยังคงมีความผันผวนในปัจจุบันได้ ประกอบกับ มติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 ได้มอบหมายให้ กกพ. พิจารณากำหนดอัตราค่าไฟฟ้ากลุ่มประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีการใช้ไฟฟ้ามากกว่า 500 หน่วยต่อเดือนขึ้นไป เพื่อส่งเสริมการประหยัดพลังงานเพิ่มเติม ซึ่งมีผลกระทบต่อต้นทุนการให้บริการของรัฐอย่างมีนัยสำคัญ ดังนั้น กกพ. จึงเห็นควรเสนอให้พิจารณาเลื่อนการบังคับใช้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ดังกล่าวออกไปเป็นภายในปี 2567
4. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ควรพิจารณาเห็นชอบตามข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ซึ่งได้จากการปรับปรุงข้อมูลและหลักเกณฑ์ต่างๆ ให้ใกล้เคียงกับสภาพเศรษฐกิจและสังคมปัจจุบันมากที่สุด และมีความเห็นสอดคล้องกับข้อเสนอแนะของ กกพ. ในการคงอัตราค่าไฟฟ้าเท่าเดิม ชะลอ การจำแนกค่าไฟฟ้าสาธารณะออกจากค่าไฟฟ้าฐานเนื่องจากยังไม่มีการติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าสาธารณะอย่างครบถ้วน การดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสโดยให้นำค่าใช้จ่ายในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส เป็นส่วนหนึ่งของความต้องการรายได้ (Revenue Requirement) ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมถึงประเด็นผลกระทบ ในการพิจารณานำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่มีการจำแนกค่า PE ออกจากค่าไฟฟ้าฐาน และค่า Ft ในเดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไป ทั้งนี้ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ได้กำหนดนโยบายการพิจารณาองค์ประกอบค่าใช้จ่ายเพื่อสนับสนุนการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐ หรือ PE เป็นองค์ประกอบเพิ่มเติมในอัตราค่าไฟฟ้า เพื่อใช้สนับสนุนการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐและต้องกระจายภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าอย่างเหมาะสม ครอบคลุม และเป็นธรรม ซึ่งแม้ว่าในโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่นำเสนอจะมี แนวทางการประเมินค่า PE อย่างชัดเจนแล้ว แต่อาจจำเป็นต้องพิจารณาแนวทางการกระจายภาระไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าให้เป็นไปตามนโยบายที่กำหนดไว้อย่างรอบคอบ เพื่อสอดรับกับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่เพิ่มขึ้นทั้งในระบบผลิตไฟฟ้า และระดับผู้ใช้ไฟฟ้า (Prosumer) ให้สามารถกระจายภาระต้นทุน อันเกิดจากการผลิตไฟฟ้า รวมถึงต้นทุนในการรักษาเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าอย่างเหมาะสม ครอบคลุม และเป็นธรรม โดยมีการคำนึงถึงผู้ใช้ไฟฟ้าส่วนใหญ่ที่เป็นผู้มีรายได้น้อยที่ยังต้องใช้บริการพลังงานไฟฟ้าจากระบบไฟฟ้าส่วนใหญ่ หรือทั้งหมด ที่อาจมีภาระต้นทุนเพิ่มขึ้นด้วย นอกจากนี้ ยังควรเร่งดำเนินการเตรียมการเพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงอุตสาหกรรมไฟฟ้าตามนโยบายที่ กพช. กำหนด ซึ่งบางส่วนมีความจำเป็นต่อการประกาศใช้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในปัจจุบันและอนาคต เช่น การวางยุทธศาสตร์เชิงรุกในการให้ความรู้ความเข้าใจเกี่ยวกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าและประชาชน การจัดเตรียมข้อมูลเกี่ยวกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการพัฒนาอุตสาหกรรมไฟฟ้าเพื่อบูรณาการเข้ากับฐานระบบข้อมูลของศูนย์สารสนเทศพลังงานแห่งชาติ เป็นต้น
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการดำเนินการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2564 – 2568 ซึ่งสอดคล้องกับนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 และวันที่ 1 เมษายน 2564
2. เห็นชอบข้อเสนอแนะของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ต่อการดำเนินการตามนโยบายและการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 พร้อมรับข้อเสนอแนะของฝ่ายเลขานุการ กพช. ไปดำเนินการ
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ติดตามสถานการณ์และศึกษาเปรียบเทียบผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟกลุ่มต่างๆ ภายใต้โครงสร้างอัตราค่าไฟแบบเดิม และแบบใหม่ โดยคำนึงถึง Scenario ต่างๆ เพื่อเป็นข้อมูลประกอบการตัดสินใจเชิงนโยบายต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 มีมติเห็นชอบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 และ 22 มิถุนายน 2565 ได้มีมติเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ได้แก่ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน และพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับปี 2565 – 2573 ในปริมาณรวม 5,203 เมกะวัตต์ และเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม สำหรับปี 2569 ในปริมาณ 100 เมกะวัตต์ ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการออกระเบียบ และประกาศรับซื้อไฟฟ้า และกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ อาจพิจารณาทบทวนปริมาณเชื้อเพลิงรายปีที่กำหนดไว้ได้ตามสถานการณ์หรือศักยภาพที่เหมาะสม หรือปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบหมายให้ กบง. พิจารณา และเมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 กบง. มีมติเห็นชอบปรับปรุงกรอบหลักเกณฑ์การคัดเลือกโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT กลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงและขยะอุตสาหกรรม สำหรับปี 2565 – 2573 ด้านคุณสมบัติและลักษณะต้องห้าม ของโครงการ และเห็นชอบให้ กกพ. สามารถพิจารณาปรับเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้ารายปี เฉพาะกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ได้ตามความเหมาะสม ให้สอดคล้องกับผลคะแนนความพร้อมด้านเทคนิค ข้อเสนอขายไฟฟ้า กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) และศักยภาพระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ไม่ให้เกินกรอบเป้าหมายรวม ของแต่ละประเภทเชื้อเพลิงตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ
2. กกพ. ได้ออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้ (1) ระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง พ.ศ. 2565 ประกาศลงราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 (2) ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) สำหรับพลังงานลม สำหรับพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน และสำหรับพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน พ.ศ. 2565 จำนวน 4 ฉบับ ลงวันที่ 30 กันยายน 2565 และที่ประกาศเพิ่มเติมฉบับที่ 2 - 4 ของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 วันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 และวันที่ 1 มีนาคม 2566 ตามลำดับ (3) ระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับขยะอุตสาหกรรม พ.ศ. 2565 ประกาศลงราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 19 ตุลาคม 2565 และ (4) ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม (ปี 2569) พ.ศ. 2565 ลงวันที่ 20 ตุลาคม 2565 และที่ประกาศเพิ่มเติมฉบับที่ 2 พ.ศ. 2566 เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2566
3. กบง. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 รับทราบรายงานผลการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) โดยที่ประชุมได้มีความเห็นต่อผล การดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าที่สะท้อนถึงความสนใจและศักยภาพของผู้ประกอบการในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน จึงมีความเห็นให้พิจารณาแนวทางการบริหารจัดการเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ให้สามารถรองรับการยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่มีปริมาณมากเพิ่มเติมได้ เพื่อเพิ่มปริมาณไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดและสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกและมุ่งสู่ ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ได้ตามแผนที่กำหนดไว้ พร้อมทั้งนำเสนอแนวทางในการดำเนินการดังกล่าวต่อ กบง. เพื่อพิจารณา
4. เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2566 กบง. มีมติเห็นชอบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) และเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573 โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป ทั้งนี้ กบง. ขอให้ฝ่ายเลขานุการฯ อธิบายประเด็นตามข้อสังเกตต่อ กพช. โดยสรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้ (1) ประเทศไทยจะบรรลุเป้าหมาย NDC ที่เพิ่มขึ้นจากร้อยละ 25 เป็นร้อยละ 30 – 40 ได้ภายในปี ค.ศ. 2030 หรือไม่ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า การเพิ่มเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เป็นการช่วยเพิ่มปริมาณไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในระบบไฟฟ้าของประเทศ และช่วยให้สามารถบรรลุเป้าหมายการลด CO2 ตามเป้าหมาย NDC ของประเทศได้ (2) ปริมาณพลังงานไฟฟ้า (Energy) ที่ผลิตภายใต้ข้อเสนอนี้ไม่เกินไปกว่าแผน PDP2018 Rev.1 ใช่หรือไม่ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า การจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผน ส่งผลให้ Energy หายไป 6,535 GWh ณ ปี 2573 และตามแผนพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) จะมี Energy ทดแทนได้ 6,380 GWh ณ ปี 2573 ซึ่ง Energy ที่ผลิตได้ลดลงเล็กน้อย ไม่กระทบความมั่นคง และไม่เพิ่มระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ให้สูงขึ้น (3) ไฟฟ้าที่เพิ่มตามข้อเสนอนี้เป็นไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ช่วยแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมตามนโยบาย และไม่มีค่าพร้อมจ่ายไฟฟ้า (AP) ใช่หรือไม่ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า การเพิ่มการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ไม่มีค่า AP ไม่รวมไปถึงโรงไฟฟ้าฟอสซิลเดิมที่มีค่า AP เป็นพลังงานสะอาด และไม่มีค่าพร้อมจ่ายเหมือนโรงไฟฟ้ามั่นคงสอดคล้องกับแผน Carbon Neutrality ตามนโยบายรัฐบาล (4) กำลังการผลิตของโรงไฟฟ้ามั่นคงที่ต้องมีค่า AP ไม่เพิ่มขึ้น และยังคงรักษาเสถียรภาพได้อย่างเพียงพอ หรือไม่ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า โรงไฟฟ้ามั่นคงที่มีค่า AP ไม่เพิ่มขึ้น แต่ยังคงมีปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าเพียงพอต่อการรักษาความมั่นคง ของระบบไฟฟ้าในการรองรับปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม (5) ราคาค่าไฟฟ้าเฉลี่ยภายใต้ข้อเสนอลดลงจากแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) อย่างไร ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า การดำเนินการตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) คิดเป็นค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดที่ลดลงกว่าแผนการรับซื้อ ครั้งก่อนเกือบ 1 พันล้านบาท ณ ปี 2573 (6) การดำเนินการไม่เป็นการขัดต่อข้อเสนอแนะของศาลรัฐธรรมนูญ ใช่หรือไม่ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า การดำเนินการตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) สอดคล้องกับข้อเสนอแนะของศาลรัฐธรรมนูญ ซึ่งเป็นการดำเนินการที่ไม่ได้ทำให้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองเพิ่มขึ้น และไม่ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน (7) การจัดสรรการรับซื้อ เป็นอย่างไร และมีความเหมาะสมอย่างไร ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า เป็นการขยายการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานสะอาดต่อเนื่องจากเดิม โดยหลังจากประกาศรายชื่อผู้ที่ผ่านการคัดเลือกในการรับซื้อปริมาณ 5,203 MW แล้ว จะพิจารณาให้สิทธิกับกลุ่มที่ผ่านเกณฑ์ด้านเทคนิคก่อน โดยที่เหลือจะให้สิทธิกับกลุ่มที่ ไม่ผ่านคุณสมบัติ ไม่ผ่านเทคนิค แต่มีความพร้อมดำเนินการได้ตามเกณฑ์ที่ กกพ. จะกำหนดให้เหมาะสม เป็นธรรม โดยให้ไปปรับปรุงข้อเสนอให้ครบถ้วน ภายในระยะเวลาที่กำหนด (8) ราคาและเงื่อนไขการรับซื้อ ในส่วนที่รับซื้อเพิ่มเติมเป็นอย่างไร ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า เป็นการกำหนดราคาและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าเดิมตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 และเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2565 และ กบง. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 และกำหนดเงื่อนไขกรรมสิทธิ์ในหน่วย RECs ให้เป็นกรรมสิทธิ์ของภาครัฐ (9) หาก กพช. อนุมัติในหลักการของเกณฑ์นี้ จะไม่ขัดกับข้อกฎหมายและสามารถปฏิบัติได้อย่างเป็นรูปธรรมในกำหนดเวลา ที่เหมาะสม ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า ได้มีการหารือกับสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาแล้วว่าไม่ขัด กับข้อกฎหมาย และ กกพ. สามารถปฏิบัติได้อย่างเป็นรูปธรรม (10) กระบวนการคัดเลือกจะมีการกำกับดูแลอย่างไร ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า เป็นการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดต่อเนื่องจากเดิม โดยหลังจากประกาศรายชื่อผู้ที่ผ่านการคัดเลือกในการรับซื้อปริมาณ 5,203 MW แล้ว จะพิจารณาให้สิทธิกับกลุ่มที่ผ่านเกณฑ์ด้านเทคนิคก่อน โดยที่เหลือจึงให้สิทธิกับกลุ่มที่ไม่ผ่านคุณสมบัติ ไม่ผ่านเทคนิค แต่มีความพร้อมดำเนินการได้ตามเกณฑ์ที่ กกพ. จะกำหนดให้เหมาะสม เป็นธรรม โดยให้ไปปรับปรุงข้อเสนอให้ครบถ้วน ภายในระยะเวลาที่กำหนด
5.1 รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ได้แก่ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) พลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน (ขนาดกำลังผลิต ตามสัญญาไม่เกิน 90 เมกะวัตต์) และสำหรับขยะอุตสาหกรรม (ขนาดกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 เมกะวัตต์) ในรูปแบบสัญญา Non-Firm โดยมีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าเป็นระยะเวลา 20 – 25 ปี และกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ทั้งนี้ พลังงานหมุนเวียนกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงประเภทพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงานจะยังไม่มีการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม เนื่องจากเป็นการผลิตไฟฟ้ารูปแบบใหม่ที่มีการนำเทคโนโลยีกักเก็บพลังงานมาผสมผสานให้โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนมีความสามารถในการพร้อมจ่ายและรองรับความต้องการในแต่ละช่วงเวลาได้ ซึ่งอยู่ในช่วงเริ่มต้นของการทดสอบและคาดว่าจะสามารถจัดหาได้ครบตามเป้าหมายแล้ว
5.2 เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงและขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 - 2573 รวมทั้งสิ้น 3,668.5 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน 2,632 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,000 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 6.5 เมกะวัตต์ และขยะอุตสาหกรรม 30 เมกะวัตต์ กรณีที่มีเป้าหมายคงเหลือจากการรับซื้อไฟฟ้าตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ให้นำเป้าหมายคงเหลือมารวมในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมด้วย ยกเว้นก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ทั้งนี้ กกพ. สามารถพิจารณาปรับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้ารายปี เฉพาะกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงได้ตามความเหมาะสม ให้สอดคล้องกับผลคะแนนความพร้อมด้านเทคนิค ข้อเสนอขายไฟฟ้า กำหนดวัน SCOD และศักยภาพระบบไฟฟ้า โดยไม่ให้เกินกรอบเป้าหมายรวมของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง หลักการตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 ที่ได้รายงานให้ กพช. รับทราบเมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565
5.3 การรับซื้อไฟฟ้าให้ยึดหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกโครงการและเงื่อนไขการเข้าร่วมโครงการตามหลักการเช่นเดียวกับที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และวันที่ 22 มิถุนายน 2565 สำหรับขยะอุตสาหกรรม และที่ได้รับความเห็นชอบ จาก กบง. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 ทั้งนี้ กำหนดให้เพิ่มเติมเงื่อนไขของผู้ยื่นข้อเสนอที่สำคัญ ดังนี้ (1) ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม ต้องเป็นผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่ไม่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติ ไม่ผ่านเกณฑ์คะแนนความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ (Pass/Fail) หรือไม่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 ซึ่งเป็นการรับซื้อตามแผนการเพิ่ม การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ที่ได้รับความเห็นชอบจาก กบง. เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 (2) ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม ต้องใช้หนังสือแสดงผลการตรวจสอบจุดเชื่อมต่อระบบไฟฟ้าฉบับเดิมที่ได้ใช้เป็นเอกสารประกอบการยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าภายใต้ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 (3) ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม สามารถเปลี่ยนแปลงปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายได้ แต่ต้องไม่สูงเกินกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามคำเสนอขายไฟฟ้าที่ได้ยื่นไว้ภายใต้ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 ทั้งนี้ ไม่สามารถเปลี่ยนแปลงประเภทเชื้อเพลิง ที่ตั้งโครงการจุดเชื่อมต่อระบบไฟฟ้า ระดับแรงดันที่เชื่อมต่อ และรูปแบบการเชื่อมต่อตามที่ระบุในหนังสือแสดงผลการตรวจสอบจุดเชื่อมต่อระบบไฟฟ้าฉบับเดิมได้ และ (4) ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม ต้องไม่เกี่ยวข้อง (ทั้งทางตรงและทางอ้อม) หรือมีสถานะเป็นผู้เรียกร้อง ผู้ร้องเรียน ผู้อุทธรณ์ ผู้ฟ้องร้อง หรือผู้ร้องสอด ให้หน่วยงานภาครัฐ คณะกรรมการ คณะอนุกรรมการ คณะทำงาน หรือเจ้าหน้าที่ที่เกี่ยวข้องกับการดำเนินการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ ในข้อ 2 ซึ่งหมายรวมถึง กพช. กกพ. และกระทรวงพลังงาน ต้องรับผิดในทางวินัย ทางแพ่ง ทางอาญา หรือทางปกครอง จากการที่ได้ปฏิบัติหน้าที่ดังกล่าว โดยผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจะต้องยืนยันความไม่เกี่ยวข้องหรือยืนยันสถานะดังกล่าวตลอดเวลา
5.4 การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมตาม ข้อ 5.2 ให้เริ่มดำเนินการเมื่อสำนักงาน กกพ. ทำการประกาศรายชื่อผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 เสร็จสิ้น และมีแนวทางดำเนินการ ดังนี้ (1) ให้ความสำคัญเป็นลำดับแรกกับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าประเภทพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ที่ผ่านเกณฑ์ การพิจารณาความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ (Pass/Fail) แต่ไม่ได้รับการคัดเลือก ภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 ทั้งนี้ กำหนดให้ กกพ. พิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผลการประเมินความพร้อมตามเกณฑ์คะแนนคุณภาพ (Scoring) ที่ได้จัดทำไว้โดยไม่ต้องปรับปรุงแก้ไข คำเสนอขายไฟฟ้า และมีปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 600 เมกะวัตต์ สำหรับพลังงานลม และไม่เกิน 1,580 เมกะวัตต์ สำหรับพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน โดยให้พิจารณารับซื้อเรียงตามลำดับเชื้อเพลิง ดังนี้ 1) พลังงานลม และ 2) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ทั้งนี้ สำหรับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่ได้รับการพิจารณาคัดเลือกเป็นรายสุดท้ายภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 ของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง และยินยอมปรับลดปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่ให้เกินกว่ากรอบเป้าหมายที่คงเหลือนั้น ให้ กกพ. สามารถปรับเพิ่มปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายให้กับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้ารายดังกล่าวได้ไม่เกินกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามคำเสนอขายไฟฟ้าเดิม ถ้าหากโครงข่ายระบบไฟฟ้ามีศักยภาพที่สามารถรองรับได้ (2) การรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือหลังหักปริมาณที่ได้รับซื้อไปแล้ว ในข้อ 5.4(1) ให้ดำเนินการในลำดับถัดมา โดยเปิดโอกาสให้ผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่ไม่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติ ไม่ผ่านเกณฑ์คะแนนความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ (Pass/Fail) หรือไม่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 หรือไม่ได้รับการคัดเลือกในการรับซื้อตามข้อ 5.4(1) สามารถปรับปรุงแก้ไขคำเสนอขายไฟฟ้าที่ได้ยื่นไว้แล้วให้ครบถ้วนได้ ภายใต้หลักเกณฑ์ และเงื่อนไขที่ กกพ.กำหนด รวมถึงเงื่อนไขของผู้ยื่นข้อเสนอในข้อ 5.3 ทั้งนี้ ให้พิจารณารับซื้อเรียงตามลำดับเชื้อเพลิง ดังนี้ 1) ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 2) พลังงานลม 3) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน และ 4) ขยะอุตสาหกรรม ทั้งนี้ สำหรับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าประเภทเชื้อเพลิงพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน ภายใต้ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 สามารถเปลี่ยนแปลงประเภทเชื้อเพลิงเป็นพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน เพื่อเข้ารับการพิจารณาคัดเลือกในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมส่วนที่เหลือนี้ได้ และ (3) การรับซื้อไฟฟ้าจะพิจารณาตามศักยภาพ ของโครงข่ายระบบไฟฟ้าที่สามารถรองรับได้ โดยการประเมินความสามารถระบบไฟฟ้าให้ดำเนินการประเมินสำหรับการรับซื้อตามข้อ 5.4(1) ให้แล้วเสร็จ ก่อนที่จะดำเนินการประเมินสำหรับการรับซื้อตามข้อ 5.4(2) ต่อไป ทั้งนี้ หากมีข้อจำกัดในด้านศักยภาพของโครงข่ายไฟฟ้าในการรองรับและไม่สามารถดำเนินการปรับปรุงให้สามารถเชื่อมโยงเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมได้ ภาครัฐขอสงวนสิทธิ์ในการไม่ตอบรับข้อเสนอขายไฟฟ้า
5.5 การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม ให้ยึดกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าสูงสุดรายภาคที่ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2565 โดยการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมกำหนดให้ความสำคัญเป็นลำดับแรกกับขยะอุตสาหกรรมที่กำจัดยาก ซึ่งมีกระบวนการกำจัดที่ซับซ้อนกว่าการเผาไหม้โดยตรง และมีระบบควบคุมมลพิษทางอากาศที่สามารถป้องกันได้อย่างมีประสิทธิภาพ และขยะอุตสาหกรรมที่เป็นแหล่งทรัพยากรธรรมชาติทดแทน (Reuse/Recycle) ตามนโยบายกำจัดของเสียของกระทรวงอุตสาหกรรมที่มุ่งเน้นอนุรักษ์สิ่งแวดล้อมและพลังงานรวมถึงการป้องกันรักษาสิ่งแวดล้อมให้มีคุณภาพดีอย่างยั่งยืน ทั้งนี้ การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากขยะอุตสาหกรรมที่มีลักษณะตามข้างต้นสามารถเกินกรอบปริมาณการรับซื้อสูงสุดรายภาคได้ โดยพิจารณาภาคที่มีกรอบรับซื้อคงเหลือก่อนเป็นลำดับแรก
5.6 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมจากแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานสะอาดฯ ให้ยึดใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 ตามที่ กพช. ได้ให้ความเห็นชอบไว้ ดังนี้ (1) กลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง สำหรับกำลังผลิตตามสัญญาทุกขนาด ใช้อัตราตามที่ กพช. ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 ดังนี้ 1) ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) อัตรา FiT เท่ากับ 2.0724 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 20 ปี 2) พลังงานลม เท่ากับ 3.1014 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 25 ปี และ 3) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน เท่ากับ 2.1679 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 25 ปี ทั้งนี้ สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนใต้ ให้ได้รับอัตรา FiT Premium 0.50 บาทต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ และ (2) ขยะอุตสาหกรรม กำลังการผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ ใช้อัตราตามที่ กพช. ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2565 ได้แก่ อัตรา FiTF เท่ากับ 3.39 บาทต่อหน่วย FiTV,2560 เท่ากับ 2.69 บาทต่อหน่วย และ FiT เท่ากับ 6.08 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี โดยอัตรา FiTv จะเพิ่มขึ้นต่อเนื่องตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation) ทั้งนี้ ให้ได้รับอัตรา FiT Premium 8 ปีแรก 0.70 บาทต่อหน่วย และ FiT Premium สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้แก่ จังหวัดยะลา ปัตตานี นราธิวาส และ 4 อำเภอ ในจังหวัดสงขลา (อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี) ตลอดอายุโครงการ 0.50 บาทต่อหน่วย
6. ผลประโยชน์ที่ประเทศจะได้รับ คือ (1) การเพิ่มเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เป็นการช่วยเพิ่มปริมาณไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในระบบไฟฟ้าของประเทศ และช่วยลดการปลดปล่อย ก๊าซเรือนกระจกของประเทศไทยให้เป็นไปตามเป้าหมายในการบรรลุเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2050 (พ.ศ. 2593) และการปลดปล่อยคาร์บอนสุทธิเป็นศูนย์ (Net-Zero Carbon Emission) ภายในปี ค.ศ. 2065 (พ.ศ. 2608) ซึ่งได้มีการกำหนดเป้าหมายให้มีการพัฒนาพลังงานหมุนเวียนในระดับไม่ต่ำกว่าร้อยละ 50 ภายในปี ค.ศ. 2050 (พ.ศ. 2593) นอกจากนี้ยังช่วยให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกร้อยละ 20 – 25 ภายในปี ค.ศ. 2030 (พ.ศ. 2573) ตามที่ได้มีการนำเสนอการมีส่วนร่วมในการลดก๊าซเรือนกระจกและการดำเนินงานด้านการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศภายหลังปี ค.ศ. 2020 (พ.ศ. 2563) (Nationally Determined Contribution: NDC) ซึ่งต่อมามีการพิจารณาปรับเพิ่มเป็นร้อยละ 30 – 40 ได้ (2) การที่มีผู้ประกอบการจำนวนมากให้ความสนใจยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยมีปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวมกันเกินกว่าเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้า สะท้อนให้เห็นว่าประเทศไทยยังคงมีศักยภาพของพลังงานหมุนเวียนอีกมาก ซึ่งการส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นด้วยการบริหารจัดการเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้ PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ที่ กบง. ได้พิจารณาให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 เพื่อให้สามารถรองรับการยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่มีปริมาณมากเพิ่มเติมได้นั้น จะช่วยให้ประเทศไม่เสียโอกาสในการพัฒนาพลังงานหมุนเวียนที่มีอัตรารับซื้อในระดับที่เหมาะสม และสามารถแข่งขันได้ ไม่ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าในภาพรวม และช่วยเสริมสร้างเสถียรภาพทางด้าน ราคาค่าไฟฟ้าของประเทศได้ในระยะยาว อีกทั้งจะช่วยสนับสนุนแนวนโยบายการบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 และ (3) การเพิ่มการจัดหาไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียน เป็นการเสริมสร้างศักยภาพของประเทศไทยในการรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้า จากพลังงานสะอาดของผู้ประกอบการภาคธุรกิจและอุตสาหกรรม โดยเฉพาะธุรกิจส่งออกที่มีความจำเป็น ต้องปฏิบัติตามเงื่อนไขของมาตรการปรับราคาคาร์บอนก่อนข้ามพรมแดน (Carbon Border Adjustment Mechanism: CBAM) เพื่อหลีกเลี่ยงไม่ให้เกิดการกีดกันทางการค้าระหว่างประเทศ และเพื่อเสริมสร้างความสามารถในการแข่งขันทางด้านเศรษฐกิจและการลงทุนของประเทศด้วยการดึงดูดการลงทุน จากต่างประเทศ
7. ความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่า การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และเพิ่มปริมาณไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดให้สำเร็จได้ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) เพื่อเป็นส่วนในการสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายการลด ก๊าซเรือนกระจกได้ร้อยละ 30 - 40 ตามแผน NDC และเข้าสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ได้ภายในปี ค.ศ. 2050 (พ.ศ. 2593) นั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่าการไฟฟ้าทั้งสามแห่งจะต้องเร่งดำเนินการก่อสร้างและปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าให้เพียงพอ และครอบคลุมพื้นที่ศักยภาพของพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบต่างๆ ด้วย เพื่อให้การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผนฯ สามารถเชื่อมต่อเข้ากับระบบไฟฟ้าได้
มติของที่ประชุม
1. รับทราบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2)
2. เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 - 2573 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป ทั้งนี้ อาจพิจารณาปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณา
3. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยดำเนินการก่อสร้างและปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรองรับการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 - 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) โดยใช้งบประมาณของโครงการที่คณะรัฐมนตรีได้อนุมัติแล้วและมีวัตถุประสงค์เพื่อรองรับพลังงานหมุนเวียน รวมทั้งดำเนินการเพิ่มศักยภาพระบบส่งไฟฟ้าเพิ่มเติมได้ (หากจำเป็น) ทั้งนี้ มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายดำเนินโครงการก่อสร้างหรือปรับปรุงระบบจำหน่ายไฟฟ้าหรือส่วนที่เกี่ยวข้องซึ่งได้รับอนุมัติไว้แล้วที่ช่วยสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวมถึงจัดทำแผนพัฒนาระบบจำหน่ายไฟฟ้าเพิ่มเติมเพื่อขออนุมัติต่อไป
4. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมหารือร่วมกัน เพื่อกำหนดแผน/แนวทางในการกำจัดซากแผงโซล่าเซลล์ที่ชัดเจน อย่างถูกวิธี ปลอดภัย และเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม เพื่อให้การดำเนินงานโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ไม่สร้างปัญหา/มลพิษต่อชุมชน และการพัฒนาอุตสาหกรรมที่เกี่ยวข้องเป็นไปอย่างครบวงจร
กพช. ครั้งที่ 164 วันจันทร์ที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2566 (ครั้งที่ 164)
วันจันทร์ที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566
1. รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
3. การทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกง ไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้
4. แผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575
5. ผลการวินิจฉัยของศาลรัฐธรรมนูญ
6. การทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
7. แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางในช่วงวิกฤติพลังงาน
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ดังนี้ 1) การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป และ 2) การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวลและสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการต่อไป ต่อมา กพช. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 ได้เห็นชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงาน ในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ติดตามการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 อย่างใกล้ชิด และรายงานต่อ กพช. ทราบ นอกจากนี้ ได้มอบหมายให้หน่วยงานซึ่งรับผิดชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ แต่ละมาตรการดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยต้องดำเนินการให้เป็นไปตามกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด รวมทั้งมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ติดตามสถานการณ์ราคาพลังงาน โดยเปรียบเทียบราคา Spot LNG นำเข้ากับราคาเชื้อเพลิงและต้นทุนในแต่ละมาตรการ เพื่อนำมาพิจารณาในการที่จะคงการใช้มาตรการที่มีความคุ้มค่าและเลิกใช้มาตรการที่ไม่มีความคุ้มค่าโดยคำนึงถึงประโยชน์ต่อประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ หากสถานการณ์ราคาพลังงานเปลี่ยนแปลงไปอันจะส่งผลให้ต้องมีการเปลี่ยนแปลงการใช้มาตรการต่างๆ แล้ว ให้สำนักงาน กกพ. รายงานต่อคณะอนุกรรมการฯ โดยเร็ว ซึ่ง กบง. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 ได้เห็นชอบแผนบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือน เมษายน 2566 โดยให้คณะอนุกรรมการฯ สามารถปรับรายละเอียดมาตรการ และประมาณการเป้าหมาย หรืออาจเพิ่มเติมมาตรการให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ และเงื่อนไขข้อจำกัดในการดำเนินการ รวมทั้งกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงผลประโยชน์ของประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้ติดตามแผนบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือน เมษายน 2566 และรายงาน กบง. ทราบด้วย และ กบง. เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2566 ได้รับทราบรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
2. จากการดำเนินมาตรการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 เพื่อลดการนำเข้า Spot LNG สำหรับการผลิตไฟฟ้าของปี 2565 สามารถสรุปผลการดำเนินการ ตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ได้ดังนี้ (1) การใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. กฟผ. และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป้าหมาย 1.64 ล้านตัน LNG ผลการดำเนินงาน 1.263 ล้านตัน LNG (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติ ในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) เป้าหมาย 0.33 ล้านตัน LNG ผลการดำเนินงาน 0.47 ล้านตัน LNG (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า แม่เมาะ หน่วยที่ 8 หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 0.28 ล้านตัน LNG ผลการดำเนินงาน 0.285 ล้านตัน LNG (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. เป้าหมาย 0.054 ล้านตัน LNG ผลการดำเนินงาน 0.0067 ล้านตัน LNG (5) ข้อเสนอจัดหาน้ำมันเพื่อการผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ประกอบด้วย (5.1) การเพิ่มการจัดส่งน้ำมันดีเซลสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม โกลว์ ไอพีพี (Glow) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม อีสเทอร์น เพาเวอร์แอนด์อิเล็คทริค (EPEC) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น (GPG) และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เจพี ยูที (GUT) โดยผลการดำเนินงานรวมอยู่ในมาตรการข้อ (1) และ (5.2) การปรับแผน การนำเข้าน้ำมันเตา 0.5% ด้วยวิธี Ship to Ship สำหรับโรงไฟฟ้าบางปะกง โดย กฟผ. รายงานว่าได้แจ้ง แผนรับน้ำมันเตาของเดือนกุมภาพันธ์ถึงเดือนเมษายน 2566 เดือนละ 30 ล้านลิตร ให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ทราบ โดย ปตท. นำเข้าและส่งมอบแบบ Ship to Ship ปัจจุบัน อยู่ระหว่างรอ ปตท. ยืนยันแผนส่งมอบ ซึ่งล่าสุด สำนักงาน กกพ. รายงานว่า เนื่องจากต้นทุนนำเข้าน้ำมันดังกล่าวมีราคาสูงเมื่อเทียบกับ LNG ซึ่งคณะอนุกรรมการ บริหารสถานการณ์ในช่วงวิกฤติราคาพลังงาน (Execution Operation Team: EOT) เมื่อวันที่ 13 มกราคม 2566 ได้มีมติให้ส่งน้ำมันแบบ Direct Ship เพื่อนำเข้าน้ำมันมาเติม Stock ตาม PPA ไม่ใช้เป็นเชื้อเพลิงทดแทนการนำเข้า Spot LNG ในช่วงนี้ (6) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ประกอบด้วย (6.1) รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 เป้าหมาย 43.0 GWh ผลการดำเนินงาน 183 GWh (6.2) โครงการเทินหินบุน เป้าหมาย 9.6 GWh ผลการดำเนินงาน 1.694 GWh (7) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 88.6 GWh ผลการดำเนินงาน 19.865 GWh (8) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กกพ. และ ปตท. เป้าหมาย 100,000 ตันเทียบเท่า LNG ผลการดำเนินงาน 147,024 ตันเทียบเท่า LNG (9) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) โดยเมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2565 พพ. ได้มีการจัดกิจกรรมการประกาศเจตนารมณ์เครือข่ายอนุรักษ์พลังงาน Energy Beyond Standards ของหน่วยงานภาครัฐและเอกชน 70 หน่วยงาน (10) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 8,800 ตันเทียบเท่า LNG ผลการดำเนินงาน 10,374 ตันเทียบเท่า LNG (11) เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่สำนักงาน กกพ. ยังพิจารณาไม่แล้วเสร็จ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. โดยปัจจุบันสำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศขั้นตอนการรับแจ้ง การประกอบกิจการพลังงานที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า
3. การดำเนินมาตรการดังกล่าว ตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 สามารถสรุปประเด็นด้านปัญหา ผลกระทบ และมีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป ดังนี้ (1) การใช้น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตาตามมติ กกพ. พบว่า ผลการใช้น้ำมันดีเซล/น้ำมันเตาเพื่อผลิตไฟฟ้าไม่เป็นไปตามแผน เนื่องจากการบริหาร LNG Inventory ไม่สอดคล้องกับสถานการณ์และการประมาณการความต้องการใช้ไฟฟ้าคลาดเคลื่อน ส่งผลให้มีการลดการใช้น้ำมันซึ่งเป็นเชื้อเพลิงที่ถูกกกว่า หรือกรณีที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงแต่โรงไฟฟ้าไม่ได้เติม Stock น้ำมันไว้ มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดยโรงไฟฟ้าควรแจ้งยืนยันแผนการใช้น้ำมันล่วงหน้า โดยอาจให้ กฟผ. แจ้งข้อมูลแผนการใช้น้ำมันฯ ต่อคณะ EOT โดยเร็ว และขอความอนุเคราะห์คณะ EOT พิจารณาแผนการใช้น้ำมันดีเซล/น้ำมันเตา ทดแทนการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในโรงไฟฟ้าล่วงหน้าอย่างน้อย 30 - 45 วัน และกรณีที่ผู้ค้าไม่อาจส่งน้ำมันฯ ให้โรงไฟฟ้าตามแผน กฟผ. ควรรีบแจ้งมายัง ธพ. เพื่อประสานและกำกับให้เกิดการปฏิบัติตามแผนโดยเร็ว (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด พบว่า การผลิตก๊าซส่วนเพิ่มในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงเดือนกันยายน 2565 จากแปลง G1/61 ต่ำกว่าแผน เนื่องจากเป็นช่วงเปลี่ยนผ่านของผู้รับสัมปทาน มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดย ชธ. ควรเร่งรัดการลงทุนของผู้รับสัญญาในแปลง G1/61 เพื่อเพิ่มกำลังผลิตให้เป็นไปตามเป้าหมายโดยเร็ว (3) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น พบว่า ราคารับซื้อไม่จูงใจและเงื่อนไขการรับซื้อมีผลกระทบกับการซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญาหลัก ส่งผลให้โรงไฟฟ้ายังต้องเดินเครื่องโดยใช้ก๊าซธรรมชาติ/น้ำมันเชื้อเพลิง และต้นทุน การผลิตไฟฟ้าโดยรวมไม่ลดลงตามแผน มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดยควรพิจารณาเรื่องราคารับซื้อหรือเงื่อนไขการรับซื้อที่จูงใจมากขึ้น โดย สำนักงาน กกพ. อาจนำข้อเสนอนี้ไปพิจารณาและดำเนินการตามอำนาจหน้าที่ตามที่เห็นสมควร (4) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป.ลาว พบว่ากระบวนการพิจารณาในส่วนของหน่วยงานภาครัฐ ทำให้ กฟผ. เริ่มกระบวนการรับซื้อมีความล่าช้า มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดยหากภาครัฐเห็นควรให้มีการเจรจารับซื้อในระยะยาวหรือตลอดอายุสัญญาของการซื้อขายไฟฟ้าโครงการเทินหินบุน อาจจะต้องพิจารณาปรับปรุงโควตา MOU ระหว่างประเทศไทย และ สปป.ลาว ในการเพิ่มปริมาณรับซื้อต่อไป (5) มาตรการประหยัดพลังงาน พบว่าได้งบประมาณในการดำเนินโครงการ ไม่ต่อเนื่อง ทำให้ไม่สามารถก่อให้เกิดผลประหยัดอย่างเป็นรูปธรรมชัดเจน และรวดเร็วได้มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดย พพ. อาจประสานสมาคมธนาคาร เกี่ยวกับความเป็นไปได้ในการร่วมมือทางด้านการเงินเพื่อสนับสนุนการลงทุนทางด้านอนุรักษ์พลังงาน (6) การออกตลาดสำหรับการจัดหา LNG พบว่า สภาวะตลาดซื้อ/ขาย LNG มีความผันผวนสูง ทำให้ไม่สามารถคาดการณ์ราคาในการออกตลาดเพื่อจัดหา LNG ได้อย่างมีประสิทธิภาพ มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดยเห็นควรให้ สำนักงาน กกพ. ดำเนินการพิจารณาเกี่ยวกับการจัดหาและนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามกฎหมาย ระเบียบและมติของคณะกรรมการต่าง ๆ ในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป ทั้งนี้ สำหรับการดำเนินงานในอนาคต เห็นควรมีการพิจารณาสัญญาที่จะมีการจัดทำในอนาคตในส่วนของเงื่อนไขที่จะถูกกำหนดในสัญญาในการจัดหาและการจำหน่ายพลังงาน และสัญญาอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้กรณีที่เกิดสถานการณ์ฉุกเฉิน ภาครัฐหรือหน่วยงานที่เกี่ยวข้องจะได้สามารถนำมาบังคับให้ภาคส่วนต่างๆ ดำเนินการให้เป็นไปตามแผนรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน ทั้งในด้านการปรับเปลี่ยนการใช้เชื้อเพลิง เพื่อผลิตไฟฟ้า การลดการใช้พลังงาน การเพิ่มการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ตลอดจนการดำเนินการอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง ได้อย่างทันท่วงที นอกจากนี้ ควรเตรียมการเรื่องความเพียงพอของโครงสร้างพื้นฐานเพื่อความมั่นคง ด้านพลังงาน เช่น การเพิ่มปริมาณการเก็บสำรอง LNG ของ LNG Receiving Terminal และ Facilities ต่าง ๆ รวมถึงการปรับปรุงกฎหมาย/ระเบียบให้มีความยืดหยุ่นในการบังคับใช้ช่วงสถานการณ์ฉุกเฉิน นอกจากนี้ยังควรพิจารณาหาแนวทางเพื่อให้สามารถใช้ Demand Response เพื่อใช้บริหารสถานการณ์
4. ตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 สามารถสรุปผลประโยชน์ทางการเงิน (Financial Benefit) จากการดำเนินงานตามมาตรการได้ประมาณ 78,969 ล้านบาท โดยมีผลประโยชน์ทางการเงินในแต่ละมาตรการ ดังนี้ (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. 35,113.72 ล้านบาท (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด 19,850.41 ล้านบาท (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 อยู่ที่ 15,227.50 ล้านบาท (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น 297.85 ล้านบาท (5) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 อยู่ที่ 1,405.59 ล้านบาท และรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุน 8.61 ล้านบาท (6) นำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า 124.86 ล้านบาท (7) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม 6,338.90 ล้านบาท และ (8) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ 601.49 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เป็นหน่วยงานที่จัดตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งตามความในมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรี คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) คณะรัฐมนตรี (ครม.) สภาผู้แทนราษฎร และวุฒิสภา ทุกสิ้นปีงบประมาณ และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. สำนักงาน กกพ. ได้จัดทำรายงานประจำปีงบประมาณ 2564 สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญได้ดังนี้ (1) ออกมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าคิดเป็นร้อยละ 97 ของผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วประเทศ โดยใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้น 28,526.78 ล้านบาท และปรับค่า Ft เพื่อให้อัตราค่าไฟฟ้าสะท้อนการเปลี่ยนแปลง ของต้นทุนในการจัดหาไฟฟ้าที่เหมาะสมเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า (2) กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้เป็นไปตามแผน PDP 2018 และนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (3) ปรับปรุงระบบการอนุญาตแบบครบวงจร (One Stop Service : OSS) (4) ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำกับอัตราค่าบริการพลังงานให้มี ความโปร่งใส และได้มาตรฐานสากลมากยิ่งขึ้น (5) ปรับปรุงกฎระเบียบข้อกำหนดต่างๆ เพื่อเปิดให้บริการสถานี LNG และเปิดให้ใช้ระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติ เพื่อส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (6) พัฒนางานกำกับกิจการไฟฟ้ารองรับเทคโนโลยีด้านพลังงานและรูปแบบการดำเนินธุรกิจที่เปลี่ยนแปลงไปอย่างรวดเร็วผ่านโครงการ RE 100 Package Energy Regulatory Commission Sandbox : ERC Sandbox Third Party Access : TPA Code และหลักเกณฑ์การกำหนดอัตรา Wheeling Charge (7) คุ้มครองผู้ใช้พลังงาน โดยกำกับติดตามเร่งรัดการคืนเงินประกันการใช้ไฟฟ้าให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามประกาศหลักเกณฑ์ที่กำหนด ปัจจุบันมีผู้ลงทะเบียนแล้ว 8.49 ล้านราย วงเงิน 16,413 ล้านบาท มีการคืนเงินประกันแล้ว 8.03 ล้านราย วงเงิน 15,327 ล้านบาท และ (8) พัฒนาระบบการบริหารงานให้มีธรรมาภิบาลตามเกณฑ์ การประเมินคุณธรรมและความโปร่งใสในการดำเนินงานของหน่วยงานภาครัฐ (Integrity & Transparency Assessment: ITA) ของสำนักงานคณะกรรมการป้องกันและปราบปรามการทุจริตในภาครัฐ และพัฒนาระบบงานเข้าสู่มาตรฐาน ISO 9001: 2015
3. ในปีงบประมาณ 2565 กกพ. และสำนักงาน กกพ. ได้จัดเก็บเงินนำส่งเข้ากองทุน และจัดสรรตามวัตถุประสงค์การใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนด ดังนี้ (1) การชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าเพื่อให้มีการชดเชยแก่ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าในการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง จำนวน 12,327 ล้านบาท และอุดหนุนให้แก่ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าซึ่งได้ให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส จำนวน 2,032 ล้านบาท (2) เพื่อการพัฒนาและฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า โดยทบทวนและปรับปรุงประกาศ หลักเกณฑ์ และคู่มือที่เกี่ยวข้องให้สอดคล้องกับระเบียบ กกพ. ว่าด้วยกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า พ.ศ. 2563 ซึ่งมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 โดยได้อนุมัติรวมจำนวน 4,640 โครงการ งบประมาณรวม 1,950.70 ล้านบาท (3) เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนและเทคโนโลยีในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย ภายใต้กรอบวงเงินรวม 1,920 ล้านบาท และ (4) เพื่อส่งเสริมสังคม และประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า ปีงบประมาณ พ.ศ. 2564 กกพ. ได้อนุมัติกรอบวงเงินจำนวน 600 ล้านบาท
4. งบการเงินของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2564 และรายงานของผู้สอบบัญชี ทั้งนี้ สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินได้ตรวจสอบงบการเงิน ณ วันที่ 30 กันยายน 2564 เห็นว่าถูกต้องตามที่ควรในสาระสำคัญตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐและนโยบายการบัญชีภาครัฐที่กระทรวงการคลังกำหนด โดย สำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีรายได้รวมทั้งสิ้น 17,915,157,291.20 บาท และมีค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานรวม 17,353,231,274.15 บาท โดยงบการเงินเฉพาะสำนักงาน กกพ. มีรายได้จากการดำเนินงาน 943,332,236.26 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 573,653,938.15 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 369,678,298.11 บาท ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง จำนวน 601,170,043.80 บาท ซึ่งรวมเงินงบประมาณที่เหลือจ่ายของปี 2557 ถึง 2564 ด้วย
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2564 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
เรื่องที่ 3 การทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกง ไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ดำเนินโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 บับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 (Rev.1) ขนาดท่อ 36 นิ้ว ระยะทาง 74 กิโลเมตร ภายใต้กรอบวงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท มีกำหนดแล้วเสร็จในปี 2568 เพื่อให้แล้วเสร็จตามกำหนดการจ่ายก๊าซธรรมชาติ ให้โครงการโรงไฟฟ้าพระนครใต้ส่วนเพิ่มที่จะเข้าระบบในปี 2569 ต่อมาเมื่อวันที่ 28 มกราคม 2565 ปตท. ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ เนื่องจากมีการเปลี่ยนแปลงรายละเอียดโครงการในส่วนของการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากผลการรับฟังความคิดเห็น ของประชาชน และสมมติฐานการประเมินต้นทุนของโครงการที่ปรับเปลี่ยนตามสถานการณ์เศรษฐกิจโลก ที่เปลี่ยนแปลงไป อาทิ อัตราแลกเปลี่ยนเงินตรา และราคาเหล็กตลาดโลก
2. ความจำเป็นของการขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ เนื่องจาก ปตท. ได้ลงพื้นที่เพื่อรับฟังความคิดเห็นของประชาชนต่อแนวทางที่เหมาะสมในการดำเนินโครงการ พบว่าแนวทางเลือกที่เหมาะสม ที่ประชาชนยอมรับเป็นการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปตามแนวสายส่งไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ซึ่งเปลี่ยนแปลงไปจากแผนเดิมที่คาดว่าเป็นการวางท่อตามแนวถนนสุขุมวิท โดยแนวทางดังกล่าว มีข้อจำกัดด้านพื้นที่ในการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่ต้องวางท่อใต้แนวสายส่งไฟฟ้าแรงสูงซึ่งมีพื้นที่จำกัด ทำให้จำเป็นต้องเปลี่ยนวิธีการวางท่อ จากเดิมใช้วิธีการเจาะลอด (Horizontal Directional Drilling: HDD) ซึ่งต้องใช้พื้นที่ในการดำเนินการมาก เป็นใช้วิธีดันลอดระยะยาว (Direct Pipe: DP) ซึ่งเป็นวิธีก่อสร้างที่ใช้พื้นที่น้อย สามารถดำเนินการในพื้นที่จำกัดได้ อีกทั้งการวางท่อใต้แนวสายส่งไฟฟ้าซึ่งเป็นพื้นที่ของเอกชนจำเป็นต้องระมัดระวังเรื่องการรั่วไหลของสารเบนทอไนท์ ซึ่งวิธีดันลอดระยะยาวเป็นวิธีที่มีโอกาสรั่วไหลของเบนทอไนท์ต่ำมาก นอกจากนี้ สถานการณ์เศรษฐกิจโลกที่เปลี่ยนแปลงไปจากช่วงศึกษาและประเมินกรอบวงเงินงบประมาณในการลงทุนโครงการ ส่งผลให้ต้นทุนการดำเนินโครงการเพิ่มสูงขึ้นจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ผันผวนและเงินบาทมีแนวโน้มอ่อนค่าลงต่อเนื่อง จากสมมติฐานอัตราแลกเปลี่ยนในช่วงศึกษาโครงการที่ประมาณ 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ เป็นประมาณ 35 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ในปี 2565 นอกจากนี้ อีกปัจจัย ที่เปลี่ยนแปลงไปจากสมมติฐานในการประเมินกรอบเงินลงทุนโครงการคือ ราคาท่อเหล็กที่ปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น และมีแนวโน้มที่จะปรับขึ้นอย่างต่อเนื่อง ดังนั้น เพื่อให้การดำเนินโครงการแล้วเสร็จตามกำหนด ปตท. จึงได้ศึกษาและประเมินกรอบวงเงินลงทุนโครงการใหม่ตามปัจจัยต่างๆ ที่ส่งผลกระทบต่อการดำเนินการโครงการ พบว่ากรอบวงเงินลงทุนที่เหมาะสมของโครงการอยู่ที่ประมาณ 13,700 ล้านบาท ซึ่งสูงกว่ากรอบวงเงินลงทุนเดิมที่ กพช. และคณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบไว้ที่ 11,000 ล้านบาท โดยเพิ่มขึ้นรวม 2,700 ล้านบาท รายละเอียดดังนี้ (1) ค่าก่อสร้าง เพิ่มขึ้น 2,840 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 4,020 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 6,860 ล้านบาท (2) ค่าท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เพิ่มขึ้น 570 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 1,675 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 2,245 ล้านบาท (3) ค่าที่ดิน ลดลง 765 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 3,265 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 2,500 ล้านบาท และ (4) ค่าที่ปรึกษา ค่าบริหารโครงการ และอื่นๆ เพิ่มขึ้น 55 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 2,040 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 2,095 ล้านบาท
3. เมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขัน ในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีมติให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาให้ความเห็นต่อการทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ โดย เมื่อวันที่ 21 มิถุนายน 2565 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้มีหนังสือแจ้งผลการพิจารณาของ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2565 โดยมีความเห็น ดังนี้ (1) การเสนอปรับเงินลงทุนมีเหตุผลและความจำเป็นจากปรับเปลี่ยนวิธีการก่อสร้างท่อด้วยวิธี Direct Pipe ตามข้อจำกัดของวิธีการก่อสร้าง ประกอบกับสมมติฐานทางการเงินที่เปลี่ยนแปลงไปเพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน ซึ่งพบว่าอัตราแลกเปลี่ยนและราคา ท่อเหล็กในตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวขึ้นจนส่งผลกระทบต่อเงินลงทุนการดำเนินโครงการ (2) การออกแบบท่อแบบ Sour Service เป็นการออกแบบที่เกินกว่าความจำเป็น จึงเห็นควรให้ปรับเปลี่ยนวิธีการก่อสร้างท่อเป็นแบบ Non-Sour Service ซึ่งจะทำให้เงินลงทุนสามารถปรับลดลงจาก 13,700 ล้านบาท เหลือ 13,590 ล้านบาท หรือลดลง 110 ล้านบาท (3) การขอปรับกรอบวงเงินลงทุนส่งผลให้เงินลงทุนเพิ่มสูงขึ้นที่ 13,590 ล้านบาท เกินกรอบที่ ครม. ได้อนุมัติไว้เดิมที่ 11,000 ล้านบาท จึงเห็นควรให้เสนอ กพช. และ ครม.เพื่อพิจารณาอนุมัติกรอบวงเงินเพิ่มเติม ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2565 คณะอนุกรรมการฯ มีมติเห็นชอบให้นำข้อเสนอของ ปตท. เรื่อง ขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกง ไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ จากเดิมวงเงิน 11,000 ล้านบาท เป็นวงเงิน 13,590 ล้านบาท เสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป และเมื่อวันที่ 16 มกราคม 2566 สำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือแจ้งผลการจัดทำผลกระทบ จากการปรับเพิ่มเงินลงทุนของโครงการฯ พบว่า การปรับเพิ่มวงเงินลงทุนจากเดิม 11,000 ล้านบาท เป็น 13,590 ล้านบาท จะส่งผลให้อัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติ ทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ ส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) รอบการกำกับปี 2565 ถึง ปี 2569 สำหรับพื้นที่ 3 (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่ง) เพิ่มขึ้นประมาณ 0.0027 บาทต่อล้านบีทียู และส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าเพิ่มขึ้นประมาณ 0.0016 สตางค์ต่อหน่วย คำนวณโดยใช้สมมุติฐานการกำหนดอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ ส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) ที่ กกพ. มีมติเห็นชอบเห็นชอบเมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2565
4. กบง. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 ได้พิจารณาเรื่อง การทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ โดยมีมติเห็นชอบให้ปรับวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ของ ปตท. ที่ กพช. ได้อนุมัติไว้เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 จากเดิมวงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท เป็น 13,590 ล้านบาท และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป และฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า การขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการของ ปตท. สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไปจากแนวทางเลือกในการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่เปลี่ยนแปลงไป จากเดิมที่คาดว่าเป็นการวางท่อตามแนวถนนสุขุมวิท เป็นการวางท่อใต้แนวสายส่งไฟฟ้าแรงสูงซึ่งมีพื้นที่ที่จำกัดแทน จึงต้องใช้วิธี Direct Pipe ซึ่งมีต้นทุนค่าก่อสร้างสูงกว่าการวางท่อตามแนวถนนสุขุมวิท รวมทั้งค่าเงินบาทที่อ่อนค่าลง จากเดิมที่ได้ประเมินในการขออนุมัติโครงการปี 2564 ที่ประมาณ 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ มาอยู่ที่ประมาณ 33 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ในเดือนมกราคม 2566 ประกอบกับราคาท่อเหล็กที่ปรับตัวสูงขึ้นและมีแนวโน้มปรับขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยขอให้ ปตท. บริหารจัดการโครงการอย่างมีประสิทธิภาพภายใต้วงเงินที่ขอทบทวนในครั้งนี้ และขอให้ กกพ. พิจารณาการส่งผ่านภาระดังกล่าว ไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นตามการใช้งานจริง และสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประเทศและประชาชน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ปรับวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้อนุมัติไว้เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 จากเดิมวงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท เป็น 13,590 ล้านบาท
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน พิจารณาการส่งผ่านภาระการลงทุนโครงการที่เพิ่มขึ้นซึ่งส่งผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคต ไปยังผู้ใช้พลังงาน ได้เท่าที่จำเป็นและสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 ได้มีมติเห็นชอบแต่งตั้งคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน (คณะกรรมการฯ) ซึ่งนายกรัฐมนตรีได้มอบหมายให้รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์) เป็นประธานกรรมการฯ ซึ่งกระทรวงพลังงาน (พน.) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการ ได้ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องตามข้อเสนอแนวทางดำเนินการปฏิรูปประเด็นที่ 17 การส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน ดังนี้ (1) คณะกรรมการฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2564 ได้รับทราบผลการศึกษาโอกาสและความเป็นไปได้ในการส่งเสริมอุตสาหกรรมการผลิตแบตเตอรี่ เป็นอุตสาหกรรมอนาคตของประเทศ และมีมติเห็นชอบเป้าหมายเบื้องต้นของการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน คือ เพื่อให้ประเทศไทยเป็นฐานการผลิตแบตเตอรี่รายใหญ่ของอาเซียน เกิดอุตสาหกรรมใหม่ที่สร้างรายได้ให้กับประเทศ รองรับอุตสาหกรรมยานยนต์ไฟฟ้าและการใช้งานในระบบไฟฟ้าของประเทศ สู่การพัฒนาอย่างยั่งยืน และเห็นชอบกรอบแนวทางการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน 4 ด้าน ได้แก่ ด้านที่ 1 การส่งเสริมการใช้ ด้านที่ 2 การส่งเสริมการผลิต ด้านที่ 3 การพัฒนา/ปรับปรุงมาตรฐานและกฎหมาย ที่เกี่ยวข้อง และด้านที่ 4 การส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาและสร้างบุคลากร และมอบหมายให้ สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องร่วมกันจัดทำรายละเอียดเป้าหมายการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน เพื่อเสนอคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน พิจารณาต่อไป ต่อมาสนพ. ได้ดำเนินโครงการศึกษาเพื่อจัดทำแผนปฏิบัติการส่งเสริมอุตสาหกรรมการผลิตระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อ 1) กำหนดทิศทางการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ที่ชัดเจน 2) กำหนดเป้าหมายการพัฒนาและจัดทำแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ และ 3) จัดทำข้อเสนอแนะการปรับปรุงการวางแผนด้านพลังงาน ให้มีการนำระบบกักเก็บพลังงานมาใช้ในระบบโครงข่ายไฟฟ้าของประเทศในระดับ G (Generation) - T (Transmission) – D (Distribution) - R (Retail) ซึ่งโครงการแล้วเสร็จในวันที่ 18 เมษายน 2565 (2) คณะกรรมการฯ เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2565 ได้รับทราบผลการจัดทำแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 – 2575 และมีมติเห็นชอบแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575 ตามที่ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการฯ นำเสนอ และให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการฯ ติดตามการดำเนินงานตามแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 – 2575 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการฯ เสนอแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575 ต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. สรุปแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 – 2575
2.1 เป้าหมาย คือ การพัฒนาอุตสาหกรรมแบตเตอรี่ให้เป็นกลไกหนึ่งในการขับเคลื่อนเศรษฐกิจ ตามแนวทางของอุตสาหกรรม New S Curve ของประเทศไทย โดยมีทิศทางการส่งเสริม คือ การสร้าง Demand และ Ecosystem ในการขับเคลื่อนอุตสาหกรรม และมุ่งสู่เป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) มีการวาง Positioning แบตเตอรี่ไทยให้มีการปล่อยคาร์บอนเป็นศูนย์ (Zero Emission Battery) เพื่อไม่ส่งต่อภาระให้ผู้ใช้งาน (Demand) และเพิ่มความสามารถการแข่งขันใน Value Chain ของผู้ผลิตหรือผู้ประกอบการโดยที่ ราคาและคุณภาพ ยังเป็น Market Average และมีปัจจัยความสำเร็จ (Key Success) ของการส่งเสริมอุตสาหกรรมแบตเตอรี่ ได้แก่ Scale เป็นการสร้าง Demand ขนาดใหญ่ที่จูงใจนักลงทุน และ Speed คือ ความรวดเร็วของภาครัฐในการกำหนดนโยบายและการสร้าง Ecosystem เพื่อดึงดูด นักลงทุนและเตรียมความพร้อมด้านต่าง ๆ ให้รองรับการพัฒนาอุตสาหกรรมแบตเตอรี่
2.2 แนวทางการส่งเสริมให้แบตเตอรี่เป็นอุตสาหกรรม New S Curve จะครอบคลุม 4 ยุทธศาสตร์ ดังนี้
2.2.1 การใช้ระบบกักเก็บพลังงาน มุ่งเน้นการส่งเสริมให้เกิดการใช้แบตเตอรี่ในประเทศ โดยใช้ Demand ภาครัฐในการขับเคลื่อนอุตสาหกรรมแบตเตอรี่ (Demand Driven) ประกอบด้วย 6 แนวทาง ครอบคลุมใน 2 ภาคส่วนคือ ภาคระบบโครงข่ายไฟฟ้า และภาคยานยนต์ไฟฟ้า ได้แก่ แนวทางที่ 1 การปรับรูปแบบสัญญาการซื้อขายไฟฟ้า (Exist Variable Renewable Energy (VRE) : Non-Firm Power Purchase Agreement (PPA) to Semi/Firm PPA) เป็นการส่งเสริมให้มีการปรับรูปแบบสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีความผันผวน (Variable Renewable Energy : VRE) ที่เป็นสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทไม่บังคับปริมาณซื้อขายไฟฟ้า (Non-Firm PPA) จากผู้ผลิตรายเดิม ให้เป็นสัญญาการซื้อขายไฟฟ้าแบบกึ่งบังคับหรือบังคับปริมาณซื้อขายไฟฟ้า (Semi-Firm/Firm PPA) โดยการติดตั้งแบตเตอรี่ร่วมกับแหล่งผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเดิม แนวทางที่ 2 การส่งเสริมการติดตั้ง BESS ร่วมกับ VRE (New VRE Integration) เป็นการส่งเสริมให้มีการติดตั้งระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ร่วมกับแหล่งผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีความผันผวน (VRE) ในผู้ผลิตและผู้ใช้งานรายใหม่ แนวทางที่ 3 การใช้ BESS เพื่อชะลอการลงทุนขยายสายส่งและสายจำหน่ายไฟฟ้า(Transmissions Line and Distribution Line (T&D) Investment Deferral) เป็นการส่งเสริมให้นำแบตเตอรี่มาใช้เพื่อชะลอการลงทุนการขยายสายส่ง/สายจำหน่าย ในกรณีที่ระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าเกิดปัญหาความแออัด และปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ส่งได้จำกัดในบางช่วงเวลา แนวทางที่ 4 การรับซื้อบริการไฟฟ้าเพื่อเสริมความมั่นคงจาก BESS (Battery Ancillary Services) เป็นการส่งเสริมการรับซื้อบริการไฟฟ้าที่เป็น Ancillary Services จากแบตเตอรี่ เพื่อใช้เสริมความมั่นคงในระบบโครงข่ายไฟฟ้า ทดแทนโรงไฟฟ้าแบบดั้งเดิม (โรงไฟฟ้าถ่านหิน และกังหันก๊าซ) แนวทางที่ 5 การเปลี่ยนยานยนต์ของภาครัฐ และสัมปทานภาครัฐเป็นยานยนต์ไฟฟ้า(Government Vehicles to Electric Vehicle (EV)) เป็นการเปลี่ยนยานยนต์ของภาครัฐ รัฐวิสาหกิจ และรถขนส่งมวลชน รวมไปถึงรถส่งสินค้าที่เป็นสัมปทานของภาครัฐให้เป็นยานยนต์ไฟฟ้า (EV) และมีการใช้แบตเตอรี่ที่ผลิตในประเทศไทยร่วมด้วย และแนวทางที่ 6 การมอบสิทธิประโยชน์ต่างๆ สำหรับผู้ใช้ BESS ที่ผลิตในประเทศ (Direct Financial Support) เป็นการให้การสนับสนุนกับผู้ที่เลือกใช้แบตเตอรี่ที่ผลิตในประเทศ โดยการมอบสิทธิประโยชน์ต่าง ๆ ที่ผู้ใช้พึงจะได้ เช่น มาตรการทางภาษี/ส่วนลดไปที่ผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้า/ส่วนลดการการเดินระบบและซ่อมบำรุง (Operate and Maintenance (O&M)) เป็นต้น
2.2.2 การผลิตระบบกักเก็บพลังงาน เป็นการส่งเสริมให้เกิดความสามารถในการแข่งขันการผลิตของประเทศในห่วงโซ่มูลค่า และการผลิตแบตเตอรี่เพื่อความยั่งยืนในประเทศ ประกอบด้วย 3 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 การส่งเสริมความร่วมมือ Government to Government (G2G) และ Business to Business (B2B) เพื่อพัฒนาอุตสาหกรรม BESS กับกลุ่มประเทศในห่วงโซ่อุปทาน (G2G & B2B Battery Value Chain Matching) เป็นกลไกของภาครัฐในการสนับสนุนและส่งเสริมภาคเอกชนร่วมมือกับประเทศที่มีแหล่งห่วงโซ่อุปทานให้เกิดพันธมิตรทางธุรกิจ (Strategic Partnership) เพื่อส่งเสริมความมั่นคงของห่วงโซ่มูลค่าแบตเตอรี่ (Battery Value Chain) แนวทางที่ 2 การอำนวยความสะดวกให้ภาคเอกชนโดยจัดตั้ง One-Stop-Service (Ease of Doing Business) เป็นการส่งเสริมและสนับสนุนจุดแข็งของประเทศไทยในการเอื้อให้เกิดการดำเนินธุรกิจ (Ease of Doing Business) เป็นการอำนวยความสะดวกให้กับเอกชนทั้งไทยและต่างประเทศ โดยจัดตั้ง One-Stop-Service (OSS) ประสานเชื่อมโยงภาคเอกชนกับหน่วยงานภาครัฐ หรือผู้กำหนดนโยบายที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้ Flow ในการดำเนินธุรกิจมีคล่องตัวและรวดเร็วมากขึ้น และแนวทางที่ 3 การส่งเสริมโรงงานผลิต BESS ที่มีการปล่อยคาร์บอนเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality support by Thai Government) เป็นการส่งเสริมโรงงานผลิตแบตเตอรี่ให้มีการปล่อยคาร์บอนเป็นศูนย์
2.2.3 กฎหมาย และมาตรฐาน มุ่งเน้นการปรับปรุงกระบวนการทางกฎหมาย กฎระเบียบต่าง ๆ และมาตรฐานของประเทศให้สามารถดึงดูดนักลงทุนให้เข้ามาดำเนินธุรกิจในประเทศ ได้เพิ่มขึ้น และเพิ่มความสามารถในการแข่งขัน ได้แก่ แนวทางที่ 1 การสร้างมาตรฐานสำหรับผู้ใช้งาน BESS ทางด้านคุณภาพและความปลอดภัย (Standard (Production, Safety, Utilization, Waste)) เป็นเรื่องของการสร้างมาตรฐานสำหรับผู้ใช้งานแบตเตอรี่ กำหนดให้แบตเตอรี่ที่นำมาใช้งานต้องผ่านการทดสอบมาตรฐานทั้งทางด้านคุณภาพและความปลอดภัย รวมไปถึงการออกข้อกำหนดหรือมาตรฐานในการใช้งานแบตเตอรี่สำหรับ applications ต่าง ๆ ตลอดจนการออกข้อกำหนดหรือมาตรฐานในการนำแบตเตอรี่กลับมาใช้ใหม่ การทิ้ง การ recycle และการกำจัดเพื่อความปลอดภัยและยั่งยืน แนวทางที่ 2 การแก้ไขปรับปรุงกระบวนการทางกฎหมาย กฎระเบียบ มาตรการต่าง ๆ ของประเทศที่เป็นอุปสรรคต่อการแข่งขันธุรกิจ (Revision of Regulation) เป็นการเร่งปรับปรุงกระบวนการทางกฎหมาย กฎระเบียบ มาตรการต่าง ๆ ของประเทศ ที่เป็นอุปสรรคต่อการดำเนินธุรกิจและการค้าระหว่างประเทศ เพื่อให้ประเทศสามารถดึงดูดนักลงทุนให้เข้ามาดำเนินธุรกิจในประเทศได้เพิ่มขึ้น และเพิ่มความสามารถในการแข่งขัน
2.2.4 การวิจัยและพัฒนาและสร้างบุคลากรรองรับ เป็นการส่งเสริมการวิจัย และพัฒนานวัตกรรม และเป็นการส่งเสริมศักยภาพบุคลากรภายในประเทศ ได้แก่ แนวทางที่ 1 การจัดทำ Ecosystem ให้เอื้อต่อการวิจัยและพัฒนา BESS (Readiness Deployment) เน้นการสร้าง Ecosystem ให้เอื้อต่อการวิจัยและพัฒนาอุตสาหกรรมแบตเตอรี่ แนวทางที่ 2 การกำหนดประเด็นวิจัยสู่การพัฒนา ในอนาคต (Next Generation of ESS) ในระดับ Technology Readiness Level 1-6 เช่น Alterative material & technology (Solid state, Li-S, Metal-Air), green hydrogen และ Second-life, recycling technologies etc. / techno-economic of ESS in the local context แนวทางที่ 3 การส่งเสริมให้เกิดการเคลื่อนย้ายบุคลากรที่มีองค์ความรู้ BESS ในประเทศ (Human Resource Transfer) เป็นการส่งเสริมศักยภาพบุคลากรภายในประเทศ เป็นมาตรการที่เน้นการเร่งสร้างบุคลากรที่มีศักยภาพให้ได้ทั้งเชิงปริมาณและคุณภาพตลอดห่วงโซ่มูลค่าของอุตสาหกรรม และแนวทางที่ 4 การร่วมมือระหว่างภาคเอกชนกับสถานศึกษาผลิตบุคลากรเพื่อรองรับการพัฒนา BESS (Capacity Building in High Value Battery Chain) เป็นการสนับสนุนและส่งเสริมให้เกิดการสร้างทักษะใหม่และการเสริมหรือพัฒนาทักษะของบุคลากรเดิม (New skill, Reskill & Upskill) ในอุตสาหกรรมยานยนต์และอุตสาหกรรมการผลิตเดิม รวมถึงบุคลากรของ 3 การไฟฟ้าฯ และสร้างบุคลากรให้มีทักษะในห่วงโซ่มูลค่าของแบตเตอรี่ที่มีมูลค่าสูง (High Value Battery Chain) เพื่อแสดงความพร้อมในการพัฒนากำลังคนสมรรถนะสูงรองรับภาคการผลิตและบริการในระยะยาว
2.2.5 ผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจากการดำเนินงานตามแผนปฏิบัติการ การส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 – 2575 ทำให้เกิดอุตสาหกรรมการผลิตแบตเตอรี่และอุตสาหกรรมต่อเนื่องในประเทศที่รองรับแนวทางของอุตสาหกรรมอนาคต (New S-Curve) เพิ่มความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ เกิดการพัฒนาเทคโนโลยีใหม่และนวัตกรรม เกิดการพัฒนาทักษะของบุคลากรและแรงงานในประเทศ เกิดการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านการวิจัย และพัฒนาของประเทศ เกิดการพัฒนาปรับปรุงมาตรฐานและกฎหมายของประเทศให้มีความทันสมัย มีการขยายตัวของอุตสาหกรรมที่เกี่ยวข้อง เพิ่ม/กระตุ้นให้เกิดการส่งเสริมการใช้เทคโนโลยีพลังงานสะอาด และทำให้ประเทศมีความพร้อมในการไปสู่เป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน ในปี 2050
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575
2. มอบหมายให้ คณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน กำกับติดตาม การดำเนินงานตามแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575 และรายงานต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อทราบต่อไป
เรื่องที่ 5 ผลการวินิจฉัยของศาลรัฐธรรมนูญ
สรุปสาระสำคัญ
1. ด้วย นายสุทธิพร ปทุมเทวาภิบาล (ผู้ร้อง) ได้ยื่นคำร้องขอให้ศาลรัฐธรรมนูญพิจารณาวินิจฉัย ตามรัฐธรรมนูญมาตรา 51 ว่า กระทรวงพลังงานกำหนดยุทธศาสตร์กระทรวงพลังงาน (พ.ศ. 2559 - 2563) และแผนพัฒนกำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ทำให้สัดส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าของรัฐลดลงต่ำกว่าร้อยละห้าสิบเอ็ด เป็นการกระทำที่ขัดหรือแย้งต่อรัฐธรรมนูญมาตรา 56 ประกอบมาตรา 3 วรรคสอง โดยมีผู้ถูกร้องประกอบด้วยกระทรวงพลังงาน (พน.) (ผู้ถูกร้องที่ 1) และคณะรัฐมนตรี (ผู้ถูกร้องที่ 2) โดยเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2566 ศาลรัฐธรรมนูญวินิจฉัยว่าการกระทำของ พน. (ผู้ถูกร้องที่ 1) และคณะรัฐมนตรี (ผู้ถูกร้องที่ 2) ที่ให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเป็นการปฏิบัติหน้าที่ถูกต้องครบถ้วนตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสอง วรรคสาม และวรรคสี่ ประกอบมาตรา 3 วรรคสอง โดยคำวินิจฉัยดังกล่าว มีรายละเอียดในสาระสำคัญ ดังนี้
1.1 รัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พุทธศักราช 2560 มาตรา 56 วรรคสอง เป็นบทบัญญัติที่มีหลักการมาจากรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พุทธศักราช 2550 มาตรา 84(11) ซึ่งบัญญัติขึ้นในสถานการณ์ที่บ้านเมืองในขณะนั้นประสบปัญหาทางกฎหมายเกี่ยวกับการแปรรูปรัฐวิสาหกิจที่ยังไม่ชัดเจน จึงกำหนดหลักการที่คุ้มครองกรรมสิทธิ์ของรัฐที่มีอยู่เดิมในโครงสร้างหรือโครงข่ายขั้นพื้นฐานของกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐาน เพื่อมิให้รัฐกระทำการใดให้โครงสร้างหรือโครงข่ายขั้นพื้นฐานของกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานที่เป็นของรัฐตกเป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชน หรือทำให้รัฐถือหุ้นน้อยกว่าเอกชน แต่ไม่ได้ห้ามให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการจัดหรือดำเนินการให้มีสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐาน ดังนั้น การให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเป็นกรณีที่รัฐดำเนินการให้มีพลังงานไฟฟ้าที่เป็นสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานอย่างเพียงพอและทั่วถึงสอดคล้องกับเจตนารมณ์ของรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 และสอดคล้องกับพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 โดยเอกชนที่ได้รับอนุญาตต้องจัดให้มีโรงงานไฟฟ้า แหล่งผลิตไฟฟ้า หรือระบบโครงข่ายไฟฟ้าที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้า ทรัพย์สินที่เอกชนจัดหามาประกอบกิจการจึงเป็นทรัพย์สินของเอกชน แม้การผลิตไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนจะมีสัดส่วน หรือกำลังการผลิตเกินกว่าร้อยละห้าสิบเอ็ด แต่มิใช่โครงสร้างหรือโครงข่ายพื้นฐานของกิจการไฟฟ้าที่เป็นสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานของรัฐตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสอง โดยไม่ทำให้สัดส่วนความเป็นเจ้าของในโครงสร้างหรือโครงข่ายขั้นพื้นฐานของกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานของรัฐลดน้อยลง แต่อย่างใด อีกทั้งการที่รัฐอนุญาตให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วม ในการผลิตไฟฟ้าไม่มีผลกระทบต่อความมั่นคงของรัฐ เนื่องจากรัฐยังคงไว้ซึ่งเอกสิทธิ์หรืออำนาจในการควบคุมสั่งการให้เอกชนผลิตไฟฟ้าเพื่อรักษาความมั่นคงของรัฐได้ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550
1.2 การที่รัฐให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าไม่ได้มีผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า ที่เรียกเก็บจากประชาชน เนื่องจากตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสามและวรรคสี่ มีเจตนารมณ์เพื่อคุ้มครองประโยชน์ของประชาชน โดยรัฐต้องดูแลเพื่อให้ได้รับประโยชน์ตอบแทนอย่างเป็นธรรม คำนึงถึง การลงทุนของรัฐ ประโยชน์ที่รัฐและเอกชนจะได้รับ และค่าบริการที่จะเรียกเก็บจากประชาชนประกอบกัน และต้องดูแลมิให้มีการเรียกเก็บค่าบริการจนเป็นภาระแก่ประชาชนเกินสมควร ซึ่งอัตราค่าไฟฟ้าที่ประชาชนต้องจ่ายในหนึ่งหน่วยสะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริงและคำนึงถึงผลตอบแทนที่เหมาะสมของการลงทุน ไม่ว่าจะเป็น การลงทุนของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) หรือการลงทุนของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน โดยอัตราค่าบริการดังกล่าวต้องเพียงพอที่จะทำให้การจัดทำสาธารณูปโภคมีประสิทธิภาพ สร้างแรงจูงใจให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพ และมีความเป็นธรรมกับทุกฝ่ายที่เกี่ยวข้อง ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 65(1) ถึง (4) อีกทั้งการก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อทดแทนโรงไฟฟ้าเดิมที่หมดอายุและรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น รัฐอาจต้องใช้งบประมาณจำนวนมากกว่าสองแสนล้านบาทต่อปี ซึ่งกระทบต่อหนี้สาธารณะของประเทศ จึงมีความจำเป็นต้องให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการไฟฟ้าเพื่อให้ประเทศมีพลังงานไฟฟ้าอย่างเพียงพอและทั่วถึงโดยคำนึงถึงการลงทุนของรัฐ ประโยชน์ที่รัฐและเอกชนจะได้รับและค่าบริการที่เรียกเก็บจากประชาชนประกอบกันด้วย นอกจากนั้น ค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) สูงกว่าความเป็นจริง เนื่องจากสมมติฐานหรือตัวแปรที่ใช้ในการพยากรณ์เปลี่ยนแปลงไป เช่น สถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (Covid-19) ตั้งแต่ปี 2562 ถึงปัจจุบัน ส่งผลให้ปริมาณการใช้ไฟฟ้าลดลง และจากข้อมูลความสัมพันธ์ระหว่างกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง ค่าไฟฟ้า และราคาก๊าซธรรมชาติ พบว่าต้นเหตุที่ทำให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้นไม่ได้มีสาเหตุจากกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่เพิ่มขึ้น แต่เป็นปัจจัยจากราคา ก๊าชธรรมชาติที่สูงขึ้นทำให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้น จึงเห็นได้ว่าอัตราค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากประชาชนไม่ได้แปรผันโดยตรงกับการเปิดโอกาสให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าและขายให้แก่รัฐแต่อย่างใด
1.3 กิจการพลังงานไฟฟ้าเป็นกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานของรัฐอันจำเป็นต่อการดำรงชีวิตของประชาชนและส่งผลต่อความมั่นคงของรัฐ รัฐจำเป็นต้องดำเนินกิจการพลังงานไฟฟ้า เพื่อประโยชน์ส่วนรวมของประเทศชาติและความผาสุกของประชาชนโดยรวม การผลิตไฟฟ้าที่เปิดโอกาส ให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมเพื่อให้การประกอบกิจการพลังงานเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ มีความมั่นคง มีปริมาณเพียงพอและทั่วถึงในราคาที่เป็นธรรมและมีคุณภาพที่ได้มาตรฐาน ตอบสนองต่อความต้องการภายในประเทศและการพัฒนาประเทศ จำเป็นต้องพิจารณาความมั่นคงของรัฐและประโยชน์ส่วนรวม ของประชาชน โดยมีข้อแนะนำว่ารัฐโดยคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต้องดำเนินการกำหนดกรอบหรือเพดานของสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชน ในระบบผลิตไฟฟ้าของประเทศ และกำหนดปริมาณไฟฟ้าสำรองอันเกี่ยวกับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชนอันส่งผลต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากประชาชนให้สอดคล้องและใกล้เคียงกับความเป็นจริงตามความต้องการใช้ไฟฟ้าของทั้งประเทศในแต่ละช่วงเวลา หากกำหนดกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูงเกินสมควร และก่อให้เกิด ความเสียหายแก่ประโยชน์สาธารณะอาจถูกดำเนินการโดยองค์กรอื่นหรือศาลอื่นได้
1.4 อาศัยเหตุผลข้างต้นดังกล่าว จึงวินิจฉัยว่าการกระทำของ พน. (ผู้ถูกร้องที่ 1) และคณะรัฐมนตรี (ผู้ถูกร้องที่ 2) ที่ให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเป็นการปฏิบัติหน้าที่ถูกต้องครบถ้วนตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสอง วรรคสามและวรรคสี่ ประกอบมาตรา 3 วรรคสอง
2. พน. ได้มีการพิจารณาแนวทางการดำเนินการตามข้อแนะนำของศาลรัฐธรรมนูญ ดังนี้
2.1 การดำเนินการเกี่ยวกับการกำหนดกรอบหรือเพดานของสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชน ในระบบผลิตไฟฟ้าของประเทศ
2.1.1 พน. ดำเนินการจัดทำ PDP โดยมีหลักการที่สำคัญ 3 ด้าน ได้แก่ ด้านความมั่นคงทางพลังงาน (Security) ด้านเศรษฐกิจ (Economy) และด้านสิ่งแวดล้อม (Ecology) เพื่อใช้เป็นแผนหลักในการจัดหาพลังงานไฟฟ้าของประเทศให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศ สามารถรองรับการเติบโตทางเศรษฐกิจของประเทศและการขยายตัวของประชากรได้ โดยคำนึงถึงความมั่นคงการกระจายเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าเพื่อลดความเสี่ยงจากการพึ่งพาเชื้อเพลิงชนิดใดชนิดหนึ่ง ศักยภาพการผลิตไฟฟ้าเชิงพื้นที่ ทั้งในด้านเชื้อเพลิง ความพร้อมของโครงสร้างพื้นฐาน และการยอมรับของประชาชนในพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้า รวมถึงเป้าหมายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อม ลดการพึ่งพาการนำเข้าเชื้อเพลิงจากต่างประเทศ และเพื่อสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายการลดการปลดปล่อย ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ตามที่ให้สัตยาบันไว้กับประชาคมโลกได้ นอกจากนี้ พน. ยังได้พิจารณาถึงปัจจัย ด้านต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสมและสอดคล้องกับความก้าวหน้าของการพัฒนาเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้า เพื่อไม่ให้เกิดภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้าและเป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาเศรษฐกิจของประเทศ
2.1.2 การจัดหากำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP นั้น พน. ได้มีการจัดสรรให้กับผู้ผลิตไฟฟ้า แต่ละรายไว้อย่างชัดเจน โดยกำลังผลิตไฟฟ้าที่ให้ กฟผ. เป็นผู้พัฒนา กฟผ. สามารถดำเนินการตามขั้นตอนเพื่อขออนุมัติการลงทุนและเริ่มพัฒนาโครงการได้ทันที ส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าที่ให้ภาคเอกชนเป็นผู้พัฒนานั้น จะเปิดให้มีการแข่งขันภายใต้ระเบียบ หลักเกณฑ์ และขั้นตอนการคัดเลือกที่กำหนดโดย กกพ. เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมแก่ทุกฝ่าย ซึ่งการที่ พน. เปิดให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้า ไม่ได้มีผลทำให้ความมั่นคง ด้านการผลิตไฟฟ้าของประเทศลดลง และไม่ได้มีผลทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของประเทศเพิ่มขึ้น หรือแตกต่างจากการที่รัฐดำเนินการเอง เนื่องจากภาครัฐมีกลไกหรือเงื่อนไขที่กำหนดไม่ให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า และผลตอบแทนของโรงไฟฟ้ารัฐและเอกชนมีกำไรสูงเกินไปจนเป็นการเอาเปรียบผู้ใช้ไฟฟ้าได้ เช่น การประมูลแข่งขันราคาโดยผู้ที่เสนอราคาไฟฟ้าต่ำที่สุดเท่านั้นที่จะได้รับการคัดเลือก การที่รัฐกำหนดราคารับซื้อให้สะท้อนต้นทุนเทคโนโลยีและการดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพด้วยผลตอบแทนที่เหมาะสมและไม่สูงเกินควร เป็นต้น รวมทั้งภาครัฐได้กำหนดให้โรงไฟฟ้าเอกชนต้องอยู่ภายใต้การควบคุมและกำกับดูแลของรัฐผ่านทางสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ที่เข้มงวดโดยกำหนดทั้งหน้าที่และความรับผิดชอบของโรงไฟฟ้า ตั้งแต่การพัฒนาโครงการไปจนถึงเมื่อดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ พร้อมทั้งกำหนดบทปรับและเงื่อนไขการผิดสัญญาในเรื่องสำคัญต่างๆ ไว้อย่างชัดเจน ทำให้รัฐไม่ต้องรับภาระความเสี่ยงใดๆ ในการผลิตไฟฟ้า และเป็นผลให้ประเทศได้ประโยชน์สูงสุดจากความสามารถในการจัดหาโรงไฟฟ้าที่มีเทคโนโลยีที่ดี คุณภาพดี และมีประสิทธิภาพสูงได้ในราคาที่ต่ำกว่ารัฐดำเนินการเองได้ ในขณะเดียวกันรัฐยังสามารถจัดสรรเงินงบประมาณที่เหลือจากการที่รัฐไม่ลงทุนสร้างโรงไฟฟ้าเอง ไปใช้ในการพัฒนาประเทศด้านอื่นๆ ที่ไม่มีผู้ใดสนใจลงทุนหรือด้านที่รัฐจำเป็นต้องเป็นผู้ดำเนินการเท่านั้น ได้ตามหน้าที่ของรัฐที่กำหนดไว้ในรัฐธรรมนูญ
2.1.3 นอกจากนี้ โรงไฟฟ้าทั้งหมดไม่ว่าจะเป็นโรงไฟฟ้าของรัฐหรือโรงไฟฟ้าของเอกชน ทั้งในประเทศและต่างประเทศ ต้องปฏิบัติตามข้อกำหนดเกี่ยวกับระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Grid Code) ที่การไฟฟ้ากำหนด และอยู่ภายใต้การควบคุมของศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator) ซึ่งเป็นกิจการภายใต้กิจการระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. ทำหน้าที่ในการวางแผนสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเพื่อให้ระบบไฟฟ้าของประเทศไทย มีความมั่นคง เชื่อถือได้ และมีคุณภาพ ด้วยต้นทุนที่เหมาะสมในการจำหน่ายไฟฟ้า ทั้งนี้ กฟผ. เป็นรัฐวิสาหกิจและเป็นหน่วยงานเดียวของประเทศที่ได้รับใบอนุญาตประกอบกิจการระบบส่งไฟฟ้าและกิจการควบคุมระบบไฟฟ้าตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ซึ่งเป็นกฎหมายที่ตราขึ้นเพื่อประโยชน์ในการกำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงานให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ มีความมั่นคง มีปริมาณเพียงพอและทั่วถึงในราคาที่เป็นธรรมและมีคุณภาพที่ได้มาตรฐาน ตอบสนองต่อความต้องการภายในประเทศและต่อการพัฒนาประเทศอย่างยั่งยืนในด้านสังคม เศรษฐกิจ และสิ่งแวดล้อม
2.1.4 พน. จึงมีความเห็นว่า การจัดสรรกำลังการผลิตไฟฟ้าภายใต้ PDP ควรต้องพิจารณาตามความเหมาะสมในด้านต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ประสิทธิภาพในการดำเนินงาน และความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพื่อประโยชน์ของประเทศชาติโดยภาพรวมเป็นหลักสำคัญ จึงได้กำหนดแนวนโยบายในการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการโดยภาครัฐ ดังต่อไปนี้ (1) ควรให้ กฟผ. แบ่งแยกบัญชีของกิจการผลิตไฟฟ้า (Generation) กิจการระบบส่งไฟฟ้า (Transmission) และกิจการศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator) พร้อมทั้งแยกบัญชีของโรงไฟฟ้าแต่ละแห่งออกจากกันอย่างชัดเจน เพื่อให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงของแต่ละกิจการและโรงไฟฟ้า สามารถพิจารณาต้นทุน ผลตอบแทน และประสิทธิภาพของแต่ละกิจการได้อย่างโปร่งใส เป็นธรรม และตรวจสอบได้ รวมทั้งเป็นการส่งเสริมให้เกิดการปรับปรุงประสิทธิภาพในการดำเนินงาน และเกิดการแข่งขันที่เท่าเทียมในกิจการผลิตไฟฟ้าต่อไป (2) ควรให้ กฟผ. จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Internal PPA) ระหว่างสายงานผลิตไฟฟ้าและสายงานระบบส่ง สำหรับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ทั้งโรงไฟฟ้าเก่าและโรงไฟฟ้าใหม่ โดยให้มีการกำหนดหน้าที่และความรับผิดชอบของโรงไฟฟ้า ตั้งแต่การพัฒนาโครงการไปจนถึงเมื่อดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ พร้อมทั้งบทปรับและเงื่อนไขการผิดสัญญาในเรื่องสำคัญต่างๆ อย่างชัดเจน และให้มีการบังคับใช้และกำกับดูแลให้เป็นไปในลักษณะเดียวกันกับสัญญา PPA ของโรงไฟฟ้าเอกชน ทุกประการ โดยมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแล หากในกรณีที่โรงไฟฟ้าของ กฟผ. มีบทปรับเกิดขึ้น กฟผ. จะต้องรับผิดชอบบทปรับด้วยการส่งคืนโดยนำไปลดค่าไฟฟ้าผันแปรอัตโนมัติ (Ft) ที่เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้าต่อไป ไม่สามารถนำมาส่งผ่านเป็นค่าไฟฟ้าได้ ทั้งนี้ เนื่องจากในปัจจุบันแม้ว่า กฟผ. จะได้เริ่มจัดทำสัญญา Internal PPA สำหรับการซื้อขายไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. ให้มีโครงสร้างแบบเดียวกับสัญญา PPA ของโรงไฟฟ้าเอกชนแล้วก็ตาม แต่สัญญา Internal PPA ยังมีเงื่อนไขที่สำคัญหลายประการแตกต่างไปจากของเอกชน เช่น ไม่มีกำหนดแผนการพัฒนาโรงไฟฟ้าที่ต้องปฏิบัติตาม ไม่มีการวางหลักประกัน ไม่มีการจัดหาประกันภัย ไม่มีการรับผิดชดใช้ค่าเสียหาย ไม่มีการจัดหาเชื้อเพลิงสำรอง ไม่มีบทปรับ รวมถึงไม่มีการนำเงื่อนไขในสัญญาไปบังคับใช้จริง โดยเป็นเพียงเอกสารที่จำลองขึ้นเพื่อส่งเสริมให้ กฟผ. มีการปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงานให้ใกล้เคียงกับเอกชนให้ได้มากที่สุดเท่านั้น ทำให้ กฟผ. ไม่มีภาระผูกพันตามสัญญาและไม่มีแรงจูงใจในการพัฒนาประสิทธิภาพให้ดียิ่งขึ้นแต่อย่างใด (3) สำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่ดำเนินการโดย กฟผ. ควรให้ กฟผ. จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Internal PPA) เช่นเดียวกับโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของเอกชน โดยให้มีการกำหนดเงื่อนไขสำคัญต่างๆ ในการพัฒนาและดำเนินโครงการโรงไฟฟ้า รวมถึงการจ่ายค่าไฟฟ้าที่สะท้อนต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าหรือปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตและจ่ายเข้าระบบได้จริง และอัตราผลตอบแทนที่เหมาะสม เช่นเดียวกับโรงไฟฟ้าเอกชน เนื่องจากในปัจจุบันโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของ กฟผ. จะได้รับเงินลงทุนบวกผลกำไรคืนในอัตราส่วนผลตอบแทนต่อเงินลงทุน (Return on Invested Capital : ROIC) ตามที่ภาครัฐกำหนด ไม่ว่าจะผลิตไฟฟ้าได้หรือไม่ กล่าวคือ ได้รับประกับผลตอบแทนโดยไม่มีความเสี่ยงด้านเชื้อเพลิงใดๆ (4) ควรให้ กฟผ. ดำเนินการแยกศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator) เป็นนิติบุคคลใหม่ ที่เป็นอิสระจากกิจการผลิตไฟฟ้า ทำหน้าที่ในการควบคุมสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่เชื่อมต่ออยู่กับระบบโครงข่ายของประเทศตามหลักการประสิทธิภาพและต้นทุนการผลิตไฟฟ้า รวมถึงการดูแลด้านความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศ เพื่อให้เกิดความโปร่งใส เป็นธรรม สามารถรองรับการบริหารจัดการระบบไฟฟ้าที่มีแนวโน้มซับซ้อนยิ่งขึ้นในอนาคตได้ โดยการแยก System Operator ออกเป็นหน่วยงานควบคุมระบบอิสระนั้น เป็นโครงสร้างสากลที่เป็นที่ยอมรับทั่วโลก และไม่ได้ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าแต่อย่างใด ทั้งนี้ เนื่องจากก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าของประเทศและเป็นต้นทุนหลักของค่าไฟฟ้า จึงควรให้ ปตท. ดำเนินการจัดตั้ง Transmission System Operator (TSO) ซึ่งมีหน้าที่ในการบริหารโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของประเทศ เป็นนิติบุคคลใหม่ที่แยกเป็นอิสระจากธุรกิจจัดหา ค้าส่ง และจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้เกิดความโปร่งใสและเป็นธรรมในการให้บริการเช่นเดียวกัน และ (5) ควรมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินการตามข้อ (1) ถึง (4) ให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือน
2.2 การดำเนินการเกี่ยวกับการกำหนดปริมาณไฟฟ้าสำรองอันเกี่ยวกับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชนอันส่งผลต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากประชาชนให้สอดคล้องและใกล้เคียงกับความเป็นจริงตามความต้องการใช้ไฟฟ้าของทั้งประเทศในแต่ละช่วงเวลา โดยในการจัดทำ PDP พน. ได้มีการวางแผนจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าให้เพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ได้พิจารณาให้สอดคล้องกับอัตราเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ และกำหนดให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) เป็นเกณฑ์ที่ใช้วัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพื่อให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าเพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดและมีเผื่อสำรองไว้สำหรับรองรับการหยุดซ่อมบำรุงหรือเหตุฉุกเฉินที่อาจเกิดได้ในระบบผลิตหรือระบบส่งไฟฟ้า ซึ่งในการจัดทำแผน PDP พน. ได้มีการวางแผนจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าให้เพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ได้พิจารณาให้สอดคล้องกับอัตราเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ และกำหนดให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ปริมาณไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15 ของความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด เนื่องจากระบบผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยมีองค์ประกอบจากโรงไฟฟ้าที่มีความเสถียรเป็นส่วนใหญ่ ได้แก่ โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ และโรงไฟฟ้าถ่านหิน ส่วนโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนซึ่งไม่มีความเสถียรนั้นแม้ว่าจะมีอยู่บ้างแต่ก็ยังถือว่าเป็นสัดส่วนที่น้อย ทั้งนี้ ปริมาณกำลังไฟฟ้าสำรองอาจแตกต่างจากแผน เนื่องจากการใช้ไฟฟ้าไม่เป็นไปตามค่าพยากรณ์ที่จัดทำไว้ ณ ช่วงจัดทำแผน ซึ่งอาจเกิดจากเศรษฐกิจที่ไม่เติบโตตามที่คาดการณ์ หากพบว่าสภาวะเศรษฐกิจเปลี่ยนแปลงไปจากในช่วงของการจัดทำแผน PDP อย่างมีนัยสำคัญ พน. จะดำเนินการทบทวนค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าและจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป ซึ่งโดยปกติจะทำการทบทวนทุกๆ 3-5 ปี อย่างไรก็ดี กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ไม่ใช่ปัจจัยหลักที่มีผลทำให้ค่าไฟฟ้าเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นหรือลดลงแต่อย่างใด โดยปัจจัยสำคัญที่มีผลกระทบโดยตรงต่ออัตราค่าไฟฟ้ามาจากราคาก๊าซธรรมชาติ เพราะเป็นเชื้อเพลิงหลักที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าของประเทศและค่าเชื้อเพลิงเป็นองค์ประกอบใหญ่ของค่าไฟฟ้าโดยคิดเป็นสัดส่วนประมาณร้อยละ 70 ของค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้า และในปัจจุบัน พน. อยู่ระหว่างดำเนินการจัดทำ PDP ฉบับใหม่ ซึ่งจะมีการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นจำนวนมาก เพื่อให้สอดคล้องกับทิศทางพลังงานโลกที่มุ่งเน้นการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดเพื่อลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก ภายใต้กรอบนโยบายพลังงานที่สนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ภายในปี 2593 (ค.ศ. 2050) และเป้าหมายการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero Emission) ภายในปี 2608 (ค.ศ. 2065) ตามที่รัฐบาลไทยได้แสดงเจตนารมณ์ไว้ต่อประชาคมโลก ทำให้เกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) จำเป็นต้องเพิ่มสูงขึ้นกว่าร้อยละ 15 ตามสัดส่วนโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีมากขึ้นในระบบไฟฟ้า อย่างไรก็ดี พน. พิจารณาแล้วเห็นว่า ประเทศไทยควรปรับเปลี่ยนเกณฑ์วัดความมั่นคงระบบไฟฟ้าจากเกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) มาเป็นดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation : LOLE) เพื่อรองรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานที่จะเริ่มมีมากขึ้นในอนาคต และเพื่อให้การประเมินและการวางแผนความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศมีความแม่นยำมากขึ้น เนื่องจากเกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองไม่ได้พิจารณาถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าที่ครอบคลุมตลอดทุกช่วงเวลา และไม่สามารถพิจารณาความไม่แน่นอนที่อาจจะเกิดขึ้นในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าแต่ละประเภทได้ ในขณะที่ PDP ฉบับใหม่จะต้องมีการกำหนดให้มีการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนโดยเฉพาะพลังงานแสงอาทิตย์เพิ่มเข้ามาเป็นจำนวนมาก โดยถึงแม้จะมีระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่สูงแต่ก็อาจจะทำให้เกิดความเสี่ยงที่จะทำให้เกิดไฟฟ้าดับในบางช่วงเวลาได้ เช่น ช่วงเวลากลางคืนที่โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ ทั้งนี้ LOLE จะมีการพิจารณาความมั่นคงของระบบที่ครอบคลุมตลอดทุกช่วงเวลา คำนึงถึงสมรรถนะการทำงานของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าคำนึงถึงความไม่แน่นอนที่อาจจะเกิดขึ้นในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าแต่ละประเภท คำนึงถึงลักษณะของความต้องการใช้ไฟฟ้า (Load Profile) ซึ่งจะสะท้อนถึงคุณลักษณะของระบบตลอดทุกช่วงเวลา ดังนั้น การวางแผนโดยการใช้เกณฑ์ LOLE จึงมีความเหมาะสมกับสถานการณ์ระบบไฟฟ้าในปัจจุบันมากกว่าการใช้เกณฑ์ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองขั้นต่ำ อีกทั้งยังช่วยให้การวัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในประเทศไทยมีความสอดคล้องกับการผลิตและการใช้ไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงไปในปัจจุบัน รวมถึงรองรับการเพิ่มสัดส่วนไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้อย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งจะช่วยเสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานให้ประเทศได้อย่างยั่งยืน
3. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ได้รับทราบ คำวินิจฉัยของศาลรัฐธรรมนูญ และได้พิจารณาแนวทางการดำเนินการตามข้อแนะนำของศาลรัฐธรรมนูญตามที่ พน. เสนอ โดยมีมติดังนี้ (1) เห็นชอบแนวนโยบายในการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการ โดยภาครัฐ ตามแนวทางการดำเนินการตามข้อแนะนำของศาลรัฐธรรมนูญ และมอบหมายให้ กกพ. กฟผ. และ ปตท. ดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวต่อไป (2) เห็นชอบให้ยกเลิกการใช้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) และให้เปลี่ยนมาใช้ดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation: LOLE) เป็นเกณฑ์วัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป ทั้งนี้ กบง. มีความเห็นเพิ่มเติมว่าไม่ขัดข้องในการเปลี่ยนมาใช้ดัชนี LOLE เป็นเกณฑ์วัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้า แต่ควรพิจารณากำหนดค่าเกณฑ์ LOLE อย่างรอบคอบ รวมทั้งควรมีการประชาสัมพันธ์เพื่อสร้างความรู้ความเข้าใจต่อประชาชนเกี่ยวกับการใช้เกณฑ์ LOLE
มติของที่ประชุม
1. รับทราบคำวินิจฉัยศาลรัฐธรรมนูญ
2. เห็นชอบแนวนโยบายในการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการโดยภาครัฐ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวต่อไป
3. เห็นชอบให้ยกเลิกการใช้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) และให้เปลี่ยนมาใช้ดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation: LOLE) เป็นเกณฑ์วัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้า
เรื่องที่ 6 การทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบ แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรมต่อไป ทั้งนี้ ในช่วงปี 2564 ถึงปี 2565 สรุปการดำเนินงานที่สำคัญได้ ดังนี้ (1) การแยกธุรกิจบริหารจัดการโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยจัดตั้ง Transmission System Operator (TSO) เป็นนิติบุคคล โดยบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ปรับโครงสร้างแยกสายงานระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติออกจากหน่วยธุรกิจก๊าซธรรมชาติแล้วเสร็จตั้งแต่เดือนเมษายน 2561 (2) เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 กบง. ได้มีมติเห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG สำหรับปี 2565 ถึงปี 2567 รวม 4.5 5.2 และ 5.0 ล้านตัน ตามลำดับ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้บริหารจัดการ และกำกับดูแลต่อไป (3) เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 กพช. ได้เห็นชอบโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริม การแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 รวมทั้งกรอบระยะเวลาบังคับใช้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่านตามที่ กกพ. เสนอ และ (4) เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์ LNG Benchmark สำหรับการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และ/หรือสัญญา ระยะกลาง สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (Regulated Market) ตามที่ กกพ. เสนอ นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 กบง. ได้เห็นชอบนิยามกรอบระยะเวลาของสัญญา LNG และหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะสั้น สำหรับกลุ่ม Regulated Market เพื่อให้ กกพ. ใช้ในการกำกับดูแลการจัดหา LNG ต่อไป
2. จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (Covid-19) และความขัดแย้งทางการเมืองระหว่างประเทศ ส่งผลให้ราคาพลังงานโลกมีความผันผวนและปรับตัวสูงขึ้นอย่างรุนแรง โดยเฉพาะราคา LNG ที่มีการปรับตัวสูงขึ้นมาก ส่งผลต่อการขับเคลื่อนนโยบายการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ กระทรวงพลังงานได้ประชุมร่วมกับ LNG Shipper เพื่อรับฟังความเห็นเกี่ยวกับปัญหาและอุปสรรคจากการดำเนินงาน และได้นำผลการหารือมาจัดทำข้อเสนอการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 สรุปได้ 2 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 พบว่า จากสถานการณ์ราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้น ส่งผลให้ Shipper รายใหม่ในกลุ่ม Regulated Market ไม่สามารถแข่งขันกับ Shipper รายเดิมที่ใช้ราคา Pool Gas ได้ ส่วนที่ 2 หลักเกณฑ์และการกำกับดูแล มีประเด็น ดังนี้ (1) ความไม่ชัดเจนของปริมาณ Take or Pay ที่ Shipper รายเดิมทำไว้กับผู้ผลิต หรือ LNG Supplier ทำให้ขาดข้อมูลที่มีความน่าเชื่อถือและตรวจสอบได้ จึงควรกำหนดหน่วยงานที่มีหน้าที่ตรวจสอบข้อมูล Take or Pay ของ Shipper รายเดิมให้ชัดเจน อีกทั้งควรจำกัดขอบเขตและปริมาณของ Old Supply (2) หลักเกณฑ์ด้านราคา LNG นำเข้าไม่สอดคล้องกับสภาวะตลาดที่มีความผันผวนและเปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็ว รวมถึงขั้นตอนและระยะเวลาการพิจารณาจากภาครัฐมีความล่าช้า และเป็นอุปสรรคต่อการจัดหา LNG ส่งผลให้ Shipper เกิดความเสี่ยงจากการถูกผู้ค้าทิ้งการเสนอราคา (3) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ 1) ควรมีผู้ให้บริการในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่เป็นหน่วยงานอิสระ โดยภาครัฐควรกำหนดกรอบเวลาที่ต้องดำเนินการให้แล้วเสร็จอย่างชัดเจน 2) ควรกำหนดหลักเกณฑ์ให้สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ของ LNG Terminal 3) การบริหารจัดการท่อควรมีความยืดหยุ่น เช่น การเปิดให้ Shipper สามารถโอนสิทธิซื้อขายก๊าซ และความสามารถในการจัดส่งระหว่างกันในระบบท่อได้ในภาวะปกติ เป็นต้น 4) มีการกำหนดหลักเกณฑ์การบริหารปริมาณในระบบท่อส่งก๊าซ (การปรับ Imbalance และ Overused) ให้ยืดหยุ่นสอดคล้องกับสถานการณ์การใช้ก๊าซที่มีความผันผวน รวมถึงให้ TSO ทำหน้าที่เป็นผู้จัดหาก๊าซในการรักษาสมดุลในระบบท่อส่งก๊าซ 5) การกำหนดบทปรับตาม TPA Code หรือสัญญาควรมีความสมดุลระหว่างผู้ใช้บริการกับผู้ให้บริการ 6) มีการกำหนดหลักเกณฑ์ด้านราคาซื้อขาย และวิธีการดำเนินการที่ชัดเจน ทั้งหลักเกณฑ์สำหรับผู้ให้บริการในระบบท่อส่งก๊าซ และหลักเกณฑ์สำหรับ Shipper ควรมีการปรับปรุง TPA Code ให้สอดคล้องกับสถานการณ์ และควรเปิดให้มี TPA Code สำหรับระบบท่อในทะเล (4) การบริหารจัดการสถานีบริการแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ (LNG Terminal) 1) ควรมีการกำหนดหลักเกณฑ์การซื้อขาย LNG ที่อยู่ใน LNG Terminal ระหว่าง Shipper ที่ชัดเจน ทั้งด้านราคาและวิธีการดำเนินการ 2) ทบทวน TPA Code รวมถึงเงื่อนไขร่างสัญญาการใช้บริการที่สอดคล้องกันให้มีความเหมาะสม ไม่สร้างภาระให้กับผู้ใช้บริการเกินความจำเป็น (5) โครงสร้างราคาก๊าซไม่ส่งเสริมให้ Shipper รายใหม่สามารถแข่งขันกับ Shipper รายเดิมได้ และ (6) ควรมีการตรวจสอบสภาพตลาดเป็นระยะ และปรับปรุงหลักเกณฑ์ให้สอดคล้องกับสภาพตลาดแต่ละระยะ ได้อย่างรวดเร็ว เพื่อส่งเสริมและรักษาให้มี Shipper หลายรายคงอยู่ในตลาด
3. ข้อเสนอการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 มีดังนี้
3.1 รูปแบบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ให้โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 แบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม คือ (1) กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในด้านปริมาณ คุณภาพ และราคา (Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคการผลิตไฟฟ้า ของ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPPs) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPPs) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPPs) รวมถึงผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรมและ NGV ที่มีการใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas ของประเทศ และ (2) กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในด้านปริมาณและคุณภาพ (Partially Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติที่ไม่มีการใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas ของประเทศ โดยแบ่งการดำเนินการในแต่ละส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 ธุรกิจต้นน้ำ (1) ให้ PTT Shipper บริหารจัดการ Old Supply ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้ในประเทศ (อ่าวไทยและบนบก) ก๊าซจากเมียนมา และการนำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะยาว ปริมาณ 5.2 ล้านตันต่อปี รวม 4 สัญญา ซึ่งได้ทำสัญญาไว้ก่อนวันที่ 1 เมษายน 2564 (2) Shipper ที่มีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติจากลูกค้าของตนเอง ทั้งในกลุ่ม Regulated และ Partially Regulated Market สามารถจัดหาและนำเข้า LNG ทั้งในรูปแบบสัญญาระยะสั้น กลาง หรือยาว รวมถึงจัดหาในรูปแบบตลาดจร (Spot LNG) เพื่อนำมาใช้กับภาคผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม หรือภาคธุรกิจอื่นๆ (3) มอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแล และกำหนดหลักเกณฑ์ให้มีการจัดหา LNG ตามปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay ทั้งนี้ ราคาการนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่ กพช. กำหนด และ (4) มอบหมายให้ ปตท. ทำหน้าที่แยกก๊าซธรรมชาติที่มาจากแหล่งก๊าซธรรมชาติในพื้นที่อ่าวไทย ผ่านโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (GSP) โดยก๊าซธรรมชาติที่ออกจาก GSP ให้ถือเป็นส่วนหนึ่งของ Old Supply ส่วนที่ 2 ธุรกิจกลางน้ำ (1) ให้ Shipper ทุกรายในกลุ่ม Regulated Market ขายก๊าซธรรมชาติ และ/หรือ LNG ที่จัดหาได้ให้กับ Pool Manager เพื่อนำไปรวมเป็น Pool Gas ของประเทศ และซื้อก๊าซธรรมชาติออกจาก Pool Gas ตามปริมาณที่จัดหาและนำเข้า Pool Gas (2) มอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้บริหารจัดการ Pool Gas ของประเทศ (Pool Manager) โดยให้จัดตั้งเป็นหน่วยงานที่แยกเป็นอิสระจาก ปตท. มีการจัดทำกระบวนการแบ่งขอบเขตงาน ที่ชัดเจน (Ring Fenced) และมีบทบาทหน้าที่ ดังนี้ 1) ทำสัญญาเพื่อรับซื้อก๊าซธรรมชาติจาก Shipper ทุกราย ในกลุ่ม Regulated Market ในราคาก๊าซธรรมชาติที่จัดหาโดย Shipper นั้นๆ รวมถึงอัตราค่าผ่านท่อในทะเลสำหรับกรณีก๊าซอ่าวไทย อัตราค่าผ่านท่อเพื่อนำส่งก๊าซมายังประเทศไทยสำหรับกรณีการนำเข้าก๊าซจากเมียนมา และค่าใช้จ่ายในการนำเข้าและค่าบริการสถานี LNG สำหรับกรณีการจัดหาในรูปแบบ LNG 2) ทำการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยของกลุ่ม Regulated Market (ราคา Pool Gas) และ 3) ทำสัญญาเพื่อขายก๊าซธรรมชาติให้กับ Shipper ทุกรายในกลุ่ม Regulated Market ในราคาเดียวกัน (ราคา Pool Gas) ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper นั้นๆ จัดหาและนำเข้า Pool Gas (3) มอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง Shipper ในกลุ่ม Regulated Market กับ Pool Manager (4) กำหนดให้ LNG Receiving Terminal และโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติสายประธาน (บนบก) จะต้องเปิดให้บุคคลที่ 3 สามารถมาใช้และเชื่อมต่อได้ (5) มอบหมายให้ กกพ. เร่งดำเนินการปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ ใน TPA Regime/TPA Code/TSO Framework/TSO Code ของ LNG Terminal และโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2566 และ (6) ให้จัดตั้ง TSO เป็นนิติบุคคลใหม่ โดยให้มีหน้าที่รวมไปถึงการบริหารจัดการการจัดส่งก๊าซธรรมชาติ บริการจัดการและรักษาสมดุลของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Balancing) และควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติ ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. โดยในกรณีที่มีความจำเป็นต้องใช้ Bypass Gas ในการควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติ ให้ TSO ปฏิบัติตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด ทั้งนี้ ให้ดำเนินการจัดตั้ง TSO เป็นนิติบุคคลใหม่ให้แล้วเสร็จภายในปี 2566 และส่วนที่ 3 ธุรกิจปลายน้ำ (1) ให้ Shipper ในกลุ่ม Regulated Market ซื้อก๊าซธรรมชาติจาก Pool Manager ในราคา Pool Gas ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติ และ/หรือ LNG ที่ Shipper นั้นๆ จัดหาและนำเข้า เพื่อนำไปจำหน่ายให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ (2) Shipper ในกลุ่ม Partially Regulated Market ให้ขาย LNG ให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติได้โดยตรง และ (3) ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ที่เป็นโรงไฟฟ้าของ กฟผ. IPPs SPPs และ VSPPs รวมถึง NGV ให้จัดอยู่ในกลุ่ม Regulated Market ส่วนผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติกลุ่มอื่นๆ สามารถเลือกที่จะอยู่ในกลุ่ม Regulated หรือ Partially Regulated Market ก็ได้
3.2 ให้ กกพ. เป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่พิจารณาการดำเนินการให้เป็นไปตามรูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
3.3 การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติ เก่า/ใหม่ (Old/New Supply /Demand) ประกอบด้วย (1) การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติ กำหนดให้ Old Supply คือ ก๊าซธรรมชาติจากการจัดหาที่มีสัญญาผูกพันระยะยาวแล้ว ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้ในประเทศ (ทั้งจากแหล่งก๊าซธรรมชาติอ่าวไทยและบนบก) ก๊าซจากเมียนมา และการนำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะยาว ปริมาณ 5.2 ล้านตันต่อปี รวม 4 สัญญา ได้แก่ สัญญากับ Qatar (2 ล้านตันต่อปี) Shell (1 ล้านตันต่อปี) BP (1 ล้านตันต่อปี) และ Petronas (1.2 ล้านตันต่อปี) ซึ่งได้ทำสัญญาไว้กับ supplier ก่อนวันที่ 1 เมษายน 2564 และ New Supply คือ ปริมาณ LNG นำเข้าที่ต้องจัดหาเพิ่มเติมนอกเหนือจาก Old Supply ซึ่งรวมถึงการนำเข้า LNG ปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี ของ ปตท. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 กรกฎาคม 2565 และ (2) การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาจากความต้องการก๊าซธรรมชาติ กำหนดให้ Old Demand คือ ความต้องการใช้ของโรงแยกก๊าซ โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่มีสัญญาผูกพันรูปแบบ Firm กับ ปตท. และโรงไฟฟ้าที่มีสัญญากับ ปตท. อยู่ในปัจจุบัน และเริ่มมีการใช้ก๊าซธรรมชาติตามสัญญาแล้วก่อนวันที่ 1 เมษายน 2564 ได้แก่ IPPs SPPs และ VSPPs รวมถึงภาคอุตสาหกรรมและ NGV ซึ่งมีสัญญาผูกพันแล้ว และ SPP Replacement ในส่วนที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบ และใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas และ New Demand ได้แก่ ความต้องการก๊าซธรรมชาติจากโรงไฟฟ้า และภาคอุตสาหกรรมที่จะลงนามสัญญาใหม่ และที่มีการลงนามสัญญาอยู่ในปัจจุบันแต่ยังไม่มีการเริ่มใช้ ก๊าซธรรมชาติก่อนวันที่ 1 เมษายน 2564 รวมถึงสัญญาที่มีการเริ่มใช้ก๊าซธรรมชาติไปแล้วแต่เป็นปริมาณ ความต้องการใช้ก๊าซที่เกินจาก Take or Pay ในส่วน Old Supply ของ PTT Shipper ทั้งนี้ ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายเดิมที่มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับ Shipper รายเดิม สามารถเจรจาตกลงกันระหว่างคู่สัญญาให้แก้ไขเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิกสัญญา (Re-Negotiation) ได้ เพื่อเตรียมพร้อมรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติต่อไปในอนาคต โดยสามารถซื้อก๊าซจาก Shipper รายใดก็ได้ภายใต้การกำกับของ กกพ.
3.4 การพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ประกอบด้วย (1) ปริมาณการนำเข้า LNG โดย 1) ให้ ปตท. กฟผ. และ Shipper ทุกรายจัดส่งข้อมูล Demand และ Supply รวมถึงภาระ Take or Pay ตลอดอายุสัญญาของสัญญาทั้งหมดของตนเอง อย่างชัดเจน โปร่งใส และสามารถตรวจสอบได้ ให้แก่ กกพ. ตามระเบียบหรือหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด และ 2) มอบหมายให้ กกพ. สนพ. ชธ. ร่วมกันพิจารณา Demand และ Supply ก๊าซธรรมชาติของประเทศ และนำเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ของประเทศ รวมถึงปริมาณการนำเข้า LNG ที่ไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแล และ (2) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยเพื่อความมั่นคงของระบบพลังงานของประเทศ มอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลและบริหารจัดการการใช้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ซึ่งรวมถึงการกำหนดปริมาณ การเรียกใช้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่เหมาะสม และปริมาณก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่ต้องทำการสำรองไว้ (Swing Gas) โดยข้อมูลที่เกี่ยวข้องมอบหมายให้ ชธ. รวบรวม ตรวจสอบ และแจ้งให้ กกพ. ทราบ ทั้งนี้ ให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์การใช้ Bypass Gas ได้ในกรณีมีความจำเป็น เช่น การทดสอบระบบ การควบคุมคุณภาพ ก๊าซธรรมชาติให้อยู่ในเกณฑ์ที่กำหนด และกรณีที่อาจกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงาน เป็นต้น
3.5 การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติและการกำหนดราคา LNG นำเข้า ประกอบด้วย (1) การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ 1) ราคาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ราคา Pool Gas ค่าบริการ ในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก 2) ราคา Pool Gas เป็นราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณของก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศ ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG 3) ราคาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศ เป็นราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติซึ่งรวมอัตราค่าผ่านท่อ ก๊าซธรรมชาติในทะเล 4) ราคาก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา เป็นราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติซึ่งรวมอัตราค่าผ่านท่อ เพื่อนำส่งมายังประเทศไทย 5) ราคาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้าเป็นราคา LNG ซึ่งรวมค่าใช้จ่ายในการนำเข้า และค่าบริการสถานี LNG 6) อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รายใหม่ต้องไปจองใช้บริการท่อก๊าซธรรมชาติจาก TSO ให้คำนวณเฉพาะค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบกเท่านั้น (ไม่รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ ในทะเล) และ 7) มอบหมายให้ กกพ. ไปดำเนินการทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่ทบทวนใหม่ เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป และ (2) การกำหนดราคา LNG นำเข้า ประกอบด้วย 1) ให้ยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ที่เห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ที่ให้ ปตท. ดำเนินการเพื่อจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี (ครม.) เพื่อให้ความเห็นภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ 2) การกำหนดหลักเกณฑ์การจัดหา LNG สำหรับทุก Shipper ในกลุ่ม Regulated Market มีดังนี้ 2.1) การจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว (10 ปีขึ้นไป) และ/หรือสัญญาระยะกลาง (5 ปีขึ้นไป แต่ไม่ถึง 10 ปี) มอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดของหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 ให้มีความสอดคล้องกับสภาวะตลาดทุกเดือน และภายหลังจากที่ การเจรจาราคาและเงื่อนไขหลักได้ข้อยุติ ให้นำเสนอต่อ กกพ. พิจารณาก่อนลงนามสัญญาซื้อขาย LNG และ 2.2) การจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะสั้นและสัญญา Spot โดยการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะสั้น (ต่ำกว่า 5 ปี) จะต้องไม่เกินราคา JKM ปรับด้วยค่าคงที่ (X) (JKM ± X) หรือราคาอ้างอิงก๊าซธรรมชาติ (Gas Link) หรืออ้างอิงราคาน้ำมัน (Oil Link) หรืออ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ (Hybrid) ขึ้นอยู่กับสภาวะตลาด ทั้งนี้ ประมาณการมูลค่านำเข้า LNG ด้วยราคาอ้างอิงที่เสนอโดยรวมตลอดอายุสัญญาจะต้องไม่เกินประมาณการมูลค่านำเข้าด้วยราคา JKM ± X โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาความเหมาะสมของค่าคงที่ (X) และเป็น ผู้กำกับดูแลและพิจารณาความคุ้มค่าที่เป็นประโยชน์สูงสุดต่อประเทศต่อไป ด้านการจัดหา LNG ด้วยสัญญา Spot จะต้องไม่เกินราคา JKM ปรับด้วยค่าคงที่ (X) (JKM ± X) โดยมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้พิจารณา ความเหมาะสมของค่าคงที่ (X) ทั้งนี้ ให้ กกพ. เป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่กำกับปริมาณและช่วงเวลาที่จะสามารถนำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะสั้นหรือ Spot LNG ได้ หากมีความจำเป็นต้องนำเข้าสัญญาระยะสั้นหรือ Spot LNG ที่ไม่สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ข้างต้น จะต้องได้รับความเห็นชอบจาก กกพ. เป็นรายครั้งไป และ 3) การจัดหา LNG สำหรับ Partially Regulated Market ให้ Shipper สามารถจัดหาและนำเข้า LNG ทั้งในรูปแบบสัญญาระยะสั้น ระยะกลาง หรือระยะยาว รวมถึงจัดหา Spot LNG ได้ ภายใต้การกำกับดูแลด้านปริมาณและคุณภาพการให้บริการของ กกพ.
3.6 มอบหมายให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเพื่อรองรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 ตามหลักการประสิทธิภาพ (Heat Rate) เพื่อใช้สำหรับโรงไฟฟ้าในส่วนที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงและขายไฟเข้าระบบ (Regulated Market)
3.7 มอบหมายให้ ปตท. เสนอแนวทางและรายละเอียดการปรับคุณภาพก๊าซธรรมชาติ (Changeover Day: C-Day) ต่อ กกพ. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับให้เกิดความเป็นธรรมต่อไป
3.8 มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการเปิด TPA ให้บุคคลที่ 3 สามารถเข้าใช้และเชื่อมต่อกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลได้ เพื่อส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นการลด การผูกขาด สร้างแรงจูงใจในการเพิ่มประสิทธิภาพในการดำเนินการของผู้ประกอบการ และเปิดโอกาสให้ผู้ใช้พลังงานมีความสามารถในการเข้าถึงทรัพยากรของประเทศได้อย่างเท่าเทียมกันต่อไปในอนาคต
3.9 ให้บรรดาคำสั่ง มติ ประกาศและการปฏิบัติงานทั้งหลายที่ดำเนินการภายใต้แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่ กพช. ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่มีผล ใช้บังคับอยู่ในวันที่ข้อเสนอการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ใช้บังคับ ยังคงมีผลใช้บังคับต่อไปจนกว่าจะได้มีคำสั่ง มติ หรือประกาศใดๆ ที่ออกบังคับใช้แทน
4. กบง. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ได้พิจารณาและมีมติเห็นชอบการทบทวนแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียดต่อไป ทั้งนี้ ที่ประชุมมีข้อสังเกตดังนี้ (1) ขอให้พิจารณาการดำเนินการตามข้อเสนอการทบทวนแนวทางฯ ในประเด็นการให้ Shipper ทุกราย ในกลุ่ม Regulated Market ขายก๊าซธรรมชาติ และ/หรือ LNG ที่จัดหาได้เพื่อนำไปรวมเป็น Pool Gas ของประเทศ ต้องมีการกำกับดูแลไม่ให้เป็นการเพิ่มภาระต้นทุนของผู้ประกอบการกลุ่มอุตสาหกรรม และ (2) ให้สำนักงาน กกพ. ไปหารือกับฝ่ายเลขานุการฯ เกี่ยวกับ การปรับปรุงข้อเสนอการทบทวนแนวทางฯ เพื่อให้สามารถนำไปปฏิบัติได้จริง รวมทั้ง กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ได้พิจารณาเรื่องการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 2 แล้วไม่ขัดข้องต่อการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 2 แต่มีความเห็นเพิ่มเติม ดังนี้ (1) การจัดตั้ง Pool Manager ในระยะเริ่มต้นเห็นควรให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการไปก่อน โดยให้ กกพ. กำกับให้มีการแบ่งขอบเขตของกิจการที่ชัดเจน (Ring-fencing) รวมทั้งศึกษาถึงความเหมาะสมของความเป็นหน่วยงานอิสระ (Independent Pool Manager) เสนอต่อ กพช. พิจารณาต่อไป และ (2) การเปิด Third Party Access ให้บุคคลที่ 3 สามารถเข้าใช้และเชื่อมต่อระบบส่งท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลได้ เห็นควรให้เป็นนโยบายของภาครัฐ เพื่อส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นการลดการผูกขาด สร้างแรงจูงใจในการเพิ่มประสิทธิภาพ ในการดำเนินการของผู้ประกอบการ โดยมอบให้ กกพ.เป็นผู้กำกับดูแลการเข้าถึงและการเข้าใช้หรือเชื่อมต่อระบบโครงข่ายพลังงาน (Access & Use) ตามที่กำหนดไว้ในมาตรา 79 – 86 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ 2550 ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยให้นำความเห็นของที่ประชุมฯ ไปประกอบการพิจารณาต่อไป
2. มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้ติดตามการดำเนินการ ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อให้การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 สามารถปฏิบัติได้ เป็นรูปธรรมต่อไป ทั้งนี้ หากไม่สามารถดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวได้ ให้ กบง. จัดทำข้อเสนอแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ใหม่ และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติอีกครั้ง
เรื่องที่ 7 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางในช่วงวิกฤติพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 รวมทั้ง ขอความร่วมมือจาก บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ให้พิจารณาจัดสรรรายได้จากการดำเนินธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประมาณ 1,500 ล้านบาทต่อเดือน ระยะเวลา 4 เดือน ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 มาช่วยสนับสนุนในรูปแบบที่เหมาะสมเพื่อลดต้นทุนค่าไฟฟ้า โดยแบ่งการจัดสรร ดังนี้ ส่วนที่ 1 เป็นส่วนลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อสนับสนุนการให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 500 หน่วยต่อเดือนโดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำกับดูแลการดำเนินการต่อไป และ ส่วนที่ 2 เป็นส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในการคำนวณต้นทุนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อเป็นเชื้อเพลิง ต่อมา เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาแนวทางการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้น และได้เห็นชอบแนวทางการจัดสรรเงินสนับสนุนของ ปตท. เป็นส่วนลดค่าก๊าซธรรมชาติให้กับ กฟผ. ในวงเงินรวมไม่ต่ำกว่า 4,300 ล้านบาท โดยสนับสนุนการให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 ทั้งนี้ มอบหมายให้ กฟผ. และ ปตท. รับไปดำเนินการภายใต้การกำกับของ กกพ. เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติโดยเร็ว ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 7 กุมภาพันธ์ 2566 และวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2566 ปตท. ได้มีหนังสือ ถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ขอปรับปรุงแนวทางการให้ความร่วมมือของ ปตท. ในการให้ความช่วยเหลือ แก่กลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 300 หน่วยต่อเดือน ประมาณ 4,300 ล้านบาท ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566
2. แนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางในช่วงวิกฤตพลังงาน มีการปรับปรุงแนวทางการให้ความร่วมมือของ ปตท. ในการให้ความช่วยเหลือแก่กลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ประมาณ 4,300 ล้านบาท ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเมษายน 2566 ในรูปแบบความร่วมมือ ดังนี้ รูปแบบที่ 1 จัดสรรก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ที่ไม่ผ่านกระบวนการแยกก๊าซของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (Bypass Gas) ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 เพื่อทดแทนการใช้น้ำมันดีเซลหรือเชื้อเพลิงอื่นที่มีราคาสูงกว่าในการผลิตไฟฟ้า โดยให้คำนวณผลประหยัด (Saving) ที่เกิดขึ้นจากส่วนต่างราคาเชื้อเพลิงสูงสุดที่ Bypass Gas ทดแทน กับราคาก๊าซธรรมชาติ จากอ่าวไทย ตามสูตรคำนวณดังนี้ ผลประหยัดที่เกิดขึ้นจากการเพิ่ม Bypass GasM = [ราคาเชื้อเพลิงสูงสุดที่ Bypass Gas ทดแทนM (ราคาต่อหน่วยล้านบีทียู : MMBtu) - ราคาเฉลี่ยก๊าซอ่าวไทยM (ราคาต่อหน่วย MMBtu)] x ปริมาณ Bypass Gas ที่เข้าระบบM โดย M หมายถึง เดือน โดยเริ่มตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 ทั้งนี้ให้ กฟผ. สามารถนำต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติที่ลดลงจากผลประหยัดที่เกิดขึ้นดังกล่าว ไปใช้ในการช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบาง โดยมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินการต่อไป และรูปแบบที่ 2 จัดสรรส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติแก่ กฟผ. เพียงรายเดียว (โดยส่วนลดราคาก๊าซดังกล่าวไม่ทำให้เกิดผลกระทบด้านภาษีต่อ ปตท. และ กฟผ.) และให้ กฟผ. สามารถนำต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติที่ลดลง ไปใช้ในการช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบาง โดยมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินการต่อไป ทั้งนี้ กรอบการจัดสรรวงเงินช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 ประมาณ 4,300 ล้านบาท ดังนี้ เดือนมกราคม 2566 จำนวน 2,488 ล้านบาท เดือนกุมภาพันธ์ 2566 จำนวน 758 ล้านบาท เดือนมีนาคม 2566 จำนวน 549 ล้านบาท และเดือนเมษายน 2566 จำนวน 491 ล้านบาท รวมทั้งสิ้น 4,286 ล้านบาท
3. กบง. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ เพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางในช่วงวิกฤตพลังงาน และมีมติเห็นชอบปรับปรุงแนวทางการให้ความร่วมมือของ ปตท. ในการให้ความช่วยเหลือเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ในช่วงวิกฤตพลังงาน ตามรูปแบบที่ 1 และรูปแบบที่ 2 รวมทั้ง การจัดสรรวงเงินช่วยเหลือประมาณ 4,300 ล้านบาท ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 โดยมอบหมายให้ กกพ. ดูแลการดำเนินการต่อไป และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ที่ประชุมมีข้อสังเกตว่า จำนวนเงินที่เป็นส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติตามข้อเสนอของ ปตท. จะต้อง ไม่ซ้ำซ้อนกับการให้ส่วนลดค่าก๊าซธรรมชาติที่เกิดจากมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานที่ กบง. ได้เห็นชอบไว้เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 และขอให้นำเงิน จำนวน 4,300 ล้านบาท ไปช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการปรับปรุงแนวทางการให้ความร่วมมือของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ในการให้ความช่วยเหลือเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ในช่วงวิกฤตพลังงาน วงเงินช่วยเหลือประมาณ 4,300 ล้านบาท ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 และให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยสามารถนำต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติที่ลดลงดังกล่าว ไปใช้ในการลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานกำกับดูแลการดำเนินการต่อไป
กพช. ครั้งที่ 163 วันศุกร์ที่ 25 พฤศจิกายน 2565
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 8/2565 (ครั้งที่ 163)
วันศุกร์ที่ 25 พฤศจิกายน 2565
1. แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลมีนโยบายในการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุด ต่อประเทศ โดยมีการจัดสรรให้เป็นวัตถุดิบสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เป็นเชื้อเพลิงให้กับประเทศ และผลิตวัตถุดิบตั้งต้น (Feedstock) ให้กับอุตสาหกรรมปิโตรเคมี และอีกส่วนหนึ่งใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่ง แต่เนื่องจากปริมาณความต้องการใช้ ที่เพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง จึงต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากต่างประเทศ เช่น นำเข้าจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา และนำเข้าในรูปแบบก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) เป็นต้น รวมทั้งรัฐบาลมีนโยบายให้อัตราค่าไฟฟ้า เท่ากันทั่วประเทศ ดังนั้น จึงต้องกำหนดต้นทุนก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าของประเทศเป็นราคาเดียวกันทั้งราคาในประเทศและราคานำเข้า (Pool Gas)
2. ปัจจุบันสถานการณ์ความขัดแย้งทางการเมืองระหว่างประเทศได้ส่งผลให้ราคาพลังงานโลก มีความผันผวนและมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นอย่างรุนแรง โดยเฉพาะราคา LNG มีการปรับเพิ่มขึ้นจากต้นปี 2564 ที่ราคาเฉลี่ยประมาณ 10 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู มาอยู่ที่ราคาเฉลี่ยประมาณ 30 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ในขณะที่การผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอ่าวไทยมีกำลังการผลิตที่ลดลงจำเป็นต้องนำเข้า Spot LNG ที่มีราคาสูงเข้ามาทดแทนเป็นจำนวนมาก ทำให้ส่งผลกระทบต่อต้นทุนเชื้อเพลิงสำหรับ ผลิตไฟฟ้าของประเทศ และจากการที่ยุโรปปฏิบัติตามมาตรการคว่ำบาตร (Sanction) โดยลดการใช้ ก๊าซธรรมชาติจากประเทศรัสเซีย ซึ่งคิดเป็นร้อยละ 40 ของก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในยุโรป จึงทำให้ยุโรปต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติและเชื้อเพลิงอื่นๆ ทดแทน ส่งผลให้แนวโน้มราคาในช่วงปี 2566 - 2567 อยู่ที่ประมาณ 25 – 33 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู
3. กระทรวงพลังงานได้พิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน โดยมุ่งเน้นในส่วนของการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลักที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้
3.1 การบริหารก๊าซธรรมชาติเพื่อการผลิตไฟฟ้า ในการคำนวณต้นทุนค่าไฟฟ้าที่ผ่านมา มีการนำราคาเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ที่ผ่านโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ไปรวมกับก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งอื่นๆ ที่ถูกส่งเข้าระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อนำไปคิดเป็นราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของเนื้อก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) แต่เนื่องจากก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยเป็นทรัพยากรของประเทศ ดังนั้น การจัดลำดับความสำคัญ ของการใช้ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย เห็นควรให้ใช้เพื่อการผลิตไฟฟ้าสำหรับประชาชนทั้งประเทศเป็นลำดับแรก เพื่อบรรเทาภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนจากต้นทุนเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติที่ใช้ผลิตไฟฟ้าที่มีราคาสูงจากวิกฤตราคาพลังงาน โดยเฉพาะประชาชนกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปคำนวณค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมเพื่อช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชนกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน รวมทั้งให้ศึกษาการจัดทำอัตราค่าไฟฟ้าในลักษณะอัตราก้าวหน้า (Progressive Rate) ที่เหมาะสม เพื่อส่งเสริมการประหยัดพลังงานสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มประเภทบ้านอยู่อาศัย ที่มีการใช้ไฟฟ้ามากกว่า 500 หน่วยต่อเดือน ซึ่งเป็นกลุ่มที่ใช้ไฟฟ้าสูง และคิดเป็นเพียงร้อยละ 9 ของจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าทั้งประเทศ
3.2 การจัดสรรรายได้จากการดำเนินธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จากการคำนวณส่วนต่างเบื้องต้นของมูลค่า C2+ ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 พบว่าจะเกิดส่วนต่างมูลค่าหลังหักค่าใช้จ่ายและผลตอบแทนจากการประกอบกิจการโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในระดับที่เหมาะสมในปี 2564 อยู่ที่ประมาณ 20,000 ล้านบาท จึงเห็นควรขอความร่วมมือจากบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในฐานะเป็นผู้ประกอบธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติและใช้ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ให้พิจารณาจัดสรรรายได้จากการดำเนินธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประมาณ 1,500 ล้านบาทต่อเดือน ระยะเวลา 4 เดือน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566) ในรูปแบบที่เหมาะสมเพื่อสนับสนุนการลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยแบ่งการจัดสรร ดังนี้ ส่วนที่ 1 เป็นส่วนลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อสนับสนุน การให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 500 หน่วยต่อเดือน และส่วนที่ 2 เป็นส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในการคำนวณต้นทุนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อเป็นเชื้อเพลิง สำหรับในระยะถัดไป จำเป็นต้องมีการศึกษาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เพื่อกำหนดแนวทาง การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย โดยให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติเสมือนเป็นโครงสร้างพื้นฐาน ก๊าซธรรมชาติกำหนดผลตอบแทนการลงทุนจากการประกอบกิจการอยู่ในระดับที่เหมาะสม เพื่อทำให้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับผลิตไฟฟ้าและก๊าซหุงต้มที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงลดลง ทั้งนี้ ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ซึ่งมีปริมาณส่วนผสมของสารตั้งต้นปิโตรเคมียังได้รับการจัดสรรเข้าโรงแยกก๊าซธรรมชาติก่อน
3.3 การบริหารราคาก๊าซธรรมชาติในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน ปัจจุบันการใช้สูตรปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) จะคำนวณจากการพยากรณ์ความต้องการพลังงานไฟฟ้าและราคาเชื้อเพลิงที่ใช้เป็นค่าเฉลี่ยล่วงหน้า 4 เดือน และเรียกเก็บเป็นค่าคงที่ตลอด 4 เดือน ส่วนต่างระหว่างต้นทุนที่ใช้ผลิตไฟฟ้าจริงและค่า Ft ที่เรียกเก็บ จะถูกนำไปคิดเพิ่มหรือลดในค่า Ft รอบถัดไป จากการผันผวนของราคาพลังงานและการประกาศเรียกเก็บค่า Ft ที่ไม่เป็นไปตามประกาศ เรื่อง “กระบวนการ ขั้นตอนการใช้สูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ” ของ กกพ. ส่งผลให้ กฟผ. ในฐานะเป็นผู้ซื้อไฟฟ้ารายเดียว (Single buyer) ไม่สามารถจัดเก็บค่าไฟฟ้าได้ตามต้นทุนการจัดหาไฟฟ้าจริง และประสบปัญหาขาดสภาพคล่องเพิ่มขึ้นถึง 122,257 ล้านบาท ดังนั้น กระทรวงพลังงาน จึงเห็นควรให้ประกาศเรียกเก็บราคา Pool Gas ซึ่งเป็นไปตามหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price: EPP) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 ซึ่งรวมถึงค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติตามโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 โดยก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย จากการพยากรณ์ต้นทุนการจัดหาก๊าซธรรมชาติแต่ละแหล่งล่วงหน้า 4 เดือน และเรียกเก็บเป็นค่าคงที่ตลอด 4 เดือนนั้น ส่วนต่างระหว่างต้นทุนที่จัดหาก๊าซธรรมชาติจริงและราคา Pool Gas ที่เรียกเก็บ ให้นำไปคิดเพิ่มหรือลดในราคา Pool Gas รอบถัดไป โดยให้ ปตท. ร่วมกับ กฟผ. บริหารจัดการผลกระทบของราคาก๊าซธรรมชาติ ต่อค่าไฟฟ้า โดยให้ ปตท. คิดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ในระดับราคาเดียวกับที่ใช้การประมาณการค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้า โดยอัตโนมัติ (Ft) ตั้งแต่เดือนที่ กพช. มีมติเป็นต้นไป และให้นำส่วนต่างของราคาก๊าซธรรมชาติที่เกิดขึ้นจริงกับราคาก๊าซธรรมชาติที่เรียกเก็บดังกล่าว ไปทยอยเรียกเก็บคืนในการคำนวณค่า Ft รอบถัดไปภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. รวมทั้ง ให้ ปตท. และ กฟผ. พิจารณาทบทวนเงื่อนไขสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ และดำเนินการ ที่เกี่ยวข้องตามแนวทางดังกล่าวให้สอดคล้องกับกฎหมาย ต่อไป
3.4 มาตรการการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) เพื่อเป็นการลดภาระจากผลกระทบที่เกิดขึ้น และช่วยลดปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติและไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศ ซึ่งมีผลให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าลดลงได้อีกทางหนึ่ง จึงเห็นควรให้มีการดำเนินมาตรการการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) ในกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่น โดยเฉพาะภาคอุตสาหกรรมเพื่อลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ ซึ่งมาตรการการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) เป็นการส่งเสริมให้เกิดการเปลี่ยนแปลงพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟ จากรูปแบบการใช้ปกติ และมีการดำเนินการในหลายประเทศทั่วโลก ทั้งนี้ เพื่อตอบสนองต่อราคาค่าไฟฟ้าในช่วงเวลาต่างๆ เพื่อเพิ่มศักยภาพในการลดความต้องการไฟฟ้า อันเป็นประโยชน์ต่อการบริหารจัดการพลังงานไฟฟ้า และเสริมความมั่นคงทั้งในระยะสั้นและระยะยาว โดยที่ผ่านมา กกพ. ได้ดำเนินมาตรการการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) ในมาตรการอัตราค่าไฟฟ้าประเภทที่สามารถงดจ่ายไฟฟ้าได้ (Interruptible Rate) และในช่วงวิกฤติขาดแคลนพลังงานจากการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติ รวม 6 ครั้ง โดยสามารถสรุปรายละเอียด ดังนี้ ครั้งที่ 1 (2556) เพื่อรองรับแหล่งก๊าซยาดานาเนื่องจากสหภาพเมียนมาหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติ กลุ่มเป้าหมายเป็นกลุ่มผู้บริโภคครัวเรือน และกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้า ครั้งที่ 2 (1/2557) เพื่อลดความเสี่ยงการขาดไฟฟ้าช่วงที่มีการหยุดซ่อมระบบส่งก๊าซเยตากุน และเพื่อทดสอบการประมวลผลของการอ่านมิเตอร์อัตโนมัติ กลุ่มเป้าหมายเป็นผู้ใช้ไฟฟ้า 10 ราย รวม 350 มิเตอร์ ครั้งที่ 3 (2/2557) เพื่อทดลองใช้มาตรการ DR และเตรียมความพร้อมหน่วยงานต่าง ๆ เมื่อเกิดเหตุการณ์จำเป็นในอนาคต กลุ่มเป้าหมายเป็นกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าภาคอุตสาหกรรม 430 ราย ที่ติดตั้งมิเตอร์ระบบการอ่านหน่วยอัตโนมัติ ครั้งที่ 4 (1/2558) เพื่อรองรับกรณียาดานา และซอติก้าปิดซ่อมบำรุงในเดือนเมษายน 2558 กลุ่มเป้าหมายเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3, 4, 5 ครั้งที่ 5 (2/2558) เพื่อรองรับการหยุดซ่อมแหล่งก๊าซ JDA-A18 ในการติดตั้งทางเชื่อมระหว่างแท่นผลิต กลุ่มเป้าหมายเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3, 4, 5 ของ กฟผ. หรือ กฟภ. ในพื้นที่ 14 จังหวัดภาคใต้ ครั้งที่ 6 (1/2560) เพื่อรองรับการปิดซ่อมแหล่งก๊าซยาดานา กลุ่มเป้าหมายเป็น ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 4 ทั้งนี้ ในการดำเนินมาตรการ Demand Response ในช่วงวิกฤติราคาพลังงานดังกล่าว กำหนดให้ผลตอบแทนจากการดำเนินมาตรการ Demand Response เพื่อใช้ในการบริหารราคาก๊าซธรรมชาติในช่วงวิกฤติราคาพลังงานเป็นส่วนหนึ่งของค่าไฟฟ้าอัตโนมัติ (Ft)
4. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2565 ได้มีการพิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน ได้มีความเห็นเพิ่มเติมในประเด็นมาตรการ Demand Response ควรเป็นมาตรการที่สามารถดำเนินการได้ในระยะยาว และประเด็นการสนับสนุน ของ ปตท. เป็นส่วนลดราคาค่าก๊าซฯ เพื่อสนับสนุนการให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 500 หน่วยต่อเดือน ควรให้ กฟผ. หารือ กฟน. กฟภ. ถึงแนวทางการปฏิบัติ ให้สามารถดำเนินการได้อย่างเป็นรูปธรรม และมีมติเห็นชอบดังนี้ 1) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566) ได้แก่ การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อการผลิตไฟฟ้า การขอความร่วมมือจาก ปตท. ให้พิจารณาจัดสรรรายได้จากการดำเนินธุรกิจโรงแยกก๊าซฯ ประมาณ 1,500 ล้านบาทต่อเดือน ระยะเวลา 4 เดือน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566) และเห็นชอบให้ ปตท. ร่วมกับ กฟผ. บริหารจัดการผลกระทบของราคาก๊าซธรรมชาติต่อค่าไฟฟ้า 2) เห็นชอบการดำเนินการตามมาตรการการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) ในกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่น โดยเฉพาะภาคอุตสาหกรรมเพื่อลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ และ 3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
5. กกพ. เมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2565 ได้เสนอความเห็นต่อกรณีศึกษาการปรับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft กรณีคำนวณค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยด้วยราคาก๊าซอ่าวไทย และส่วนผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่นให้ใช้ราคาเฉลี่ยนถ่วงน้ำหนักของก๊าซอ่าวไทยส่วนที่เหลือ ก๊าซจากเมียนมา และก๊าซธรรมชาติเหลวตามแนวนโยบายการจัดสรรลำดับความสำคัญของก๊าซอ่าวไทยให้กับการผลิตไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย พิจารณาแล้วเห็นว่า แนวนโยบายการจัดสรรลำดับความสำคัญของก๊าซอ่าวไทยให้กับการผลิตไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยเพื่อช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชนดังกล่าวนั้น เป็นประโยชน์ ต่อประชาชนและสอดคล้องกับเจตนารมณ์ตามรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พ.ศ. 2560 มาตรา 43(2) และมาตรา 57 (2) ก็สามารถดำเนินการได้ โดยควรพิจารณามาตรการรองรับผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นกับผู้ใช้ ก๊าซธรรมชาติในแต่ละภาคส่วนไปพร้อมกันด้วย
6. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า เพื่อบรรเทาผลกระทบค่าไฟฟ้าของประชาชนจากการปรับตัว ที่เพิ่มขึ้นของราคาก๊าซธรรมชาติของตลาดโลก จึงเห็นควรให้มีการบริหารจัดการต้นทุนเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าให้ไม่ส่งผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน การจัดสรรรายได้บางส่วนจากการดำเนินธุรกิจ โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ซึ่งใช้ทรัพยากรธรรมชาติของประเทศ มาเป็นส่วนลดต้นทุนเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า รวมทั้งการดำเนินมาตรการที่ช่วยลดความต้องการใช้ไฟฟ้าในภาคอุตสาหกรรมเพื่อลดปริมาณการใช้ ก๊าซธรรมชาติลง ทั้งนี้ ทุกหน่วยงานที่มีหน้าที่เกี่ยวข้องกับการบริหารจัดการ การให้บริการ รวมถึงการกำกับดูแลกิจการด้านพลังงาน ควรบูรณาการการทำงานร่วมกันเพื่อช่วยบรรเทาภาระของประชาชนในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประเทศและความสุขของประชาชนเป็นอันดับแรก
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566) ดังนี้
1.1 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อการผลิตไฟฟ้า ดังนี้
1) จัดสรรก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยหลังโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เพื่อใช้ในการผลิตไฟฟ้า สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยเป็นลำดับแรก ในปริมาณที่ไม่เพิ่มภาระอัตราค่าไฟฟ้าจากปัจจุบัน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตรา ค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย ตั้งแต่ใบแจ้งหนี้ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566
2) มอบหมายให้ กกพ. เร่งศึกษาการจัดทำอัตราค่าไฟฟ้ากลุ่มประเภทบ้านอยู่อาศัย ที่มีการใช้ไฟฟ้ามากกว่า 500 หน่วยต่อเดือนขึ้นไป เพื่อส่งเสริมการประหยัดพลังงาน และสรุปผลนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป
1.2 ขอความร่วมมือจาก บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ให้พิจารณาจัดสรรรายได้ จากการดำเนินธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประมาณ 1,500 ล้านบาทต่อเดือน ระยะเวลา 4 เดือน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566) มาช่วยสนับสนุนในรูปแบบที่เหมาะสมเพื่อลดต้นทุนค่าไฟฟ้า โดยแบ่งการจัดสรร ดังนี้
ส่วนที่ 1 เป็นส่วนลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อสนับสนุนการให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 500 หน่วยต่อเดือน โดยมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินการต่อไป
ส่วนที่ 2 เป็นส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในการคำนวณต้นทุนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อเป็นเชื้อเพลิง
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กกพ. และ ปตท. ไปศึกษาหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ให้สอดคล้องกับกฎหมายและกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อกำหนดแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ จากอ่าวไทยให้เหมาะสมต่อไป และรายงานผลการศึกษาต่อ กบง. ทราบต่อไป
1.3 เห็นชอบให้ ปตท. ร่วมกับ กฟผ. บริหารจัดการผลกระทบของราคาก๊าซธรรมชาติต่อค่าไฟฟ้า โดยให้ ปตท. คิดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ในระดับราคาเดียวกับที่ใช้การประมาณการค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ตั้งแต่เดือนที่ กพช. มีมติ เป็นต้นไป และให้นำส่วนต่างของราคาก๊าซธรรมชาติที่เกิดขึ้นจริงกับราคาก๊าซธรรมชาติที่เรียกเก็บดังกล่าว ไปทยอยเรียกเก็บคืนในการคำนวณค่า Ft รอบถัดไปภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. รวมทั้ง ให้ ปตท. และ กฟผ. พิจารณาทบทวนเงื่อนไขสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ และดำเนินการที่เกี่ยวข้องตามแนวทางดังกล่าวให้สอดคล้อง กับกฎหมายต่อไป
2. เห็นชอบการดำเนินการตามมาตรการการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) ในกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่น โดยเฉพาะภาคอุตสาหกรรมเพื่อลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยกำหนดให้ผลตอบแทน จากการดำเนินมาตรการ Demand Response เป็นส่วนหนึ่งของค่า Ft และมอบหมายให้ กกพ. เร่งดำเนินการ ตามอำนาจหน้าที่เพื่อให้สามารถลดต้นทุนค่าไฟฟ้าในภาพรวมต่อไป
3. มอบหมายให้ กบง. พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ เพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงานต่อไป
กพช. ครั้งที่ 162 วันจันทร์ที่ 7 พฤศจิกายน 2565
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 7/2565 (ครั้งที่ 162)
วันจันทร์ที่ 7 พฤศจิกายน 2565
3. มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
6. แนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT)
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี รักษาราชการแทนนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 มาตรา 34/2 กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จัดทำรายงานการเงิน ส่งสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) หรือบุคคลภายนอกซึ่งคณะกรรมการกองทุนฯ แต่งตั้งโดย ความเห็นชอบของ สตง. เป็นผู้สอบบัญชีของกองทุน ภายใน 90 วัน นับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ และให้ สตง. หรือผู้สอบบัญชีจัดทำรายงานผลการสอบและรับรองบัญชีและการเงินของกองทุนเสนอต่อคณะกรรมการกองทุนฯ ภายใน 150 วันนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ และให้รัฐมนตรีเสนอต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อนำเสนอต่อรัฐสภาเพื่อทราบ และจัดให้มีการประกาศในราชกิจจานุเบกษา โดยเมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2565 คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (คณะกรรมการกองทุนฯ) ได้มีมติรับทราบรายงานผู้สอบบัญชีและงบการเงินกองทุน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2564
2. ปีงบประมาณ 2564 สตง. ได้ตรวจสอบงบการเงินกองทุนฯ สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2564 ตามที่สำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ส.กทอ.) จัดส่ง โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) งบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ปี 2564 กองทุนฯ มีหนี้สินและสินทรัพย์สุทธิ/ส่วนทุน 29,261.49 ล้านบาท (2) งบแสดงผลการดำเนินงานทางการเงินปี 2564 กองทุนฯ มีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 2,335.76 ล้านบาท และ(3) งบแสดงการเปลี่ยนแปลงสินทรัพย์สุทธิ/ส่วนทุน กองทุนฯ มียอดเงินคงเหลือ 29,058.54 ล้านบาท โดย สตง. ได้มีความเห็นในรายงานผลการสอบบัญชีว่า รายงานการเงินดังกล่าวแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2564 และผลการดำเนินงานสำหรับปีสิ้นสุดวันเดียวกัน ถูกต้องตามที่ควรในสาระสำคัญ ตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐและนโยบายการบัญชีภาครัฐที่กระทรวงการคลังกำหนด ยกเว้นผลกระทบ ซึ่งอาจจะเกิดขึ้นของเรื่องที่กล่าวไว้ในวรรคเกณฑ์ในการแสดงความเห็นอย่างมีเงื่อนไข ของรายงานการเงินบัญชีปี 2561 ปี 2562 และปี 2563 โดย สตง. มีความเห็นอย่างมีเงื่อนไขว่าบัญชีปี 2563 ค่าใช้จ่าย แผนงาน – โครงการในส่วนของผู้เบิกเงินและผู้ได้รับการสนับสนุนจากกองทุน ไม่มีเอกสารหลักฐานแสดง ให้เห็นถึงค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นของแต่ละโครงการให้ตรวจสอบ ซึ่งในระหว่างปี 2564 กองทุนได้ตรวจสอบติดตามรายงานสรุปผลการใช้จ่ายเงินและให้ส่งคืนเงินเหลือจ่ายแต่ละโครงการ ในบัญชีปี 2563 แล้ว พบว่ามีข้อผิดพลาดจากการบันทึกบัญชีปีก่อน ซึ่งมีผลกระทบต่อบัญชีรายได้สูง/(ต่ำ) กว่าค่าใช้จ่ายสะสมของปีบัญชีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2564 ตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐ ฉบับที่ 3 ข้อผิดพลาดดังกล่าวต้องนำไปปรับปรุงแก้ไขรายงานการเงินในบัญชีปี 2563 แต่กองทุนนำมาปรับปรุงบัญชีปี 2564 ทำให้รายงานการเงินของบัญชีปี 2563 ซึ่งนำมาเปรียบเทียบกับรายงานการเงินบัญชีปี 2564 แสดงข้อมูลไม่ถูกต้อง และหากในบัญชีปี 2565 กองทุนฯ มีเอกสารตรวจสอบครบถ้วนในประเด็นที่ สตง. มีเงื่อนไขและมีการปรับปรุงบัญชีถูกต้องครบถ้วน สตง. ก็จะไม่มีเงื่อนไขในส่วนนี้ในรายงานการเงินบัญชีปี 2565 ทั้งนี้ เมื่อ กพช. มีมติรับทราบแล้ว ส.กทอ. จะนำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ และให้รัฐมนตรีเสนอกราบเรียนต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อนำเสนอต่อรัฐสภาเพื่อทราบ และจัดให้มีการประกาศในราชกิจจานุเบกษา ตามที่ พ.ร.บ. กำหนดต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบรายงานของผู้สอบบัญชีและรายงานการเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2564 ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริม การอนุรักษ์พลังงานเร่งติดตามหลักฐานการเบิกจ่ายของแผนงาน/โครงการ ที่เกี่ยวข้องตามข้อเสนอแนะ ของสำนักงานตรวจเงินแผ่นดิน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้รับทราบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) (แผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ) และเห็นชอบหลักการและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง (หลักการรับซื้อไฟฟ้าฯ) โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้า และกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอน ทั้งนี้ อาจพิจารณาทบทวนปริมาณเชื้อเพลิงรายปีที่กำหนดไว้ได้ตามสถานการณ์หรือศักยภาพที่เหมาะสม หรือปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อมา เมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2565 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการส่งเสริมการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า และได้เห็นชอบหลักการและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ ในปริมาณ 100 เมกะวัตต์ กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ในปี 2569 และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ และกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอน ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบหมายให้ กบง. พิจารณา
2. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาการปรับปรุงหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573 และมีมติดังนี้ 1) เห็นชอบปรับปรุง กรอบหลักเกณฑ์การคัดเลือกโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) (กลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงและขยะอุตสาหกรรม) สำหรับปี 2565 – 2573 ด้านคุณสมบัติและลักษณะต้องห้ามของโครงการ ดังนี้ (1) วางหลักค้ำประกัน ปรับปรุงเป็น วางหลักประกัน (2) เป็นโครงการใหม่ ปรับปรุงเป็น เป็นโรงไฟฟ้าที่ลงทุนก่อสร้างใหม่ และไม่เคยมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือไม่เคยได้รับการตอบรับซื้อจากการไฟฟ้า (3) สัญญาผูกพันกับภาครัฐ ปรับปรุงเป็น สัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย หรือ การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ที่ยังมีผลใช้บังคับ (4) ยกเลิกเงื่อนไข เป็นโครงการที่ได้รับการสนับสนุนในรูปแบบอื่นแล้ว และ (5) ยกเลิกเงื่อนไข เป็นผู้ยื่นข้อเสนอที่หน่วยงานภาครัฐพิจารณาแล้วว่ามีปัญหาจากการรับซื้อไฟฟ้า รอบที่ผ่านๆ มาและยังไม่สามารถพัฒนาโครงการจนสำเร็จได้ ณ วันที่ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้ารอบนี้ 2) เห็นชอบให้ กกพ. สามารถพิจารณาปรับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้ารายปีของแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ เฉพาะกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ได้ตามความเหมาะสม ให้สอดคล้องกับผลคะแนนความพร้อมด้านเทคนิค ข้อเสนอขายไฟฟ้า กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) และศักยภาพระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ไม่ให้เกินกรอบเป้าหมายรวมของแต่ละประเภทเชื้อเพลิงตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ และ 3) มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานนำเสนอการปรับปรุงหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 ต่อ กพช. ทราบ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบการปรับปรุงหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573
เรื่องที่ 3 มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 ได้พิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และได้มีมติดังนี้ 1) รับทราบผลการดำเนินการ ตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 2) เห็นชอบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้านอกเหนือจาก กลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวลหรืออื่น ๆ นอกจากชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) หรือการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ที่กรอบราคารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดไม่เกินต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่หลีกเลี่ยงได้จากการใช้เชื้อเพลิงนำเข้าในราคาสูง ณ ปัจจุบัน (Avoided Cost) และ 3) มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกันกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า และเงื่อนไขอื่นๆ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีการผลิตและใช้เองอยู่แล้วในปัจจุบันและมีพลังงานส่วนเหลือที่จะจำหน่ายเข้าสู่ระบบให้มีความเหมาะสม เป็นธรรมทั้งผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้า โดยคำนึงถึงประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบ และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้า ซึ่ง กบง. เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2565 รับทราบความก้าวหน้าตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่ กกพ. ได้เห็นชอบแผนการผลิตไฟฟ้าในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ซึ่งการดำเนินการระยะต่อไป จะต้องมี การจัดทำมาตรการบริหารจัดการการจัดหาและการใช้พลังงาน (Demand & Supply) ในสถานการณ์วิกฤตการณ์ราคาพลังงาน และการจัดหาและจัดส่งน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าในช่วงเดือน ตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565
2. กบง. เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 ได้พิจารณามาตรการบริหารจัดการด้านพลังงาน ในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน และได้มีมติ ดังนี้
2.1 เห็นชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 (มาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ) โดยให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) สามารถปรับรายละเอียดมาตรการ และประมาณการเป้าหมาย หรืออาจเพิ่มเติมมาตรการให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ และเงื่อนไขข้อจำกัดในการดำเนินการ รวมทั้งกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้รายงาน กบง. ทราบด้วย
2.2 มอบหมายให้หน่วยงานซึ่งรับผิดชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ แต่ละมาตรการดำเนินการ ดังต่อไปนี้ (1) ให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ร่วมกับ กฟผ. และ กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ดำเนินการให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ที่ได้รับความเห็นชอบจาก กกพ. ดังนี้ 1) ให้สำนักงาน กกพ. กำกับติดตาม และบูรณาการการดำเนินการของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในภาพรวมเพื่อให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา รวมทั้งเสนอต่อ กกพ. เพื่อพิจารณาแผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติและเชื้อเพลิงต่างๆ ให้สอดคล้องกัน 2) ให้ กฟผ. กำกับติดตามให้โรงไฟฟ้าของ กฟผ. และโรงไฟฟ้าเอกชนมีการรับและใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามที่กำหนดไว้ในแผนดังกล่าว และ 3) ให้ ธพ. ประสานและติดตามให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงจัดส่งน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาเพื่อให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา (2) ให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศและประเทศเพื่อนบ้านซึ่งมีราคาต่ำกว่าการนำเข้า Spot LNG ให้ได้มากที่สุด ทั้งนี้ ให้ ชธ. สนับสนุนและประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในการเจรจากับประเทศเพื่อนบ้านเกี่ยวกับความเป็นไปได้ในการนำเข้าก๊าซธรรมชาติในราคาที่เหมาะสมและต่ำกว่าการนำเข้า Spot LNG เพิ่มเติม (3) ให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) เพิ่มเติม ดังนี้ 1) โครงการน้ำเทิน 1 ให้ กฟผ. บริหารสัญญาเพื่อรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติม และ 2) โครงการเทินหินบุน รับซื้อไฟฟ้าเพิ่มอีก 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม โดยให้ กฟผ. เจรจาและลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม และรายงานให้ กบง. และ กพช. ทราบ (4) เห็นชอบให้มีการบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ดังนี้ 1) ให้ กกพ. กำหนดเป้าหมายการใช้ก๊าซธรรมชาติของภาคส่วนต่างๆ ให้เกิดความเป็นธรรม โดยให้แต่ละภาคส่วน ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติมีส่วนร่วมในการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยอาจปรับเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงอื่นที่มีราคาต่ำกว่า ทั้งนี้ ตามสัดส่วนการใช้ของแต่ละภาคส่วน 2) ให้สำนักงาน กกพ. ประสาน ปตท. เพื่อขอความร่วมมือจากกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรมและภาคปิโตรเคมีในการปรับเปลี่ยนจากการใช้ก๊าซธรรมชาติไปใช้เชื้อเพลิงอื่น หรือมีการใช้วัตถุดิบที่จะส่งผลให้สามารถลดการใช้ก๊าซธรรมชาติลง หรือมีมาตรการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้ก๊าซธรรมชาติ ให้เกิดความคุ้มค่า และ 3) ให้ กกพ. พิจารณาและกำกับดูแลเกี่ยวกับการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคส่วนต่างๆ ให้สอดคล้องกับสถานการณ์วิกฤตการณ์ราคาพลังงาน ทั้งนี้ ให้ กกพ. นอกจากต้องดำเนินการให้เป็นไปตาม ข้อ 2.2 (4) แล้ว ให้ดำเนินการเพื่อให้เป็นไปตามมาตรา 11(1) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 รวมทั้งมติของคณะกรรมการต่างๆ ที่เกี่ยวข้องด้วย (5) ให้ พพ. เร่งดำเนินการในมาตรการประหยัดพลังงานภาคธุรกิจ/อุตสาหกรรม โดยขอความร่วมมือกับภาคส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลเป็นรูปธรรมภายใน 1 เดือน นับจาก กพช. ได้มีมติเห็นชอบ ทั้งนี้ หากราคา Spot LNG JKM สูงกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ต่อเนื่องกันไม่น้อยกว่า 14 วัน (Trigger point) ให้ สนพ. นำเสนอเป็นมาตรการภาคบังคับ (6) ให้ กฟผ. เร่งการเจรจาเพื่อหาแนวทางการลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ และ (7) ให้ สำนักงาน กกพ. เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่อยู่ระหว่างขั้นตอนการพิจารณาต่างๆ เพื่อให้เกิดการติดตั้ง Solar Cell โดยเร็ว ทั้งนี้ การดำเนินการตามมาตรการในข้อ 2.1 และข้อ 2.2 ต้องให้เป็นไปตามกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด
2.3 มอบหมายให้สำนักงาน กกพ. ติดตามสถานการณ์ราคาพลังงาน โดยเปรียบเทียบราคา Spot LNG นำเข้ากับราคาเชื้อเพลิงและต้นทุนในแต่ละมาตรการ เพื่อนำมาพิจารณาในการที่จะคงการใช้มาตรการที่มีความคุ้มค่าและเลิกใช้มาตรการที่ไม่มีความคุ้มค่า โดยคำนึงถึงประโยชน์ต่อประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ หากสถานการณ์ราคาพลังงานเปลี่ยนแปลงไปอันจะส่งผลให้ต้องมีการเปลี่ยนแปลงการใช้มาตรการต่างๆ แล้ว ให้สำนักงาน กกพ. รายงานต่อคณะอนุกรรมการฯ โดยเร็ว
2.4 มอบหมายให้คณะอนุกรรมการฯ ติดตามการดำเนินงานตามข้อ 2.1 ถึงข้อ 2.3 อย่างใกล้ชิดและรายงานต่อ กบง. ทราบ รวมทั้งมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
3. กบง. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2565 ได้มีมติรับทราบผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานที่ได้ปรับรายละเอียดมาตรการและประมาณการเป้าหมายพลังงานในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ตามที่คณะอนุกรรมการฯ เห็นชอบ เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2565 และมีมติเห็นชอบการขยายกรอบระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ภายใต้มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของมติ กบง. เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2565 โดยขยายกรอบระยะเวลาเพิ่มเติมจากปี 2565 ออกไปอีกเป็นระยะเวลา 2 ปี สิ้นสุด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2567 ทั้งนี้ การคงอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากกลุ่มโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าด้วยอัตรา 0.50 บาทต่อหน่วย เป็นการพิจารณาบนหลักการที่คำนึงถึงต้นทุนตามประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และไม่เกินต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่หลีกเลี่ยงได้จากการใช้เชื้อเพลิงนำเข้าในราคาสูง ณ ปัจจุบัน (Avoided Cost) โดยในส่วนของโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าพิจารณาจากต้นทุนค่าดูแลบำรุงรักษาบางส่วนอย่างเดียว ประกอบกับมาตรการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้นเป็นการดำเนินมาตรการในระยะสั้น เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบจากสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
4. มาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 มีมาตรการดังนี้
4.1 มาตรการตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ประกอบด้วย (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. ปริมาณ 898.8 ล้านลิตร หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. กฟผ. และ ธพ. (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด เฉลี่ยต่อเดือนประมาณ 100 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ ชธ. (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ปริมาณ 554.428 ล้านหน่วย หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. และ (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้น จากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้นปริมาณ 163.330 ล้านหน่วย โดยให้มีการขยายกรอบระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากปี 2565 ออกไปอีกเป็นระยะเวลา 2 ปี สิ้นสุด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2567 และดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของมติ กบง. เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2565 ที่เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มเติม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก SPP และหรือ VSPP จากสัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวล หรืออื่นๆ นอกเหนือจากชีวมวลจากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของ กฟผ. และกฟภ. หรือกฟน. สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปีในรูปแบบสัญญา Non-Firm ซึ่งมีอัตรารับซื้อ ดังนี้ (1) กรณีโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ) จากสัญญาเดิมและนอกเหนือจากสัญญาเดิม อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 2.20 บาทต่อหน่วย และ(2) กรณีโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนหลังคา แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบทุ่นลอยน้ำ และพลังงานลม) จากสัญญาเดิมและนอกเหนือจากสัญญาเดิม อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 0.50 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มจากสัญญาเดิมจะมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ.
4.2 มาตรการที่เสนอเพิ่มเติม และกำหนดเป้าหมายหน่วยพลังงาน ประกอบด้วย (5) ข้อเสนอจัดหาน้ำมันเพื่อการผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม ได้แก่ การเพิ่มการจัดส่งน้ำมันดีเซลสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม โกลว์ ไอพีพี โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม อีสเทอร์น เพาเวอร์แอนด์อิเล็คทริค โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น และ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เจพี ยูที ปริมาณ 20 ล้านลิตร หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. และการปรับแผนการนำเข้าน้ำมันเตา 0.5% ด้วยวิธี Ship to Ship ที่โรงไฟฟ้าบางปะกง ปริมาณ 30 ล้านลิตร หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. (6) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. โดยรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือน ธันวาคม 2565 มีความพร้อมสามารถผลิตพลังงานไฟฟ้า ซึ่งใช้ปริมาณน้ำในส่วนที่น้ำเทิน 1 ยังไม่ต้องขายไฟฟ้าให้กับการไฟฟ้าลาว (EDL) มาผลิตเพื่อขายให้กับไทยได้เพิ่มประมาณ 43 ล้านหน่วย จึงเห็นควรมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการบริหารสัญญาเพื่อรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมในช่วงเวลาดังกล่าว และโครงการเทินหินบุน ประมาณ 9.6 ล้านหน่วย โดยสามารถเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ 20 เมกะวัตต์ และคาดว่าจะสามารถรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มได้ประมาณเดือนละ 6.4 ล้านหน่วย จึงเห็นควรเสนอให้ กพช. พิจารณามอบหมาย กฟผ. ดำเนินการเจรจาและลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มอีก 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่ช่วงเดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม และให้รายงานผลการดำเนินการให้ กบง. และ กพช. ทราบ และ (7) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า ปริมาณ 88.62 ล้านหน่วย หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. (8) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม 100,000 ตันเทียบเท่า LNG (เฉพาะส่วนที่ดำเนินการโดยข้อเสนอของ ปตท.) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กกพ. และ ปตท. และ (9) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ 8,800 ตันเทียบเท่า LNG หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ.
4.3 มาตรการที่เสนอเพิ่มเติม โดยไม่ได้กำหนดเป้าหมายหน่วยพลังงาน ประกอบด้วย (10) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ พพ. โดยมีมาตรการย่อยประกอบด้วย การตั้งอุณหภูมิเครื่องปรับอากาศในอาคารให้สูงขึ้นจากปกติ 2 องศาเซลเซียส (เป็น 27 องศาเซลเซียส) และปิดระบบแสงสว่างในพื้นที่ที่ไม่จำเป็น การกำหนดเวลาเปิดปิดไฟป้ายโฆษณาขนาดใหญ่ การปิดสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงหลังเวลา 23.00 น. (เปิดระหว่างเวลา 05.00 น. ถึง 23.00 น.) การกำหนดเวลาเปิดปิดภาคธุรกิจบริการที่ใช้พลังงานสูง เช่น ห้างสรรพสินค้า ร้านสะดวกซื้อ สถานบันเทิง การปิดระบบปรับอากาศก่อนห้างสรรพสินค้าปิดทำการ 30 - 60 นาที การปรับเปลี่ยนเครื่องจักรอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพการใช้พลังงานสูงของโรงงานอุตสาหกรรม โดยภาครัฐสนับสนุนการให้ข้อมูลและคำแนะนำ และอาจสนับสนุนเงินลงทุนบางส่วนแก่โรงงานอุตสาหกรรม และมาตรการประหยัดพลังงานอื่นๆ ที่เหมาะสม กับสถานการณ์ ทั้งนี้ หากราคา Spot LNG JKM (Japan-Korea Marker) สูงกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ต่อเนื่องกันไม่น้อยกว่า 14 วัน (Trigger point) ให้นำเสนอเป็นมาตรการภาคบังคับ และ (11) เร่งรัดการอนุมัติหรืออนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่สำนักงาน กกพ. ยังพิจารณาไม่แล้วเสร็จ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ.
ทั้งนี้ หากมีการดำเนินการตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม – ธันวาคม 2565 สามารถประมาณเทียบเท่าลดการนำเข้า Spot LNG ได้ประมาณ 17 – 19 ลำ โดยในส่วนของผลประโยชน์ทางเศรษฐศาสตร์เบื้องต้นจากการเปลี่ยนแปลงไปใช้เชื้อเพลิงอื่นเพื่อการผลิตไฟฟ้าจะช่วยลดค่าใช้จ่ายจากการนำเข้า Spot LNG ในช่วงเวลาดังกล่าวได้ลดลงประมาณ 22,900 - 31,700 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วง เดือนตุลาคม 2565 – เดือนธันวาคม 2565 (มาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ)
2. มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ร่วมกับการไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ดำเนินการให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา ตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดังนี้
(1) ให้สำนักงาน กกพ. รับผิดชอบกำกับติดตามและบูรณาการการดำเนินการในภาพรวม ให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา และนำเสนอมาตรการข้างต้นต่อ กกพ. เพื่อพิจารณาแผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติและเชื้อเพลิงต่างๆ ให้สอดคล้องกัน
(2) ให้ กฟผ. รับผิดชอบกำกับให้โรงไฟฟ้าของ กฟผ. และโรงไฟฟ้าเอกชน มีการรับและใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามที่กำหนดไว้ในแผน
(3) ให้ ธพ. รับผิดชอบประสานและติดตามให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงจัดส่งน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาให้เป็นไปตามแผน
3. มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศและประเทศเพื่อนบ้านซึ่งมีราคาต่ำกว่าการนำเข้า Spot LNG ให้ได้มากที่สุด ทั้งนี้ ให้ ชธ. สนับสนุน และประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในการเจรจากับประเทศเพื่อนบ้านเกี่ยวกับความเป็นไปได้ ในการนำเข้าก๊าซธรรมชาติในราคาที่เหมาะสมและต่ำกว่าการนำเข้า Spot LNG เพิ่มเติม
4. มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2565 โดยขยาย กรอบระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากปี 2565 ออกไปอีกเป็นระยะเวลา 2 ปี สิ้นสุด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2567
5. มอบหมายให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวเพิ่มเติม ดังนี้
(1) โครงการน้ำเทิน 1 ให้ กฟผ. ดำเนินการบริหารสัญญาเพื่อรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติม
(2) โครงการเทินหินบุน รับซื้อไฟฟ้าเพิ่มอีก 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม โดยให้ กฟผ. ดำเนินการเจรจาและลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมดังกล่าว และให้รายงานผลการดำเนินการให้ กบง. และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ทราบ
6. มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 – เดือนธันวาคม 2565 ดังนี้
(1) ให้ กกพ. กำหนดเป้าหมายการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคส่วนต่างๆ ให้เกิดความเป็นธรรม โดยให้แต่ละภาคส่วนที่ใช้ก๊าซธรรมชาติมีส่วนร่วมการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติโดยอาจปรับเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงอื่นที่ราคาต่ำกว่าตามสัดส่วนการใช้ของแต่ละภาคส่วน
(2) ให้สำนักงาน กกพ. ประสาน ปตท. เพื่อขอความร่วมมือจากกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม และภาคปิโตรเคมีในการปรับเปลี่ยนจากการใช้ก๊าซธรรมชาติไปใช้เชื้อเพลิงอื่น หรือมีการใช้วัตถุดิบที่จะส่งผลให้สามารถลดการใช้ก๊าซธรรมชาติลง หรือมีมาตรการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้ก๊าซธรรมชาติให้เกิดความคุ้มค่า
(3) ให้ กกพ. พิจารณากำกับดูแลการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคส่วนต่างๆ ให้สอดคล้องกับสถานการณ์วิกฤตการณ์ราคาพลังงาน
ทั้งนี้ ให้ กกพ. นอกจากต้องดำเนินการให้เป็นไปตามข้อ 6 ข้างต้นแล้ว ให้ดำเนินการ เพื่อให้เป็นไปตามมาตรา 11(1) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 รวมทั้งมติ ของคณะกรรมการต่างๆ ที่เกี่ยวข้องด้วย
7. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เร่งดำเนินการในมาตรการประหยัดพลังงานภาคธุรกิจ/อุตสาหกรรม โดยขอความร่วมมือกับภาคส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อดำเนินการให้เกิดผลเป็นรูปธรรมภายใน 1 เดือน (นับจาก กพช. ได้มีมติเห็นชอบ) ทั้งนี้ หากราคา Spot LNG JKM สูงกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ต่อเนื่องกันไม่น้อยกว่า 14 วัน (Trigger point) ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน นำเสนอเป็นมาตรการภาคบังคับ
8. มอบหมายให้ กฟผ. เร่งการเจรจาเพื่อหาแนวทางการลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ
9. มอบหมายให้ สำนักงาน กกพ. เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่อยู่ระหว่างการพิจารณา เพื่อให้เกิดการติดตั้ง Solar Cell โดยเร็ว
ทั้งนี้ การดำเนินการตามมาตรการในข้อ 1 ถึง 9 ต้องดำเนินการให้เป็นไปตามกฎหมาย และระเบียบที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด
10. มอบหมายให้ สำนักงาน กกพ. ติดตามสถานการณ์ราคาพลังงาน โดยเปรียบเทียบราคา Spot LNG นำเข้ากับราคาเชื้อเพลิงและต้นทุนในแต่ละมาตรการ เพื่อนำมาพิจารณาในการที่จะคงการใช้มาตรการ ที่มีความคุ้มค่าและเลิกใช้มาตรการที่ไม่มีความคุ้มค่าโดยคำนึงถึงประโยชน์ต่อประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ หากสถานการณ์ราคาพลังงานเปลี่ยนแปลงไปอันจะส่งผลให้ต้องมีการเปลี่ยนแปลงการใช้มาตรการต่างๆ แล้ว ให้สำนักงาน กกพ. รายงานต่อคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) โดยเร็ว
11. มอบหมายให้ กบง. โดยคณะอนุกรรมการฯ ติดตามการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการ พลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 – เดือนธันวาคม 2565 อย่างใกล้ชิด และรายงานต่อ กพช. ทราบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ความไม่สงบระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครนที่ยังไม่มีข้อยุติ ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในตลาดโลกมีความผันผวนและปรับตัวเพิ่มขึ้นในระดับสูงจากมาตรการ คว่ำบาตรรัสเซียของหลายประเทศทั่วโลก โดยทำให้เกิดการตึงตัวของอุปทานก๊าซธรรมชาติและน้ำมัน ส่งผลให้ราคา Asian Spot LNG ปรับตัวสูงขึ้นและยังคงมีแนวโน้มอยู่ในระดับสูง จาก 2.1 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในเดือนมิถุนายน 2563 มาอยู่ที่ระดับสูงถึง 39.3 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในเดือนมีนาคม 2565 หลังจากรัสเซียเริ่มเข้าโจมตียูเครน และ ณ วันที่ 21 กันยายน 2565 อยู่ในระดับสูงประมาณ 45 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ทั้งนี้ จากประมาณการแนวโน้มราคา LNG ปี 2564 ถึงปี 2569 พบว่า ตลาด LNG ยังคงมีแนวโน้มตึงตัวจากความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นตามการเติบโตทางเศรษฐกิจ หลังสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด – 19) คลี่คลาย ในขณะที่อุปทานเพิ่มเติมจากโครงการผลิต LNG ยังคงจำกัด เนื่องจากมีการลงทุนการก่อสร้างโครงการผลิตใหม่ลดลง ทำให้คาดว่าราคา LNG ยังคงมีแนวโน้มอยู่ในระดับสูง จนถึงปี 2568 - 2569 โดยราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นส่งผลให้ต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าสูงขึ้น อย่างมีนัยสำคัญ เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยพึ่งพาเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติเป็นหลัก และจะส่งผล ให้ค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าปรับเพิ่มขึ้น ซึ่งส่งผลกระทบต่อเศรษฐกิจและชีวิตความเป็นอยู่ของประชาชน
2. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2565 และคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2565 ได้มีมติเห็นชอบการเลื่อนแผนการปลดเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 – 11 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงาน
3. เพื่อลดผลกระทบด้านต้นทุนค่าไฟฟ้าต่อภาคประชาชนจากความเสี่ยงสถานการณ์ราคาเชื้อเพลิงที่อาจสูงขึ้น ลดการพึ่งพาการนำเข้าเชื้อเพลิงจากต่างประเทศ อีกทั้งยังเป็นการกระจายสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงเพื่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้า การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้เสนอมาตรการเพิ่มเติม โดยการนำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2565 ถึงปี 2568 โดย กฟผ. ได้เตรียมความพร้อมในด้านเทคนิค ด้านเชื้อเพลิง และด้านสิ่งแวดล้อม เพื่อนำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าในวันที่ 7 ตุลาคม 2565 โดยมีรายละเอียด ดังนี้
3.1 ด้านเทคนิค โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 มีสภาพความพร้อมรองรับ การนำโรงไฟฟ้ากลับมาผลิตไฟฟ้า โดย กฟผ. มีการบำรุงรักษาและตรวจสอบสภาพของอุปกรณ์ให้พร้อมใช้งาน อย่างสม่ำเสมอ ด้านระบบส่งไฟฟ้า มีระบบที่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้อย่างมั่นคง เชื่อถือได้ มีคุณภาพเพียงพอ ตามเกณฑ์มาตรฐาน โดยการบริหารจัดการอุปกรณ์ระบบส่งไฟฟ้าให้มีประสิทธิภาพ ซึ่งการนำโรงไฟฟ้ากลับมาผลิตไฟฟ้าจะไม่ส่งผลกระทบต่อแผนพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าตามแผนงานที่ได้กำหนดไว้ ด้านทรัพยากรน้ำ ในการผลิตไฟฟ้ามีความเพียงพอ โดยใช้น้ำจากอ่างเก็บน้ำแม่จาง อ่างเก็บน้ำแม่ขาม และเพิ่มเติมจากเขื่อนกิ่วลม ตามแผนการใช้น้ำร่วมกับกรมชลประทาน โดยมีการกำหนดแนวทางการบริหารจัดการน้ำทั้งระยะสั้น ระยะกลาง และระยะยาวไว้รองรับ
3.2 ด้านเชื้อเพลิง กฟผ. มีความสามารถในการผลิตลิกไนต์เพิ่มขึ้นเพื่อให้เพียงพอต่อ ความต้องการที่เพิ่มขึ้น ทั้งนี้ การนำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าจะช่วยลด การนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวแบบตลาดจร (Spot LNG) และค่าใช้จ่ายส่วนเพิ่มต่างๆ โดยสามารถลดต้นทุน ในการผลิตไฟฟ้าสุทธิประมาณ 9,740 ล้านบาท รวมทั้งยังสามารถบรรเทาผลกระทบจากความสามารถในการจ่ายก๊าซธรรมชาติแหล่งเอราวัณ (G1) ที่ลดลงจากผู้รับสัมปทานรายใหม่ ในช่วงปี 2565 ถึงปี 2567 นอกจากนี้ การคงกำลังผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงลิกไนต์ในประเทศจะช่วยลดผลกระทบจากราคาพลังงานที่เพิ่มสูงขึ้น ซึ่งจะส่งผลให้ภาระค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ของภาคประชาชนลดลงได้
3.3 ด้านสิ่งแวดล้อม การนำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า ไม่กระทบต่อเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศตาม Nationally Determined Contribution (NDC) ภายในปี 2573 โดย กฟผ. จะศึกษาศักยภาพการพัฒนาโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ทุ่นลอยน้ำร่วมกับโรงไฟฟ้าพลังน้ำ และเร่งกำหนดการจ่ายไฟฟ้าให้เร็วขึ้นเพื่อชดเชยปริมาณการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ทั้งนี้ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 เป็นโรงไฟฟ้าเดิมซึ่งไม่ได้มีการเปลี่ยนแปลงเครื่องจักร ที่มีผลต่อกรรมวิธีการผลิตและเชื้อเพลิงที่ใช้ โดยสามารถควบคุมมลสารได้ตามประกาศกระทรวงอุตสาหกรรม เรื่อง กำหนดค่าปริมาณของสารเจือปนในอากาศที่ระบายออกจากโรงงานผลิต ส่ง หรือจำหน่ายพลังงานไฟฟ้า พ.ศ. 2547 และประกาศกระทรวงวิทยาศาสตร์ เทคโนโลยี และสิ่งแวดล้อม ฉบับที่ 3 (พ.ศ. 2544) เรื่อง กำหนดมาตรฐานควบคุมการปล่อยทิ้งอากาศเสียจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ อีกทั้งรายงานการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับโครงการ กิจการหรือการดำเนินการที่อาจมีผลกระทบต่อทรัพยากรธรรมชาติ คุณภาพสิ่งแวดล้อม สุขภาพ อนามัย คุณภาพชีวิต ของประชาชนในชุมชนอย่างรุนแรง (EHIA) โครงการขยายกำลังผลิตโรงไฟฟ้าทดแทนโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 4 - 7 และโครงการโรงไฟฟาแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 - 9 ได้ประเมินครอบคลุมการเดินเครื่องโรงไฟฟาพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 ดังนั้น จึงไม่ส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมโดยรวม และเป็นไปตามมาตรฐานสิ่งแวดล้อมที่กฎหมายกำหนด
4. กบง. ในการประชุมครั้งที่ 14/2565 (ครั้งที่ 52) เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 ได้พิจารณาการนำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าเพื่อรองรับสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงาน และ มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบให้ กฟผ. นำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2565 - 2568 เพื่อรองรับสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงาน โดยพิจารณาและนำมาตรการที่กำหนดในรายงาน การประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับโครงการ กิจการ หรือการดำเนินการที่อาจมีผลกระทบ ต่อทรัพยากรธรรมชาติ คุณภาพสิ่งแวดล้อม สุขภาพ อนามัย คุณภาพชีวิต ของประชาชนในชุมชนอย่างรุนแรง (EHIA) โครงการโรงไฟฟ้าแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 - 9 ซึ่งเป็นรายงานเล่มล่าสุดมาปฏิบัติ (2) มอบหมายให้ กฟผ. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณา
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) นำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2565 - 2568 เพื่อรองรับสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงาน โดยพิจารณา และนำมาตรการที่กำหนดในรายงานการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับโครงการ กิจการ หรือการดำเนินการที่อาจมีผลกระทบต่อทรัพยากรธรรมชาติ คุณภาพสิ่งแวดล้อม สุขภาพ อนามัย คุณภาพชีวิต ของประชาชน ในชุมชนอย่างรุนแรง (EHIA) โครงการโรงไฟฟ้าแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 - 9 ซึ่งเป็นรายงานเล่มล่าสุดมาปฏิบัติ
2. มอบหมายให้ กฟผ. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) มาตรา 11(10) กำหนดให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีอำนาจหน้าที่ออกระเบียบหรือประกาศกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าและการใช้จ่ายเงินกองทุนให้สอดคล้อง กับนโยบายของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ตามมาตรา 9(8) และมาตรา 97 กำหนดให้เงินกองทุนใช้จ่ายเพื่อกิจการตามมาตรา 97 (1) ถึง (6) โดยการใช้จ่ายเงินกองทุนตาม (1) (2) (3) (4) และ (5) ให้เป็นไปตามระเบียบที่ กกพ. กำหนดภายใต้กรอบนโยบายของ กพช. และต้องจัดให้มีการแยกบัญชีตามกิจการที่ใช้จ่ายอย่างชัดเจน ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 กพช. ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554 – 2558 ซึ่งได้กำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 97(4) เพื่อการส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตรา 0.5 สตางค์ต่อหน่วย และตามมาตรา 97(5) เพื่อการส่งเสริมสังคมและประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตราไม่เกิน 0.2 สตางค์ต่อหน่วย โดยเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเห็นชอบและรับทราบตามมติ กพช. ข้างต้น ต่อมา เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบ ให้ยังคงใช้หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 ตามที่ กกพ. เสนอ และกำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนตามที่ กกพ. กำหนดภายใต้กรอบนโยบายของ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 ทั้งนี้ กกพ. ได้ออกระเบียบและประกาศที่เกี่ยวข้องกับอัตราเงินกองทุน ดังนี้ (1) ประกาศ กกพ. เรื่อง การนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า สำหรับผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย พ.ศ. 2557 ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2557 สาระสำคัญ คือ ให้ผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้านำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานกองทุนตามมาตรา 97(4) ในอัตรา 0.005 บาทต่อหน่วยจำหน่ายในรอบเดือนที่เรียกเก็บค่าไฟฟ้า และระเบียบ กกพ. ว่าด้วยหลักเกณฑ์ และวิธีการจัดสรรเงินจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย พ.ศ. 2559 ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2559 และ (2) ประกาศ กกพ. เรื่อง การนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า สำหรับผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อส่งเสริมสังคมและประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า พ.ศ. 2557 ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2557 สาระสำคัญ คือ ให้ผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้านำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานกองทุนตามมาตรา 97(5) ในอัตรา 0.002 บาทต่อหน่วยจำหน่ายในรอบเดือนที่เรียกเก็บค่าไฟฟ้า และระเบียบ กกพ. ว่าด้วยหลักเกณฑ์ และวิธีการจัดสรรเงินจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อส่งเสริมสังคมและประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า พ.ศ. 2557 ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2559
2. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ให้ผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้ารายงานข้อมูลการจำหน่ายไฟฟ้าและนำส่งเงินเข้ากองทุนตั้งแต่รอบบิลค่าไฟฟ้าเดือนมกราคม 2558 ทั้งนี้ ในปีงบประมาณ พ.ศ. 2560 – 2565 มีเงินสะสมของกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) จำนวน 8,257.53 ล้านบาท และ 3,300.15 ล้านบาท ตามลำดับ โดยสำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศการจัดสรรเงินกองทุนเพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) ในช่วงดังกล่าว และ กกพ. ได้อนุมัติข้อเสนอโครงการรวม 1,027.54 ล้านบาท และ 1,156.14 ล้านบาท ตามลำดับ โดย ณ วันที่ 1 สิงหาคม 2565 มีเงินคงเหลือสะสมของกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) รวมสุทธิ 7,182.94 ล้านบาท และ 2,099.65 ล้านบาท ตามลำดับ ซึ่งเพียงพอต่อการดำเนินการตามภารกิจและวัตถุประสงค์ ของกองทุนได้อีกระยะหนึ่ง ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2565 กกพ. ได้ประชุมและได้มีความเห็นให้งด การเก็บเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) เป็นการชั่วคราว เพื่อบรรเทาผลกระทบค่าใช้จ่ายของประชาชนจากสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานโลก ซึ่งส่งผลกระทบโดยตรงต่อต้นทุนค่าไฟฟ้า และการปรับขึ้นอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยสำนักงาน กกพ. จะยังสามารถบริหารจัดการเงินคงเหลือ ในการดำเนินงานกองทุนตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) ได้อย่างมีประสิทธิภาพ ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. ได้ประมาณการความสามารถลดผลกระทบค่าไฟฟ้าจากการงดการเก็บเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) ตามข้อมูลการพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศ โครงการสำรวจและปรับปรุงการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าในระยะยาวเพื่อให้รองรับความต้องการไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจาก Disruptive Technology ของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ซึ่งพบว่า ในช่วงปี 2566 – 2579 สามารถลดภาระค่าไฟฟ้าแก่ประชาชนได้ 1,321.85 - 1,994.40 บาทต่อปี คิดเป็นการลดภาระค่าไฟฟ้า 0.041 - 0.063 บาทต่อหน่วย
3. เมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2565 วันที่ 2 กันยายน 2565 และวันที่ 12 ตุลาคม 2565 กกพ. ได้หารือ เพื่อให้การดำเนินการของ กกพ. เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ และรวดเร็วในการกำหนดอัตราเงินนำส่ง เข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า และการใช้จ่ายเพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) มาตรา 97(5) และมาตรา 11(10) แห่งพระราชบัญญัติฯ ในการบรรเทาผลกระทบค่าไฟฟ้าของประชาชนได้อย่างรวดเร็ว โดยได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบการทบทวนอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) ในอัตรา 0 บาทต่อหน่วย เป็นการชั่วคราว และ (2) เห็นชอบแนวทางการทบทวนสรุปสาระสำคัญของระเบียบวาระ การประชุม กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เรื่อง การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย โดยปรับปรุงข้อความการกำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) จากเดิม “โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตรา 0.5 สตางค์ต่อหน่วย” เป็น “โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตราไม่เกิน 0.5 สตางค์ต่อหน่วย” ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างการศึกษาทบทวน อัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อลดผลกระทบภาระค่าไฟฟ้าต่อประชาชน และเพิ่มประสิทธิภาพ ของการใช้จ่ายเงินกองทุนให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อทุกภาคส่วน
4. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2565 ได้พิจารณาการทบทวนการกำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554 – 2558 และมีมติเห็นชอบทบทวนการกำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) ของหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554 – 2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เพื่อการส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย จากเดิม “โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตรา 0.5 สตางค์ต่อหน่วย” เป็น “โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตราไม่เกิน 0.5 สตางค์ต่อหน่วย” โดยมอบหมายให้ กกพ.ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณา
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบทบทวนการกำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) ของหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554 – 2558 ตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เพื่อการส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย จากเดิม “โดยเรียกเก็บ จากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตรา 0.5 สตางค์ต่อหน่วย” เป็น “โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตราไม่เกิน 0.5 สตางค์ต่อหน่วย
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
เรื่องที่ 6 แนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT)
สรุปสาระสำคัญ
1. วันที่ 14 กรกฎาคม 2564 สหภาพยุโรป (European Union: EU) ได้เผยแพร่ร่างกฎหมาย ว่าด้วยกลไกการปรับคาร์บอนข้ามพรมแดน (Carbon Border Adjustment Mechanism: CBAM) ซึ่งเป็นมาตรการเพื่อการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของ EU ตามพันธกรณีระหว่างประเทศในการลดภาวะโลกร้อน โดยจะเป็นการปรับต้นทุนของสินค้านำเข้าบางประเภทให้สะท้อนถึงปริมาณการปล่อยก๊าซคาร์บอนที่แท้จริง ในกระบวนการผลิตสินค้านั้น และป้องกันการนำเข้าสินค้าที่ปล่อยก๊าซเรือนกระจกสูงเข้ามาใน EU โดยประเทศอื่น มีแนวโน้มที่จะนำมาตรการลักษณะเดียวกันมาใช้ ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าโดยเฉพาะในภาคอุตสาหกรรมการส่งออก และบริษัทข้ามชาติที่จะเข้ามาลงทุนในประเทศไทย มีความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy: RE) ในลักษณะที่สามารถนำไปจัดทำบัญชีการปล่อยก๊าซเรือนกระจกตามวิธีการ และมาตรฐานที่สอดคล้องกับมาตรการดังกล่าว เพื่อป้องกันการถูกเรียกเก็บค่าปรับคาร์บอนข้ามพรมแดน และรักษาความสามารถในการแข่งขัน ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2564 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้เห็นชอบหลักการ RE100 Package ตามที่สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้เสนอว่า ในระยะเร่งด่วนควรดำเนินการตามโครงสร้างกิจการไฟฟ้าของประเทศ ซึ่งอาจกำหนดเป็นอัตราค่าบริการไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเพื่อใช้เป็นการทั่วไป โดยใช้การจัดสรรไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่ ในระบบไฟฟ้าปัจจุบัน (Existing RE) ในการให้บริการ และสำนักงาน กกพ. ได้นำแนวทางดังกล่าวมาพัฒนา การจัดทำอัตราค่าไฟฟ้ารูปแบบ Green Power Tariff เสนอพิจารณาตามลำดับ โดยเมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2565 สำนักงาน กกพ. ได้หารือร่วมกับเลขานุการรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และผู้แทนการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) โดยที่ประชุมได้รับทราบความต้องการของผู้ใช้ไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนกลุ่มที่มีความต้องการเจาะจงแหล่งผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้กลไกการออกใบรับรอง การผลิตพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy Certificate: REC) ในการสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าใหม่ จากพลังงานหมุนเวียน และเห็นชอบให้ดำเนินการจัดทำอัตราค่าไฟฟ้าสีเขียว 2 แนวทาง คือ แบบไม่เจาะจงที่มา และแบบเจาะจงที่มา เพื่อเป็นทางเลือกให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในระหว่างที่ประเทศไทยยังไม่ปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและยังไม่มีตลาดกลางซื้อขาย REC อย่างไรก็ดี ปัจจุบันสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกายังอยู่ระหว่างการพิจารณาตอบข้อหารือของ สนพ. ที่ได้ขอให้คณะกรรมการกฤษฎีกามีความเห็นเกี่ยวกับการที่โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนนำพลังงานไฟฟ้าที่ตนผลิตและจำหน่ายไปออก REC และนำไปซื้อขาย ทั้งนี้ พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 11(12) กำหนดให้ กกพ. สามารถเสนอความเห็นหรือให้คำแนะนำต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รมว.พน.) และคณะรัฐมนตรี เกี่ยวกับการประกอบกิจการพลังงาน และมาตรา 64 กำหนดให้ รมว.พน. โดยความเห็นชอบของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนดนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงาน ดังนั้น เพื่อให้การดำเนินงานเป็นไปตามที่กำหนด เมื่อวันที่ 26 ตุลาคม 2565 กกพ. ได้มีมติให้เสนอความเห็นและข้อเสนอแนะของ กกพ. ต่อนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT) ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. ปัจจุบันประเทศไทยมีโครงสร้างกิจการไฟฟ้าแบบผู้ซื้อรายเดียวที่มีการกำกับดูแล (Enhanced Single Buyer: ESB) โดยการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าต้องอาศัยเวลาและดำเนินการด้วยความรอบคอบ ในระหว่างนี้การให้บริการไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าสีเขียวซึ่งแบ่งได้เป็น 2 กลุ่ม คือ กลุ่มที่ต้องการไฟฟ้าสีเขียว จากระบบโครงข่ายไฟฟ้าโดยไม่เจาะจงแหล่งผลิตไฟฟ้า และกลุ่มที่ต้องการไฟฟ้าสีเขียวจากระบบโครงข่ายไฟฟ้า โดยเจาะจงแหล่งผลิตไฟฟ้า เพื่อให้สามารถจัดหา REC ที่ตรวจสอบและยืนยันได้ว่ามาจากแหล่งเดียวกับพลังงานไฟฟ้าที่รับบริการ จึงเป็นการให้บริการผ่านการไฟฟ้าทั้งสามแห่ง โดยการให้บริการทั้งสองรูปแบบมีโครงสร้างของต้นทุนการให้บริการ (Cost of Service) ที่แตกต่างกัน รวมถึงแตกต่างจากผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วไป ดังนั้น การกำหนดอัตราค่าบริการจึงต้องคำนึงถึงการสะท้อนต้นทุนที่เหมาะสมและเป็นธรรม โดยอาศัยหลักการผู้ได้รับประโยชน์ เป็นผู้จ่าย (Beneficiaries Pay Principle) ซึ่งครอบคลุมถึงประโยชน์และต้นทุนสาธารณะที่เกิดจากนโยบาย การส่งเสริมอุตสาหกรรมพลังงานหมุนเวียนของประเทศและภาระของระบบไฟฟ้าในภาพรวม โดยแนวทาง การกำหนดอัตรา UGT ในโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกมีดังนี้ (1) อัตรา UGT จากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่แล้วในระบบไฟฟ้า ซึ่งเป็นการนำ REC ของโรงไฟฟ้าเดิมที่รัฐมีกรรมสิทธิ์มาให้บริการร่วมกับการให้บริการพลังงานไฟฟ้า และเป็นการให้บริการในลักษณะที่ผู้ใช้ไฟฟ้าไม่ต้องเจาะจงแหล่งที่มาของไฟฟ้า และ REC ในการขอรับบริการ โดยมีอัตราค่าบริการส่วนเพิ่ม (Premium) เพิ่มเติมจากอัตราค่าไฟฟ้าตามปกติ ที่ครอบคลุมต้นทุนค่า REC รวมถึงองค์ประกอบอื่นๆ ตามที่ กกพ. จะกำหนดต่อไป และ (2) อัตรา UGT จากโรงไฟฟ้าใหม่ และโรงไฟฟ้าเดิมทั้งของรัฐและเอกชน ซึ่งเป็นการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ซึ่งมาจากแหล่งเดียวกัน โดยผู้ใช้ไฟฟ้าต้องเจาะจงกลุ่มโรงไฟฟ้า (Portfolio) ในการขอรับบริการ โดยอัตราค่าบริการกำหนดจากต้นทุนการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ของแต่ละ Portfolio รวมถึงองค์ประกอบอื่นๆ ตามที่ กกพ. จะกำหนดต่อไป ทั้งนี้ การกำหนดองค์ประกอบและโครงสร้างอัตรา UGT ทั้งสองรูปแบบ รวมทั้งการจัดสรรต้นทุนการให้บริการที่ครอบคลุมต้นทุนสาธารณะ และวิธีการและเงื่อนไขที่เกี่ยวข้องในการดำเนินการ กกพ. จะพิจารณากำกับดูแลภายใต้พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ให้โปร่งใส และเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าทุกกลุ่ม
3. ประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับมีดังนี้ (1) ช่วยลดภาระค่าส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วไป และช่วยลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกตามสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนในการผลิตไฟฟ้าที่เพิ่มมากขึ้น อันนำไปสู่การบรรลุเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศ และ (2) ผู้ใช้ไฟฟ้าสีเขียวมีทางเลือกในการปฏิบัติตามกติกาสากลในการสำแดงการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากการใช้พลังงานในกระบวนการผลิตสินค้าและบริการ (Scope 2 Emission) โดยจะมีการปล่อยก๊าซเรือนกระจกตามค่าการปล่อยก๊าซเรือนกระจก จากการผลิตพลังงานไฟฟ้า (Grid Emission Factor) ลบด้วยส่วนที่ผู้ใช้ไฟฟ้าสำแดงการใช้ REC รวมทั้งช่วยลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกตามนโยบายขององค์กร ทั้งในระยะสั้น (ให้บริการโดยโรงไฟฟ้าเดิม) ระยะกลาง (ให้บริการโดยโรงไฟฟ้าเดิมและโรงไฟฟ้าใหม่ที่มีแผนจะก่อสร้างแล้ว) และระยะยาว (ให้บริการโดยโรงไฟฟ้าเดิมและโรงไฟฟ้าใหม่ที่มีแผนจะพัฒนาหรือจัดหาเพิ่มเติมในอนาคต) ในระหว่างที่ประเทศไทยยังมีโครงสร้างกิจการไฟฟ้าแบบ ESB
4. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2565 ได้พิจารณาแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT) และมีมติเห็นชอบแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff) ในโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก โดยประกอบด้วย (1) อัตราค่าบริการไฟฟ้า สีเขียวจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่เดิมในระบบไฟฟ้า ซึ่งเป็นการนำใบรับรองการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy Certificate: REC) ของโรงไฟฟ้าเดิมที่รัฐมีกรรมสิทธิ์มาให้บริการร่วมกับการให้บริการพลังงานไฟฟ้า และเป็นการให้บริการในลักษณะที่ผู้ใช้ไฟฟ้าไม่ต้องเจาะจงแหล่งที่มาของไฟฟ้าและ REC ในการขอรับบริการ โดยมีอัตราค่าบริการส่วนเพิ่ม (Premium) เพิ่มเติมจากอัตราค่าไฟฟ้าตามปกติ ที่ครอบคลุมต้นทุนค่า REC รวมถึงองค์ประกอบอื่นๆ ตามที่ กกพ. จะกำหนด (2) อัตราค่าบริการไฟฟ้า สีเขียวจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่ และโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเดิมในระบบไฟฟ้าทั้งของรัฐ และเอกชน ซึ่งเป็นการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ซึ่งมาจากแหล่งเดียวกัน โดยผู้ใช้ไฟฟ้าต้องเจาะจง กลุ่มโรงไฟฟ้า (Portfolio) ในการรับบริการ และอัตราค่าบริการกำหนดจากต้นทุนการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ของแต่ละ Portfolio รวมถึงองค์ประกอบอื่นๆ ตามที่ กกพ. จะกำหนด ทั้งนี้ ในการกำหนดองค์ประกอบและโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสีเขียวทั้งสองรูปแบบ รวมถึงการจัดสรรต้นทุนการให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วไปที่ครอบคลุมต้นทุนสาธารณะ และวิธีการและเงื่อนไขที่เกี่ยวข้องในการดำเนินการ กกพ. จะพิจารณากำกับดูแลภายใต้พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ให้โปร่งใสและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าทุกกลุ่มต่อไป และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณา
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff) ในโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก โดยประกอบด้วย
(1) อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียวจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่เดิมในระบบไฟฟ้า ซึ่งเป็นการนำใบรับรองการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy Certificate: REC) ของโรงไฟฟ้าเดิมที่รัฐมีกรรมสิทธิ์มาให้บริการร่วมกับการให้บริการพลังงานไฟฟ้า และเป็นการให้บริการในลักษณะที่ผู้ใช้ไฟฟ้า ไม่ต้องเจาะจงแหล่งที่มาของไฟฟ้าและ REC ในการขอรับบริการ โดยมีอัตราค่าบริการส่วนเพิ่ม (Premium) เพิ่มเติมจากอัตราค่าไฟฟ้าตามปกติที่ครอบคลุมต้นทุนค่า REC รวมถึงองค์ประกอบอื่นๆ ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จะกำหนดต่อไป
(2) อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียวจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่ และโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเดิมในระบบไฟฟ้าทั้งของรัฐและเอกชน ซึ่งเป็นการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ซึ่งมาจาก แหล่งเดียวกัน โดยผู้ใช้ไฟฟ้าต้องเจาะจงกลุ่มโรงไฟฟ้า (Portfolio) ในการรับบริการ และอัตราค่าบริการ กำหนดจากต้นทุนการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ของแต่ละ Portfolio รวมถึงองค์ประกอบอื่นๆ ตามที่ กกพ. จะกำหนดต่อไป
ทั้งนี้ ในการกำหนดองค์ประกอบและโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสีเขียวทั้งสองรูปแบบ รวมถึง การจัดสรรต้นทุนการให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วไปที่ครอบคลุมต้นทุนสาธารณะ และวิธีการและเงื่อนไข ที่เกี่ยวข้องในการดำเนินการ กกพ. จะพิจารณากำกับดูแลภายใต้พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ให้โปร่งใสและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าทุกกลุ่มต่อไป
2. มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว ตามแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว ทั้งรูปแบบเจาะจงที่มา และรูปแบบไม่เจาะจงที่มา และนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
กพช. ครั้งที่ 161 วันศุกร์ที่ 9 กันยายน 2565
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 6/2565 (ครั้งที่ 161)
วันศุกร์ที่ 9 กันยายน 2565 เวลา 09.30 น..
ผู้มาประชุม
รองนายกรัฐมนตรี รักษาราชการแทนนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประวิตร วงษ์สุวรรณ)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 มาตรา 55 และบทเฉพาะการกำหนดให้ “ในกรณีที่มีการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพอยู่ก่อนวันที่พระราชบัญญัตินี้ใช้บังคับ ให้ใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อการดำเนินการดังกล่าวต่อไปได้เป็นระยะเวลาสามปีนับแต่วันที่พระราชบัญญัตินี้ใช้บังคับ ทั้งนี้ ให้นำความในหมวด 4 การดำเนินงานของกองทุน และหมวด 7 บทกำหนดโทษ ที่เกี่ยวข้อง มาใช้บังคับกับการดำเนินการนี้ด้วย
ในการดำเนินการตามวรรคหนึ่ง ให้คณะกรรมการดำเนินการออกประกาศกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการ เพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยทุกรอบระยะเวลาหนึ่งปี ทั้งนี้ ประกาศดังกล่าว ให้นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ
ในกรณีที่มีความจำเป็นต้องดำเนินการตามวรรคหนึ่งต่อไป ให้คณะรัฐมนตรีโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีอำนาจขยายระยะเวลาดำเนินการตามวรรคหนึ่งได้อีกไม่เกินสองครั้ง ครั้งละไม่เกินสองปี”
2. การประชุมคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เมื่อวันที่ 19 กุมภาพันธ์ 2563 ที่ประชุมได้เห็นชอบแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 แผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 และแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสม ของเชื้อเพลิงชีวภาพ พ.ศ. 2563 – 2565 และให้เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณา ซึ่ง กพช. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 ได้เห็นชอบแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามที่ กบน. เสนอ โดยมีเนื้อหา 4 ส่วน ได้แก่ แผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 แผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 แผนการลด การจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ (แผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ) ในช่วงปี พ.ศ. 2563 – 2565 และประกาศคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการ เพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ต่อมา ในการประชุมสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2563 ได้พิจารณาแผนระดับ 3 ของกระทรวงพลังงาน จำนวน 5 แผน เพื่อเสนอความเห็นประกอบการพิจารณาของคณะรัฐมนตรี (ครม.) ซึ่งแผนทั้ง 5 ประกอบด้วย แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (Energy Efficiency Plan: EEP 2018) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (Alternative Energy Development Plan: AEDP 2018) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (Power Development Plan : PDP 2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1) แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 และแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 โดย สศช. มีความเห็นประกอบการพิจารณาของ ครม. สรุปได้ดังนี้ เห็นควรให้ความเห็นชอบในหลักการของแผนระดับที่ 3 ของกระทรวงพลังงาน จำนวน 5 แผน ตามเสนอ และในส่วนของแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 และแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 มีความเห็นดังนี้ การดำเนินการตามยุทธศาสตร์ที่ 2 กระทรวงพลังงานควรพิจารณาปรับลดอัตราการชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิงชีวภาพในช่วงเวลาที่เหมาะสม โดยให้ความสำคัญกับผลประโยชน์หรือมูลค่าเพิ่มที่เกษตรกรจะได้รับจากการปลูกพืชพลังงาน และคำนึงถึงระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่สนับสนุนการขยายตัวทางเศรษฐกิจของประเทศ รวมทั้งควรพิจารณาให้สอดคล้องกับแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิงที่อยู่ระหว่างการจัดทำด้วย นอกจากนี้ ควรพิจารณานำมาตรการจัดเก็บภาษีตามอัตราการปล่อยมลพิษของน้ำมันเชื้อเพลิงมาใช้ เพื่อสนับสนุนให้น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพแข่งขันได้โดยไม่ต้องได้รับการชดเชย และควรสร้างความเข้าใจให้กับประชาชน เพื่อให้มีความเข้าใจที่ถูกต้องเกี่ยวกับการกำหนดโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศ และกระทรวงพลังงานควรพิจารณาทบทวนระยะเวลาการดำเนินงานของแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ ให้สอดคล้องกับมติ ครม. เมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2562 เรื่อง การขับเคลื่อนยุทธศาสตร์ชาติสู่การปฏิบัติที่ให้กำหนดระยะเวลาการดำเนินการของแผนงานให้สอดคล้องกับห้วงเวลาของแผนแม่บทภายใต้ยุทธศาสตร์ชาติ โดยควรกำหนดให้การดำเนินการในระยะแรกอยู่ในช่วงปี พ.ศ. 2563 – 2565 รวมทั้งควรพิจารณาการบริหารจัดการเพื่อป้องกันการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงควบคู่ไปด้วย โดยนำแนวคิดคู่ค้าเชิงกลยุทธ์ (Strategic Suppliers) มาปรับใช้ โดยเฉพาะประเทศที่เป็นผู้ผลิตและผู้ค้าน้ำมันในภูมิภาคนี้ ตลอดจนให้ความสำคัญในการพัฒนาความร่วมมือระหว่างประเทศในรูปแบบสัญญารัฐต่อรัฐ (Government to Government Contract: G to G) ทั้งนี้ ครม. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 เห็นชอบแผนตามที่ กพช. เสนอ
3. กบน. เมื่อวันที่ 29 ตุลาคม 2563 ได้มอบหมายให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) ปรับแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ ให้เหมาะสมกับระยะเวลาที่เหลือ พร้อมทั้งนำความเห็นของ สศช. มาประกอบการปรับแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ ต่อมา สกนช. ได้ปรับปรุงแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ และเสนอต่อ กบน. เมื่อวันที่ 22 มีนาคม 2564 โดยที่ประชุมได้สั่งการให้ สกนช. หารือกับหน่วยงานภาครัฐ และผู้ประกอบการที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งสมาคมผู้ประกอบการเอทานอล และ B100 ประกอบกับสถานการณ์ COVID-19 และข้อจำกัดของระยะเวลาที่เหลือตามแผน อาจจะขยายระยะเวลา ทั้งนี้ให้คำนึงถึงเรื่องการลดค่าใช้จ่ายของกองทุนฯ โดยไม่กระทบราคาขายปลีกในประเทศ ต่อมา เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2564 และวันที่ 21 – 22 กรกฎาคม 2564 สกนช. ได้จัดประชุมหารือร่วมกับหน่วยงานภาครัฐและผู้ประกอบการที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งกลุ่มการค้าผู้ผลิตเอทานอลไทยและกลุ่มผู้ผลิตไบโอดีเซลไทย โดยสรุปผลการประชุมกับกลุ่มเอทานอล ดังนี้ (1) ต้นทุนของเอทานอล ถ้าต้นทุนเอทานอลมีราคาต่ำ เกษตรกรจะมีรายได้ลดลง (2) การสะท้อนการขึ้นลงของราคาวัตถุดิบจากอ้อยและมันสำปะหลัง เกษตรกรจะได้รับประโยชน์จากโมลาสเพราะเป็นองค์ประกอบในส่วนของราคาอ้อยจากพระราชบัญญัติอ้อยและน้ำตาลทราย พ.ศ. 2527 จะมีการแบ่งปันผลประโยชน์อยู่ที่ร้อยละ 70 : 30 (ชาวไร่อ้อย : โรงผลิต) และ (3) การคาดการณ์ของสมาคมฯ ในปี พ.ศ. 2565 คาดว่าราคาเอทานอลมีแนวโน้มลดลง สรุปผลการประชุมกับกลุ่มไบโอดีเซล ดังนี้ (1) การซื้อขายที่โรงงาน B100 ซื้อ CPO มาจากโรงสกัด ส่วนใหญ่จะเป็น การซื้อแบบสัญญาระยะยาว (spot) มีผู้รับซื้อบางรายพยายามทำสัญญาโดยราคาปรับขึ้นลงตามกลไกภาครัฐ แต่ดำเนินการได้ค่อนข้างยาก เพราะโรงสกัดจะยังไม่ทราบต้นทุนการรับซื้อปาล์มจากเกษตรกรทำให้มีความเสี่ยงเรื่องราคาปรับขึ้นลงเนื่องจากโรงสกัดจะรับซื้อปาล์มจากเกษตรกรทุกวัน แต่ขายออกในปริมาณมาก ทำให้โรงสกัดต้องลดความเสี่ยง โดยต้องสำรอง CPO ให้เพียงพอเพื่อใช้ในการขายเอาไว้ และซื้อกลับเข้ามาเพื่อชดเชย ส่วนที่ขายออกไป ส่วนนี้ทำให้โรงสกัดไม่กล้าขายแบบ spot เพราะมีความเสี่ยงในเรื่องของต้นทุน (2) การสะท้อนว่าเกษตรกรได้ประโยชน์จริง ต้องช่วยให้เกษตรกรมีประสิทธิภาพในการปลูกปาล์มโดยควรได้น้ำมันประมาณร้อยละ 17 ถึง ร้อยละ 20 ต่อไร่ต่อปี จึงจะทำให้เกษตรกรมีรายได้เพิ่มขึ้น (3) อุตสาหกรรมไบโอดีเซล ก็คล้าย ๆ กับอุตสาหกรรมเอทานอลในการหาอุตสาหกรรมต่อเนื่อง เพื่อลดความเสี่ยงจากรถยนต์ EV จากการใช้ปาล์มน้ำมันน้อยลงทั้งในประเทศและต่างประเทศ อย่างไรก็ตาม ถ้าต้นทุนของวัตถุดิบในประเทศสูงกว่าตลาดโลก ความสามารถของการแข่งขันในอุตสาหกรรมไบโอดีเซลก็จะไม่สามารถแข่งขันได้ การปล่อยให้ราคาปาล์มน้ำมันเป็นไปตามกลไกตลาดโลกได้จะทำให้แข่งขันได้ในระยะยาว และการชดเชยเพื่อไปช่วยในส่วนน้ำมันเชื้อเพลิงต้นทุนที่ผสมไบโอดีเซล จะทำให้มีประสิทธิภาพสูงสุดและจะสะท้อนราคาที่แท้จริงมากขึ้น ทั้งนี้ สกนช. มีข้อคิดเห็น ดังนี้ (1) หากแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ ได้รับการอนุมัติให้ดำเนินการจะไม่กระทบกับปริมาณเอทานอล และไบโอดีเซล เนื่องจากใช้กลไกของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงรักษาส่วนต่างราคา และ (2) จากการศึกษาโครงสร้างราคาเชื้อเพลิงชีวภาพในระยะยาวและการทำ Carbon pricing การคำนวนราคาคาร์บอน พบว่า หากกองทุนฯ เก็บอัตราเงินในส่วนนี้ หรือการส่งเสริมอุตสาหกรรมอื่น ๆ เพื่อเพิ่มมูลค่าของเอทานอล และไบโอดีเซล ก็จะเป็นการช่วยให้กองทุนฯ ลดการจ่ายเงินชดเชยเชื้อเพลิงชีวภาพลงได้
4. ในช่วงปี พ.ศ. 2563 ที่ผ่านมา ได้เกิดสถานการณ์การแพร่ระบาดของเชื้อไวรัสโควิด-19 เมื่อสถานการณ์เริ่มดีขึ้นในช่วงปลายปี พ.ศ. 2564 ได้เกิดวิกฤตการณ์ด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสูงเนื่องจาก เข้าสู่ฤดูหนาว และล่าสุดเมื่อเดือนกุมภาพันธ์ 2565 ได้เกิดความขัดแย้งทางการเมืองระหว่างประเทศรัสเซียกับยูเครน สิ่งเหล่านี้ล้วนแต่ส่งผลกระทบต่อเศรษฐกิจไปทั่วโลก ส่งผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชนภายในประเทศ กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต้องเข้าไปช่วยอุดหนุนราคาเพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของน้ำมันและก๊าซ LPG เนื่องจากเกิดวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ที่กำหนดไว้ จนทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงขาดสภาพคล่อง ประมาณการฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 17 กรกฎาคม 2565 ติดลบ 112,935 ล้านบาท แบ่งเป็น บัญชีน้ำมันติดลบ 74,162 ล้านบาท และบัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 38,773 ล้านบาท
5. กบน. เมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2565 มีมติเห็นชอบแนวทางการขอขยายระยะเวลาการดำเนินงานของแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ ออกไปสองปี จากเดิมครบกำหนดวันที่ 24 กันยายน 2565 เป็นวันที่ 24 กันยายน 2567 ตามที่ สกนช. เสนอ เพื่อเสนอต่อ กพช. และนำเสนอ ครม. ให้ความเห็นชอบต่อไป ทั้งนี้มอบหมายให้ประสานขอความเห็นไปยังกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เพื่อแจ้ง และขอความเห็นจากคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) และกระทรวงอุตสาหกรรมเพื่อแจ้งและขอความเห็นจากสมาคมอ้อยและน้ำตาล ซึ่งในเบื้องต้น สกนช. ได้ประสานทั้งสองหน่วยงานได้รับความเห็นว่าควรขยายระยะเวลาการดำเนินงานของแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ เพื่อเป็นการส่งเสริมการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมเชื้อเพลิงชีวภาพเป็นน้ำมันพื้นฐานในอนาคต และส่งเสริมเกษตรกรอย่างต่อเนื่อง ตลอดจนการดำเนินการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพตามที่ กบน. เคยให้ข้อสังเกต โดยแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ ในช่วงปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 – 2567 ที่ สกนช. เสนอประกอบด้วย (1) หลักเกณฑ์การดำเนินการ เป็นการดำเนินการตามกรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 (2) วิธีการดำเนินงาน กบน. จัดทำประกาศกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการ เพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพภายในระยะเวลาสองปี นำเสนอ กพช. เพื่อนำเสนอต่อ ครม. ให้ความเห็นชอบ (3) มาตรการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ โดยลดการจ่ายเงินชดเชยให้กลุ่มน้ำมันเบนซิน โดย ทยอยลดการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และแก๊สโซฮอล E85 รักษาส่วนต่างราคาขายปลีกที่จูงใจให้ใช้น้ำมันเบนซินพื้นฐานตามที่ภาครัฐกำหนด และ ลดการจ่ายเงินชดเชยให้กลุ่มน้ำมันดีเซล โดยทยอยลดการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (B10) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 กรณีที่มีการกำหนดส่วนผสม B100 ในแต่ละกลุ่มภายหลังจากวิกฤตการณ์ด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเข้าสู่สภาวะปกติแล้ว และรักษาส่วนต่างราคาขายปลีกที่จูงใจให้ใช้น้ำมันดีเซลพื้นฐานตามที่ภาครัฐกำหนด
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการขอขยายระยะเวลาดำเนินการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสม ของเชื้อเพลิงชีวภาพออกไปสองปี จากเดิมครบกำหนดวันที่ 24 กันยายน 2565 เป็นวันที่ 24 กันยายน 2567
2. เห็นชอบแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ในช่วงปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 – 2567
3. มอบหมายให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงนำเรื่องการขอขยายระยะเวลาดำเนินการ ลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ และแผนการลดการจ่ายเงินชดเชย น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ในช่วงปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 – 2567 เสนอต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาตามระเบียบและกฎหมายที่เกี่ยวข้องต่อไป
กพช. ครั้งที่ 160 วันพุธที่ 6 กรกฎาคม พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 5/2565 (ครั้งที่ 160)
วันพุธที่ 6 กรกฎาคม พ.ศ. 2565 เวลา 09.30 น.
1. ข้อเสนอการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) สัญญาระยะยาวของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 ข้อเสนอการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) สัญญาระยะยาวของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
สรุปสาระสำคัญ
1. 1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 และคณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2564 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) บริหารจัดการ Old Supply ซึ่งหมายถึงก๊าซธรรมชาติจากการจัดหาที่มีสัญญาผูกพันระยะยาวแล้ว เพื่อจำหน่ายก๊าซเข้า Pool ประกอบด้วย (1) ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากอ่าวไทยในปัจจุบันและก๊าซธรรมชาติ จากอ่าวไทยที่จะเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียม รวมถึงก๊าซธรรมชาติที่จัดหาจากพื้นที่พัฒนาร่วม ไทย - มาเลเซีย (JDA) (2) ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากแหล่งบนบก (3) ก๊าซธรรมชาติที่นำเข้ามาจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา (4) ก๊าซธรรมชาติที่นำเข้ามาในรูปแบบ LNG ที่เป็นสัญญาระยะยาวของประเทศที่มีอยู่ ในปัจจุบัน 4 สัญญา รวมปริมาณ 5.2 ล้านตันต่อปี และ (5) LNG Spot Flexible ตามปริมาณและเงื่อนไข ที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รวมทั้งได้มอบหมายให้ ปตท. และ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) พิจารณาปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้า LNG โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และให้นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ในระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 ทั้งนี้ การจัดหา LNG สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (Regulated Market) ด้วยสัญญาระยะยาวและ/หรือสัญญาระยะกลาง หลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ ให้นำสัญญาซื้อขาย LNG เสนอต่อ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนการดำเนินการ ต่อมา เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) สำหรับกลุ่ม Regulated Market เป็น 3 รูปแบบ ได้แก่ สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ และสมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติและมีจุดหักมุม และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดของหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG สำหรับกลุ่ม Regulated Market และต่อมา เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. โดยเห็นควรให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายเดิมที่มีสัญญาซื้อขาย ก๊าซธรรมชาติกับผู้ประกอบการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) รายเดิม สามารถเจรจาตกลงกันระหว่างคู่สัญญาให้แก้ไขเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิกสัญญา (Re-Negotiation) ได้ เพื่อสนับสนุนให้มีการแข่งขัน ที่เป็นธรรม และเพื่อเตรียมพร้อมรองรับการเปิดตลาดเสรีในกิจการก๊าซธรรมชาติต่อไปในอนาคต โดยปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เกินจาก Take or Pay ของ ปตท. ให้ถือเป็น New Demand ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่สามารถเลือกใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas หรือ New Shipper ได้ ภายใต้ การกำกับของ กกพ.
2. ปัจจุบันตลาด LNG มีความผันผวนและตึงตัวจากการพัฒนาโครงการผลิต LNG แหล่งใหม่ที่มีจำกัด ประกอบกับสถานการณ์ความตึงเครียดระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครนที่มีความยืดเยื้อ รวมทั้งความเสี่ยงจากสถานการณ์ความไม่สงบของเมียนมา ในขณะที่การผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอ่าวไทย มีปริมาณจำกัด ซึ่งอาจส่งผลให้ประเทศมีอุปทานก๊าซธรรมชาติลดลง ทั้งนี้ ปัจจุบันประเทศไทยมีการจัดหา Spot LNG จำนวนมากซึ่งมีราคาสูงและผันผวน จึงจำเป็นที่จะต้องจัดหา LNG เพิ่มเติมจากสัญญาระยะยาว แทนการจัดหา Spot LNG เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ และลดความเสี่ยงจากความผันผวนของตลาด Spot LNG โดยเมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2565 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ชธ. และ ปตท. ได้ประชุมเชิงปฏิบัติการร่วมกันเพื่อพิจารณาความต้องการใช้และการจัดหา LNG เพิ่มเติมเพื่อสนองความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ และได้นำเสนอผลการประชุมแก่คณะอนุกรรมการบริหารสถานการณ์ในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน (Execution Operation Team: EOT) ทราบเมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2565 โดยพบว่า ในช่วงปี 2565 – 2580 ประเทศมีความต้องการ LNG New Supply เพิ่มเติมปริมาณ 4.2 - 16 ล้านตันต่อปี และตั้งแต่ปี 2576 เป็นต้นไปคาดว่าปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยมีแนวโน้มลดลงต่ำกว่า Old Supply ซึ่งเมื่อเปรียบเทียบ Old Supply กับ Old Demand ที่ ปตท. เป็นผู้บริหารจัดการ พบว่า ปตท. ยังจำเป็นต้องมีการจัดหา LNG เพิ่มเติมเพื่อรองรับ Old Demand ในภาคไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และ NGVอย่างไรก็ดี ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ได้กำหนดให้ Old Supply หมายถึง ก๊าซธรรมชาติจากการจัดหาที่มีสัญญาผูกพันระยะยาวแล้ว ซึ่งไม่ครอบคลุมถึงการจัดหา LNG เพื่อรองรับความต้องการใช้ ก๊าซธรรมชาติ จึงจำเป็นต้องขออนุมัติ กพช. เพื่อให้ ปตท. นำเข้า LNG เพิ่มเติมจากสัญญาปัจจุบัน ซึ่งต่อมา เมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2565 กกพ. ได้หารือแนวทางการจัดสรรปริมาณความต้องการก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. และบริษัทเอกชน สำหรับโรงไฟฟ้าปลวกแดง และโรงไฟฟ้าศรีราชา โดยที่ประชุมได้มีมติให้ ปตท. จัดหา LNG ปริมาณ 1.0 ล้านตันต่อปี และบริษัทเอกชนจัดหา LNG ปริมาณ 2.5 ล้านตันต่อปี เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้า
3. ปัจจุบันราคา LNG ในตลาดมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นและประเทศต่างๆ ได้เร่งจับจอง LNG ดังนั้น เพื่อให้ประเทศไทยมีปริมาณก๊าซธรรมชาติและ LNG เพียงพอในระดับราคาที่ไม่สูงเกินไป ปตท. จึงเสนอการจัดหา LNG ด้วยรูปแบบสัญญาระยะยาวเป็นกรณีเร่งด่วน โดยจากการเปรียบเทียบข้อเสนอขายจากผู้ขาย LNG พบว่า ข้อเสนอขายของ บริษัท พีทีที โกลบอล แอลเอ็นจี จำกัด (PTTGL) มีเงื่อนไขและราคาที่แข่งขันได้ เนื่องจาก PTTGL ได้รับข้อเสนอขายจากผู้จัดหา (Supplier) ในช่วงที่ตลาดยังไม่ตึงตัวมากนัก ทำให้ได้รับเงื่อนไขและราคาที่ดีกว่าตลาดในปัจจุบัน โดยมีสาระสำคัญของข้อเสนอการจัดหา LNG ดังนี้ ผู้ซื้อ คือ ปตท. และผู้ขาย คือ PTTGL ปริมาณซื้อขาย (ACQ) 1 ล้านตันต่อปี รูปแบบการส่งมอบที่ท่าปลายทาง (Delivery Ex-Ship: DES) โดย PTTGL จะบริหารและรับผิดชอบค่าใช้จ่ายรวมถึงความเสี่ยงจากการขนส่ง LNG ที่โครงการผลิต LNG ของสหรัฐอเมริกาได้เสนอขายที่ท่าต้นทาง (Free on Board: FOB) มายังประเทศไทย กำหนด ส่งมอบตั้งแต่เดือนมกราคม 2569 อายุสัญญา 15 ปี (ขยายสัญญาได้อีก 5 ปี หากคู่สัญญาเห็นชอบร่วมกัน)
4. เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2565 และวันที่ 27 มิถุนายน 2565 กกพ. ได้พิจารณาข้อเสนอ การนำเข้า LNG สัญญาระยะยาวของ ปตท. และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นควรให้ความเห็นชอบการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวของ ปตท. ปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี เริ่มส่งมอบปี 2569 ระยะเวลา 15 ปี เนื่องจากการลดลง ของปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยและสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา ส่งผลให้ Old Supply ไม่เพียงพอ ต่อความต้องการของ Old Demand (2) ข้อเสนอการนำเข้า LNG สัญญาระยะยาวของ ปตท. เป็นไปตาม LNG Benchmark สำหรับกลุ่ม Regulated Market ที่ กพช. เห็นชอบเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 โดย กกพ. จะกำกับการจัดหา LNG ให้เป็นไปตามมติ กพช. ที่เกี่ยวข้อง และ (3) เห็นควรให้นำต้นทุนในการจัดหา LNG ดังกล่าว ไปเฉลี่ยในราคา Pool Gas เพื่อประโยชน์ต่อราคาในการผลิตไฟฟ้าของประเทศ โดยฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า เห็นควรให้ ปตท. นำเข้า LNG เพิ่มเติมใน Old Supply เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติและเสริมสร้างความมั่นคงทางพลังงาน รวมทั้งลดต้นทุนพลังงานของประเทศจากความผันผวนด้านราคา ของตลาด Spot LNG อย่างไรก็ดี ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่ให้ ปตท. บริหารจัดการ Old Supply ซึ่งในส่วนการจัดหา LNG เป็นการจัดหา LNG สัญญาระยะยาว 4 สัญญา ปริมาณรวม 5.2 ล้านตันต่อปี ดังนั้น เพื่อให้ ปตท. สามารถจัดหา LNG สัญญาระยะยาวอีก 1 ล้านตันต่อปี และนำราคารวมเข้าไปคำนวณเฉลี่ยในราคา Pool Gas จึงเห็นควรเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
5. เมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2565 กบง. ได้พิจารณาเรื่อง ข้อเสนอการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) สัญญาระยะยาวของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) จัดหา LNG สัญญาระยะยาว ปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี เพิ่มเติมจากสัญญาระยะยาวที่มีการลงนามแล้ว 5.2 ล้านตันต่อปี โดยนำต้นทุนการจัดหารวมเข้าไปคำนวณเฉลี่ยในราคา Pool (2) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เป็นผู้กำกับดูแลให้ราคาเป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่ กพช. กำหนด และให้ ปตท. นำสัญญาซื้อขาย LNG สัญญาระยะยาวเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการต่อไป และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ รับข้อสังเกตของ กบง. ไปประกอบการนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ที่ประชุมฯ ได้ขอให้ สำนักงาน กกพ. และ ปตท. ยืนยันว่า ข้อเสนอการจัดหา LNG สัญญาระยะยาวของ ปตท. มีเงื่อนไขราคาที่สอดคล้องตามหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 รวมทั้งมีเงื่อนไขสัญญาและราคาที่ดีกว่าเมื่อเทียบกับผู้เสนอขายรายอื่นในปริมาณเดียวกัน โดยให้ ปตท. นำเสนอรายละเอียดเงื่อนไขสัญญาและราคาของ PTTGL เปรียบเทียบกับผู้เสนอขายรายอื่น รวมทั้งศักยภาพและความน่าเชื่อถือของผู้เสนอขายโครงการ LNG โดยสำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือแจ้งยืนยันว่าข้อเสนอการจัดหา LNG ของ ปตท. เป็นไปตาม LNG Benchmark และต่อมา เมื่อวันที่ 1 กรกฎาคม 2565 ปตท. ได้มีหนังสือถึงฝ่ายเลขานุการฯ เพื่อนำส่งข้อมูลดังกล่าว
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) จัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) สัญญาระยะยาว ปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี เพิ่มเติมจากสัญญาระยะยาวที่มีการลงนามแล้ว 5.2 ล้านตันต่อปี โดยนำต้นทุนการจัดหารวมเข้าไปคำนวณเฉลี่ยในราคา Pool และรับทราบสาระสำคัญการจัดหา LNG สัญญาระยะยาว (Term Sheet) ของ ปตท.
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้กำกับดูแลให้ราคา เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติกำหนด และให้ ปตท. นำสัญญาซื้อขาย LNG สัญญาระยะยาวเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการต่อไป
3. มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการติดตามผลกระทบต่อราคาพลังงานจากการจัดหา LNG สัญญาระยะยาวของ ปตท. อย่างใกล้ชิด เพื่อมิให้ส่งผลกระทบต่อราคาพลังงานของประเทศในอนาคต
กพช. ครั้งที่ 159 วันพุธที่ 22 มิถุนายน พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2565 (ครั้งที่ 159)
วันพุธที่ 22 มิถนายน พ.ศ. 2565 เวลา 13.30 น.
1. รายงานผลการดำเนินงานในการจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Payแหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา
2. รายงานผลการกู้ยืมเงินของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
3. ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
4. การเลื่อนแผนการปลดเครื่องโรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนแม่เมาะเครื่องที่ 8 – 11
5. การบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)
6. แนวทางการส่งเสริมการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า
7. การขอยกเว้นภาษีสรรพากรที่เกิดจากการร่วมลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2)
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานในการจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Payแหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา
สรุปสาระสำคัญ
1. บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน โดยเริ่มส่งก๊าซในวันที่ 1 สิงหาคม 2541 และวันที่ 1 เมษายน 2543 ตามลำดับ ซึ่งทั้งสองสัญญามีเงื่อนไข การซื้อขายแบบ Take or Pay (TOP) กล่าวคือ หากผู้ซื้อรับก๊าซไม่ครบปริมาณขั้นต่ำรายปีตามสัญญา ผู้ซื้อ จะมีภาระผูกพันต้องจ่ายเงินค่าก๊าซให้ผู้ขายก๊าซสำหรับปริมาณที่รับขาดไปก่อน โดยผู้ซื้อสามารถเรียกรับก๊าซตามปริมาณที่ได้ชำระเงินไปแล้วนั้นคืนในภายหลังโดยไม่ต้องจ่ายเงินอีก (Make up) ต่อมา จากวิกฤติเศรษฐกิจปี 2540 ซึ่งส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติลดลง คณะรัฐมนตรี (ครม.) จึงได้มีมติให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ขยายสัญญาก่อสร้างโรงไฟฟ้าราชบุรีออกไป 180 วัน และให้ ปตท. ชะลอโครงการก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติราชบุรี - วังน้อย ทำให้ ปตท. ไม่สามารถรับก๊าซจากแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุนได้ครบปริมาณขั้นต่ำรายปีตามสัญญาและต้องจ่ายเงินค่า TOP ทั้งนี้ ครม. ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2543 มีมติเห็นชอบแนวทางการลดภาระ TOP แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา และแนวทางการจัดสรรภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้น โดยให้ ปตท. เป็นแกนกลางเพื่อชำระค่าภาระ TOP โดยการกู้หรือระดมทุนไปก่อน แล้วจึงเรียกเก็บภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจาก กฟผ. และภาครัฐในภายหลัง สำหรับภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้น ในส่วนของภาครัฐที่ร้อยละ 75.8 ให้ ปตท. จัดสรรส่งผ่านเข้าไปในราคาก๊าซและค่าไฟฟ้า โดยการเกลี่ยราคาเท่ากัน ที่ 0.4645 บาทต่อล้านบีทียู สำหรับภาระดอกเบี้ยของ ปตท. และ กฟผ. จะอยู่ที่ร้อยละ 11.4 และร้อยละ 12.8 ตามลำดับ ซึ่งจะไม่ถูกส่งผ่านเข้าไปในราคาก๊าซหรือค่าไฟฟ้า โดย ครม. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เร่งรัดและติดตามการดำเนินมาตรการลดปัญหา TOP และรายงาน กพช. เพื่อทราบเป็นระยะ และให้ สนพ. กฟผ. และ ปตท. รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการบริหารจัดการบัญชี TOP ต่อไป
2. ปตท. เริ่มรับก๊าซ Make up ของแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน ตั้งแต่ปี 2544 และ ปี 2545 ตามลำดับ และได้ออกพันธบัตรเพื่อจ่ายชำระค่าก๊าซ TOP ให้แก่ผู้ผลิตมูลค่า 35,451 ล้านบาท และมีภาระดอกเบี้ย TOP ทั้งสิ้น 4,403 ล้านบาท โดยเป็นความรับผิดชอบของ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ 502 ล้านบาท 564 ล้านบาท และ 3,338 ล้านบาท ตามลำดับ ต่อมาราคาก๊าซฯ Make up ปรับสูงขึ้นโดยตลอด ทำให้เกิดกำไรจากส่วนต่างราคาที่รับ Make up และราคาที่จ่าย TOP ซึ่ง ปตท. ได้นำกำไรที่ได้ไปหักลดดอกเบี้ยจ่ายพันธบัตรบางส่วนและหักลดต้นทุน TOP ทำให้สามารถหักต้นทุน TOP ของทั้งสองแหล่งได้หมดในปี 2555 และยังมีก๊าซให้ Make up ได้ต่อไปโดยไม่มีต้นทุน ทั้งนี้ ก๊าซ TOP ของแหล่งเยตากุนและแหล่งยาดานาสามารถรับได้หมดในปี 2555 และปี 2561 ตามลำดับ เกิดกำไรในบัญชี TOP ตั้งแต่ปี 2555 จนถึงปี 2561 โดยสถานะของบัญชี TOP ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2564 มีกำไรสะสมประมาณ 13,591 ล้านบาท สำหรับภาระดอกเบี้ยในส่วนของภาครัฐ 3,338 ล้านบาท ปตท. ดำเนินการส่งผ่านไปในราคาก๊าซ (Levelized Price) ที่อัตรา 0.4645 บาทต่อล้านบีทียู ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2544 จนถึงเดือนกรกฎาคม 2551 โดยในงวดสุดท้าย ปตท. เรียกเก็บไว้เกินประมาณ 27.8 ล้านบาท เนื่องจากเก็บตามปริมาณการใช้ก๊าซเต็มเดือนซึ่งมากกว่าปริมาณคงเหลือที่จะต้องเรียกเก็บ โดย ปตท. ได้บันทึกดอกเบี้ยรับทบต้นในอัตราร้อยละ 5.0807 ซึ่งเป็นอัตราเดียวกับการบันทึกดอกเบี้ยจ่าย โดยสถานะ ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2564 มีมูลค่าประมาณ 52 ล้านบาท
3. รองนายกรัฐมนตรี และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์) ได้มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ตรวจสอบบัญชีผลประโยชน์ TOP ซึ่งเมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2564 กกพ. ได้มีมติรับทราบผลการตรวจสอบรายละเอียดบัญชีผลประโยชน์ TOP และเห็นควรให้ สนพ. ปตท. และ กฟผ. ซึ่งเป็นหน่วยงานที่ได้รับมอบหมายจาก กพช. และ ครม. ทำหน้าที่ตรวจสอบความถูกต้องของข้อมูล โดยต่อมาเมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม 2564 วันที่ 2 สิงหาคม 2564 และวันที่ 29 ตุลาคม 2564 สนพ. สำนักงาน กกพ. ปตท. และ กฟผ. ได้ประชุมร่วมกันและมีข้อสรุปว่าข้อมูลบัญชีรับจ่ายมีความถูกต้องพร้อมทั้งมีหลักฐานที่มาของอัตราดอกเบี้ยครบถ้วน ทั้งนี้ ปตท. ได้รายงานมูลค่าผลประโยชน์บัญชี TOP ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 มีมูลค่าประมาณ 13,594 ล้านบาท ต่อมา เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้นําผลประโยชน์ของบัญชี TOP ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 จํานวนเงิน 13,594 ล้านบาท พร้อมดอกเบี้ย ที่เกิดขึ้นในระหว่างการดำเนินการคืนภาครัฐทั้งหมด โดยนำไปอุดหนุนค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยนําส่งเงินและลดราคาค่าก๊าซให้กับ กฟผ. เพื่อลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนในช่วงสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด - 19) โดยมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินการดังกล่าว และนำเงินผลประโยชน์ของบัญชี TOP ไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติเพื่อลดค่าไฟฟ้า
4. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2565 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้มีหนังสือรายงานผลการดำเนินงานการคืนผลประโยชน์และปิดบัญชี TOP ของแหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา สรุปได้ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 4 มีนาคม 2565 ปตท. ได้มีหนังสือรายงานผลการคืนผลประโยชน์และ ปิดบัญชี TOP ตามแนวทางการกำกับดูแลการจัดสรรผลประโยชน์บัญชี TOP ที่สำนักงาน กกพ. ได้นำเสนอ กกพ. รับทราบในการประชุมเมื่อวันที่ 26 มกราคม 2565 เป็นเงินรวมทั้งสิ้น 13,601,446,936.82 บาท และ (2) เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2565 และวันที่ 22 เมษายน 2565 กกพ. ได้ประชุมและรับทราบรายงานผลการดำเนินงานในการคืนผลประโยชน์และปิดบัญชี TOP ตามที่สำนักงาน กกพ. ได้ตรวจสอบ ดังนี้ 1) บัญชีผลประโยชน์ TOP พร้อมดอกเบี้ยระหว่างดำเนินการ มีมูลค่ารวมทั้งสิ้น 13,601,446,936.82 บาท ประกอบด้วยผลประโยชน์จากการ Make up ก๊าซส่วนของภาครัฐ กฟผ. และ ปตท. รวมดอกเบี้ยคำนวณก่อนถึงวันที่คืนเงิน 1 วัน เป็นจำนวนเงิน 13,548,320,726.44 บาท และผลประโยชน์ของภาครัฐส่วนที่เก็บไว้เกินจากการส่งผ่านในราคาก๊าซ รวมดอกเบี้ยคำนวณก่อนถึงวันที่คืนเงิน 1 วัน เป็นจำนวนเงิน 53,126,210.38 บาท และ 2) กฟผ. ได้ทำหนังสือเรียกเก็บเงินไปยัง ปตท. และ ปตท. ได้ดำเนินการคืนเงินผลประโยชน์ TOP ตามมติ กกพ. แล้วเสร็จ โดยผลประโยชน์ TOP ส่วนของภาครัฐและ กฟผ. สัดส่วนรวมกันร้อยละ 88.6 และเงินส่วนของภาครัฐ ที่เก็บไว้เกินจากการส่งผ่านในราคาค่าก๊าซ ปตท. ได้นำส่งโดยการโอนเงินให้ กฟผ. ในวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2565 โดยคิดดอกเบี้ยจนถึงวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2565 แล้ว รวมเป็นมูลค่า 12,056,713,482.44 บาท และผลประโยชน์ TOP ในส่วนของ ปตท. ร้อยละ 11.4 ปตท. ได้นำไปเป็นส่วนลดค่าก๊าซให้ กฟผ. โดยออกใบลดหนี้ค่าก๊าซมกราคม 2565 ซึ่ง กฟผ. ชำระเงินในวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 โดยคิดดอกเบี้ยจนถึงวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2565 แล้ว รวมเป็นมูลค่า 1,544,733,454.38 บาท ทั้งนี้ กฟผ. ได้นำเงินผลประโยชน์บัญชี TOP ของแหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา ไปคำนวณเป็นเงินส่วนลดค่า Ft สำหรับงวดเดือนมกราคม 2565 เรียบร้อยแล้ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบรายงานผลการดำเนินงานในการจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา
เรื่องที่ 2 รายงานผลการกู้ยืมเงินของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2564 มีมติเห็นชอบร่างหลักเกณฑ์การกู้เงินของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และอนุมัติการกู้ยืมเงินตามความเห็นของกระทรวงการคลัง (กค.) ให้ สกนช. ดำเนินการกู้เฉพาะวงเงิน 20,000 ล้านบาท ตามกรอบของกฎหมายจัดตั้ง ที่มีอยู่ และจะดำเนินการกู้เงินเพิ่มเติมวงเงิน 10,000 ล้านบาท ได้ต่อเมื่อพระราชกฤษฎีกาขยายกรอบวงเงินกู้มีผลบังคับใช้แล้ว ซึ่งต่อมาพระราชกฤษฎีกาเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศ พ.ศ. 2564 ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2564 แล้ว
2. สกนช. ได้มีหนังสือแจ้งไปยังสถาบันการเงินหลายแห่งเพื่อให้ยื่นข้อเสนอเงินกู้มายัง สกนช. ภายในวันที่ 30 เมษายน 2565 ซึ่งในขณะนั้น คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารสภาพคล่องเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (คณะอนุกรรมการบริหารสภาพคล่องฯ) เพื่อวิเคราะห์และจัดทำแนวทางการบริหารสภาพคล่องเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กองทุนฯ) ซึ่งต่อมาคณะอนุกรรมการบริหารสภาพคล่องฯ ได้ประชุมร่วมกับธนาคาร และ กค. หลายครั้ง ซึ่งเมื่อครบกำหนด ให้สถาบันการเงินยื่นข้อเสนอ ปรากฎว่าไม่มีสถาบันการเงินใดยื่นข้อเสนอมายัง สกนช. โดยที่ประชุม ให้ สกนช. รายงานผลการจัดหาเงินกู้และแผนบริหารจัดการด้านการเงินทั้งในระยะสั้นและระยะยาว เพื่อนำเสนอ ครม. พิจารณา ต่อมา เมื่อวันที่ 19 พฤษภาคม 2565 สกนช. ได้ประชุมร่วมกับ กค. ธนาคารออมสินและธนาคารกรุงไทย ซึ่งธนาคารทั้งสองแห่งมีความกังวลเรื่องความสามารถในการชำระหนี้ รวมถึงจากประมาณการกระแสเงินสด (Cash Flow) มีความต้องการเงินกู้ยืมที่เกินกว่ากรอบวงเงินกู้ 30,000 ล้านบาท ตามที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี ที่ประชุมมีความเห็นว่า สกนช. ควรเร่งจัดทำร่างหนังสือเพื่อเสนอ ครม. โดยอาจจำเป็นต้องขยายกรอบวงเงินกู้ยืม และระยะเวลาการกู้ยืมเงิน เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ รวมทั้งพิจารณาขอรับเงินอุดหนุนจากรัฐบาล เพื่อสร้างความมั่นใจแก่ธนาคารในการพิจารณาวงเงินกู้ และให้จัดทำเงื่อนไขวงเงินกู้ยืมเสนอต่อไป
3. กบน. เมื่อวันที่ 25 พฤษภาคม 2565 สกนช. ได้นำเสนอ Cash Flow ที่ปรับให้สอดคล้องกับนโยบายด้านพลังงาน ประกอบกับสมมติฐานที่หากกองทุนสามารถสามารถปรับขึ้นราคา LPG เดือนละ 1 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงราคา 498 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม รวมถึงสามารถยกเลิกการชดเชยน้ำมันดีเซล B7 ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2565 เป็นต้นไป กองทุนมีความต้องการเงินกู้ยืมเกินกว่าที่ได้รับความเห็นชอบ จาก ครม. จำนวน 30,000 ล้านบาท ซึ่งหากสถานการณ์ยังไม่คลี่คลายและหากกองทุนยังจำเป็นต้องชดเชยราคาน้ำมันต่อไป จะส่งผลกระทบต่อความสามารถในการชำระคืนหนี้เงินกู้ทำให้ไม่สามารถชำระคืนได้ภาย ในกำหนด 3 ปี จึงจำเป็นต้องขยายระยะเวลาการกู้ยืมเงินออกไปเป็น 5 ปี เพื่อให้เกิดสภาพคล่องเพียงพอสำหรับชำระหนี้เงินกู้ยืมได้ และรายงานความก้าวหน้าการจัดหาเงินกู้ต่อที่ประชุม กบน. จึงได้มีมติ ดังนี้ (1) รับทราบและเห็นชอบแนวทางการเสนอ ครม. พิจารณา โดยความเห็นชอบของกระทรวงพลังงาน (พน.) และกค. ดังนี้ (1.1) รับทราบความก้าวหน้าการจัดหาเงินกู้ ในวงเงิน 20,000 ล้านบาท รวมถึงเงื่อนไขของสถาบันการเงินในเรื่องการดำเนินนโยบายด้านพลังงาน และเงื่อนไขการกู้เงินเบื้องต้นของสถาบันการเงิน (1.2) เห็นชอบร่างพระราชกฤษฎีกาเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ในประเทศ (ฉบับที่ ...) พ.ศ. .... เพื่อขอเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศเป็นจำนวนไม่เกิน 80,000 ล้านบาท และการกู้ยืมเงินของ สกนช. ในวงเงินไม่เกิน 80,000 ล้านบาท ตามหลักเกณฑ์การกู้ยืมเงินของ สกนช. (1.3) เห็นชอบหลักเกณฑ์การกู้ยืมเงินของ สกนช. (1.4) เห็นชอบให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่ออนุมัติให้ธนาคารออมสินแยกบัญชีโครงการเป็นบัญชีธุรกรรมนโยบายรัฐ (Public Service Account : PSA) โดยให้ธนาคารสามารถบวกกลับเงินที่กันสำรองร้อยละ 1 ของวงเงินสินเชื่อที่อนุมัติในการคำนวณโบนัสของพนักงานได้ (1.5) เห็นชอบแนวทางการจัดสรรเงินงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 และการพิจารณาจัดสรรงบประมาณรายจ่ายประจำปี พ.ศ.2566 เพื่อเป็นเงินอุดหนุนตามมาตรา 6 (2) แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้แก่ สกนช. เพื่อเสริมสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการดำเนินการตามวัตถุประสงค์ ตามมาตรา 5 แห่งพระราชบัญญัติดังกล่าว (2) รับทราบแนวทางการขอรับการจัดสรรงบประมาณรายจ่ายประจำปี ของ สกนช. เพื่อเสริมสภาพคล่องของกองทุนฯ ในการดำเนินการตามวัตถุประสงค์ ตามมาตรา 5 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 เพื่อเสนอต่อ ครม.โดยความเห็นชอบของ พน. และกค. และต่อมา กบน. เมื่อวันที่ 13 มิถุนายน 2565 สกนช. ได้รายงานความคืบหน้าการดำเนินการของคณะอนุกรรมการบริหารสภาพคล่องฯ ในการจัดหาเงินกู้เพื่อเสริมสภาพคล่องกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในวงเงิน 20,000 ล้านบาท รวมถึงเงื่อนไขของสถาบันการเงินในเรื่องการดำเนินนโยบายด้านพลังงาน และเงื่อนไขการกู้เงินเบื้องต้นของสถาบันการเงิน พร้อมทั้งรายงาน Cash Flow ของกองทุนฯ ที่ได้ปรับให้สอดคล้องกับอัตราเงินกองทุนฯ ในปัจจุบันที่สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงตลาดโลกปรับตัวเพิ่มขึ้นมาก โดยใช้สมมติฐานดังนี้ (1) เดือนมิถุนายน 2565 ราคาน้ำมันดีเซล (Gasoil) ตลาดโลกเฉลี่ยที่ 160 USD/bbl ราคาขายปลีกดีเซลทยอยปรับขึ้นไปถึง 35 บาทต่อลิตร ส่วนเกินกองทุนช่วยครึ่งหนึ่ง (2) ลดราคากลุ่มน้ำมันเบนซิน 1 บาทต่อลิตร (ตามอัตราปัจจุบัน) ระยะเวลา 2 เดือน (3) ตั้งแต่วันที่ 21 กรกฎาคม 2565 เป็นต้นไป อัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล 3.20 บาทต่อลิตร (4) เดือนตุลาคม 2565 เป็นต้นไป จำแนกดีเซลเป็น 3 เกรด (เหมือนก่อน 1 ธันวาคม 2564) โดยชดเชยดีเซล B7 เป็น 0 บาทต่อลิตร แต่ยังคงชดเชยดีเซล B10 และดีเซล B20 (5) คาดการณ์ราคาพลังงานในอีก 1 ปี จะดีขึ้น โดยตั้งแต่เดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไปจะเก็บเงินเข้ากองทุนในส่วนของน้ำมันดีเซลได้ในอัตรา 0.50 บาทต่อลิตร (6) LPG มีการปรับราคาขายปลีกเพิ่มขึ้นทุกเดือน ไปถึง 498 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม และได้จัดทำแบบจำลอง 3 สถานการณ์ แตกต่างกันที่ระยะเวลาเริ่มลอยตัวราคาดีเซล (อัตราชดเชยเป็น 0 บาทต่อลิตร) ดังนี้ กรณีที่ 1 เริ่มลอยตัวตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2565 กรณีที่ 2 เริ่มลอยตัวตั้งแต่เดือนกันยายน 2565 และ กรณีที่ 3 เริ่มลอยตัวตั้งแต่เดือนตุลาคม 2565 ซึ่งจาก Cash Flow ในกรณีที่ 1 จะมีหนี้เงินกู้สูงสุดประมาณ 100,000 ล้านบาท และสามารถชำระหนี้ได้ภายใน 5 ปี ส่วนกรณีที่ 2 และกรณีที่ 3 จะมีหนี้สูงสุดประมาณ 120,000 ล้านบาท และไม่สามาถชำระหนี้เงินกู้ได้ ภายใน 5 ปี อย่างไรก็ตาม หากไม่สามารถดำเนินการได้ตามสมมติฐานดังกล่าว จะส่งผลกระทบต่อความสามารถในการชำระคืนหนี้เงินกู้ที่ลดลง หรือไม่สามารถชำระหนี้เงินกู้ได้ ในการนี้ กบน. มีความเห็นว่า สกนช. จำเป็นต้องกู้ยืมเงินเพื่อเสริมสภาพคล่องของกองทุนในการรักษาเสถียรภาพของระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยจำเป็นต้องใช้เงินกู้ระดับแสนล้านบาท ซึ่งจากการเจรจากับสถาบันการเงินในช่วงที่ผ่านมา สถาบันการเงิน ไม่มั่นใจเรื่องความสามารถในการชำระคืนหนี้ จึงได้เสนอเงื่อนไขให้มีเงินอุดหนุนจากรัฐบาล หรือขอให้รัฐบาล ค้ำประกันหนี้เงินกู้ของ สกนช. ซึ่ง กบน. เห็นว่า การขอเงินอุดหนุนจากรัฐบาลจะต้องใช้เงินจำนวนมาก ซึ่งสถานะปัจจุบันอาจไม่เพียงพอ จึงขอให้ สกนช. ประสานคณะอนุกรรมการบริหารสภาพคล่องฯ เพื่อหารือเรื่องให้กระทรวงการคลังค้ำประกันหนี้เงินกู้ของ สกนช.
4. คณะอนุกรรมการบริหารสภาพคล่องฯ เมื่อวันที่ 14 มิถุนายน 2565 สกนช. ได้เสนอการจัดทำ Cash Flow เพิ่มอีก 1 กรณี (รวมเป็น 4 กรณี) กรณีที่ 4 มีความต้องการกู้ยืมเงินประมาณ 200,000 ล้านบาท ระยะเวลาชำระคืน 10 ปี โดยคณะอนุกรรมการบริหารสภาพคล่องฯ ได้มีข้อสังเกตเพิ่มเติมเรื่องแนวทาง การหารายได้เพิ่มเติมของ สกนช. จากค่าการกลั่นที่ปัจจุบันอยู่ในระดับสูง และการเก็บเงินเข้ากองทุน จากกลุ่ม LPG ที่จำหน่ายเป็นวัตถุดิบในภาคปิโตรเลียม โดยขอให้ สกนช. นำประเด็นดังกล่าวพิจารณาประกอบการจัดทำ Cash Flow ของกองทุนฯ เป็นกรณีเพิ่มเติมด้วย ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการบริหารสภาพคล่องฯ พิจารณาแล้วเห็นว่ากรอบวงเงินกู้ที่ต้องการน่าจะอยู่ที่ประมาณ 150,000 ล้านบาท ทั้งนี้ขึ้นอยู่กับสมมติฐานเพิ่มเติม ในการจัดหารายได้เพิ่มเติมของกองทุนฯ และนโยบายการชดเชยราคาน้ำมันดีเซลของ กบน. ว่าจะดำเนินการต่อไปอย่างไร ซึ่งในช่วงที่ผ่านมา สกนช. ได้พยายามจัดหาเงินกู้ยืมแล้ว แต่ก็ไม่สามารถกู้เงินได้ ซึ่งสถาบันการเงินได้เสนอเงื่อนไขให้มีการรับเงินอุดหนุนภาครัฐ หรือการค้ำประกันเงินกู้ โดย กค. เพื่อสร้างความชัดเจนของแหล่งเงินที่จะมาใช้ชำระหนี้คืนแก่สถาบันการเงิน โดยที่ประชุมมีความเห็น ดังนี้ (1) การขอรับเงินอุดหนุนจากรัฐ สามารถดำเนินการขอรับจัดสรรได้แต่อาจไม่เพียงพอเนื่องจากมีข้อจำกัดเรื่องวงเงินงบประมาณของรัฐบาล (2) การค้ำประกันหนี้เงินกู้ของ สกนช. โดย กค. ปัจจุบันไม่สามารถดำเนินการได้ อย่างไรก็ตามในอดีตช่วงปี 2547-2548 การกู้ยืมเงินเพื่อเสริมสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ได้ดำเนินการกู้ยืมในนามสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) มีการกู้ยืมเงินโดย กค. ค้ำประกัน ซึ่งมีข้อดีคือไม่เป็นภาระด้านงบประมาณในทันที ซึ่งในอดีตที่ผ่านมาภายหลังสถานการณ์ราคาพลังงานกลับเข้าสู่ภาวะปกติ กองทุนฯ ก็สามารถบริหารจัดการเพื่อชำระคืนหนี้เองได้ทั้งหมด ดังนั้น หาก ครม. เห็นชอบให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการทบทวน กฎหมาย ระเบียบ ที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้ กค. สามารถค้ำประกันหนี้เงินกู้ของ สกนช. ได้ จะเป็นประโยชน์ต่อการจัดหาเงินกู้เพื่อเสริมสภาพคล่องของกองทุน ทั้งในเรื่องการจัดหาเงินได้ทันกับนโยบายในการให้ความช่วยเหลือเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน และมีต้นทุนทางการเงินที่ต่ำกว่าการกู้ยืมเอง และให้ สกนช. เร่งนำเสนอ กบน. เพื่อพิจารณาต่อไป ต่อมา สกนช. ได้จัดทำ Cash Flow (ปรับปรุงล่าสุด 14 มิถุนายน 2565) บนสมมติฐานต่อจากกรณีที่ 1 - กรณีที่ 3 โดยมีสมมติฐานเพิ่มเติม คือ หากในช่วงเดือนกรกฎาคม 2565 - เมษายน 2566 ยังไม่สามารถลอยตัวราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลได้ โดยกองทุนยังจำเป็นต้องชดเชยราคา ขายปลีกอยู่ วงเงินกู้ยืมที่ต้องการจะประมาณ 150,000 - 200,000 ล้านบาท ซึ่งเกินกว่าที่ กบน. เมื่อวันที่ 25 พฤษภาคม 2565 เห็นชอบไว้ที่ 80,000 ล้านบาท ดังนั้น สกนช. จำเป็นต้องนำเสนอ กบน. เพื่อพิจารณาแก้ไขจากมติ กบน. เดิม
5. กบน. เมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2565 มีมติรับทราบความคืบหน้าการกู้ยืมเงินของ สกนช. และเห็นชอบให้นำเสนอคณะรัฐมนตรี ดังนี้ (1) รับทราบความก้าวหน้าการจัดหาเงินกู้ ในวงเงิน 20,000 ล้านบาท รวมถึงเงื่อนไขของสถาบันการเงินในเรื่องการดำเนินนโยบายด้านพลังงาน และการกู้เงินเบื้องต้นของสถาบันการเงิน ทั้งนี้ สกนช. จะต้องเจรจาตกลงเงื่อนไขการกู้เงินกับสถาบันการเงินอีกครั้งหนึ่ง โดยจะมีการรายงานการกู้เงินให้ ครม. ทราบต่อไป (2) เห็นชอบร่างพระราชกฤษฎีกาเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศ (ฉบับที่ ...) พ.ศ. ... เพื่อขอเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศเป็นจำนวนไม่เกินหนึ่งแสนห้าหมื่นล้านบาท และอนุมัติการกู้ยืมเงิน ของ สกนช. ในวงเงินไม่เกินหนึ่งแสนห้าหมื่นล้านบาท ตามหลักเกณฑ์การกู้ยืมเงินของ สกนช. โดยพิจารณาดำเนินการเพื่อให้มีการค้ำประกันโดย กค. (3) เห็นชอบหลักเกณฑ์การกู้ยืมเงินของ สกนช. (4) เห็นชอบให้นำเสนอ ครม. เพื่ออนุมัติให้ธนาคารออมสินแยกบัญชีโครงการเป็น PSA โดยให้ธนาคารสามารถบวกกลับเงิน ที่กันสำรองร้อยละ 1 ของวงเงินสินเชื่อที่อนุมัติในการคำนวณโบนัสของพนักงานได้และ (5) เห็นชอบการขอให้รัฐบาลจัดสรรเงินงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 จำนวน 5,000 ล้านบาท เพื่อเป็นเงินอุดหนุนตามมาตรา 6 (2) แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้แก่ สกนช. เพื่อเสริมสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการดำเนินการตามวัตถุประสงค์ ตามมาตรา 5 แห่งพระราชบัญญัติดังกล่าว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบรายงานผลการกู้ยืมเงินของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
เรื่องที่ 3 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 และวันที่ 9 มีนาคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง ตามลำดับและมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว และให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของโครงการปากลายในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม โดยต้องไม่กระทบ ต่ออัตราค่าไฟฟ้า ทั้งนี้ การเจรจาร่าง PPA โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง ดำเนินการภายใต้กรอบ Tariff MOU ซึ่งกำหนดให้ใช้ PPA โครงการไซยะบุรี และโครงการน้ำเทิน 1 เป็นต้นแบบ เนื่องจากเป็น PPA โครงการโรงไฟฟ้าเอกชนของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ประเภท Run-of-River และ Reservoir ฉบับล่าสุดที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) กพช. และคณะรัฐมนตรี รวมทั้งได้ผ่านการตรวจพิจารณาของ อส. แล้ว โดย กฟผ. ได้ลงนาม Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2565 และวันที่ 27 เมษายน 2565 ตามลำดับ และได้เจรจา ร่าง PPA แล้วเสร็จ โดยลงนามย่อกำกับ (Initial) ร่าง PPA เมื่อวันที่ 2 มิถุนายน 2565 และวันที่ 26 พฤษภาคม 2565 ตามลำดับ ต่อมา เมื่อวันที่ 13 มิถุนายน 2565 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง ทั้งนี้ โครงการหลวงพระบางให้รับข้อสังเกตประเด็นเกี่ยวกับมูลค่าการลงทุนในระบบส่งของ กฟผ. โดยขอให้ กฟผ. เจรจา PPA ให้มีมาตรการรองรับกรณีการก่อสร้างโครงการมีปัญหาอันเนื่องมาจากรายงานการประเมินผลกระทบต่อแหล่งมรดกโลก (Heritage Impact Assessment: HIA) และมอบหมายให้ กฟผ. เสนอ อส. ตรวจพิจารณาร่าง PPA รวมทั้งให้เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน PPA ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว
2. กบง. เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2565 ได้มีมติดังนี้ (1) รับทราบหลักการร่าง PPA โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน PPA โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข PPA ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า ที่ระบุไว้ในร่าง PPA และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนาม PPA ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไข และ (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
3. รายละเอียดโครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง
3.1 โครงการปากลาย กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ (ในร่าง PPA เรียกว่า Generator) คือ Pak Lay Power Company Limited ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว มีผู้ถือหุ้น ได้แก่ Sinohydro (Hong Kong) Holding Limited สัดส่วนร้อยละ 60 และ Gulf Energy Development Public Company Limited สัดส่วนร้อยละ 40 โครงการปากลายตั้งอยู่บนลำน้ำโขง ในแขวงไซยะบุรี เป็นเขื่อนชนิด Run-of-River ประกอบด้วยทางระบายน้ำล้น และโรงไฟฟ้าประเภท River bed Powerhouse กำลังผลิตติดตั้ง 770 เมกะวัตต์ (14 x 55 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าและขายให้ กฟผ. ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย – สปป. ลาว เชื่อมโยงมายังสถานีไฟฟ้าแรงสูงขอนแก่น 4 จำนวน 763 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 3,246 ล้านหน่วยต่อปี
3.2 โครงการหลวงพระบาง กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ คือ Luang Prabang Power Company Limited ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว มีผู้ถือหุ้น ได้แก่ CK Power Public Company Limited สัดส่วนร้อยละ 42 PT (Sole) Company Limited สัดส่วนร้อยละ 38 Petro Vietnam Power Corporation สัดส่วนร้อยละ 10 และ Ch. Karnchang Public Company Limited สัดส่วนร้อยละ 10 โครงการหลวงพระบาง ตั้งอยู่บนลำน้ำโขง ในแขวงหลวงพระบาง เป็นเขื่อนชนิด Run-of-River ประกอบด้วย ทางระบายน้ำล้น และโรงไฟฟ้าประเภท On-Ground Reinforce Concrete Structure กำลังผลิตติดตั้ง 1,460 เมกะวัตต์ (7 x 200 เมกะวัตต์ และ 3 x 20 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าและขายให้ กฟผ. ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย – สปป. ลาว เชื่อมโยงมายังสถานีไฟฟ้าน่าน จำนวน 1,400 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 5,328 ล้านหน่วยต่อปี โดยจะมีการเปลี่ยนแปลงจุดเชื่อมโยงไปยังสถานีไฟฟ้าท่าวังผา จังหวัดน่าน เมื่อโครงการปากแบงบรรลุ Scheduled Energization Date หรือวันที่เร็วกว่าตามที่ กฟผ. แจ้ง
4. สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการปากลาย
4.1 อายุสัญญาโครงการ 29 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date: COD)
4.2 กำหนดวันจัดหาเงินกู้ (Scheduled Financial Close Date: SFCD) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 12 เดือน นับจากวันลงนาม หรือวันที่ 1 มีนาคม 2567 หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SFCD ต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวันสำหรับ 180 วันแรก และ 3,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวันสำหรับวันที่ 181 - วันที่ 540 กำหนดวันจ่ายไฟฟ้า (Scheduled Energization Date: SED) คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 78 เดือน นับจากวันเริ่มงานก่อสร้าง (EGAT Construction Obligation Commencement Date: ECOCD) หรือวันที่ 1 กรกฎาคม 2573 และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามสัญญา (Scheduled Commercial Operation Date: SCOD) คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 96 เดือน นับจาก ECOCD หรือวันที่ 1 มกราคม 2575 โดย Generator มีหน้าที่ก่อสร้างสายส่งฝั่งลาว ทั้งนี้ หากงานก่อสร้างล่าช้าฝ่ายที่ทำให้เกิดความล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับ (Liquidated Damages: LD) แต่หากเกิดจากเหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่อ้างเหตุจะต้องจ่ายค่า Force Majeure Offset Amount (FMOA) โดยจะได้รับคืนภายหลัง ซึ่งแตกต่างจาก LD ที่ไม่มีการจ่ายคืน
4.3 เงื่อนไขการเดินระบบ (Operating Arrangements) คุณภาพไฟฟ้าต้องเป็นไปตาม Contracted Operating Characteristics (COCs) การเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่งของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable และ Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าให้บุคคลที่สาม ยกเว้นตามที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ. โดยพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อ ได้แก่ (1) Primary Energy (PE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 16 ชั่วโมงต่อวัน ตั้งแต่วันจันทร์ ถึงวันเสาร์ (2) Secondary Energy (SE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 5.35 ชั่วโมงต่อวัน ในวันจันทร์ ถึงวันเสาร์ และไม่เกิน 8 ชั่วโมงต่อวัน ในวันอาทิตย์ และ (3) Excess Energy (EE) เป็นพลังงานไฟฟ้าที่เกินจาก PE และ SE โดย กฟผ. จะรับประกันซื้อ PE และ SE แต่ไม่รับประกันซื้อ EE ทั้งนี้ Generator ต้องรับประกันการผลิต PE ส่งให้ กฟผ. ไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 8 ชั่วโมง ในแต่ละเดือน โดยไม่รวมวันอาทิตย์ และเมื่อรวมทั้งปีแล้วต้องไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 10 ชั่วโมง โดยไม่รวมวันอาทิตย์ โดยมีราคารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) Test Energy เท่ากับ 0.570 บาทต่อหน่วย ทั้งช่วงก่อนและหลัง COD (2) PE (แบ่งจ่ายเป็นเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ : บาท สัดส่วน 50 : 50) ก่อน COD เท่ากับ 3.5269 เซนต์สหรัฐฯ และ 1.1286 บาท หลัง COD เท่ากับ 4.7025 เซนต์สหรัฐฯ และ 1.5048 บาท (3) SE ก่อน COD เท่ากับ 1.4672 บาท หลัง COD เท่ากับ 1.9562 บาท และ (4) EE ก่อน COD เท่ากับ 0.8888 บาท หลัง COD เท่ากับ 1.1850 บาท
4.4 การจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้า มีดังนี้ (1) กฟผ. จะจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้าให้ Generator แต่ละปีไม่เกินจำนวนพลังงานไฟฟ้าตามเป้าหมายรายปี โดยกรณีที่ Generator มีความพร้อมผลิตไฟฟ้าเกินเป้าหมายรายปี พลังงานไฟฟ้าส่วนเกินเป้าหมายจะถูกเก็บไว้ในบัญชี และ กฟผ. จะจ่ายเงินคืนให้ Generator ในปีที่ Generator มีความพร้อมต่ำกว่าเป้าหมาย (2) กรณีที่ กฟผ. สั่งเดินเครื่องน้อยกว่าค่าพลังงานไฟฟ้า ที่รับประกันซื้อรายเดือน กฟผ. ต้องจ่ายเงินเท่ากับที่รับประกันซื้อ (3) กรณีที่มี Dispatch Shortfall กฟผ. สามารถสะสมไว้ในบัญชี และมีสิทธิ์ Make-up หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าในส่วนที่รับประกันซื้อจนครบแล้วตลอดอายุสัญญา และ (4) ในเดือนสุดท้ายของ Relevant Period ที่ 2 ที่ 4 และปีสุดท้ายของ PPA หากมี Supply Excess PE Account และ Supply Access SE Account เหลือ ให้นำมาคูณด้วยอัตราค่าไฟ Excess Energy เพื่อนำมารวมเข้าไปใน Excess Revenue Account โดยค่าใน Dispatch Shortfall Payment Account จะถูกปรับค่าโดย Excess Revenue Account และจ่ายคืนให้กับ กฟผ. และหากยังคงมีเงินคงเหลือใน Excess Revenue Account หลังการปรับค่าแล้ว ให้จ่ายเงินคืนให้ กฟผ. อีกร้อยละ 25 ของจำนวนเงินที่เหลือใน Excess Revenue Account
4.5 การวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน (Security) ประกอบด้วย (1) Development Security (DS) คือ หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 10.30 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันลงนามสัญญา จนถึงวันก่อน FCD และ DS2 จำนวน 25.85 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน FCD จนถึงวันก่อน COD (2) Performance Security (PS) คือ หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 23.11 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันก่อนครบ 15 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 7.78 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันที่ครบ 15 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) Additional Security คือ สัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการเพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. ในวงเงิน 8,210 ล้านบาท โดย กฟผ. เป็นผู้รับผลประโยชน์ลำดับสองรองจากผู้ให้เงินกู้แก่โครงการ ซึ่ง Generator ต้องนำส่งสัญญาจดจำนองทรัพย์สิน ของโครงการ (Mortgage Contract Over Secured Property) ให้ กฟผ. ก่อนหรือ ณ วัน FCD
4.6 เหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่อ้าง FM สามารถหยุดปฏิบัติตามพันธะ ใน PPA ได้นานเท่าที่ FM เกิดขึ้น และจะได้รับการขยายเวลาสำหรับการปฏิบัติตามพันธะนั้นเท่ากับจำนวนวันที่เกิด FM แต่ต้องจ่าย FMOA ให้แก่อีกฝ่ายหนึ่งในอัตราที่กำหนดใน PPA โดยจะได้รับเงินคืนในภายหลังด้วยวิธีหักกลบลบหนี้กับค่าไฟฟ้ารายเดือน กรณีเกิด Political Force Majeure ฝ่ายที่ถูกกระทบมีสิทธิ์ บอกเลิกสัญญาเมื่อใดก็ได้และต้องจ่าย Termination Payment ให้อีกฝ่ายหนึ่งตามที่กำหนดไว้ใน PPA แต่อีกฝ่ายจะมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาได้หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 15 เดือน กรณีเกิด Non-Political Force Majeure หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 24 เดือน ทั้งสองฝ่ายมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาโดยไม่มีฝ่ายใดต้องจ่าย Termination Payment ทั้งนี้ กรณี กฟผ. ไม่สามารถจัดหาที่ดินก่อสร้างระบบส่งได้ให้ถือเป็น FM เนื่องจาก EGAT Access Rights โดย กฟผ. มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาเมื่อใดก็ได้ แต่ Generator จะบอกเลิกสัญญาได้เมื่อผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 730 วัน ทั้งนี้ กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการเมื่อมีการบอกเลิกสัญญา
4.7 การบอกเลิกสัญญา หากเกิดขึ้นก่อน FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. จะคืนหลักทรัพย์ค้ำประกัน กรณีเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. จะยึดหลักทรัพย์ค้ำประกัน ทั้งนี้ หากเกิดขึ้นหลัง FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการ กรณีเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือก ที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการ ด้านการยุติข้อพิพาทให้ยุติโดยการเจรจาด้วยความสุจริต (Good Faith Discussion) ในลำดับแรกหากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนดให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) และหากมีข้อพิพาทเกี่ยวกับ Billing, Invoice หรือ Statement ให้ยุติข้อพิพาทโดยการไกล่เกลี่ยโดยคณะกรรมการที่เป็นผู้แทนของคู่สัญญาทั้งสองฝ่ายก่อน หากไม่สำเร็จให้ยุติปัญหาโดยอนุญาโตตุลาการ ทั้งนี้ PPA นี้ใช้บังคับและตีความตามกฎหมายไทย
5. สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการหลวงพระบาง
5.1 อายุสัญญาโครงการ 35 ปี นับจากวัน COD
5.2 กำหนดวัน SFCD คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 2 เดือน นับจากวันลงนาม หรือวันที่ 1 มกราคม 2566 หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SFCD จะต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 4,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวันกำหนดวันพัฒนาโครงการ (Collective Substation: Pre-SED) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 60 เดือน นับจากวันที่ กฟผ. แจ้งการเข้ามาของผู้พัฒนาโครงการที่เชื่อมเข้าที่สถานีไฟฟ้าร่วมเดียวกันรายอื่นหรือวันที่ 31 มีนาคม 2570กำหนดวัน SED คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 69 เดือน นับจาก ECOCD หรือวันที่ 1 ตุลาคม 2571 และกำหนดวัน SCOD คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 84 เดือน นับจากวัน ECOCD หรือวันที่ 1 มกราคม 2573 โดยมีเงื่อนไขการก่อสร้างสายส่งฝั่งลาว และค่าปรับกรณีงานก่อสร้างล่าช้า เช่นเดียวกับโครงการปากลาย
5.3 เงื่อนไขการเดินระบบ และพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อ มีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการปากลาย โดยมีราคารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) Test Energy เท่ากับ 0.570 บาทต่อหน่วย ทั้งช่วงก่อนและหลัง COD (2) PE SE และ EE ก่อน COD เท่ากับ 1.4000 บาท (3) PE หลัง COD (แบ่งจ่ายเป็นเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ : บาท สัดส่วน 50 : 50) เท่ากับ 4.5961 เซนต์สหรัฐฯ และ 1.4708 บาท (4) SE หลัง COD เท่ากับ 1.9120 บาท และ (5) EE หลัง COD เท่ากับ 1.4000 บาท
5.4 การจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้ามีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการปากลาย โดยมีการวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน ประกอบด้วย (1) หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 16.91 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันลงนามสัญญา จนถึงวันก่อน FCD และ DS2 จำนวน 42.47 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน FCD จนถึง วันก่อน COD (2) หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 37.96 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันก่อนครบ 18 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 12.78 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันที่ครบ 18 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) สัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการฯ เพื่อเป็นหลักประกัน ให้ กฟผ. วงเงิน 11,950 ล้านบาท โดยมีเงื่อนไขการรับผลประโยชน์เช่นเดียวกับโครงการปากลาย
5.4 การจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้ามีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการปากลาย โดยมีการวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน ประกอบด้วย (1) หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 16.91 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันลงนามสัญญา จนถึงวันก่อน FCD และ DS2 จำนวน 42.47 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน FCD จนถึง วันก่อน COD (2) หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 37.96 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันก่อนครบ 18 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 12.78 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันที่ครบ 18 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) สัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการฯ เพื่อเป็นหลักประกัน ให้ กฟผ. วงเงิน 11,950 ล้านบาท โดยมีเงื่อนไขการรับผลประโยชน์เช่นเดียวกับโครงการปากลาย
มติของที่ประชุม
1. รับทราบหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามใน PPA โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข PPA ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่าง PPA และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนาม PPA ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไข
เรื่องที่ 4 การเลื่อนแผนการปลดเครื่องโรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนแม่เมาะเครื่องที่ 8 – 11
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ความไม่สงบระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครนที่ยังไม่มีข้อยุติ ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในตลาดโลกมีความผันผวนและปรับตัวเพิ่มขึ้นในระดับสูงจากมาตรการ คว่ำบาตรรัสเซียของหลายประเทศทั่วโลก โดยทำให้เกิดการตึงตัวของอุปทานก๊าซธรรมชาติและน้ำมัน ส่งผลให้ราคา Asian Spot LNG ปรับตัวสูงขึ้นและยังคงมีแนวโน้มอยู่ในระดับสูง ในเดือนมีนาคม 2565 อยู่ที่ระดับสูงถึง 39.3 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ก่อนจะปรับลดลงมาทรงตัวอยู่ที่ระดับประมาณ 22 - 23 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในปัจจุบัน ทั้งนี้ จากประมาณการแนวโน้มราคา LNG ปี 2564 ถึงปี 2569 พบว่า ตลาด LNG ยังคงมีแนวโน้มตึงตัวจากความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นตามการเติบโตทางเศรษฐกิจ หลังสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด - 19) คลี่คลาย ในขณะที่อุปทานเพิ่มเติมจากโครงการผลิต LNG ยังคงจำกัด เนื่องจากมีการลงทุนการก่อสร้างโครงการผลิตใหม่ลดลง ทำให้คาดว่าราคา LNG ยังคงมีแนวโน้มอยู่ในระดับสูงจนถึงปี 2568 หรือปี 2569 โดยราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นส่งผลให้ต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยพึ่งพาเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติเป็นหลัก และจะส่งผลให้ค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าปรับเพิ่มขึ้น ซึ่งส่งผลกระทบต่อเศรษฐกิจและภาระค่าครองชีพของประชาชน
2. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 และคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 ได้มีมติเห็นชอบการเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ซึ่งเป็นหนึ่งในมาตรการของแนวทาง การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติปี 2565 เพื่อรองรับการบริหารจัดการจัดหาก๊าซธรรมชาติในช่วงเปลี่ยนผ่านการให้สัมปทานก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ซึ่งการเลื่อนปลดโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ดังกล่าว จะช่วยเพิ่มความมั่นคงด้านเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และบรรเทาผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากราคาเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติที่สูงในปัจจุบัน
3. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้เสนอมาตรการเลื่อนแผนการปลดเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 - 11 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากวิกฤตการณ์ราคาพลังงาน และยังเป็นการกระจายสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าเพื่อเพิ่มความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ โดยมีรายละเอียด ดังนี้
3.1 ปัจจุบันโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะเดินเครื่องอยู่ทั้งสิ้น 7 เครื่อง ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 - 13 และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 4 - 7 (เครื่องที่ 14) กำลังผลิตตามสัญญารวม 2,220 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 กำลังผลิต ตามสัญญา 270 เมกะวัตต์ มีกำหนดปลดวันที่ 31 ธันวาคม 2564 โดยเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ให้เลื่อนปลดเป็นวันที่ 31 ธันวาคม 2565 โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 9 - 11 กำลังผลิตตามสัญญารวม 810 เมกะวัตต์ มีกำหนดปลดวันที่ 31 ธันวาคม 2567 โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 12 - 13 กำลังผลิตตามสัญญารวม 540 เมกะวัตต์ มีกำหนดปลดวันที่ 31 ธันวาคม 2568 และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 4 - 7 (เครื่องที่ 14) กำลังผลิตตามสัญญา 600 เมกะวัตต์ มีกำหนดปลดในเดือนเมษายน 2592 นอกจากนี้ ในแผน PDP2018 Rev.1 ได้กำหนดให้มีโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 - 9 (เครื่องที่ 15) กำลังผลิตตามสัญญา 600 เมกะวัตต์ เข้าระบบในวันที่ 1 มกราคม 2569
3.2 ด้านเทคนิค โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 - 11 มีสภาพความพร้อมรองรับการเลื่อนแผนปลดโรงไฟฟ้าออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 โดย กฟผ. มีการบำรุงรักษาและตรวจสอบสภาพของอุปกรณ์ให้พร้อมใช้งานอย่างสม่ำเสมอ ด้านระบบส่งไฟฟ้า มีระบบที่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้อย่างมั่นคง เชื่อถือได้ มีคุณภาพเพียงพอตามเกณฑ์มาตรฐาน ซึ่งการเลื่อนแผนปลดโรงไฟฟ้าไม่ส่งผลกระทบต่อแผนพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าตามแผนงานที่ได้กำหนดไว้ ด้านทรัพยากรน้ำในการผลิตไฟฟ้ามีความเพียงพอ โดยใช้น้ำจาก อ่างเก็บน้ำแม่จาง อ่างเก็บน้ำแม่ขาม และเพิ่มเติมจากเขื่อนกิ่วลม ตามแผนการใช้น้ำร่วมกับกรมชลประทาน โดยมีการกำหนดแนวทางการบริหารจัดการน้ำทั้งระยะสั้น ระยะกลาง และระยะยาว ไว้รองรับ
3.3 ด้านเชื้อเพลิง กฟผ. มีความสามารถในการผลิตลิกไนต์เพิ่มขึ้นอีก 12.5 ล้านตัน เพื่อให้เพียงพอต่อความต้องการที่เพิ่มขึ้นจากการเลื่อนปลดโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 – 11 ทั้งนี้ การเลื่อนแผนปลดโรงไฟฟ้าดังกล่าว จะช่วยลดการนำเข้า Spot LNG และต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าสุทธิประมาณ 37,900 ล้านบาท ช่วยบรรเทาผลกระทบจากการจ่ายก๊าซธรรมชาติของแหล่งเอราวัณ (G1/61) ที่ลดลงในช่วงปี 2565 ถึงปี 2567 และช่วยลดผลกระทบต่อภาระค่า Ft ของภาคประชาชนลงได้
3.4 ด้านสิ่งแวดล้อม จากการเลื่อนปลดโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 – 11 ส่งผลให้จะมีการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) เพิ่มขึ้นประมาณ 2 ล้านตัน ซึ่งไม่กระทบต่อเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศ ตามเป้าหมายการมีส่วนร่วมที่ประเทศกำหนด (Nationally Determined Contribution: NDC) ภายในปี 2573 โดย กฟผ. จะศึกษาศักยภาพการพัฒนาโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ทุ่นลอยน้ำร่วมกับโรงไฟฟ้าพลังน้ำ และเร่งกำหนดการจ่ายไฟฟ้าให้เร็วขึ้นเพื่อชดเชยปริมาณการปล่อย CO2 ที่เพิ่มขึ้น ทั้งนี้ การเลื่อนปลดเครื่องโรงไฟฟ้าดังกล่าวมิได้เพิ่มกำลังการผลิตเกินกว่าข้อกำหนดผลกระทบสิ่งแวดล้อมและสุขภาพ และยังสอดคล้องกับรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและสุขภาพ (EHIA) ของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะในปัจจุบัน รวมถึงโครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อน แม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 – 9
4. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีความเห็นว่า แผนการเลื่อนปลดโรงไฟฟ้า พลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 - 11 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 ตามที่ กฟผ. เสนอ สามารถเสริมสร้างเสถียรภาพความมั่นคงให้ระบบไฟฟ้าในภาวะวิกฤตการณ์ราคาพลังงาน และช่วยลดผลกระทบ ต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากการนำเข้า Spot LNG อย่างไรก็ดี การเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงลิกไนต์จะส่งผลต่อปริมาณการปล่อย CO2 กฟผ. จึงควรจัดทำมาตรการรองรับผลกระทบจากการดำเนินการดังกล่าว ให้สอดคล้องกับนโยบายของรัฐบาลที่มีเป้าหมายมุ่งสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) และต้องปฏิบัติตามข้อกำหนดและมาตรการที่กฎหมายกำหนดอย่างเคร่งครัด รวมทั้งต้องควบคุมการผลิตไฟฟ้าให้มีเสถียรภาพ มีประสิทธิภาพ และความปลอดภัยตามมาตรฐานสากล เช่นเดียวกับ ฝ่ายเลขานุการฯ ที่มีความเห็นว่า ควรให้ความเห็นชอบแผนการเลื่อนปลดโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะตามที่ กฟผ. เสนอ เนื่องจากเป็นแนวทางหนึ่งที่จะช่วยลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากสถานการณ์ราคา LNG สูง ซึ่งจะช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้า และบรรเทาผลกระทบจากการผลิตก๊าซธรรมชาติของแหล่งเอราวัณที่ลดลงในช่วงเปลี่ยนผ่านการให้สัมปทาน โดย กฟผ. ต้องดำเนินการให้เป็นไปตามข้อกำหนดในรายงาน EHIA ของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะในปัจจุบัน และโครงการโรงไฟฟ้าแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 - 9 รวมถึงกฎระเบียบต่างๆ อย่างเคร่งครัด รวมทั้งควรเร่งพิจารณาแนวทางหรือมาตรการชดเชยการเพิ่มขึ้นของ CO2 โดยเฉพาะศึกษาการพัฒนาโครงการด้านพลังงานสะอาดอื่นๆ และเทคโนโลยีดักจับ CO2 (Carbon Capture) เพื่อสนับสนุนเป้าหมายการลดการปล่อย CO2 ในระยะยาวของประเทศต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการเลื่อนแผนการปลดเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 – 11 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
เรื่องที่ 5 การบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2563 นายกรัฐมนตรีได้มีข้อสั่งการให้ส่วนราชการและหน่วยงานของรัฐเร่งรัดดำเนินการป้องกัน ควบคุม แก้ไขปัญหา และบรรเทาผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด - 19) ให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพและประสิทธิผล โดยข้อสั่งการของนายกรัฐมนตรีข้างต้นใช้เป็นแนวทางในการบริหารราชการให้เกิดประสิทธิภาพ ทั้งนี้ คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้รับทราบมาตรการดูแลและเยียวยาผลกระทบทางเศรษฐกิจจากโรคโควิด – 19 มาตรการช่วยเหลือ ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับผลกระทบเพิ่มเติม และมาตรการช่วยเหลือเศรษฐกิจ ในช่วงปี 2563 ของกระทรวงพลังงาน โดยรวมถึงการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าโดยการตรึงอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ต่อมา เมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2564 คณะรัฐมนตรีได้มีมติรับทราบมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 ซึ่งมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตสำหรับมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากโรคโควิด - 19 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในทางปฏิบัติโดยให้คำนึงถึงผลกระทบต่อหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและฐานะทางการเงินของการไฟฟ้าด้วย และต่อมาเมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2565 ครม. ได้มีมติเห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบ ต่อประชาชนจากสถานการณ์ราคาพลังงานอันเนื่องมาจากปัญหาความขัดแย้งในภูมิภาคยุโรป ตามที่สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เสนอ โดยให้กระทรวงพลังงาน (พน.) สศช. และหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องรับความเห็นของสำนักงบประมาณไปพิจารณาดำเนินการ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับ ของ กกพ. (Energy Pool Price) โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง และมอบหมาย ให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในฐานะที่เป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว เป็นหน่วยงานกลาง (Clearing House) ดำเนินการตามหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับ Energy Pool Price ซึ่งจะเกี่ยวข้องกับการบริหารต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
2. จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค โควิด - 19 ตั้งแต่ปี 2563 และปัญหาความขัดแย้ง ในภูมิภาคยุโรปตั้งแต่ช่วงปลายปี 2564 ซึ่งส่งผลกระทบต่อค่าใช้จ่ายของประชาชน และราคาพลังงาน ที่ปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง พน. และหน่วยงานภายใต้การกำกับจึงบริหารจัดการราคาพลังงานและกำหนดมาตรการเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชนและผู้ประกอบการตามมติ ครม. ซึ่งรวมถึงการบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft โดย กกพ. ได้มอบหมายให้ กฟผ. ซึ่งเป็นผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงาน และเป็นหน่วยงานรัฐวิสาหกิจช่วยรับภาระค่า Ft ที่เพิ่มขึ้น โดยชะลอการนำค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริงซึ่งสูงขึ้นตั้งแต่งวดเดือนกันยายน 2564 ถึงเดือนธันวาคม 2564 จนถึงงวดเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนสิงหาคม 2565 รวมเป็นเงินประมาณ 87,849 ล้านบาท (ข้อมูล ณ วันที่ 4 มีนาคม 2565) โดย กกพ. ได้เห็นชอบค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ขายปลีก และจะพิจารณาส่งผ่านค่าใช้จ่ายดังกล่าวในการพิจารณาค่า Ft ในระยะต่อไป ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2564 เห็นชอบค่า Ft ขายปลีกเดือนกันยายน 2564 ถึงเดือนธันวาคม 2564 ติดลบ 15.32 สตางค์ต่อหน่วย ส่งผลให้ กฟผ. เกิดภาระค่า Ft สะสม 38,943 ล้านบาท (2) เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2564 เห็นชอบค่า Ft ขายปลีกเดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนเมษายน 2565 เท่ากับ 1.39 สตางค์ต่อหน่วย โดยทยอยปรับค่า Ft เพิ่มขึ้นแบบขั้นบันได ส่งผลให้ กฟผ. เกิดภาระค่า Ft สะสม 22,244 ล้านบาท และ (3) เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2565 เห็นชอบค่า Ft ขายปลีกเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนสิงหาคม 2565 เท่ากับ 24.77 สตางค์ต่อหน่วย โดยทยอยปรับค่า Ft เพิ่มขึ้นแบบขั้นบันได ส่งผลให้ กฟผ. เกิดภาระค่า Ft สะสม 26,662 ล้านบาท ทั้งนี้ เมื่อสิ้นสุดเดือนเมษายน 2565 พบว่าภาระค่า Ft งวดเดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนเมษายน 2565 ที่เกิดขึ้นจริงเป็นเงิน 63,016 ล้านบาท ซึ่งสูงกว่าที่ประมาณการไว้ ทำให้ กฟผ. มีภาระค่า Ft สะสมรวมเป็นเงิน 128,621 ล้านบาท โดยเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2564 กกพ. ได้มีมติให้นำเงินบริหารค่า Ft 4,129 ล้านบาท เงินเรียกคืนเพื่อให้การไฟฟ้ามีฐานะการเงินตามเกณฑ์ที่กำหนดปี 2563 ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) 1,000 ล้านบาท และเงินบริหารจัดการภาระ Take or Pay ของแหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมารวมดอกเบี้ย 13,601 ล้านบาท รวมทั้งสิ้น 18,730 ล้านบาท มาปรับลดค่า Ft ในงวดเดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนเมษายน 2565 ทำให้ กฟผ. มีภาระค่า Ft สะสม (ค่าจริงเบื้องต้น) งวดเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนสิงหาคม 2565 รวมทั้งสิ้น 109,891 ล้านบาท (ข้อมูล ณ วันที่ 5 พฤษภาคม 2565)
3. การบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ที่มอบหมายให้ กฟผ. ช่วยรับภาระ ค่า Ft ที่เพิ่มขึ้นแทนประชาชนตั้งแต่งวดเดือนกันยายน 2564 ถึงเดือนธันวาคม 2564 จนถึงปัจจุบัน รวมเป็นเงินประมาณ 87,849 ล้านบาท (ข้อมูล ณ วันที่ 4 มีนาคม 2565) ส่งผลให้ กฟผ. ขาดสภาพคล่องทางการเงิน โดยเมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2565 คณะกรรมการ กฟผ. ได้มีมติเห็นชอบการกู้เงินเพื่อบริหารภาระค่า Ft ตามนโยบายของรัฐประจำปีงบประมาณ 2566 (วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2566) ภายใต้กรอบวงเงินไม่เกิน 85,000 ล้านบาท ประกอบด้วย สัญญากู้ยืมเงิน (Term Loan) กู้เบิกเกินบัญชี ตั๋วสัญญา ใช้เงิน การทำ Trust Receipt (T/R) และการทำสัญญากู้เงินเมื่อทวงถาม (Call Loan) หรือรูปแบบอื่น ที่กระทรวงการคลัง (กค.) เห็นชอบ โดยขอให้ กค. ค้ำประกันเงินกู้ให้แก่ กฟผ. โดยเห็นควรให้ กฟผ. ปรับโครงสร้างหนี้ได้จนกว่าจะชำระหนี้เสร็จสิ้น กรณีที่ กฟผ. เห็นว่าจะมีรายได้ไม่เพียงพอสำหรับชำระหนี้ เพื่อให้เกิดความเหมาะสมตามสภาพคล่องของ กฟผ. ตามสภาวะตลาดการเงินในขณะนั้นและประโยชน์ ในการบริหารจัดการภาระหนี้ และให้นำข้อเสนอแนะของคณะกรรมการ กฟผ. ไปพิจารณาดำเนินการก่อนนำเสนอ พน.และ กค. เพื่อเสนอขออนุมัติจาก ครม. ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2565 กฟผ. ได้มีหนังสือถึงพน. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เพื่อขอความอนุเคราะห์ให้เงินอุดหนุน กฟผ. สำหรับลดผลกระทบต่อสภาพคล่องทางการเงิน และเมื่อวันที่ 19 พฤษภาคม 2565 กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เสนอพิจารณาการกู้เงินเพื่อบริหารภาระค่า Ft ตามนโยบายของรัฐประจำปีงบประมาณ 2566 ในวงเงิน 85,000 ล้านบาท ตามที่คณะกรรมการ กฟผ. เมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2565 ได้มีมติเพื่อเสริมสภาพคล่องของ กฟผ. จากการรับภาระค่า Ft ที่เพิ่มขึ้นแทนประชาชน และเพื่อให้ กฟผ. สามารถดำเนินภารกิจรักษาความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้าของประเทศต่อไป
4. กบง. เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2565 ได้พิจารณาการบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft และมีความเห็นว่า การให้ กฟผ. ชะลอการนำภาระส่วนต่างของค่าใช้จ่ายในการผลิตและซื้อไฟฟ้าจริงที่สูงกว่าค่า Ft เรียกเก็บ ตั้งแต่งวดเดือนกันยายน 2564 ถึงปัจจุบัน มาเรียกเก็บกับประชาชนในระยะนี้ ไว้ก่อนนั้น เป็นการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐในการช่วยบรรเทาภาระค่าไฟฟ้าจากการปรับค่า Ft โดยได้ผ่านกระบวนการการรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียของสำนักงาน กกพ. แล้ว ซึ่งทุกภาคส่วนเห็นพ้องให้มีการปรับขึ้นค่า Ft แบบเป็นขั้นบันไดตามที่ กกพ. ได้มอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการ ทั้งนี้ ที่ประชุมได้มีมติ ดังนี้ (1) รับทราบผลการบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ช่วงปี 2563 – ปัจจุบัน ซึ่งมอบหมาย กฟผ. ช่วยรับภาระค่า Ft ที่เพิ่มขึ้น โดยชะลอการนำค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริงที่สูงขึ้นตั้งแต่งวดเดือนกันยายน 2564 – เดือนธันวาคม 2564 จนถึงปัจจุบัน มาเรียกเก็บกับประชาชนในระยะนี้ไว้ก่อน เพื่อช่วยเหลือภาระค่าใช้จ่ายของประชาชนตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2563 และวันที่ 29 มีนาคม 2565 (2) มอบหมายให้ พน. ดำเนินการเสนอการกู้เงินเพื่อบริหารภาระค่า Ft ตามนโยบายของรัฐบาลประจำปีงบประมาณ 2566 ของ กฟผ. ในวงเงิน 85,000 ล้านบาท โดยขอให้ กค.ค้ำประกันเงินกู้ให้แก่ กฟผ. รวมทั้งให้ กฟผ. ปรับโครงสร้างหนี้ได้จนกว่าจะชำระหนี้เสร็จสิ้น กรณีที่ กฟผ. เห็นว่าจะมีรายได้ไม่เพียงพอสำหรับชำระหนี้ ตามระเบียบและกฎหมายที่เกี่ยวข้องต่อไป ทั้งนี้ เพื่อเป็นการเสริมสภาพคล่องของ กฟผ. จากการรับภาระค่า Ft ที่เพิ่มขึ้นแทนประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า และเพื่อให้สามารถดำเนินภารกิจรักษาความมั่นคง ด้านพลังงานไฟฟ้าของประเทศต่อไป และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
5. กกพ. ได้มีความเห็น ดังนี้ (1) ราคาเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่สูงขึ้นจากที่ใช้ประมาณการ ค่า Ft ในช่วงเดือนกันยายน 2564 ถึงเดือนเมษายน 2565 มาก โดยเฉพาะราคาน้ำมันและ LNG ที่จำเป็นต้องนำเข้าทดแทนก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่ลดลงในช่วงปลายสัมปทาน ทำให้ กฟผ. มีภาระส่วนต่างของค่าใช้จ่าย ในการผลิตและซื้อไฟฟ้าจริงที่สูงกว่าค่า Ft เรียกเก็บ (AF) จากการดำเนินการตามนโยบายของ พน. ที่พิจารณาให้ กฟผ. ชะลอการนำค่าใช้จ่ายส่วนนี้มาเรียกเก็บกับประชาชนในระยะนี้ไว้ก่อน ประมาณ 83,229 ล้านบาท จากค่า AF งวดเดือนกันยายน 2564 ถึงเดือนธันวาคม 2564 จำนวน 38,943 ล้านบาท และค่า AF งวดเดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนเมษายน 2565 จำนวน 44,286 ล้านบาท (2) ปัจจัยข้างต้นส่งผลให้ กฟผ. มีสภาพคล่องทางการเงินไม่เพียงพอต่อการดำเนินงานปกติ และการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐในการช่วยบรรเทาภาระค่าไฟฟ้าจากการปรับค่า Ft งวดเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนสิงหาคม 2565 ได้เพียงพอ ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อการลงทุนขยายโครงข่ายไฟฟ้าและโครงการตามแผนงานที่ได้รับความเห็นชอบไว้ได้ (3) กฟผ. จึงควรได้รับการสนับสนุนจากหน่วยงานภาครัฐเพื่อรักษาขีดความสามารถในการดูแลความมั่นคง ด้านไฟฟ้าของประเทศ และทำหน้าที่เป็นหน่วยงานหลักที่ช่วยรักษาเสถียรภาพราคาพลังงานแก่ประชาชน ผู้ใช้ไฟฟ้าในสถานการณ์ราคาพลังงานตลาดโลกที่มีความผันผวนอย่างต่อเนื่อง เช่นเดียวกับฝ่ายเลขานุการฯ ที่มีความเห็นว่า กฟผ. เป็นหน่วยงานรัฐวิสาหกิจซึ่งดำเนินการตามนโยบายของรัฐบาลในการช่วยลดภาระค่าใช้จ่ายของประชาชนจากผลกระทบของสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคโควิด - 19 เป็นวงกว้างตั้งแต่ปี 2563 และสถานการณ์ราคาพลังงานจากปัญหาความขัดแย้งในภูมิภาคยุโรปตั้งแต่ช่วงปลายปี 2564 จนส่งผลให้ กฟผ. ขาดสภาพคล่องทางการเงินในการดำเนินภารกิจของหน่วยงานได้อย่างมีประสิทธิภาพ ประกอบกับราคา ค่าเชื้อเพลิงที่มีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้น จึงเห็นสมควรนำเสนอการกู้เงินเพื่อบริหารภาระค่า Ft ตามนโยบาย ของรัฐบาลประจำปีงบประมาณ 2566 ของ กฟผ. กรอบวงเงิน 85,000 ล้านบาท ต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาตามขั้นตอน โดยขอให้ กฟผ. ดำเนินการใช้จ่ายอย่างรอบคอบภายใต้พระราชบัญญัติวินัยการเงินการคลัง ของรัฐ พ.ศ. 2561
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ช่วงปี 2563 – ปัจจุบัน ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.)
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำเรื่องการกู้เงินเพื่อบริหารภาระค่า Ft ตามนโยบายของรัฐ ประจำปีงบประมาณ 2566 ของ กฟผ. ในวงเงิน 85,000 ล้านบาท โดยให้กระทรวงการคลังค้ำประกันเงินกู้ เสนอต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาตามระเบียบและกฎหมายที่เกี่ยวข้องต่อไป
เรื่องที่ 6 แนวทางการส่งเสริมการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ได้พิจารณา เรื่อง อัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2558 – 2562 และได้มีมติเห็นชอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 - 2562 ในปริมาณ 50 เมกะวัตต์ โดยให้นับเป็นส่วนเพิ่มจากเป้าหมายตามกรอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) ปัจจุบันมีสัญญาผูกพันกับภาครัฐแล้วจำนวน 7 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 40.43 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย 37.43 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์แล้ว (COD) จำนวน 6 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 34.42 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย 28.28 เมกะวัตต์ โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้ขายไฟฟ้า จำนวน 1 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 3.00 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย 2.50 เมกะวัตต์ ต่อมาเมื่อวันทิ่ 29 เมษายน 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 มีมติเห็นชอบและรับทราบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev. 1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) โดยได้ปรับกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโรงไฟฟ้าขยะอุตสาหกรรม จากเดิมปี 2567 – 2568 เป็นปี 2569 – 2570 โดยแบ่งปริมาณการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ในปี 2569 จำนวน 100 เมกะวัตต์ และในปี 2570 จำนวน 100 เมกะวัตต์
2. เมื่อวันที่ 14 กุมภาพันธ์ 2565 กระทรวงพลังงาน และกระทรวงอุตสาหกรรม ได้ลงนาม ในบันทึกความเข้าใจ (MOU) ความร่วมมือการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า (Waste-to-Energy) และการส่งเสริมการผลิตการใช้พลังงานทดแทนและการอนุรักษ์พลังงานในภาคอุตสาหกรรม เพื่อร่วมกันบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า รวมทั้งส่งเสริมการผลิตการใช้พลังงานทดแทน และการอนุรักษ์พลังงานในภาคอุตสาหกรรม ภายใต้ขอบเขตอำนาจหน้าที่ของหน่วยงานตามกฎหมาย และระเบียบที่เกี่ยวข้อง ต่อมาเมื่อวันที่ 18 มีนาคม 2565 กระทรวงอุตสาหกรรมได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการร่วมเพื่อขับเคลื่อนการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า และการส่งเสริมการผลิตการใช้พลังงานทดแทนและการอนุรักษ์พลังงานในภาคอุตสาหกรรม (คณะกรรมการร่วมฯ) และต่อมา เมื่อวันที่ 21 เมษายน 2565 คณะกรรมการร่วมฯ ได้มีมติแต่งตั้งคณะอนุกรรมการขับเคลื่อนการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า (คณะอนุกรรมการขับเคลื่อนฯ) โดยประธานกรรมการร่วมฯ ได้ลงนามคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการขับเคลื่อนฯ เมื่อวันที่ 11 พฤษภาคม 2565 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2565 คณะอนุกรรมการขับเคลื่อนฯ ได้มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ตามที่ผู้แทนกรมโรงงานอุตสาหกรรมแจ้งว่าได้สอบถามข้อมูลจากผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมที่ดำเนินการอยู่ พบว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมอยู่ที่ประมาณ 6 บาทต่อหน่วย ซึ่งใกล้เคียงกับอัตรารับซื้อไฟฟ้าดังกล่าว และเมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2565 ได้รับทราบศักยภาพปริมาณขยะอุตสาหกรรมที่จะใช้สำหรับการผลิตไฟฟ้าตามที่ผู้แทนกรมโรงงานอุตสาหกรรมเสนอ และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป
3. หลักการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT มีดังนี้ (1) รับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม ขนาดการผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ การส่งเสริมเป็นลักษณะ Non-Firm โดยกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT (2) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ามีเป้าหมายและกำหนดวัน SCOD ตามแผนการเพิ่ม การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) (3) อายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้า 20 ปี เพื่อกระตุ้นให้เกิดการหมุนเวียนในระบบเศรษฐกิจ เกิดการลงทุนใหม่ รองรับความทันสมัยจากการพัฒนาทางด้านเทคโนโลยีและเครื่องจักร ซึ่งคิดระยะเวลาที่ภาครัฐ ให้การสนับสนุนครอบคลุม Loan Repayment แล้ว (4) หลักเกณฑ์การคัดเลือกโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมจะพิจารณาถึงความพร้อมด้านคุณสมบัติและเทคนิคร่วมกัน เพื่อให้ได้โครงการที่มีความเป็นไปได้สูงในการพัฒนาโครงการให้สำเร็จและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามแผนที่กำหนด และตอบสนองนโยบายเพิ่มประสิทธิภาพในการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมของกระทรวงอุตสาหกรรมอย่างยั่งยืน โดยมีกรอบหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกโครงการ ดังนี้ ด้านคุณสมบัติ ผู้ยื่นข้อเสนอต้องเป็นนิติบุคคล ประเภทบริษัทจำกัด หรือบริษัทมหาชนจำกัด ที่จดทะเบียนในประเทศไทย ไม่เป็นหน่วยงานรัฐหรือรัฐวิสาหกิจ มีทุน จดทะเบียนขั้นต่ำและวางหลักค้ำประกันการยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้ามูลค่าตามที่กำหนดซึ่งจะพิจารณากำหนด ให้เหมาะสมกับมูลค่าโครงการ โครงการที่ยื่นข้อเสนอต้องเป็นโครงการใหม่และไม่มีลักษณะต้องห้าม เช่น เป็นโครงการที่ได้รับการสนับสนุนในรูปแบบอื่นแล้ว หรือมีสัญญาผูกพันกับภาครัฐ หรือเป็นผู้ยื่นข้อเสนอ ที่หน่วยงานภาครัฐพิจารณาแล้วว่ามีปัญหาจากการรับซื้อไฟฟ้ารอบที่ผ่านๆ มา และยังไม่สามารถพัฒนาโครงการจนสำเร็จได้ ณ วันที่ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้ารอบนี้ เป็นต้น โดยผู้ที่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติขึ้นต้นเท่านั้น ที่ได้รับการพิจารณาด้านเทคนิคต่อไป และด้านเทคนิค จะมีการตรวจสอบและให้คะแนนความพร้อมในด้านต่างๆ อาทิ ความพร้อมด้านพื้นที่ ด้านเทคโนโลยี ด้านเชื้อเพลิง ด้านการเงิน และความเหมาะสมของแผนการดำเนินงาน เป็นต้น ซึ่งผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องมีคะแนนในแต่ละด้าน และคะแนนรวมไม่น้อยกว่าเกณฑ์ขั้นต่ำ ที่กำหนดจึงจะได้รับการพิจารณาจัดเรียงคะแนนด้านเทคนิคเพื่อคัดเลือกต่อไป โดยผู้ที่มีคะแนนสูงสุด (มีความพร้อมมากที่สุด) จะได้รับการพิจารณาเป็นอันดับต้น จนกว่าจะครบเป้าหมายการรับซื้อ ทั้งนี้ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จะพิจารณากำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าในรายละเอียดตาม ความเหมาะสม เพื่อให้เป็นไปตามกรอบหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกและมีผลสัมฤทธิ์สอดคล้องกับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตามแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และ (5) เงื่อนไขการเข้าร่วมโครงการ ประกอบด้วย 1) ต้องใช้ขยะอุตสาหกรรมเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าเท่านั้น โดยสามารถใช้ขยะอุตสาหกรรมที่เป็นของเสีย ทั้งอันตรายและไม่อันตราย ในส่วนของเชื้อเพลิงเสริมให้ใช้น้ำมันหรือชีวมวลได้ในช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น 2) สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าขยะอุตสาหกรรมจะต้องอยู่ในนิคมอุตสาหกรรมหรือเขตประกอบการอุตสาหกรรมเท่านั้น 3) กำหนดกรรมสิทธิ์ในหน่วย Renewable Energy Certificate (REC) และ/หรือ Carbon Credit ที่เกิดขึ้นจากการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมเป็นกรรมสิทธิ์ของภาครัฐ โดยให้มีการระบุการครอบครองกรรมสิทธิ์ของภาครัฐไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 4) กรณีที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ ตามกำหนด ให้สามารถกำหนดเงื่อนไขหักหลักประกันตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ และ 5) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมรายภาคแบ่งตามศักยภาพเชื้อเพลิงได้ โดยกำหนดกรอบการรับซื้อสูงสุดในส่วนของ 100 เมกะวัตต์แรก สำหรับภาคเหนือ 5 เมกะวัตต์ ภาคกลาง 40 เมกะวัตต์ ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ 20 เมกะวัตต์ ภาคตะวันออก 60 เมกะวัตต์ ภาคตะวันตก 10 เมกะวัตต์ และภาคใต้ 10 เมกะวัตต์
4. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม เป็นการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าโดยใช้อัตราเดียวกับอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีกำลังการผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ ซึ่งมีอัตรา FiTF เท่ากับ 3.39 บาทต่อหน่วย FiTV,2560 2.69 บาทต่อหน่วย และ FiT 6.08 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี อัตรา FiT Premium 8 ปีแรก 0.70 บาทต่อหน่วย และ FiT Premium สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ตลอดอายุโครงการ 0.50 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ประเมินผลกระทบค่าไฟฟ้าของปริมาณที่จะรับซื้อ 100 เมกะวัตต์ เปรียบเทียบกับอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งรวมค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับ Ft ขายส่ง พบว่าจะเกิดผลกระทบค่าไฟฟ้า 1.09 สตางค์ต่อหน่วย ซึ่งจะทำให้เกิดค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐ (Policy expense) เฉลี่ย 2,600 ล้านบาทต่อปี
5. สำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) กระทรวงทรัพยากร ธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ชี้แจงเหตุผลความจำเป็น และประโยชน์ที่จะได้รับจากการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมด้วยการใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ปริมาณ 200 เมกะวัตต์ สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้ (1) ข้อมูลจากกรมโรงงานอุตสาหกรรม พบว่าปริมาณกากอุตสาหกรรมที่เกิดขึ้นในปี 2563 มีกากอุตสาหกรรมอันตราย 1.29 ล้านตัน และกากอุตสาหกรรมที่ไม่เป็นอันตราย 16.63 ล้านตัน ซึ่งถูกนำไปกำจัดโดยโรงงาน รับกำจัดกากอุตสาหกรรมที่ได้รับอนุญาต 1.27 ล้านตัน และ 6.44 ล้านตัน ตามลำดับ โดยกากอุตสาหกรรมบางส่วนอาจมีการซื้อขายภายในระหว่างโรงงานอุตสาหกรรม และส่วนที่เหลือไม่ถูกนำไปกำจัดอย่างถูกต้องตามหลักวิชาการ รวมถึงมีการลักลอบทิ้งเนื่องจากมีค่าใช้จ่ายในการกำจัดถูกกว่าค่ากำจัดกากอุตสาหกรรม ไม่อันตรายและกากอุตสาหกรรมอันตราย จึงส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมและสุขภาพประชาชนที่อยู่ในพื้นที่ใกล้เคียงจากกลิ่นและสารโลหะหนักปนเปื้อนเกินค่ามาตรฐานในดิน น้ำผิวดิน และแหล่งน้ำใต้ดิน (2) ผลประโยชน์ที่ได้รับจากการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมด้วยการนำมาเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ได้แก่ 1) สร้างมูลค่าเพิ่มให้กับกระบวนการจัดการกากอุตสาหกรรมที่เหลือทิ้งจากโรงงานต่างๆ ซึ่งเกิดขึ้นต่อเนื่องทุกปี ป้องกันการลักลอบทิ้ง และสนับสนุนทางเลือกในการจัดการขยะตามหลักวิชาการแทนการฝังกลบซึ่งมีข้อจำกัดด้านพื้นที่และปัญหาการไม่ยอมรับของประชาชน 2) ลดค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องกับหลุมฝังกลบ ได้แก่ การลงทุนเพื่อพัฒนาชุมชนเพื่อสิ่งแวดล้อม การปิดโครงการ และการฟื้นฟูภายหลังปิดโครงการ เป็นมูลค่า 1,400 ล้านบาท คิดที่อายุการทำงานของหลุมฝังกลบ 20 ปี และปริมาณกากของเสียอุตสาหกรรม ที่นำมาใช้ผลิตไฟฟ้าปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี และ 3) ลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากการผลิตพลังงานทดแทนเพื่อทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลจากกำลังการผลิตไฟฟ้า 200 เมกะวัตต์ ได้ประมาณ 720,000 ตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่าต่อปี เท่ากับการดูดกลับก๊าซเรือนกระจกของพื้นที่ป่าประมาณ 1,095,472 ไร่ ในระยะเวลา 20 ปี คิดเป็นมูลค่าจากการปลูกป่าและดูแลรักษาป่าประมาณ 15,993 ล้านบาท และ (3) เห็นควรเร่งผลักดันการดำเนินงานและเพิ่มสัดส่วนของการพัฒนาพลังงานจากขยะอุตสาหกรรม เพื่อให้สอดคล้องกับ แผนที่นำทางลดก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ในปี ค.ศ. 2065 รวมถึงการบรรลุเป้าหมายการมีส่วนร่วม ที่ประเทศกำหนด (Nationally Determined Contributions) ที่จะถูกยกระดับเป็นร้อยละ 40 ในปี ค.ศ. 2030 อย่างไรก็ตาม จะต้องคำนึงถึงความเหมาะสมของสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า การกำจัดมลพิษที่มีประสิทธิภาพ และการสร้างความเข้าใจให้กับชุมชนโดยรอบด้วย
6. กรมโรงงานอุตสาหกรรม กระทรวงอุตสาหกรรม ชี้แจงเหตุผลความจำเป็น และประโยชน์ ที่จะได้รับจากการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมด้วยการนำมาเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าปริมาณ 200 เมกะวัตต์ สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้ (1) ปัจจุบันขยะอุตสาหกรรมถูกกำจัดด้วยวิธีฝังกลบ และเผาทำลายในเตาเผา ซึ่งมีข้อจำกัดด้านการยอมรับจากชุมชน และส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมในวงกว้าง (2) ปริมาณขยะอุตสาหกรรม จะเพิ่มมากขึ้นตามการเติบโตของเศรษฐกิจ ทำให้เกิดปัญหาการกำจัดไม่ถูกต้องตามหลักวิชาการ ซึ่งทำให้เกิดผลกระทบต่อชุมชนและสิ่งแวดล้อม (3) ปัจจุบันมีขยะอุตสาหกรรมที่ไม่เป็นอันตรายที่สามารถนำมาใช้เป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าได้ไม่น้อยกว่า 9 ล้านตันต่อปี ก่อให้เกิดผลประโยชน์ด้านเศรษฐกิจ สังคม และสิ่งแวดล้อม ดังนี้ 1) ลดพื้นที่ฝังกลบ ลดการเผาทำลายในเตาเผาซึ่งมีค่าดำเนินการประมาณ 33,200 ล้านบาท และลดค่าดำเนินการโดยภาคเอกชนในการสร้างหลุมฝังกลบมูลค่า 30,000 ล้านบาท รวมเป็นเงินกว่า 63,200 ล้านบาท 2) โรงไฟฟ้า ขยะอุตสาหกรรมสามารถผลิตไฟฟ้าทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลที่นำเข้าจากต่างประเทศ ทำให้ลดการพึ่งพาเชื้อเพลิงนำเข้าจากต่างประเทศ 3) เพิ่มการจ้างงานประมาณ 110 ตำแหน่งต่อโรงไฟฟ้า 1 แห่ง ซึ่งจะมีเงินกระจายลงสู่ชุมชนกว่า 9,900 ล้านบาท ตลอดอายุโครงการ 4) ลดปริมาณการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในการขนส่งขยะอุตสาหกรรมไปยังแหล่งกำจัด มูลค่ากว่า 14,000 ล้านบาท และ 5) เกิดการหมุนเวียนทรัพยากรตามนโยบายเศรษฐกิจชีวภาพ เศรษฐกิจหมุนเวียน และเศรษฐกิจสีเขียว (Bio Circular Green Economy: BCG) ของรัฐบาล
7. กบง. เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2565 ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางการส่งเสริมการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า โดยที่ประชุมมีมติเห็นชอบหลักการการรับซื้อไฟฟ้าและอัตรารับซื้อไฟฟ้า จากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in-Tariff (FiT) ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev. 1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และพิจารณาให้ความเห็นว่าการส่งเสริมการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้าถือเป็นสิ่งสำคัญของการจัดหาพลังงานสะอาดในรูปแบบการสร้างมูลค่า ของของเสียจากโรงงานต่าง ๆ อีกทั้งเพื่อช่วยลดปัญหาการลักลอบทิ้งขยะ ซึ่งจะส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมและสุขภาพประชาชนที่อยู่ในพื้นที่ใกล้เคียง จากกลิ่นและสารโลหะหนักปนเปื้อนเกินค่ามาตรฐานในดิน น้ำผิวดิน และแหล่งน้ำใต้ดิน นอกจากนี้ยังถือเป็นการช่วยลดก๊าซเรือนกระจกได้อีกด้วย แม้ว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้า จากขยะอุตสาหกรรมจะมีราคาสูง แต่ได้ประโยชน์ที่คุ้มค่าจากการประหยัดค่าใช้จ่ายและเวลาในการแก้ไขปัญหาอื่น ๆ เช่น สังคม สิ่งแวดล้อม และเป็นการสร้างรายได้ให้กับชุมชนจากการจ้างงาน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการการรับซื้อไฟฟ้าและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in-Tariff (FiT) ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev. 1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ในปริมาณ 100 เมกะวัตต์ และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ในปี 2569 ทั้งนี้ ในการดำเนินโครงการในอนาคตที่เกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าจากวัสดุเหลือใช้ที่เจ้าของวัสดุเหลือใช้มีหน้าที่ตามกฎหมายในการกำจัดวัสดุเหลือใช้ดังกล่าวตามหลักการผู้ก่อมลพิษเป็นผู้จ่าย (Polluter Pays Principles) ต้องคำนึงถึงผลกระทบต่อค่าไฟในภาพรวมของประเทศ
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in-Tariff (FiT) ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev. 1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องการมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณา
เรื่องที่ 7 การขอยกเว้นภาษีสรรพากรที่เกิดจากการร่วมลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 มีมติเห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ดำเนินโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] (LMPT2) สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดยกำหนดให้โครงการแล้วเสร็จและสามารถแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2565 (ซึ่งคณะกรรมการ ปตท. ได้อนุมัติให้บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) เป็นผู้ดำเนินการโครงการฯ) และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ไปศึกษาความเหมาะสมโครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) พื้นที่อ่าวไทยตอนบน สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. มีมติเห็นชอบให้ดำเนินการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] ที่มอบหมายให้ ปตท. ดำเนินโครงการ ให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG สูงสุดเพิ่มขึ้นจาก 5 ล้านตันต่อปี เป็น 7.5 ล้านตันต่อปี ประมาณการเงินลงทุนรวม 38,500 ล้านบาท และกำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2565 และวันที่ 1 เมษายน 2564 กพช. มีมติเห็นชอบให้ กฟผ. ปรับรูปแบบการลงทุนจากโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน (F-1) เป็นร่วมลงทุนกับ ปตท. สัดส่วน 50:50 ในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) บ้านหนองแฟบ ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี เพื่อให้การลงทุนโครงสร้างพื้นฐานของประเทศเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพและเกิดประโยชน์สูงสุดรวมถึงไม่สร้างภาระแก่ประชาชน และต่อมาวันที่ 9 มีนาคม 2565 กพช. มีมติเห็นชอบให้ปรับเพิ่มวงเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] ในแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงที่มอบหมายให้ ปตท. ดำเนินการ จากเดิมวงเงิน 35,800 ล้านบาท เป็นวงเงินไม่เกิน 41,400 ล้านบาท ดังนั้น กฟผ. ได้มีหนังสือถึง ปลัดกระทรวงพลังงาน เรื่อง การร่วมทุนในบริษัท LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) บ้านหนองแฟบ ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง เมื่อวันที่ 11 พฤษภาคม 2565 เพื่อพิจารณานำเสนอคณะรัฐมนตรี (ครม.) เพื่อพิจารณาอนุมัติ ดังนี้ (1) ให้ กฟผ. เข้าร่วมทุนในบริษัท LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) (บริษัทฯ) บ้านหนองแฟบ ตำบลมาบตาพุด อำเภอเมืองระยอง จังหวัดระยอง ในสัดส่วนร้อยละ 50 โดยมีมูลค่าเงินลงทุนตามสัดส่วนดังกล่าวไม่เกิน 16,350 ล้านบาท และหาก ครม. อนุมัติ ให้ถือว่า กฟผ. ได้รับอนุมัติงบประมาณเพื่อการลงทุนตามแผนการประมาณการเบิกจ่ายประจำปี 2565 และ (2) ให้ยกเว้นภาษี เบี้ยปรับ เงินเพิ่ม และค่าธรรมเนียมต่างๆ ที่เกิดขึ้นจากการก่อสร้าง การจัดตั้งบริษัทฯ และการทำธุรกรรมที่เกี่ยวเนื่องจากการร่วมทุนดังกล่าว
2. โครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) [T-2] (LMPT2) ตั้งอยู่ในพื้นที่บ้านหนองแฟบ ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง มีท่าเรือ 1 ท่า ถังเก็บ LNG 2 ถัง สามารถรองรับ LNG ได้ปริมาณ 7.5 ล้านตันต่อปี โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อช่วยส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศ ตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในประเทศไทย รองรับการนำเข้า LNG ให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ เสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศในระยะยาว และเสริมให้ประเทศไทยก้าวเป็นศูนย์กลางการซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวในภูมิภาคอาเซียน (LNG Regional Hub) ต่อไป ทั้งนี้เมื่อรวมกับโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 1) [T-1] (LMPT1) ที่มีความสามารถรองรับ LNG ได้ในปริมาณ 11.5 ล้านตันต่อปีแล้ว รวม 2 โครงการ จะทำให้ ปตท. มีศักยภาพในการรองรับการนำเข้า LNG ได้ถึง 19 ล้านตันต่อปี ภายในปี 2565 โดยมีวัตถุประสงค์ของการร่วมทุนในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ระหว่าง กฟผ. และ ปตท. ดังนี้ (1) เพื่อดำเนินการโครงการก่อสร้างท่าเทียบเรือและ สถานีรับ-จ่าย LNG รวมถึงให้บริการแปรสภาพ LNG จากของเหลว เป็นก๊าซธรรมชาติ ณ บ้านหนองแฟบ ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง โดยมีภารกิจหลักคือรองรับความต้องการในการใช้ก๊าซธรรมชาติและเสริมสร้างเสถียรภาพและความมั่นคงด้านการใช้พลังงานของประเทศในระยะยาว และ (2) เพื่อดำเนินธุรกิจโดยมุ่งสู่ความเป็นเลิศในการเป็นผู้ให้บริการสถานีรับ-จ่ายก๊าซธรรมชาติเหลวชั้นนำของโลก ด้วยวิสัยทัศน์ ในการส่งเสริมพลังงานสะอาดและเสริมสร้างความมั่นคงในด้านการใช้พลังงานของประเทศโดยการดำเนินธุรกิจอย่างโปร่งใส และสำนึกในความรับผิดชอบต่อสังคม ซึ่งโครงสร้างการร่วมทุน กฟผ. และ ปตท. จะร่วมกันจัดตั้งบริษัทร่วมทุนใน บริษัท LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) (ซึ่ง การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และบริษัท PTTLNG จะพิจารณาชื่อบริษัทที่เหมาะสมเพื่อใช้ในการยื่นจดทะเบียนกับกรมพัฒนาธุรกิจการค้า กระทรวงพาณิชย์ในภายหลัง) จดทะเบียนจัดตั้งในราชอาณาจักรไทย มีผู้ถือหุ้น 2 ราย คือ กฟผ. (สัดส่วนการถือหุ้น ร้อยละ 50) และบริษัท PTTLNG (สัดส่วนการถือหุ้น ร้อยละ 50) โดยการจัดตั้งบริษัทฯ และการเข้าร่วมทุนของ กฟผ. จะเกิดขึ้นภายหลัง ครม. มีมติอนุมัติให้ กฟผ. เข้าร่วมทุนในบริษัทฯ โดยมีขั้นตอน ดังนี้ (1) บริษัท PTTLNG แยกส่วนธุรกิจ (Spin-off) LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) บ้านหนองแฟบ ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง และจัดตั้งบริษัทฯ โดย PTTLNG มีสัดส่วนการถือหุ้น ร้อยละ 100 และ (2) บริษัท PTTLNG ขายหุ้นในบริษัทฯ ร้อยละ 50 ให้กับ กฟผ.
3. เหตุผล ความจำเป็นของการขอยกเว้นภาษี เบี้ยปรับ เงินเพิ่ม และค่าธรรมเนียมอื่นที่เกิดขึ้นจากการก่อสร้างและการทำธุรกรรมดังกล่าว เพื่อดำเนินการตามนโยบายภาครัฐดังกล่าวข้างต้น กฟผ. จะเข้าซื้อหุ้นร้อยละ 50 ในบริษัทร่วมทุนใหม่ที่จะจัดตั้งขึ้นโดย PTTLNG ซึ่งเป็นบริษัทที่ ปตท. ถือหุ้นร้อยละ 100 นั้น PTTLNG จะต้องดำเนินการแบ่งแยก และโอนทรัพย์สินของ LMPT2 ไปยังบริษัทร่วมทุนใหม่ จึงทำให้เกิดภาระภาษี เบี้ยปรับ เงินเพิ่ม และค่าธรรมเนียมต่างๆ เกิดขึ้น ส่งผลกระทบต่อราคาโครงการมีมูลค่าสูงขึ้นซึ่งในที่สุดแล้วจะส่งผลให้ต้นทุนทางพลังงานของประเทศเพิ่มสูงขึ้นด้วย ดังนั้น กฟผ. จึงเป็นตัวแทนของผู้ร่วมทุนในการเสนอขอยกเว้นภาษี เบี้ยปรับ เงินเพิ่ม และค่าธรรมเนียมต่างๆ ที่เกิดขึ้นจาก แบ่งแยก และโอนทรัพย์สินของ PTTLNG ไปยังบริษัทร่วมทุนใหม่โดยขอให้พิจารณายกเว้นภาษี เบี้ยปรับ เงินเพิ่มและค่าธรรมเนียมต่าง ๆ ดังต่อไปนี้
3.1 ภาษีมูลค่าเพิ่ม เบี้ยปรับ และเงินเพิ่มที่เกิดขึ้นจากการก่อสร้าง และการโอนทรัพย์สิน โดยการถือปฏิบัติตามประกาศอธิบดีกรมสรรพากร เกี่ยวกับภาษีมูลค่าเพิ่ม (ฉบับที่ 42) ข้อ 2(4) อันเกี่ยวกับภาษีซื้อที่เกิดจากการก่อสร้างอาคารหรืออสังหาริมทรัพย์เพื่อใช้หรือจะใช้ในกิจการประเภทที่ต้องเสียภาษีมูลค่าเพิ่ม และต่อมาได้โอนขายภายในระยะเวลาสามปีนับแต่เดือนภาษีที่ก่อสร้างเสร็จสมบูรณ์ เพื่อให้ PTTLNG สามารถนำภาษีซื้อที่เกิดขึ้นจากการก่อสร้างโครงการ LMPT2 มาหักในการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่มได้ เพื่อไม่ก่อให้เกิดภาษีซื้อต้องห้าม จากการโอนสิ่งปลูกสร้างในโครงการ LMPT2 ให้กับบริษัทร่วมทุนที่จัดตั้งใหม่ ซึ่งมีภาษีมูลค่าเพิ่ม ในอัตราร้อยละ 7 ตามมาตรา 77/1 แห่งประมวลรัษฎากร สำหรับมูลค่าที่ได้รับ จากการโอนขายทรัพย์สินที่มิใช่อสังหาริมทรัพย์ ให้กับบริษัทร่วมทุนที่จัดตั้งใหม่
3.2 ภาษีและค่าธรรมเนียมอื่นในขั้นตอนการโอน โดยคิดจากภาษีธุรกิจเฉพาะ ในอัตราร้อยละ 3.3 ตามมาตรา 91/2 แห่งประมวลรัษฎากร ที่เกิดขึ้นจากรายรับที่ได้จากการโอนขายอสังหาริมทรัพย์ อาทิ ที่ดิน สิ่งปลูกสร้าง และอาคาร ให้กับบริษัทร่วมทุนที่จัดตั้งใหม่ และค่าธรรมเนียมการโอนอสังหาริมทรัพย์ในอัตราร้อยละ 2 ตามข้อ 2(7)(ก) แห่งกฎกระทรวง ฉบับที่ 47 (พ.ศ. 2541) ออกตามความในพระราชบัญญัติให้ใช้ประมวลกฎหมายที่ดิน พ.ศ.2497 ที่เกิดจากการโอนอสังหาริมทรัพย์ ให้กับบริษัทร่วมทุนที่จัดตั้งใหม่ รวมถึงอากรแสตมป์จากการกระทำตราสารใด ๆ อันเกี่ยวเนื่องมาจากการโอนทรัพย์สินและกิจการให้กับบริษัทร่วมทุนที่จัดตั้งใหม่ ตลอดจนการจดทะเบียนจัดตั้ง การเพิ่มทุน และการโอนหุ้นของบริษัทร่วมทุนที่จัดตั้งใหม่
3.3 ภาษีเงินได้นิติบุคคลที่เกิดจากกำไรจากการโอนทรัพย์สิน โดยคิดจากภาษีเงินได้นิติบุคคล ในอัตราร้อยละ 20 ตามมาตรา 65 และมาตรา 66 แห่งประมวลรัษฎากร ให้กับบริษัท PTTLNG สำหรับกำไรที่เกิดขึ้นจากการโอนทรัพย์สินและกิจการที่เป็นราคายุติธรรมของโครงการ LMPT2 ให้กับบริษัทร่วมทุนที่จัดตั้งใหม่
3.4 ประมาณการภาระภาษี เบี้ยปรับ เงินเพิ่ม และค่าธรรมเนียมอื่นที่เกิดขึ้นจากการก่อสร้างและการทำธุรกรรมที่เกี่ยวข้องประมาณ 5,300 ล้านบาทและภาระภาษีเงินได้นิติบุคคลประมาณ 1,275 ล้านบาท รวมทั้งสิ้นประมาณ 6,575 ล้านบาท (ยอด ณ เดือนเมษายน 2565) โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) ภาษีเงินได้นิติบุคคล คำนวณจากร้อยละ 20 ของกำไรจากการขายหุ้น / การขายทรัพย์สิน (2) ภาษีธุรกิจเฉพาะ (SBT) คำนวณจาก ร้อยละ 3.3 ของราคาโอนอสังหาริมทรัพย์ (3) ค่าธรรมเนียมการโอนอสังหาริมทรัพย์ (TF) คำนวณจากร้อยละ 2 ของราคาประเมินของกรมธนารักษ์ (4) ภาษีซื้อต้องห้าม (VAT) ของภาษีซื้อที่ได้นำไปคำนวณใน ภพ 30 แล้ว และภาษีซื้อที่ยังมิได้นำไปรวมคำนวณใน ภพ 30 คำนวณจากร้อยละ 7 ของมูลค่าก่อสร้างอสังหาริมทรัพย์ (5) เบี้ยปรับ (VAT Penalty) คำนวณจากร้อยละ 20 ของภาษีซื้อต้องห้ามตามภาษีซื้อที่ได้นำไปคำนวณใน ภพ 30 แล้ว (6) เงินเพิ่ม (VAT Surcharge) คำนวณจากร้อยละ 1.5 ต่อเดือนของภาษีซื้อต้องห้ามที่ต้องชำระตามภาษีซื้อ ที่ได้นำไปคำนวณใน ภพ 30 แล้ว (7) อากรแสตมป์ (SD) คำนวณจากร้อยละ 0.1 ตามราคาในตราสารการโอนหุ้น และ (8) ภาษีขายจากการโอนกิจการคำนวณจากร้อยละ 7 ของราคาโอนสังหาริมทรัพย์
3.5 ผลกระทบจากภาษี หากการร่วมลงทุนในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ระหว่าง กฟผ. และ ปตท. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ไม่ได้รับการยกเว้นภาษีที่เกี่ยวข้องทั้งหมด จำนวน 6,575 ล้านบาท จะส่งผลให้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) เพิ่มขึ้นเฉลี่ยประมาณ 0.34 บาทต่อล้านบีทียู และค่าไฟฟ้าเพิ่มขึ้นเฉลี่ยประมาณ 0.16 สตางค์ต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ 40 ปี ซึ่งจะทำให้นโยบายของภาครัฐจากการที่ให้ กฟผ. ยกเลิกการลงทุนในโครงการ FSRU มาเป็นร่วมลงทุนระหว่าง กฟผ. และ ปตท. ในโครงการดังกล่าว เพื่อลดภาระการลงทุนของประเทศในภาพรวม ส่งผลให้ต้นทุนค่าก๊าซและค่าผลิตไฟฟ้าในภาพรวมลดลงน้อยกว่าที่คาดการณ์ไว้
4. การดำเนินการเพื่อให้เป็นไปตามมาตรา 43 (1) แห่งพระราชบัญญัติการไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย พ.ศ. 2511 และพระราชบัญญัติการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (ฉบับที่ 5) พ.ศ. 2535 โดยที่เรื่องดังกล่าวต้องขอรับความเห็นจากคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ เพื่อให้เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 12 พฤษภาคม 2558 และวันที่ 22 กันยายน 2558 กระทรวงพลังงาน (พน.) จึงได้มีหนังสือขอให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจนำเสนอคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้ กฟผ. เข้าร่วมทุนในบริษัท LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) บ้านหนองแฟบ ตำบลมาบตาพุด อำเภอเมืองระยอง จังหวัดระยอง ในสัดส่วนร้อยละ 50 โดยมีมูลค่าเงินลงทุนตามสัดส่วนดังกล่าวไม่เกิน 16,350 ล้านบาท แล้ว โดยเมื่อวันที่ 11 พฤษภาคม 2565 กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกรมสรรพากร เรื่อง การร่วมทุนในบริษัท LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) บ้านหนองแฟบ ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง เพื่อให้กรมสรรพากรทราบว่าปัจจุบัน กฟผ. ได้ดำเนินการเสนอเรื่องดังกล่าวต่อ พน. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบการร่วมทุนในบริษัทฯ และขอยกเว้นภาษี เบี้ยปรับ เงินเพิ่ม และค่าธรรมเนียมต่างๆ ที่เกิดขึ้นจากการก่อสร้าง การจัดตั้งบริษัทฯ และการทำธุรกรรมที่เกี่ยวเนื่องจากการร่วมทุนดังกล่าว เพื่อนำเสนอ ครม. อนุมัติแล้ว
5. เมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2565 กกพ. ได้พิจารณาและมีความเห็นว่า การร่วมทุนไม่ควรสร้างภาระค่าใช้จ่ายเพิ่มเติมให้กับประชาชน โดยเฉพาะอย่างยิ่งผู้ใช้บริการที่อยู่ในภาคครัวเรือน ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ตาม มติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่เห็นชอบให้ กฟผ. ปรับรูปแบบการลงทุนจากโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน (F-1) เป็นร่วมลงทุนกับ ปตท. สัดส่วน 50:50 ในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี มีวัตถุประสงค์เพื่อให้การลงทุนโครงสร้างพื้นฐานของประเทศเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพและเกิดประโยชน์สูงสุดรวมถึงไม่สร้างภาระ แก่ประชาชน ดังนั้นหากการร่วมลงทุนในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ระหว่าง กฟผ. และ ปตท. ได้รับการยกเว้นภาษีที่จัดเก็บโดยกรมสรรพากรที่เกี่ยวข้องทั้งหมด จะส่งผลทำให้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) และค่าผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติลดลง ซึ่งเป็นประโยชน์ต่อภาพรวมของประเทศ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรให้ยกเว้นภาษีที่จัดเก็บโดยกรมสรรพากรที่เกี่ยวข้องทั้งหมด ตามที่ กฟผ. เสนอ
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการขอยกเว้นภาษีสรรพากรที่เกิดจากการร่วมลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2)
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำเรื่องการขอยกเว้นภาษีสรรพากรที่เกิดจากการร่วมลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) เสนอต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาตามระเบียบและกฎหมายที่เกี่ยวข้องต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 มีมติเห็นชอบ ร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า (คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ) และนายกรัฐมนตรีในฐานะประธาน กพช. ได้ลงนามคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ เมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2564 โดยคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2564 มีมติเห็นชอบกรอบการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงาน เพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (ปี 2565 – 2570) เพื่อใช้เป็นกรอบในการจัดทำแผนบูรณาการฯ ต่อไป และเห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการจัดทำแผนบูรณาการ การลงทุนและการดำเนินงาน เพื่อพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดและโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า (คณะอนุกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ) โดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในฐานะประธานกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ ได้ลงนามคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ แล้วเมื่อวันที่ 26 เมษายน 2565 ซึ่งเมื่อวันที่ 12 พฤษภาคม 2565 คณะอนุกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ มีมติรับทราบกรอบการจัดทำ แผนบูรณาการฯ และเห็นชอบหลักเกณฑ์การพิจารณากลั่นกรองโครงการที่บรรจุในแผนบูรณาการฯ โดยโครงการและแผนงานดังกล่าวทั้ง 3 การไฟฟ้า ต้องบรรจุอยู่ในแผนบูรณาการฯ จึงจะได้รับการพิจารณาโครงการ และแผนงาน และงบลงทุนประจำปี จากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและคณะรัฐมนตรี (ครม.) โดยจะเริ่มใช้เงื่อนไขดังกล่าวเมื่อแผนบูรณาการฯ แล้วเสร็จ ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จในเดือนตุลาคม 2565และจะมีผลบังคับใช้ ในปีงบประมาณ 2566 เป็นต้นไป ทั้งนี้ ในระหว่างแผนบูรณาการฯ ยังไม่ได้รับการอนุมัติจาก กพช. ให้หน่วยงานที่ทำหน้าที่พิจารณาโครงการและแผนงาน สามารถดำเนินการตามขั้นตอนที่ผ่านมาไปพลางก่อน
2. คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ กำหนดกรอบแผนบูรณาการฯ ระยะ 5 ปี โดยเริ่มตั้งแต่ ปี 2565 - 2570 เพื่อให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ฉบับที่ 13 และกำหนดแผนการดำเนินงาน โดยให้จัดทำแล้วเสร็จและนำเสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบภายในปี 2565 ซึ่งมีหลักการแผนบูรณาการฯ ภายใต้กรอบการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง กำหนดให้ (1) แผนบูรณาการฯ ประกอบด้วย 3 ส่วนหลัก ได้แก่ (1.1) แผนบูรณาการลงทุนและการดำเนินงานของ 3 การไฟฟ้า (1.2) แผนการลงทุนรายหน่วยงาน และ (1.3) โครงการสำคัญตามนโยบายของรัฐบาลหรืออื่นๆ ตามที่ กพช. และคณะกรรมการแผนบูรณาการฯ เห็นสมควร ทั้งนี้ เพื่อให้เกิดการบูรณาการการลงทุนและจัดลำดับความสำคัญของโครงการทั้งในส่วนระบบผลิต ระบบส่ง และระบบจำหน่าย รวมทั้งการจัดตั้งโครงการลงทุนหรือวิจัยและพัฒนาร่วมกันในรูปแบบหรือ พื้นที่ต่างๆ ได้แก่ การดำเนินโครงการ Smart Grid/Micro Grid และ Energy trading Platform การบูรณาการด้านข้อมูล (Data Harmonization) และการวิเคราะห์ข้อมูล หรือการสร้าง Platform ด้านพลังงานต่างๆ เพื่อให้เกิดการสร้างรายได้หรือระบบหรือกลไกดำเนินงานร่วมกัน เป็นต้น (2) กรอบระยะเวลาของแผนบูรณาการฯ มีระยะ 5 ปี และจะมีการทบทวนทุกๆ 5 ปี หรือกรณีที่สถานการณ์ต่างๆ เช่น เทคโนโลยี นโยบาย มีการเปลี่ยนแปลงไปอย่างมีนัยสำคัญ และ (3) โครงการลงทุนของ 3 การไฟฟ้าที่สำคัญ/จำเป็น หรือโครงการ ที่มีมูลค่าเกิน 1,000 ล้านบาท ต้องกำหนดไว้ในแผนบูรณาการฯ จึงจะได้รับการพิจารณาจากกระทรวงมหาดไทย กระทรวงพลังงาน สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน สำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ และ ครม.
3. จากเงื่อนไขตามหลักการแผนบูรณาการฯ ซึ่งต้องมีการกำหนดโครงการและแผนงานไว้ในแผนบูรณาการฯ จึงจะได้รับการพิจารณาจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและ ครม. แต่เนื่องจากปัจจุบันกระทรวงพลังงานยังอยู่ระหว่างการจัดทำแผนบูรณาการฯ ตามแผนการดำเนินงาน โดยคาดว่าจะแล้วเสร็จปลายปี 2565 ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรเสนอให้มีการยกเว้นเงื่อนไขดังกล่าวสำหรับโครงการและแผนงาน ปี 2565 เพื่อให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง สามารถพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานได้อย่างต่อเนื่อง และให้บริการผู้ใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการยกเว้นเงื่อนไขตามหลักการแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงาน เพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า สำหรับโครงการและแผนงาน ปี 2565
2. มอบหมายให้คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า เร่งรัดจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงาน ระยะ 5 ปี (แผนบูรณาการฯ) ให้แล้วเสร็จโดยเร็ว และดำเนินการพิจารณาแก้ไขปัญหาที่เกิดขึ้นในระหว่างที่แผนบูรณาการฯ ยังไม่แล้วเสร็จ เพื่อให้ประเทศได้ประโยชน์สูงสุดไม่ซ้ำซ้อนและไม่เป็นต้นทุนส่วนเกินของประชาชน
กพช. ครั้งที่ 158 วันศุกร์ที่ 6 พฤษภาคม พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2565 (ครั้งที่ 158)
วันพศุกร์ที่ 6 พฤษภาคม พ.ศ. 2565 เวลา 13.30 น.
2. แผนสนับสนุนการลงทุนอุตสาหกรรมปิโตรเคมีระยะที่ 4 และมาตรการส่งเสริมจากหน่วยงานภาครัฐ
4. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1
5. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 - 2573
6. ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการปากแบง
7. ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการ เซกอง 4A และ 4B
9. การขอขยายกรอบการลงทุนของ บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เป็นหน่วยงานที่จัดตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งตามความในมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรี คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) คณะรัฐมนตรี (ครม.) สภาผู้แทนราษฎร และวุฒิสภาทุกสิ้นปีงบประมาณ และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. สำนักงาน กกพ. ได้จัดทำรายงานประจำปีงบประมาณ 2563 สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญ ได้ดังนี้ (1) ออกมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของเชื้อไวรัส โควิด-19 โดยใช้วงเงินในการบริหารจัดการเพื่อบรรเทาผลกระทบค่าไฟฟ้า วงเงิน 26,702 ล้านบาท (2) กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้เป็นไปตามแผน PDP 2018 และนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (3) ปรับปรุงระบบการอนุญาตแบบครบวงจร (One Stop Service : OSS) (4) ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำกับอัตราค่าบริการพลังงานให้มีความโปร่งใส และได้มาตรฐานสากลมากยิ่งขึ้น (5) ปรับปรุงข้อบังคับเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม และกำกับผู้รับใบอนุญาตให้พัฒนากฎกติกาเกี่ยวกับ Third Party Access (TPA Codes) เพิ่มขึ้น (6) พัฒนางานกำกับกิจการพลังงานรองรับเทคโนโลยีด้านพลังงานและรูปแบบการดำเนินธุรกิจที่เปลี่ยนแปลงไปอย่างรวดเร็วผ่านโครงการ Energy Regulatory Commission Sandbox (ERC Sandbox) (7) คุ้มครองผู้ใช้พลังงาน โดย ออกประกาศหลักเกณฑ์ การคืนหลักประกันการใช้ไฟฟ้าให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 1 บ้านอยู่อาศัย และประเภทที่ 2 กิจการขนาดเล็ก พ.ศ. 2563 (8) ปรับปรุงโครงสร้างการบริหารจัดการกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามมาตรา 97 (3) และ (9) พัฒนาระบบการบริหารงานให้มีธรรมาภิบาลตามเกณฑ์การประเมินคุณธรรมและความโปร่งใสในการดำเนินงานของหน่วยงานภาครัฐ (Integrity & Transparency Assessment: ITA) ของสำนักงานคณะกรรมการป้องกันและปราบปรามการทุจริตในภาครัฐ และพัฒนาระบบงานเข้าสู่มาตรฐาน ISO 9001: 2015
3. ในปีงบประมาณ 2563 กกพ. และสำนักงาน กกพ. ได้จัดเก็บเงินนำส่งเข้ากองทุน และจัดสรรตามวัตถุประสงค์การใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนด ดังนี้ (1) เพื่อการชดเชยและอุดหนุนผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ซึ่งได้ให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส หรือเพื่อให้มีการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง หรือเพื่อส่งเสริมนโยบายในการกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค ได้มีการชดเชยและอุดหนุนรวมเป็นเงิน 16,917 ล้านบาท (2) เพื่อการพัฒนาและฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า กกพ. ได้อนุมัติรวมจำนวน 8,266 โครงการ งบประมาณรวม 3,224.87 ล้านบาท (3) เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนและเทคโนโลยีในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย รวม 13 โครงการ วงเงินงบประมาณ 137.67 ล้านบาท และ (4) เพื่อส่งเสริมสังคม และประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า กกพ. ได้อนุมัติจัดสรรเงินกองทุน 97(5) แล้ว 26 โครงการ งบประมาณ 476.47 ล้านบาท
4. งบการเงินของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2563 และรายงานของผู้สอบบัญชี ทั้งนี้ สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินได้ตรวจสอบงบการเงิน ณ วันที่ 30 กันยายน 2563 เห็นว่าถูกต้องตามที่ควรในสาระสำคัญตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐและนโยบายการบัญชีภาครัฐที่กระทรวงการคลังกำหนด โดย สำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีรายได้รวมทั้งสิ้น 20,559,523,262.08 บาท และมีค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานรวม 20,630,012,474.92 บาท โดยงบการเงินเฉพาะสำนักงาน กกพ. มีรายได้จากการดำเนินงาน 934,558,407.59 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 610,618,551.99 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 323,939,855.60 บาท และเมื่อกันเงินเพื่อจัดสรรเป็นค่าก่อสร้างสำนักงาน กกพ. เป็นการถาวร และหักภาระต่างๆ ที่เหมาะสม เช่น เงินกันเหลื่อมปี เงินประกันสัญญาเช่า และค่าซื้อครุภัณฑ์ต่างๆ แล้ว มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง 183,386,407.10 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 แผนสนับสนุนการลงทุนอุตสาหกรรมปิโตรเคมีระยะที่ 4 และมาตรการส่งเสริม จากหน่วยงานภาครัฐ
สรุปสาระสำคัญ
1. การพัฒนาปิโตรเคมีระยะที่ 4 เพื่อการเปลี่ยนผ่านสู่ระบบเศรษฐกิจหมุนเวียนและสร้างฐานทางเศรษฐกิจใหม่ (New S-Curve) เป็น Big Rock ภายใต้การปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน โดยมีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) เป้าหมายเพื่อสร้างมูลค่าเพิ่มจากทรัพยากรปิโตรเลียมในการพัฒนาเศรษฐกิจ ยกระดับขีดความสามารถการแข่งขันของอุตสาหกรรมของไทย และสร้างรายได้ให้กับประชาชน พร้อมกับรองรับการเปลี่ยนผ่านสู่ระบบเศรษฐกิจหมุนเวียน และสร้างอุตสาหกรรมเป้าหมายแห่งอนาคต (New S-curve) (2) ขั้นตอนและวิธีการดำเนินการปฏิรูป ประกอบด้วย ขั้นตอนที่ 1 ศึกษาและจัดทำแผนพัฒนาอุตสาหกรรมปิโตรเคมีระยะที่ 4 ภายในปี 2564 และขั้นตอนที่ 2 พัฒนาอุตสาหกรรมปิโตรเคมีระยะที่ 4 ในพื้นที่ชายฝั่งทะเลตะวันออกโดยมีโครงการที่ได้รับการอนุมัติเพื่อการลงทุนระยะแรกภายในปี 2565 และ (3) กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ได้ร่วมกับสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทยดำเนินการในขั้นตอนที่ 1 เรียบร้อยแล้ว เมื่อเดือนพฤษภาคม 2564 โดยได้ศึกษากรอบแผนการพัฒนาอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ระยะที่ 4 ในพื้นที่ชายฝั่งทะเลตะวันออกและพื้นที่ ที่มีศักยภาพเพื่อการพัฒนาเศรษฐกิจในอนาคต และได้รายงานผลการศึกษาให้คณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ครั้งที่ 10/2564 ทราบเมื่อวันที่ 13 กันยายน 2564 ซึ่งคณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงานได้มอบหมายให้สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงานจัดทำแผนสนับสนุนการลงทุนอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ระยะที่ 4
2. การจัดทำแผนสนับสนุนการลงทุนอุตสาหกรรมปิโตรเคมีระยะที่ 4 สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงานได้มีการเก็บข้อมูล และประชุมหารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อจัดทำร่างแผนสนับสนุนการลงทุนอุตสาหกรรมปิโตรเคมีระยะที่ 4 สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้ (1) โครงการที่คาดว่าจะมีการลงทุนในช่วง 5 ปี (ปี 2565 -2569) พบว่า มีแผนที่จะลงทุนรวมเพื่อจัดทำแผนการลงทุนรวม 25 โครงการ โดยมีวงเงินการลงทุนประมาณ 400,000 ล้านบาท และมีการจ้างงาน ไม่น้อยว่า 2,230 อัตรา หรืออาจถึง 8,000 อัตราในกรณีที่นับรวมอุตสาหกรรมเกี่ยวเนื่อง ทั้งนี้ พื้นที่การลงทุนของทั้ง 25 โครงการ ได้แก่ นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด นิคมอุตสาหกรรมแหลมฉบัง นิคมอุตสาหกรรมอาร์ ไอ แอล นิคมอุตสาหกรรมเอเชีย นิคมอุตสาหกรรมผาแดง และนิคมอุตสาหกรรมเหมราชตะวันออก (2) มาตรการสนับสนุนจากหน่วยงานภาครัฐ 2.1) ด้านสิ่งแวดล้อม ได้แก่ การทบทวน/จัดสรร Emission Quota การพิจารณารายงานการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อมให้รวดเร็วขึ้น และการส่งเสริมการลดการระบายก๊าซคาร์บอนมอนอกไซด์โดยการใช้เทคโนโลยีดักจับ การใช้ประโยชน์ และการกักเก็บคาร์บอน (Carbon Capture, Utilization and Storage : CCUS) 2.2) ด้านการจัดหาที่ดินและค่าเช่าที่ดิน นิคมอุตสาหกรรม ให้มีความเหมาะสมและสามารถแข่งขันได้ 2.3) การประกาศจัดตั้งเขตส่งเสริมเศรษฐกิจพิเศษ โดยมีสิทธิประโยชน์การลงทุนในเขตส่งเสริมเศรษฐกิจพิเศษ ดังนี้ สิทธิประโยชน์ทางภาษีตามพระราชบัญญัติส่งเสริมการลงทุน (ยกเว้นภาษีเงินได้นิติบุคคลสำหรับบางกิจกรรมได้นานสูงสุด 13 ปี) สิทธิประโยชน์ทางภาษี ตามประกาศกระทรวงการคลัง สิทธิพิเศษเฉพาะเขตส่งเสริมเศรษฐกิจพิเศษ และศูนย์การให้บริการเบ็ดเสร็จ ครบวงจร (One Stop Service) เพื่ออำนวยความสะดวกการลงทุนในการอนุมัติ อนุญาตตามกฎหมาย
3. เพื่อให้เกิดการส่งเสริมการลงทุนในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีอย่างต่อเนื่อง กระทรวงพลังงาน ได้หารือร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก โดยจะเสนอให้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการขับเคลื่อนการพัฒนาการลงทุนอุตสาหกรรมปิโตรเคมีระยะที่ 4 ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก โดยมีองค์ประกอบรวม 13 ท่าน โดยมี ปลัดกระทรวงพลังงานและเลขาธิการคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก เป็นประธานร่วม ผู้แทนสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงานและผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก เป็นเลขานุการร่วม โดยมีกรรมการประกอบด้วย เลขาธิการสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติหรือผู้แทน เลขาธิการคณะกรรมการส่งเสริม การลงทุนหรือผู้แทน ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานหรือผู้แทน เลขาธิการสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมหรือผู้แทน อธิบดีกรมควบคุมมลพิษ หรือผู้แทน ผู้แทนกระทรวงอุตสาหกรรม ผู้ว่าการนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทยหรือผู้แทน ผู้แทนประธานสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย และมีประธานปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน เป็นปรึกษา โดยมีหน้าที่และอำนาจ ดังนี้ (1) เสนอแนะนโยบาย และแนวทางการดำเนินการ ตลอดจนจัดทำแผนปฏิบัติการสนับสนุนการลงทุนปิโตรเคมีระยะ 4 ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก พ.ศ. 2565-2569 (2) ประสานงาน สนับสนุนการดำเนินโครงการตามแผนปฏิบัติการ ติดตามประเมินผลการดำเนินงาน ตลอดจนแก้ไขปัญหาที่เกิดขึ้นอย่างเป็นระบบ (3) มีอำนาจแต่งตั้งคณะทำงานเพื่อช่วยเหลือการปฏิบัติงานได้ตามความเหมาะสม (4) มีอำนาจเชิญภาคเอกชนเพื่อให้ข้อมูลต่อคณะกรรมการ (5) จัดทำรายงานผลการดำเนินงานเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (กพอ.) และคณะกรรมการปฎิรูปประเทศด้านพลังงานอย่างต่อเนื่อง และ (6) ดำเนินการอื่นๆ ตามที่ได้รับมอบหมาย
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งที่ 1/2564 เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 มีมติเห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า (คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ) และนายกรัฐมนตรี ในฐานะประธาน กพช. ได้ลงนามคำสั่งแต่งตั้ง เมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2564 โดยในการประชุมคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ ครั้งที่ 1/2564 (ครั้งที่ 1) เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2564 มีมติเห็นชอบกรอบการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงาน เพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (ปี 2565 - 2569) เพื่อใช้เป็นกรอบในการจัดทำแผนบูรณาการฯ และเห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงาน เพื่อพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดและโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า (คณะอนุกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ) โดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในฐานะประธานกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ ได้ลงนามคำสั่งแต่งตั้งเมื่อวันที่ 26 เมษายน 2565
2. กรอบการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน ด้านพลังงานไฟฟ้า ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (แผนบูรณาการฯ) มีวัตถุประสงค์เพื่อให้เกิดการบูรณาการระหว่างหน่วยงานด้านนโยบาย หน่วยงานด้านการกำกับดูแล และหน่วยงานด้านการปฏิบัติ ซึ่งแผนบูรณาการฯ ประกอบด้วย 3 ส่วนหลัก ได้แก่ (1) แผนบูรณาการลงทุนและการดำเนินงานของ 3 การไฟฟ้า (2) แผนการลงทุนรายหน่วยงาน และ (3) โครงการสำคัญตามนโยบายของรัฐบาลหรืออื่นๆ ตามที่ กพช. และคณะกรรมการแผนบูรณาการฯ เห็นสมควร โดยมีกรอบระยะเวลาของแผนบูรณาการฯ 5 ปี และทบทวนทุกๆ 5 ปี หรือกรณีที่สถานการณ์ต่างๆ เช่น เทคโนโลยี นโยบาย มีการเปลี่ยนแปลงไปอย่างมีนัยสำคัญ ทั้งนี้โครงการลงทุนของ 3 การไฟฟ้าที่สำคัญ/จำเป็น หรือโครงการที่มีมูลค่าเกิน 1,000 ล้านบาท ต้องกำหนดไว้ในแผนบูรณาการฯ จึงจะได้รับการพิจารณาจากกระทรวงมหาดไทย (มท.) กระทรวงพลังงาน (พน.) สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) สำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ (สคร.) และคณะรัฐมนตรี (ครม.)
3. ขั้นตอนการจัดทำแผนบูรณาการฯ ได้แก่ (1) แต่งตั้งคณะอนุกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงาน เพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (คณะอนุกรรมการฯ) เพื่อจัดทำแผนบูรณาการฯ และกลั่นกรองรายละเอียดโครงการลงทุนภายใต้องค์ประกอบทั้ง 3 ส่วนหลักของแผนบูรณาการฯ และมอบหมายให้คณะอนุกรรมการฯ รวบรวมโครงการของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ที่อยู่ภายใต้องค์ประกอบทั้ง 3 ส่วนหลักของแผนบูรณาการฯ (2) พิจารณาข้อมูลโครงการของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ตามที่คณะอนุกรรมการฯ ได้ดำเนินการรวบรวม และพิจารณาให้ความเห็นชอบหลักเกณฑ์การพิจารณากลั่นกรองโครงการตามที่คณะอนุกรรมการฯ เสนอ (3) พิจารณาให้ความเห็นชอบแผนบูรณาการฯ และ (4) นำเสนอแผนบูรณาการฯ ต่อ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบโดยคาดว่าจะนำเสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบภายในปี 2565
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) กำหนดให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานงานหมุนเวียนจากโรงไฟฟ้าขยะปริมาณ 400 เมกะวัตต์ กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ในปี 2565 โดยเมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 โดยกำหนดให้รับซื้อไฟฟ้า จากขยะชุมชนปริมาณ 400 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ปี 2567 – 2568 ต่อมาเมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 และได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอหลักการและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ FiT ปี 2565 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมภายใต้กรอบอัตราสูงสุดแล้วแต่กรณี เพื่อใช้เป็นอัตราในการประกาศรับซื้อไฟฟ้า แล้วรายงานให้ กบง. ทราบและออกระเบียบ การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ให้เป็นไปตามข้อเสนอหลักการรับซื้อไฟฟ้า จากขยะชุมชนที่ได้รับความเห็นชอบ โดยมติดังกล่าวกำหนดสำหรับโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าจำนวน 23 โครงการ ปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 215 เมกะวัตต์ ต่อมาเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย (รมว.มท.) ได้เสนอในที่ประชุม กพช. ขอให้พิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) เพิ่มเติมจากที่ กพช. ให้ความเห็นชอบ เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 อีก 11 โครงการ รวมทั้งสิ้น 34 โครงการ ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าเดิมตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 โดย กพช. ได้มีมติมอบหมายให้ กบง. พิจารณาข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนเพิ่มเติมของ มท. และนำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบ ซึ่งเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน ปี 2565 เพิ่มเติม โดยมีมติเห็นชอบเพิ่มเติมโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของ อปท. มท. 11 โครงการ โดยใช้แนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564
2. กกพ. ได้วิเคราะห์อัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนเสนอต่อกระทรวงพลังงาน (พน.) พิจารณาเพื่อออกระเบียบและประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าตามนโยบาย โดยการวิเคราะห์ของ กกพ. กรณีอัตรารับซื้อไฟฟ้าตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 เปรียบเทียบกับอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง (Wholesale) รวมค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าอัตโนมัติ (Ft) ขายส่ง พบว่า (1) กรณีให้การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะชุมชนไม่เกิดผลกระทบต่อราคาค่าไฟฟ้าของประชาชนตามหลักการที่ กพช. กำหนด รัฐควรรับซื้อไฟฟ้าด้วยอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งรวมค่า Ft ขายส่ง (2) กรณีรัฐมีนโยบายสนับสนุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนให้ได้รับผลตอบแทนการลงทุนและกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ตามกรอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดที่ กพช. กำหนด จะมีต้นทุนค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นตามนโยบายของรัฐ (Policy Expense) ทั้งนี้ จากข้อมูล ที่ มท. แจ้งความคืบหน้าโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจาก รมว.มท. จำนวน 32 โครงการในขณะนั้นมายังสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) พบว่า โครงการที่ได้รับความเห็นชอบ 23 โครงการ กำลังผลิตไฟฟ้า 212.07 เมกะวัตต์ จะมีผลกระทบค่าไฟฟ้า 1.127 สตางค์ต่อหน่วยต่อปี มีต้นทุนค่าไฟฟ้า ที่เพิ่มขึ้นจาก Policy Expense ที่อายุโครงการ 20 ปี ประมาณ 50,000 ล้านบาท และโครงการที่ได้รับความเห็นชอบ 32 โครงการ กำลังผลิตไฟฟ้า 272.98 เมกะวัตต์ จะมีผลกระทบค่าไฟฟ้า 1.586 สตางค์ต่อหน่วยต่อปี และมีต้นทุนค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นจาก Policy Expense ประมาณ 70,000 ล้านบาท
3. กรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น (สถ.) มท. ได้มีข้อเสนอให้พิจารณายกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 โดยให้โครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของ อปท. จำนวน 34 โครงการ ดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 และวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 และหากจะมีการกำหนดหลักเกณฑ์ใหม่ขอให้แจ้ง สถ. เพื่อแจ้งจังหวัดรับทราบและใช้ประกอบการศึกษาโครงการที่จะเสนอในอนาคต โดยมีความเห็นดังนี้ (1) โครงการดังกล่าวเป็นการดำเนินการตามนโยบายรัฐที่กำหนดให้การแก้ไขปัญหาขยะมูลฝอย ของประเทศเป็นวาระแห่งชาติ ซึ่งประเทศไทยมีขยะตกค้าง 5.3 ล้านตันต่อปี โดยการกำจัดขยะส่วนใหญ่ใช้วิธีฝังกลบโดยไม่มีการคัดแยกทำให้มีปัญหาในการจัดหาพื้นที่กำจัดขยะและการต่อต้านจากประชาชน ดังนั้น การจัดการโดยการเผาเพื่อผลิตพลังงานไฟฟ้าจะเป็นวิธีที่มีประสิทธิภาพและลดปริมาณขยะได้อย่างรวดเร็ว โดยหากเป็นการเผาที่ไม่ได้ผลิตพลังงานไฟฟ้าจะทำให้ อปท. มีค่ากำจัดขยะเกินกว่างบประมาณในการจัดการ (2) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP 2018) สนับสนุนการแปลงขยะเป็นพลังงานไฟฟ้าเพื่อแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อม โดย กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 และวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ได้มีมติกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนสำหรับ VSPP และ SPP ตามลำดับ โดย มท. ได้กำหนดแนวทาง การรวมกลุ่มพื้นที่ในการจัดการมูลฝอยของ อปท. ในการศึกษาและจัดทำโครงการเสนอต่อคณะกรรมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอยของกระทรวงพิจารณา ทั้งนี้ อปท. ได้คัดเลือกเอกชนผู้ดำเนินการโดยใช้อัตรา รับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ตามมติ กพช. ดังกล่าวเป็นฐานการคำนวณต้นทุนโครงการ ดังนั้น หากอ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้าตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 อปท. จะต้องทบทวนโครงการใหม่ โดยใช้เวลาดำเนินการไม่น้อยกว่า 3 - 5 ปี ซึ่งมีผลกระทบต่อการจัดการขยะที่อาจทำให้มีขยะตกค้างสะสมมากกว่า 30,658,175 ตัน
4. กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (ทส.) ได้มีความเห็นเกี่ยวกับผลประโยชน์ จากโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตไฟฟ้าของ อปท. ดังนี้ (1) โครงการดังกล่าวสนับสนุนการบรรลุเป้าหมาย ของแผนแม่บทการบริหารจัดการขยะมูลฝอยของประเทศ พ.ศ. 2559 - 2564 และร่างแผนปฏิบัติการด้านการจัดการขยะของประเทศ พ.ศ. 2565 - 2570 ที่ต้องการให้ขยะมูลฝอยชุมชนได้รับการจัดการอย่างถูกต้องตามหลักวิชาการไม่น้อยกว่าร้อยละ 75 ของปริมาณที่เกิดขึ้น และขยะมูลฝอยตกค้างได้รับการกำจัดอย่างถูกต้องตามหลักวิชาการร้อยละ 100 เมื่อสิ้นสุดแผน โดยจะเป็นประโยชน์ต่อการแก้ไขปัญหาขยะมูลฝอยชุมชนควบคู่กับการผลิตพลังงานไฟฟ้า โดยเฉพาะในพื้นที่ที่มีขยะมูลฝอยสะสมจำนวนมากหรือมีข้อจำกัดในการหาพื้นที่ฝังกลบขยะ รวมทั้งสอดคล้องกับแผนปฏิบัติการการลดก๊าซเรือนกระจกของประเทศไทย พ.ศ. 2564 - 2573 สาขาพลังงาน ในส่วนของแผนงานการพัฒนาพลังงานจากขยะ ซึ่งคาดว่าจะมีศักยภาพในการผลิตไฟฟ้าประมาณ 450 เมกะวัตต์ และศักยภาพการลดก๊าซเรือนกระจก 1.63 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า (MtCO2eq) รวมถึงสาขาการจัดการของเสียชุมชน ในส่วนกิจกรรมการเผาขยะมูลฝอยในเตาเผาเพื่อผลิตพลังงาน มีศักยภาพลดก๊าซเรือนกระจก 0.46 MtCO2eq โดยสามารถเทียบเท่าการดูดกลับก๊าซเรือนกระจกของพื้นที่ป่าที่มีอายุการเจริญเติบโตตั้งแต่ 5 - 20 ปี ซึ่งกรณีไม้โตช้าจะใช้พื้นที่ปลูกประมาณ 3,160,625 ไร่ และกรณีไม้โตเร็วจะใช้พื้นที่ปลูกประมาณ 488,688 ไร่ จึงต้องเร่งผลักดันการดำเนินงานและเพิ่มสัดส่วนของการพัฒนาพลังงานขยะให้สอดรับกับการยกระดับการบรรลุเป้าหมาย ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2050 และมุ่งสู่การปล่อยก๊าซเรือนกระจกเป็นศูนย์ (Net Zero Greenhouse Gas Emission) ภายในปี ค.ศ. 2065 รวมถึงการบรรลุเป้าหมายการมีส่วนร่วมที่ประเทศกำหนด (Nationally Determined Contribution: NDC) ที่จะถูกยกระดับเป็นร้อยละ 40 ภายในปี ค.ศ. 2030 หากได้รับการสนับสนุนด้านการเงินและเทคโนโลยีที่เหมาะสมและเพียงพอ และ (2) การพิจารณาดำเนินโครงการของ อปท. ต้องให้ความสำคัญกับสถานที่ตั้ง ความเหมาะสมของเทคโนโลยีที่ใช้กับปริมาณขยะมูลฝอยในพื้นที่ ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม มาตรการป้องกันและลดผลกระทบสิ่งแวดล้อม การยอมรับของประชาชน และผลประโยชน์ที่ อปท. จะได้รับ เพื่อให้โครงการสามารถดำเนินการได้อย่างต่อเนื่องและยั่งยืน
5. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 ได้พิจารณาเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) สถ. มท. ให้ความเห็นว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในส่วนผันแปร (FiTV) ซึ่งเป็นต้นทุนด้านเชื้อเพลิง ควรพิจารณาตามการเปลี่ยนแปลงของอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation) โดยใช้อัตรา FiTV,2560 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 และวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 เนื่องจากเชื้อเพลิงมีราคาเพิ่มขึ้นตามอัตราเงินเฟ้อ โดย กบง. มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) จำนวน 34 โครงการ ปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 282.98 เมกะวัตต์ กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ในปี 2568 – 2569 และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าฯ พร้อมกับให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
6. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) เพื่อใช้สำหรับการออกระเบียบ และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้า จำนวน 34 โครงการ ปริมาณรับซื้อรวมไม่เกิน 282.98 เมกะวัตต์ ของโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของ อปท. ที่ได้รับความเห็นชอบจาก รมว.มท. โดยอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนมีรายละเอียด ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP ปี 2565 ที่กำลังผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ อัตรา FiTF FiTV,2560 และ FiT อยู่ที่ 2.39 2.69 และ 5.08 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี มี FiT Premium 8 ปีแรก อยู่ที่ 0.70 บาทต่อหน่วย และ (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP ปี 2565 ที่กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 แต่ไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ อัตรา FiTF FiTV,2560 และ FiT อยู่ที่ 1.81 1.85 และ 3.66 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี โดยอัตรา FiTv จะปรับเปลี่ยนต่อเนื่องทุกปีตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core inflation) โดยการประกาศของ กกพ.
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 ภายใต้เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) โดยอัตราดังกล่าวใช้สำหรับจำนวน 34 โครงการ ปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 282.98 เมกะวัตต์ และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เชิงพาณิชย์ (SCOD) ในปี 2568 – 2569
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ตามข้อ 1
เรื่องที่ 5 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 - 2573
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ประกอบด้วยโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบติดตั้งบนหลังคาบ้าน และแบบติดตั้ง บนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ต่อมาเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ปี 2558 เพื่อใช้เป็นอัตราเริ่มต้นในการแข่งขันด้านราคา จากนั้นเมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 กพช. ได้เห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ โดยมีเป้าหมายสนับสนุนให้ประเทศไทยลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Net-Zero Carbon Emission) ภายในปี ค.ศ. 2065 – 2070 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ให้สอดคล้องกับข้อเสนอการดำเนินการระยะเร่งด่วน เพื่อเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ได้ตามเป้าหมายที่กำหนดไว้ในยุทธศาสตร์ระยะยาวของประเทศ โดยเมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 กบง. ได้เห็นชอบการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 ซึ่งมีแผนการดำเนินงานในระยะเร่งด่วน ได้แก่ การพิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในรูปแบบต่างๆ และปรับลดสัดส่วน การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วง 10 ปีข้างหน้า (ปี 2564 - 2573)
2. กระทรวงพลังงาน (พน.) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ศึกษาการทบทวนต้นทุนในการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและแนวทางการบริหารจัดการสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และ พน. ได้จัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับพลังงานหมุนเวียนที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน (Solar+BESS) ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และพลังงานลม สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2565 – 2573 ให้สอดคล้องกับแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 และสามารถบรรลุเป้าหมายลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ได้ตามที่กำหนด โดยจะช่วยลดภาระค่าใช้จ่ายภาคพลังงานของประเทศ ในช่วงที่ทั่วโลกมีสถานการณ์วิกฤตพลังงานที่ทำให้ราคาก๊าซธรรมชาติและน้ำมันเชื้อเพลิง มีความผันผวนสูงและส่งผลกระทบต่อภาคเศรษฐกิจต่าง ๆ ให้น้อยลง นอกจากนี้ แนวทางดังกล่าวสอดคล้องกับแนวปฏิบัติของหลายประเทศ โดยเฉพาะยุโรปที่ได้ออกนโยบายเร่งด่วนให้เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนซึ่งเป็นการพึ่งพาตัวเองและลดการพึ่งพาการนำเข้าเชื้อเพลิงจากต่างประเทศ เพื่อให้สามารถบริหารจัดการราคาค่าไฟฟ้าในอนาคตให้มีเสถียรภาพมากขึ้นได้ และ กบง. เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 มีมติเห็นชอบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ด้านพลังงานในปัจจุบัน ศักยภาพของประเทศ ความเหมาะสมกับต้นทุนและแนวโน้มเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ให้สามารถบรรลุเป้าหมายการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ และสอดคล้องกับหลักการจัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573
3. หลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 มีดังนี้ (1) รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ขนาดกำลังผลิตตามสัญญาไม่เกิน 90 เมกะวัตต์ กลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ในรูปแบบสัญญา Non-Firm สำหรับพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน พลังงานลม และก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และในรูปแบบสัญญา Partial - Firm สำหรับ Solar+BESS โดยกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้า ในรูปแบบ FiT (2) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ามีเป้าหมายและกำหนดวัน SCOD ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) (3) เปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยมีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้า 20 – 25 ปี เพื่อกระตุ้นให้เกิดการหมุนเวียนในระบบเศรษฐกิจ เกิดการลงทุนใหม่ รองรับความทันสมัย ของการพัฒนาด้านเทคโนโลยีและเครื่องจักร ซึ่งเป็นการคิดระยะเวลาที่ภาครัฐให้การสนับสนุนครอบคลุม Loan Repayment แล้ว (4) พน. สนพ. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้หารือร่วมกันโดยมีข้อสรุปว่า การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 จะใช้หลักเกณฑ์ การคัดเลือกที่พิจารณาถึงความพร้อมทั้งด้านราคา คุณสมบัติ และเทคนิคร่วมกัน เพื่อเพิ่มความเชื่อมั่น ว่าโครงการที่ได้รับคัดเลือกจะมีความเป็นไปได้สูงในการพัฒนาโครงการให้สำเร็จและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ได้ตามแผนที่กำหนด ด้วยราคาที่ไม่สร้างภาระต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในระยะยาวให้ประเทศ โดยไม่ใช้วิธีการแข่งขันทางด้านราคา (Competitive Bidding) ซึ่งอาจมีปัญหากรณีที่ผู้พัฒนาโครงการไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ได้ทันกำหนดวัน SCOD หรือมีปัญหาไม่ได้รับการยอมรับจากชุมชน ทำให้การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ไม่เป็นไปตามแผน โดยมีกรอบหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกโครงการ ดังนี้ 1) การพิจารณาด้านราคา โดย พน. จะเป็นผู้กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมกับเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าในอนาคตของเชื้อเพลิงแต่ละประเภท และเป็นราคาที่จะไม่สร้างภาระต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในระยะยาวให้แก่ประเทศ โดยผู้ยื่นข้อเสนอทุกรายต้องรับและปฏิบัติตามอัตราค่าไฟฟ้าที่กำหนด 2) ด้านคุณสมบัติ จะตรวจสอบคุณสมบัติตามเงื่อนไข อาทิ ผู้ยื่นข้อเสนอต้องเป็นนิติบุคคลที่จดทะเบียนในประเทศไทย ไม่เป็นหน่วยงานรัฐหรือรัฐวิสาหกิจ มีทุนจดทะเบียนขั้นต่ำ และวางหลักค้ำประกันการยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้ามูลค่าตามที่กำหนดโครงการที่ยื่นข้อเสนอต้องเป็นโครงการใหม่และไม่มีลักษณะต้องห้าม เป็นต้น โดยผู้ที่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติเท่านั้นที่จะได้รับการพิจารณาด้านเทคนิคต่อไป 3) ด้านเทคนิค มีการตรวจสอบและให้คะแนนความพร้อมด้านต่าง ๆ อาทิ พื้นที่ เทคโนโลยี เชื้อเพลิง การเงิน ความเหมาะสมของแผนการดำเนินงาน เป็นต้น โดยต้องมีคะแนนในแต่ละด้านและคะแนนรวมไม่น้อยกว่าเกณฑ์ขั้นต่ำที่กำหนดจึงจะได้รับการพิจารณาจัดเรียงคะแนนด้านเทคนิคเพื่อคัดเลือกต่อไป โดยผู้ที่มีคะแนนสูงสุด คือมีความพร้อมมากที่สุด จะได้รับการพิจารณาเป็นลำดับต้น จนกว่าจะครบเป้าหมายการรับซื้อ และ 4) กรณีมีผู้ยื่นข้อเสนอหลายราย ณ จุดเชื่อมโยงเดียวกัน แต่บริเวณดังกล่าวยังไม่สามารถปรับปรุงระบบส่งและจำหน่ายไฟฟ้า ให้สอดคล้องกับแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ได้นั้น จะรับซื้อไฟฟ้าเรียงตามลำดับเชื้อเพลิง ดังนี้ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์แบบ Solar+BESS และแบบติดตั้งบนพื้นดิน ทั้งนี้ กกพ. จะกำหนดรายละเอียดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าตามความเหมาะสม เพื่อให้เป็นไปตามกรอบหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกและมีผลสัมฤทธิ์ใกล้เคียงกับเป้าหมายตามแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และ (5) เงื่อนไขการเข้าร่วมโครงการ มีดังนี้ 1) กำหนดให้กรรมสิทธิ์ ในหน่วย Renewable Energy Certificate (REC) ที่เกิดขึ้นจากการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นกรรมสิทธิ์ของภาครัฐ โดยให้ระบุการครอบครองกรรมสิทธิ์ของภาครัฐไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 2) กรณีที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด ให้สามารถกำหนดเงื่อนไขหักหลักประกันตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ และ 3) สำหรับเชื้อเพลิงประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลช่วยในการผลิตไฟฟ้า ยกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น
4. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 แยกตามประเภทเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้ (1) อัตรา FiT กำลังผลิตตามสัญญาทุกขนาดของก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) เท่ากับ 2.0724 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 20 ปี (2) พลังงานลม เท่ากับ 3.1014 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 25 ปี (3) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน เท่ากับ 2.1679 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา รับซื้อไฟฟ้า 25 ปี และ (4) พลังงานแสงอาทิตย์แบบ Solar+BESS กำลังผลิตตามสัญญามากกว่า 10 - 90 เมกะวัตต์ เท่ากับ 2.8331 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 25 ปี โดยรูปแบบสัญญา Partial Firm ของแบบ Solar+BESS กำหนดให้มีรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ 1) ช่วงเวลา 9.00 น. - 16.00 น. ผลิตไฟฟ้าส่งจ่ายเข้าระบบและการไฟฟ้ารับซื้อในปริมาณร้อยละ 100 ของปริมาณไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 2) ช่วงเวลา 18.01 น. - 06.00 น. มีความพร้อมส่งจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปริมาณพลังงานเท่ากับร้อยละ 60 ของปริมาณไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า เป็นเวลา 2 ชั่วโมง (60% Contracted Capacity * 2 hrs.) โดยที่การไฟฟ้ารับซื้อทั้งหมดและสามารถสั่งจ่ายกำลังไฟฟ้าสูงสุดได้ไม่เกินร้อยละ 60 ของปริมาณไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และ 3) ช่วงเวลา 06.01 น. - 09.00 น. และ 16.01 น. - 18.00 น. ผลิตไฟฟ้าส่งจ่ายเข้าระบบและการไฟฟ้ารับซื้อในปริมาณไม่เกิน ร้อยละ 100 ของปริมาณไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ทั้งนี้ สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนใต้ ได้แก่ จังหวัดยะลา ปัตตานี นราธิวาส และ 4 อำเภอ ในจังหวัดสงขลา (อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี) ให้ได้รับอัตรา FiT Premium 0.50 บาทต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ
5. ประโยชน์ที่ประเทศจะได้รับจากการดำเนินการ ได้แก่ (1) ส่งเสริมให้มีสัดส่วนการใช้พลังงานสะอาดในการผลิตไฟฟ้ามากขึ้น สอดคล้องกับนโยบายการมุ่งสู่เศรษฐกิจคาร์บอนต่ำ (Low Carbon Economy) (2) สร้างเสถียรภาพด้านราคาค่าไฟฟ้าจากการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในระยะยาวด้วยการกำหนดราคารับซื้อในระดับที่แข่งขันได้กับ Grid Parity (3) ส่งเสริมให้เกิดการสร้างงาน สร้างรายได้ เกิดการขับเคลื่อนเศรษฐกิจ ของประเทศจากการส่งเสริมการดำเนินธุรกิจพลังงานหมุนเวียน และ (4) สร้างแรงจูงใจให้เกิดการไหลเวียนเงินทุนจากต่างประเทศในการลงทุนธุรกิจพลังงานหมุนเวียนในประเทศไทย
6. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 ได้พิจารณาเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 - 2573 โดยที่ประชุมได้มีมติเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าและข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี พ.ศ. 2565 - 2573 สำหรับกลุ่ม ที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงตามที่เสนอ และพิจารณาให้ความเห็นว่าการจัดหากำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนครั้งนี้ถือเป็นการเริ่มต้นครั้งสำคัญของการจัดหาพลังงานสะอาดทุกรูปแบบอย่างจริงจัง เพื่อให้ได้ราคาค่าไฟที่ไม่สร้างภาระต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในระยะยาวให้กับประเทศ และผู้ยื่นข้อเสนอต้องมีความชัดเจน มีความพร้อมในทุกด้านที่จะดำเนินการพัฒนาโครงการให้ได้ตามกำหนดเวลา ซึ่งจะทำให้นานาชาติเกิดความเชื่อมั่นในประเทศไทยว่าจะดำเนินการให้บรรลุเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ได้อย่างชัดเจนที่สุด ในส่วนของพลังงานสะอาดที่เกี่ยวข้องกับการบริหารจัดการสิ่งแวดล้อมและภาคประชาชน เช่น การผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ขยะอุตสาหกรรม ก็จะมีการดำเนินการรับซื้อต่อเนื่องตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 - 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ที่ได้เสนอไว้ โดยถึงแม้ว่าจะมีราคาสูงกว่า แต่ก็ได้พิจารณาถึงความคุ้มค่าจากการประหยัดค่าใช้จ่ายและเวลาในการแก้ไขปัญหาอื่นๆ เช่น สังคม สิ่งแวดล้อม และเป็นการสร้างรายได้กระจายสู่ท้องถิ่นช่วยลดการปลูกพืชที่ไม่เหมาะสม กับพื้นที่ด้วย ทั้งนี้ การเพิ่มกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจะทำให้การพึ่งพาการนำเข้าเชื้อเพลิง จากต่างประเทศลดน้อยลงไม่ว่าจะเป็นก๊าซธรรมชาติหรือน้ำมัน ซึ่งจะส่งผลให้ราคาค่าไฟของประเทศมีเสถียรภาพมากขึ้นและความผันผวนที่จะมีต่อผู้ใช้พลังงานภาคประชาชน ภาคครัวเรือน ภาคอุตสาหกรรม และภาคขนส่ง จะลดน้อยลงได้อย่างมีนัยสำคัญ
มติของที่ประชุม
1. รับทราบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า ของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุง ครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม)
2. เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับปี พ.ศ. 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง
3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าและกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ อาจพิจารณาทบทวนปริมาณเชื้อเพลิงรายปีที่กำหนดไว้ ได้ตามสถานการณ์หรือศักยภาพที่เหมาะสม หรือปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้โดยมอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณา
เรื่องที่ 6 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการปากแบง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการหลวงพระบางและโครงการปากแบง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว รวมทั้งเห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของโครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง ในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า ต่อมาเมื่อวันที่ 25 เมษายน 2565 กฟผ. ได้ลงนาม Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการปากแบง ได้แก่ บริษัท กัลฟ์ เอ็นเนอร์จี ดีเวลลอปเมนท์ จำกัด (มหาชน) และบริษัท China Datang Overseas Investment จำกัด และได้เจรจาจัดทำร่าง PPA กับผู้พัฒนาโครงการแล้วเสร็จ โดยได้จัดส่งให้คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) พิจารณาในการประชุมเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2565 โดยคณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการปากแบง และมอบหมายให้ กฟผ. เสนอ อส. ตรวจพิจารณาร่าง PPA โครงการปากแบง รวมทั้งให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน PPA โครงการปากแบงที่ผ่านการตรวจพิจารณา จาก อส. แล้วต่อไป และเมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 กบง. ได้มีมติดังนี้ (1) มอบหมายให้ กฟผ. ลงนาม PPA โครงการปากแบงที่ผ่านการพิจารณาจาก อส. แล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข PPA ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่าง PPA และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนาม PPA ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไข และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
2. สรุปรายละเอียดโครงการปากแบง ดังนี้ ผู้พัฒนาโครงการ คือ บริษัท Pak Beng Power Company Limited (PBPC) เป็นบริษัทจดทะเบียนในสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) โดยมีผู้ถือหุ้น ได้แก่ บริษัท China Datang Overseas Investment Company Limited สัดส่วนร้อยละ 51 และบริษัท Gulf Energy Development Public Company Limited สัดส่วนร้อยละ 49 โครงการตั้งอยู่บน ลำน้ำโขง แขวงอุดมไซ ทางตอนเหนือของ สปป. ลาว เป็นโรงไฟฟ้าประเภทเขื่อนน้ำไหลผ่าน (Run-of-River) กำลังผลิตติดตั้ง 912 เมกะวัตต์ (16 x 57 เมกะวัตต์) โดยสามารถผลิตพลังงานไฟฟ้าและจำหน่ายให้ กฟผ. ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย - สปป. ลาว จำนวน 897 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 3,666 ล้านหน่วยต่อปี ระบบส่งไฟฟ้าฝั่ง สปป.ลาว แรงดัน 500 กิโลโวลต์ (kV) ความยาว 60 กิโลเมตร จากโครงการปากแบงมายัง Collective Substation และสายส่งแรงดัน 500 กิโลโวลต์ ความยาว 10 กิโลเมตร จาก Collective Substation มายังจุดส่งมอบชายแดนไทย - สปป. ลาว เพื่อเชื่อมโยงกับระบบส่งของ กฟผ. โดยระบบส่งไฟฟ้าฝั่งไทย แรงดัน 500 กิโลโวลต์ ความยาว 50 กิโลเมตร จากจุดส่งมอบชายแดนไทย - สปป.ลาว มายังสถานีไฟฟ้าแรงสูงท่าวังผา
3. สรุปสาระสำคัญของร่าง PPA โครงการปากแบง ดังนี้ (1) คู่สัญญา คือ กฟผ. และบริษัท Pak Beng Power Company Limited (Generator) อายุสัญญา 29 ปี นับจากวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) โดย Generator มีหน้าที่จัดหาเงินกู้ให้แล้วเสร็จภายใน 12 เดือน นับจากวันลงนามสัญญา หรือภายในวันที่ 1 พฤศจิกายน 2567 แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นทีหลัง (Scheduled Financial Close Date: SFCD) หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SFCD จะต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวัน (2) Generator มีหน้าที่พัฒนาโครงการให้แล้วเสร็จทันกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) คือ วันที่เกิดขึ้นช้ากว่าระหว่าง 98 เดือน นับจากวันที่ กฟผ. เริ่มก่อสร้างสายส่งฝั่งไทย (EGAT Construction Obligation Commencement Date: ECOCD) และวันที่ 1 มกราคม 2576 และ กฟผ. มีหน้าที่ก่อสร้างสายส่งฝั่งไทย ณ วันที่เกิดขึ้นช้ากว่าระหว่าง SFCD และวันที่ Generator จัดหาเงินกู้ได้ (Financial Close Date: FCD) โดยต้องดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในวันที่เกิดขึ้นช้ากว่าระหว่าง 83 เดือนนับจาก ECOCD และวันที่ 1 ตุลาคม 2574 ทั้งนี้ ฝ่ายที่ทำให้การก่อสร้างล่าช้าต้องจ่ายค่าปรับ (Liquidated Damages: LD) ตามอัตราที่กำหนด แต่หากความล่าช้านั้นเกิดจากเหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่อ้างเหตุต้องจ่ายค่า Force Majeure Offset Amount (FMOA) ตามอัตรา ที่กำหนด โดยจะได้รับคืนในภายหลัง ซึ่งแตกต่างจาก LD ที่ไม่มีการจ่ายคืน คุณภาพการผลิตไฟฟ้าของ Generator ต้องเป็นไปตาม Contracted Operating Characteristics (COCs) ที่ระบุไว้ใน PPA และการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่งของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable ทั้งนี้ Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้า ให้บุคคลที่สาม ยกเว้นตามที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ.
4. การซื้อขายไฟฟ้าและราคารับซื้อไฟฟ้า แบ่งเป็น (1) พลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อจากโครงการ ปากแบง ได้แก่ Primary Energy (PE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 16 ชั่วโมงต่อวัน ตั้งแต่วันจันทร์ – วันเสาร์ Secondary Energy (SE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 5.35 ชั่วโมงต่อวัน ในวันจันทร์ - วันเสาร์ และไม่เกิน 8 ชั่วโมงต่อวัน ในวันอาทิตย์ และ Excess Energy (EE) เป็นพลังงานไฟฟ้า ที่เกินจาก PE และ SE โดย กฟผ. จะรับประกันซื้อ PE และ SE แต่ไม่รับประกันซื้อ EE ทั้งนี้ Generator ต้องรับประกันการผลิต PE ส่งให้ กฟผ. ไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 8 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์) ในแต่ละเดือน และเมื่อรวมทั้งปีแล้วต้องไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 10 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์) และ (2) ราคารับซื้อไฟฟ้า ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย - สปป. ลาว แบ่งเป็น 1) ระหว่างการทดสอบ 0.570 บาทต่อหน่วย 2) ระหว่าง Unit Operation Period (กฟผ. รับซื้อจากหน่วยผลิตไฟฟ้าที่ผ่านการทดสอบแล้วในช่วงก่อน COD) แบ่งเป็น PE เท่ากับ 3.5447 เซนต์สหรัฐฯ บวก 1.1343 บาทต่อหน่วย SE เท่ากับ 1.4746 บาทต่อหน่วย และ EE เท่ากับ 1.0217 บาทต่อหน่วย 3) ตั้งแต่ COD เป็นต้นไป แบ่งเป็น PE เท่ากับ 4.7263 เซนต์สหรัฐฯ บวก 1.5124 บาทต่อหน่วย SE เท่ากับ 1.9661 บาทต่อหน่วย และ EE เท่ากับ 1.3622 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ PE จ่ายเป็นสกุลเงินเหรียญสหรัฐฯ ร้อยละ 50 และสกุลเงินบาท ร้อยละ 50 ส่วน SE และ EE จ่ายเป็นสกุลเงินบาททั้งหมด ด้านการจ่ายเงิน ค่าพลังงานไฟฟ้า มีดังนี้ (1) กฟผ. จะจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้าให้ Generator แต่ละปีไม่เกินจำนวนพลังงานไฟฟ้าตามเป้าหมายรายปี เท่ากับ 3,666 ล้านหน่วย แบ่งเป็น PE 2,586 ล้านหน่วย และ SE 1,080 ล้านหน่วย โดยกรณีที่ Generator มีความพร้อมผลิตไฟฟ้าเกินเป้าหมายรายปี พลังงานไฟฟ้าส่วนเกินเป้าหมายจะถูกเก็บไว้ในบัญชี และ กฟผ. จะจ่ายเงินคืนให้ Generator ในปีที่ Generator มีความพร้อมต่ำกว่าเป้าหมาย (2) กรณีที่ กฟผ. สั่งเดินเครื่องน้อยกว่าค่าพลังงานไฟฟ้าที่รับประกันซื้อรายเดือน กฟผ. ต้องจ่ายเงินเท่ากับที่รับประกันซื้อ และส่วนที่ซื้อไม่ครบสามารถสะสมไว้ในบัญชี Dispatch Shortfall โดย กฟผ. มีสิทธิ์ Make-up ได้ตลอดอายุสัญญา หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนที่รับประกันซื้อในสัปดาห์นั้นๆ จนครบแล้ว (3) กรณีที่มี Dispatch Shortfall กฟผ. สามารถสะสมไว้ในบัญชี และมีสิทธิ์ Make-up หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าในส่วนที่รับประกันซื้อจนครบแล้วตลอดอายุสัญญา และ (4) ในเดือนสุดท้ายของ Relevant Period ที่ 2 ที่ 4 และปีสุดท้ายของ PPA หากมี Supply Excess PE Account และ Supply Access SE Account เหลือ ให้นำมาคูณด้วยอัตราค่าไฟ Excess Energy เพื่อนำมารวมเข้าไปใน Excess Revenue Account โดยค่าใน Dispatch Shortfall Payment Account จะถูกปรับค่าโดย Excess Revenue Account และจ่ายคืนให้กับ กฟผ. และหากยังคงมีเงินคงเหลือใน Excess Revenue Account หลังการปรับค่าแล้ว ให้จ่ายเงินคืนให้ กฟผ. อีกร้อยละ 25 ของจำนวนเงินที่เหลือใน Excess Revenue Account
5. การวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน (Security) Generator ต้องวางหนังสือค้ำประกัน เพื่อเป็นหลักประกันการปฏิบัติหน้าที่ตาม PPA และการชำระหนี้ให้ กฟผ. ตลอดอายุสัญญาดังนี้ (1) Development Security (DS) คือ หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 11.64 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่ วันลงนามสัญญา จนถึงวันก่อน FCD และ DS2 จำนวน 29.22 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน FCD จนถึงวันก่อน COD (2) Performance Security (PS) คือ หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 26.12 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันก่อนครบ 15 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 8.79 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันที่ครบ 15 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) Additional Security คือ สัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการเพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. ในวงเงิน 7,660 ล้านบาท โดย กฟผ. เป็นผู้รับผลประโยชน์ลำดับสองรองจากผู้ให้เงินกู้แก่โครงการ ซึ่ง Generator ต้องนำส่งสัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการให้ กฟผ. ก่อนหรือ ณ วัน FCD ส่วนกรณีเกิดเหตุสุดวิสัย ((Force Majeure: FM) ฝ่ายที่อ้าง FM สามารถหยุดปฏิบัติตามพันธะใน PPA ได้นานเท่าที่ FM เกิดขึ้น และจะได้รับการขยายเวลาสำหรับการปฏิบัติตามพันธะนั้นเท่ากับจำนวนวันที่เกิด FM แต่ต้องจ่าย FMOA ให้แก่อีกฝ่ายหนึ่งในอัตราที่กำหนดใน PPA โดยจะได้รับเงินคืนในภายหลัง ด้วยวิธีหักกลบลบหนี้กับค่าไฟฟ้ารายเดือน กรณีเกิด Political Force Majeure ฝ่ายที่ถูกกระทบมีสิทธิ์ บอกเลิกสัญญาเมื่อใดก็ได้และต้องจ่าย Termination Payment ให้อีกฝ่ายหนึ่งตามที่กำหนดไว้ใน PPA แต่อีกฝ่ายจะมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาได้หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 15 เดือน กรณีเกิด Non-Political Force Majeure หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 24 เดือน ทั้งสองฝ่ายมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาโดยไม่มีฝ่ายใด ต้องจ่าย Termination Payment ทั้งนี้ กรณี กฟผ. ไม่สามารถจัดหาที่ดินก่อสร้างระบบส่งได้ ให้ถือเป็น FM เนื่องจาก EGAT Access Rights โดย กฟผ. มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาเมื่อใดก็ได้ แต่ Generator จะบอกเลิกสัญญาได้เมื่อผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 730 วัน ทั้งนี้ กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการเมื่อมีการบอกเลิกสัญญา
6. การบอกเลิกสัญญา หากเกิดขึ้นในช่วงก่อน FCD เนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. จะคืนหลักทรัพย์ค้ำประกัน แต่หาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. จะยึดหลักทรัพย์ค้ำประกัน ทั้งนี้หากเกิดขึ้นในช่วงหลัง FCD เนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการ แต่หาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการ ด้านการยุติข้อพิพาท ให้ยุติโดยการเจรจาด้วยความสุจริต (Good Faith Discussion) ในลำดับแรก หากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนดให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) โดยใช้กฎของ United Nations Commission on International Trade Law (UNCITRAL Rule) และดำเนินกระบวนการที่ประเทศไทย โดยใช้ภาษาอังกฤษ และหากมีข้อพิพาทเกี่ยวกับ Billing หรือ Invoice หรือ Statement เกิดขึ้น ให้ยุติข้อพิพาทโดยการไกล่เกลี่ยโดยคณะกรรมการที่เป็นผู้แทนของคู่สัญญาทั้งสองฝ่ายก่อน หากไม่สำเร็จให้ยุติปัญหาโดยอนุญาโตตุลาการ ทั้งนี้ PPA นี้ใช้บังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
รับทราบหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) โครงการปากแบง และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามใน PPA โครงการปากแบง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข PPA ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่าง PPA และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้า เชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนาม PPA ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไข โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบอีก
เรื่องที่ 7 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการ เซกอง 4A และ 4B
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการประสานการพัฒนาด้านพลังงานไฟฟ้า สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีหนังสือถึงคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ขอให้พิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเซกอง 4A และ 4B โดยเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าของโครงการเซกอง 4A และ 4B และมอบหมายให้ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เจรจาจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff Memorandum of Understanding: Tariff MOU) กับโครงการเซกอง 4A และ 4B และนำมาเสนอคณะอนุกรรมการประสานฯ พิจารณา โดยควรต้องระบุเงื่อนไขให้ผู้พัฒนาโครงการเลือกใช้วัตถุดิบและผลิตภัณฑ์ในการก่อสร้างโรงไฟฟ้า รวมถึงการใช้บุคลากร การจ้างงาน และการบริการจากประเทศไทย (Local Content Requirement) ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 30 เป็นลำดับแรก เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดกับเศรษฐกิจของประเทศ ต่อมาเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2565 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการดังกล่าวตามที่ กฟผ. เสนอ และได้มีมติเห็นชอบร่าง Tariff MOU โครงการเซกอง 4A และ 4B และมอบหมายให้ กฟผ. เสนอสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) ตรวจพิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการเซกอง 4A และ 4B และเมื่อ อส. ตรวจพิจารณาแล้วเสร็จ เห็นควรให้ดำเนินการเจรจาร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) กับโครงการเซกอง 4A และ 4B อย่างไม่เป็นทางการคู่ขนานกันไป ระหว่างรอเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าและมอบหมายให้ กฟผ. ลงนาม Tarifff MOU ที่ ทั้งนี้ หาก กพช. พิจารณาร่าง Tariff MOU แล้ว มีความเห็นแตกต่างจากร่าง Tariff MOU ที่ อส. ได้เคยตรวจพิจารณาแล้ว ให้นำไปปรับปรุงในร่าง PPA ทั้งนี้ จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าโครงการเซกอง 4A และ 4B และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน Tariff MOU โครงการเซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว และเมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 กบง. ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการเซกอง 4A และ 4B และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน Tariff MOU โครงการเซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว และเห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU โครงการเซกอง 4A และ 4B ในขั้นตอนการจัดทำร่าง PPA เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า และ มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
2. สรุปรายละเอียดโครงการเซกอง 4A และ 4B ดังนี้ ผู้พัฒนาโครงการ คือ บริษัท ราช กรุ๊ป จำกัด (มหาชน) บริษัท บี.กริม เพาเวอร์ จำกัด (มหาชน) และบริษัท Lao World Engineering and Construction จำกัด โครงการตั้งอยู่บนลำน้ำเซกอง แขวงเซกอง ทางตอนใต้ของ สปป. ลาว เป็นโรงไฟฟ้าประเภทอ่างเก็บน้ำ (Reservoir Hydro Power Plant) กำลังผลิตติดตั้ง 355 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 347.30 เมกะวัตต์พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 1,472.78 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 27 ปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 1 มกราคม 2576 โดยส่งไฟฟ้าจาก สปป.ลาว มายังจุดส่งมอบชายแดนไทย - สปป. ลาว เพื่อเชื่อมต่อกับสถานีไฟฟ้าอุบลราชธานี 3 โดยมีข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ย ณ ชายแดน รวมค่าก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าในฝั่งไทยของโครงการเซกอง 4A และ 4B เท่ากับ 2.7408 บาทต่อหน่วย
3. กฟผ. และผู้พัฒนาโครงการได้ร่วมกันจัดทำร่าง Tariff MOU โครงการเซกอง 4A และ 4B โดยใช้รูปแบบเดียวกับ Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 ที่คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้เคยพิจารณาให้ความเห็นชอบ อส. ได้พิจารณาตรวจ และ กฟผ. ได้ลงนามใน Tariff MOU แล้ว โดยมีสาระสำคัญโดยสังเขป ดังนี้ (1) กฟผ. จะขอความเห็นชอบการลงนาม Tariff MOU จาก กพช. และผู้พัฒนาโครงการจะขอความเห็นชอบ จากกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของรัฐบาล สปป. ลาว โดยทั้งสองฝ่ายจะขอความเห็นชอบการลงนาม Tariff MOU ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม และแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบเป็นลายลักษณ์อักษร โดย Tariff MOU จะมีผลบังคับใช้หลังจากที่ทั้งสองฝ่ายได้รับความเห็นชอบจากหน่วยงานภาครัฐตามที่ระบุข้างต้น ยกเว้นเงื่อนไขเรื่องหลักทรัพย์ค้ำประกันที่ Tariff MOU จะมีผลบังคับใช้นับจากวันลงนาม Tariff MOU (2) Tariff MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีเหตุการณ์ใดดังต่อไปนี้เกิดขึ้นก่อน ได้แก่ เมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า หรือ Tariff MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนาม หรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ Tariff MOU ออกไป หรือทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อขอยกเลิกก่อนครบกำหนด (3) ผู้พัฒนาโครงการให้คำมั่นว่าจะเจรจากับรัฐบาล สปป. ลาว เพื่อให้ได้สัญญาสัมปทานซึ่งผ่านความเห็นชอบของ National Assembly สปป. ลาว เพื่อให้สามารถพัฒนาโครงการและผลิตไฟฟ้าขายให้ กฟผ. อย่างถูกต้องตามกฎหมายของ สปป. ลาว และสอดคล้องกับเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) โดยทั้งสองฝ่ายจะใช้ PPA ของโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำประเภท Reservoir และประเภทเขื่อนน้ำไหลผ่าน (Run-of-River) โครงการล่าสุด เป็นพื้นฐานในการจัดทำ PPA (4) แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจากการกระทำของอีกฝ่ายหนึ่งได้ รวมถึงการยกเลิก Tariff MOU ยกเว้นหลักทรัพย์ค้ำประกันที่วางไว้หากไม่สามารถเจรจาเพื่อลงนามใน PPA ได้ตามเงื่อนไขที่ระบุไว้ ใน Tariff MOU ซึ่งผู้พัฒนาโครงการจะต้องวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน วงเงิน 35.5 ล้านบาท ก่อนหรือในวันที่ลงนาม Tariff MOU (5) สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 27 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) โดยอาจมีการต่ออายุสัญญาได้ หาก สปป. ลาว อนุมัติ และทั้งสองฝ่ายตกลง (6) โครงการมีกำลังผลิต 355 เมกะวัตต์ ขายให้ไทย ณ ชายแดน 347.30 เมกะวัตต์ และมีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปีของ Primary Energy (PE) 1,278.10 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) 194.68 ล้านหน่วย โดยช่วงหลัง COD กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE และช่วงก่อน COD หรือช่วง Unit Operation Period กฟผ. จะรับซื้อพลังงานไฟฟ้าที่บริษัทแจ้งพร้อมผลิต โดยใช้หลักการสั่งเดินเครื่องตามต้นทุนการผลิตต่ำสุด (Merit Order) และพิจารณาถึงความพร้อมของระบบ กฟผ. ทั้งนี้ บริษัทมีสิทธิ์แจ้งราคารายเดือนที่ต่ำกว่าราคาตามสัญญา (7) ผู้พัฒนาโครงการต้องส่งแผนบริหารจัดการน้ำรายเดือนและรายปีของเขื่อนเซกอง 4A และ 4B เพื่อรับรองว่าจะสามารถผลิตไฟฟ้าส่งให้ กฟผ. ตามเงื่อนไขในสัญญา และจะต้องดำเนินการตาม Local Content Requirement ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 30 ของราคาค่าก่อสร้างโครงการ (8) กฟผ. และผู้พัฒนาโครงการต้องหารือการนำระบบ Generator Shedding Scheme มาใช้เพื่อรองรับการซื้อขายไฟฟ้า โดยผู้พัฒนาโครงการต้องติดตั้งและทดสอบระบบก่อนวัน Scheduled Energizing Date รวมทั้งรับผิดชอบค่าใช้จ่ายทั้งหมด ทั้งนี้ กฟผ. จะไม่บังคับใช้บทปรับและเงื่อนไขความไม่พร้อมหากมีการทำ Generator Shedding และ (9) Tariff MOU และ PPA จะถูกบังคับและตีความตามกฎหมายไทย
4. ภายหลังจาก กพช. เห็นชอบมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่าง Tariff MOU โครงการเซกอง 4A และ 4B แล้ว กฟผ. จะต้องดำเนินการลงนาม Tariff MOU ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้วกับผู้ลงทุนโครงการเซกอง 4A และ 4B และเจรจารายละเอียดของร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement: PPA) กับผู้ลงทุนโครงการเซกอง 4A และ 4B โดยยึดกรอบ Tariff MOU เป็นแนวทางในการเจรจา พร้อมทั้ง นำรายละเอียดร่าง PPA ที่ได้จากการเจรจาเสนอต่อคณะอนุกรรมการประสานฯ และ อส. พิจารณา ให้ความเห็นชอบในรายละเอียด เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน PPA ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการเซกอง 4A และ 4B และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการเซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว
2. เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU โครงการเซกอง 4A และ 4B ในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้พัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน ได้แก่ โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำ โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลม โครงการผลิตพลังงานทดแทน เพื่อการเกษตร และโครงการระบบผลิตไฟฟ้าแบบผสมผสาน โดยใช้งบประมาณภาครัฐซึ่งเป็นการดำเนินการ ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อจัดหาไฟฟ้าให้กับราษฎรในพื้นที่ห่างไกลที่ระบบไฟฟ้าฐานเข้าไม่ถึงได้มีไฟฟ้าใช้ในการดำรงชีวิต และจ่ายเข้าระบบจำหน่ายของการไฟฟ้า ส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และระบบสายส่งของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า และบริหารจัดการน้ำในพื้นที่ของประเทศ ซึ่งเป็นการเพิ่มสัดส่วนของการใช้พลังงานทดแทนต่อปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของประเทศ สร้างสังคมคาร์บอนต่ำ และยั่งยืน ลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกและมลพิษ พร้อมทั้งทำให้ประชาชนมีคุณภาพชีวิตดียิ่งขึ้น
2. โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ พพ. ดำเนินการมีการจ่ายไฟฟ้า 2 ประเภท คือ โครงการจ่ายไฟฟ้าแบบอิสระ (Off-grid) และโครงการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้า (On-grid) โดยมีรายละเอียดดังนี้
2.1 โครงการจ่ายไฟฟ้าแบบอิสระ (Off-grid) เป็นโครงการที่ พพ. จัดหาไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนที่มีศักยภาพและเหมาะสม โดยผลิตและจ่ายไฟฟ้าแก่ประชาชน หรือหน่วยงานของรัฐในพื้นที่ห่างไกล ที่ไม่มีระบบไฟฟ้าฐาน ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 0.015 – 0.335 เมกะวัตต์ต่อแห่ง ประกอบด้วยโครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กมาก 76 แห่ง และโครงการระบบผลิตไฟฟ้าแบบผสมผสาน 2 แห่ง รวมกำลังผลิต 3.253 เมกะวัตต์ จ่ายไฟฟ้าให้ราษฎรกว่า 6,700 ครัวเรือน อุทยานแห่งชาติ 7 แห่ง และโครงการหลวง 1 แห่ง รวมพลังงานไฟฟ้า ที่ผลิตได้ประมาณ 2 ล้านหน่วยต่อปี ทดแทนการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าประมาณ 0.445 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 1,169 ตันคาร์บอนไดออกไซด์
2.2 โครงการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้า (On-grid) ประกอบด้วย ส่วนที่ 1 โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ พพ. ผลิตไฟฟ้าและบำรุงรักษา 27 แห่ง รวมกำลังผลิต 61.321 เมกะวัตต์ โดยจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้าแล้ว ดังนี้ (1) จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟภ. ในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วย จำนวน 20 แห่ง กำลังผลิต 36.464 เมกะวัตต์ ตามข้อตกลงการประชุมพิจารณาการจ่ายไฟฟ้าระหว่าง พพ. และ กฟภ. โดยดำเนินการตั้งแต่ปี 2524 – 2547 และจำหน่ายไฟฟ้าในอัตรา 2.9219 - 3.9085 บาทต่อหน่วย จำนวน 5 แห่ง กำลังผลิต 2.857 เมกะวัตต์ ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) แบบ Off-Peak และ On-Peak และ (2) จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้าของ กฟผ. ในอัตรา 2.3567 - 4.2243 บาทต่อหน่วย จำนวน 2 แห่ง กำลังผลิต 22 เมกะวัตต์ ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) แบบ Off-Peak และ On-Peak ทั้งนี้ รวมพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ประมาณ 125 ล้านหน่วยต่อปี ทดแทนน้ำมันเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าประมาณ 27.69 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 70,800 ตันคาร์บอนไดออกไซด์ และนำส่งรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าแก่กระทรวงการคลังเป็นรายได้แผ่นดินประมาณ 200 ล้านบาทต่อปี ส่วนที่ 2 โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ก่อสร้างแล้วเสร็จเพิ่มอีก จำนวน 27 แห่ง รวมกำลังผลิต 5.001 เมกะวัตต์ โดยเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับ กฟภ. รับซื้อไฟฟ้าในอัตรา 1.091 บาทต่อหน่วย คงที่ตลอดอายุโครงการ ซึ่ง พพ. ได้จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว และจะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบต่อไป และส่วนที่ 3 โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่จะดำเนินการในปี 2565 – 2573 ตามแผน PDP จำนวน 26 แห่ง กำลังผลิตรวม 94.447 เมกะวัตต์ ประกอบด้วยโครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็ก 17 แห่ง รวมกำลังผลิต 31.017 เมกะวัตต์ และระบบผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนทุ่นลอยน้ำในพื้นที่อ่างเก็บน้ำของโครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็ก 9 แห่ง รวมกำลังผลิต 63.430 เมกะวัตต์ โดยทุกโครงการผ่านการศึกษาความคุ้มค่าด้านเศรษฐศาสตร์แล้ว
3. การดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนของ พพ. มีปัญหาอุปสรรค และข้อเสนอ การดำเนินการ ดังนี้ ส่วนที่ 1 การนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า โดยโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จำนวน 20 แห่ง และโครงการที่ กพช. มีมติให้รับซื้อไฟฟ้า จำนวน 27 แห่ง นั้น โครงการที่มีกำลังผลิตรวมต่อแห่งตั้งแต่ 1,000 กิโลโวลต์แอมแปร์ขึ้นไป ต้องขอรับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าและต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 และตามประกาศ กกพ. เรื่อง การนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าประเภทใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า พ.ศ. 2553 ตามชนิดเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า อย่างไรก็ดี เมื่อจำหน่ายไฟฟ้าแล้ว พพ. ไม่สามารถแบ่งรายได้ดังกล่าวนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าได้ เนื่องจากไม่ชัดเจนว่าราคาจำหน่ายไฟฟ้าในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วย รวมเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าด้วยหรือไม่ รายได้ที่ส่วนราชการได้รับไว้ทั้งหมดจึงต้องนำส่งคลังเป็นรายได้แผ่นดินตามกฎหมายการเงินการคลัง ดังนั้น พพ. จึงมีข้อเสนอกำหนดให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า 1.091 บาทต่อหน่วย เป็นอัตราที่รวมเงินส่วนที่ต้องนำส่งเข้ากองทุนฯ ตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าไว้ด้วย ดังนี้ (1) การผลิตไฟฟ้าจากพลังน้ำ ประกอบด้วย ค่าพลังงานไฟฟ้า 1.071 บาทต่อหน่วย และเงินนำส่งเข้ากองทุนฯ 0.02 บาทต่อหน่วย และ (2) การผลิตไฟฟ้าจากพลังลมหรือแสงอาทิตย์ ประกอบด้วย ค่าพลังงานไฟฟ้า 1.081 บาทต่อหน่วย และเงินนำส่งเข้ากองทุนฯ 0.01 บาทต่อหน่วย และส่วนที่ 2 โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน ที่ พพ. จะดำเนินการในปี 2565 – 2573 ตามแผน PDP จำนวน 26 แห่ง เมื่อก่อสร้างแล้วเสร็จยังไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ เนื่องจากยังไม่มีนโยบายให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการดังกล่าว ดังนั้น พพ. จึงเห็นควรให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วยตลอดอายุโครงการ โดยเป็นโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่ครอบคลุมเงินส่วนที่ต้องนำส่งเข้ากองทุนฯ ตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าไว้ด้วย
4. กบง. เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 ได้พิจารณาเรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดย พพ. ตามแผน PDP และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบกำหนดให้อัตราค่าไฟฟ้าที่รับซื้อจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดย พพ. ในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วยตลอดอายุโครงการ เป็นโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่รวมเงินส่วนที่ต้องนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าไว้ด้วยแล้ว (2) มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน กฟภ. และ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ พพ. ดำเนินการตามแผน PDP จำนวน 26 แห่ง กำลังผลิตรวม 94.447 เมกะวัตต์ ในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วยตลอดอายุโครงการ โดยเป็นโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่รวมเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าไว้ด้วยแล้ว ทั้งนี้ที่ประชุม กบง.ได้เห็นควรพิจารณาให้กรรมสิทธิ์ Renewable Energy Certificate (REC) ที่เกิดขึ้นจากการผลิตไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดย พพ. เป็นกรรมสิทธิ์ของภาครัฐ และให้ พพ. ประสานขอคำปรึกษาจาก กฟผ. ในการดำเนินการโครงการระบบผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนทุ่นลอยน้ำ เพื่อให้โครงการสัมฤทธิ์ผล และมีประสิทธิภาพสูงสุด
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดย พพ. เป็นโครงการที่สอดคล้องกับแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (แผน AEDP) และเป็นการสนับสนุนนโยบายภาครัฐตามเป้าหมายลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์เป็นศูนย์ (Net-Zero Carbon Emission) ภายในปี ค.ศ. 2065 – 2570 รวมทั้งเป็นโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดที่มีราคาถูก
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าที่รับซื้อจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วยตลอดอายุโครงการ เป็นโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่รวมเงินส่วนที่ต้องนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าไว้ด้วยแล้ว ดังนี้
2. มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ พพ. ดำเนินการตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) จำนวน 26 แห่ง กำลังผลิตรวม 94.447 เมกะวัตต์ ในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วยตลอดอายุโครงการ โดยเป็นโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่รวมเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าไว้ด้วยแล้ว
3. เห็นชอบให้กรรมสิทธิ์ Renewable Energy Certificate (REC) ที่เกิดขึ้นจากการผลิตไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดย พพ. เป็นกรรมสิทธิ์ของภาครัฐ
เรื่องที่ 9 การขอขยายกรอบการลงทุนของ บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี (ครม.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 เรื่อง การจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (บริษัท EGATi) เพื่อเป็นตัวแทนในการลงทุนโครงการที่เกี่ยวกับพลังงานไฟฟ้าและธุรกิจอื่น ที่เกี่ยวกับหรือต่อเนื่องกับกิจการของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในต่างประเทศ โดยมีทุน จดทะเบียนเบื้องต้นจำนวน 50 ล้านบาท และอนุมัติให้บริษัท EGATi สามารถ (1) ลงทุนและร่วมลงทุน ในต่างประเทศ รวมทั้งพิจารณาจัดตั้งบริษัทในเครือเพื่อการลงทุนได้ตามความเหมาะสม และ (2) ดำเนินการเพิ่มทุนจดทะเบียนในอนาคตได้ตามความเหมาะสม ภายใต้กลไกการกำกับดูแลของกระทรวงพลังงาน (พน.) โดยแผนธุรกิจของบริษัท EGATi ประจำปี 2564 – 2573 กำหนดให้มีการลงทุนในธุรกิจใหม่ (S3: New S-Curve Development Portfolio) ในสัดส่วนร้อยละ 9 ของรายได้รวมภายในปี 2573 โดยมีธุรกิจประเภทวิสาหกิจเริ่มต้น (Startup) ด้านพลังงานหรือกองทุนด้านพลังงานเป็นทางเลือกหนึ่ง ซึ่งช่วยตอบสนองต่อยุทธศาสตร์ กฟผ. ในส่วนของ Energy Solution for the Better Life และตอบสนองยุทธศาสตร์ชาติในการสร้างนวัตกรรมต่างๆ ประกอบกับบริษัท EGATi ได้มีโอกาสเจรจากับบริษัท Idinvest Partners (บริษัท Idinvest) และได้รับการเชิญ ให้ลงทุนในกองทุน Idinvest Smart City II (ISC II) ซึ่งเป็นกองทุนที่มุ่งเน้นการลงทุนในอุตสาหกรรมประเภท New Energy, Mobility, Smart Supply, Property Tech และ Industrial Tech โดยบริษัท EGATi ได้ดำเนินการศึกษาความเหมาะสมการลงทุนในกองทุน ISC II แล้วเสร็จและได้มีหนังสือถึง กฟผ. เพื่อขอให้พิจารณาเห็นชอบรายละเอียดการลงทุนในกองทุน ISC II ซึ่งได้ผ่านการเห็นชอบจากคณะกรรมการบริษัท EGATi ในการประชุม ครั้งที่ 15/2563 เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2563 ทั้งนี้ คณะกรรมการ กฟผ. ในการประชุม ครั้งที่ 2/2564 เมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2564 ได้พิจารณาและมีมติเห็นชอบรายละเอียดการลงทุนในกองทุน ISC II ตามที่บริษัท EGATi เสนอ พร้อมทั้งนำเสนอ พน. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป ซึ่งเมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2564 บริษัท EGATi ได้มีหนังสือชี้แจงข้อเท็จจริงเพิ่มเติมเพื่อประกอบการพิจารณาให้ความเห็นชอบในการลงทุนโครงการ ISC II ของบริษัท EGATi ตามที่ได้มีการหารือ ร่วมกับสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ (สคร.) ในประเด็นการลงทุนในกองทุน ISC II ตามระเบียบกระทรวงการคลังว่าด้วยการบัญชีและการเงินของรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2548 และระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยงบลงทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2550 ทั้งนี้ พน. เมื่อวันที่ 23 กรกฎาคม 2564 ได้มีการประชุมหารือเพิ่มเติม เรื่อง การลงทุนในกองทุนISC II ของบริษัท EGATi โดย พน. เห็นสมควรให้ กฟผ. พิจารณากำหนดกรอบความร่วมมือในการลงทุนด้านธุรกิจนวัตกรรมของบริษัทในเครือให้มีความชัดเจนและพิจารณาดำเนินการนำเสนอ ครม. พิจารณาขยายกรอบการพิจารณาของ พน. ตามมติ ครม. เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 ในการลงทุนและร่วมทุนในต่างประเทศของบริษัท EGATi เพื่อให้ครอบคลุมถึงการลงทุนในกองทุนดังกล่าวอย่างชัดเจนและเหมาะสมต่อไป
2. คณะกรรมการ กฟผ. ในการประชุมครั้งที่ 9/2564 เมื่อวันที่ 30 กรกฎาคม 2564 ได้มอบหมายให้ กฟผ. และบริษัท EGATi กำหนดกรอบความร่วมมือในการลงทุนด้านธุรกิจนวัตกรรมระหว่างบริษัท EGATi และบริษัทในเครือของ กฟผ. ให้มีความชัดเจนยิ่งขึ้น และพิจารณาดำเนินการให้การลงทุนในกองทุนในลักษณะดังกล่าวอยู่ภายใต้กลไกการกำกับดูแลบริษัท EGATi ตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 วาระ การจัดตั้งบริษัท EGATi ซึ่งกำหนดให้ กฟผ. เสนอ พน. พิจารณาการลงทุนของบริษัท EGATi ต่อมา กฟผ. เมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2564 ได้มีหนังสือ เรื่อง ชี้แจงข้อเท็จจริงเพิ่มเติมเกี่ยวกับการลงทุนในกองทุน ISC II ของบริษัท EGATi ถึง พน. เสนอพิจารณาเห็นชอบการลงทุนในกองทุน ISC II ของบริษัท EGATi โดยเสนอขยายกรอบการพิจารณาการลงทุนของบริษัท EGATi ตามมติ ครม. เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 เพื่อให้บริษัท EGATi สามารถลงทุนในพันธบัตรหุ้นกู้ หลักทรัพย์อื่นของบริษัทใดๆ และกองทุนประเภทต่างๆ ที่เกี่ยวกับกลุ่มธุรกิจนวัตกรรมทางด้านพลังงานไฟฟ้าหรือธุรกิจนวัตกรรมพลังงานไฟฟ้าที่เกี่ยวเนื่อง หรือต่อเนื่องกับกิจการ ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยในต่างประเทศ
3. การจัดตั้งบริษัท EGATi ตามมติ ครม. เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 มีการกำหนดกลไกการกำกับดูแลและเงื่อนไข ดังนี้ ข้อ 1 กำหนดกลไกในการกำกับดูแลเพื่อป้องกันปัญหาการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าไม่มี ความโปร่งใสในกรณีที่มีการซื้อไฟฟ้า กฟผ. จากโครงการของบริษัทฯ ในประเทศเพื่อนบ้าน ปัญหาการกีดกันภาคเอกชนหรือการเลือกปฏิบัติต่อผู้ลงทุนอื่น ในช่วงที่ยังไม่มีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน ให้ พน. แต่งตั้งคณะผู้ชำนาญการอิสระที่เป็นกลาง เป็นผู้พิจารณากลั่นกรองสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือข้อผูกพันอื่นระหว่าง กฟผ. กับบริษัท EGATi หรือกับโครงการ ที่บริษัท EGATi เข้าร่วมทุนด้วย ประกอบการพิจารณาของ กพช. (ยกเว้นโครงการที่ กพช. เห็นชอบไปแล้ว) ข้อ 2 ในการลงทุนและร่วมทุนในต่างประเทศของบริษัท EGATi ให้ กฟผ. ขอความเห็นชอบจาก พน. ก่อนเป็นรายโครงการ โดยโครงการที่มีประเด็นนโยบายพิเศษให้นำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบ ข้อ 3 ในการเพิ่มทุน จดทะเบียนของบริษัท EGATi ในอนาคตให้ กฟผ. ขอความเห็นชอบจาก พน. ก่อน และเมื่อมีการจัดตั้ง กกพ. ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงานแล้ว ให้ กฟผ. นำเสนอการเพิ่มทุนฯ ต่อ กกพ. พิจารณาผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าขายส่งด้วย และข้อ 4 ในขณะที่บริษัท EGATi ยังมีสถานะเป็นรัฐวิสาหกิจ ให้บริษัท EGATi ต้องปฏิบัติตามคำสั่ง กฏ ระเบียบ ข้อบังคับ และมติ ครม. ที่ใช้บังคับกับรัฐวิสาหกิจทั่วไป เพื่อให้ การกำกับดูแลรัฐวิสาหกิจมีความสอดคล้องและเป็นไปตามมาตรฐานเดียวกันตามความเห็นของกระทรวงการคลัง
4. ด้วยแผนธุรกิจของบริษัท EGATi ประจำปี 2564 – 2573 กําหนดให้มีการลงทุนในธุรกิจใหม่ (S3: New S-Curve Development Portfolio) ในสัดส่วนร้อยละ 9 ของรายได้รวมภายในปี 2573 โดยมีธุรกิจประเภทวิสาหกิจเริ่มต้น (Startup) ด้านพลังงานหรือกองทุนด้านพลังงานเป็นทางเลือกหนึ่ง ดังนั้นเพื่อให้บริษัท EGATi สามารถลงทุนในกองทุนตามแผนธุรกิจของบริษัท ซึ่งจะเป็นประโยชน์ต่อ กฟผ. ในการเพิ่มศักยภาพ เพื่อนำมาต่อยอดกับธุรกิจพลังงานในประเทศไทยผ่านบริษัท EGATi ดังนั้น กฟผ. จึงเห็นควรขอขยายกรอบกลไกการกำกับดูแลและเงื่อนไข เรื่องการลงทุนและการร่วมทุนโครงการของบริษัท EGATi ในมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 จากเดิม “ข้อ 2 ในการลงทุนและร่วมทุนในต่างประเทศของบริษัท EGATi ให้ กฟผ. ขอความเห็นชอบจาก พน. ก่อนเป็นรายโครงการ โดยโครงการที่มีประเด็นนโยบายพิเศษให้นำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบ” เป็น “ข้อ 2 ในการลงทุนและร่วมทุนในต่างประเทศของบริษัท EGATi ให้ กฟผ. ขอความเห็นชอบจาก พน. ก่อนเป็นรายโครงการ ให้หมายรวมถึง การลงทุนในพันบัตร หุ้นกู้ หลักทรัพย์อื่นของบริษัทใดๆ และกองทุนประเภทต่างๆ ที่เกี่ยวกับกลุ่มธุรกิจนวัตกรรมทางด้านพลังงานไฟฟ้าหรือธุรกิจนวัตกรรมพลังงานไฟฟ้าที่เกี่ยวเนื่องหรือต่อเนื่องกับกิจการของ กฟผ. ในต่างประเทศ” ซึ่งสอดคล้องกับหนังสือรับรอง การจดทะเบียนบริษัท EGATi ซึ่งกรมพัฒนาธุรกิจการค้าออกให้ ณ วันที่ 2 มีนาคม 2564 ระบุวัตถุประสงค์ ของบริษัทในส่วนที่รองรับจากการขอขยายกรอบการลงทุนเพิ่มเติมของบริษัท ดังนี้ ข้อ (6) ลงทุนหรือเข้าหุ้น ในกิจการค้าใดๆ ไม่ว่าโดยวิธีการใดๆ ซึ่งมีวัตถุประสงค์และกิจการที่เกี่ยวกับหรือต่อเนื่องกับวัตถุประสงค์ ของบริษัทหรือลงทุนในหลักทรัพย์หรือหลักประกันอื่น หรือเข้าร่วมกิจการหรือร่วมค้ากับบุคคลอื่นหรือให้บุคคลอื่นเข้าร่วมกิจการหรือร่วมค้าด้วย หรือเป็นหุ้นส่วนในห้างหุ้นส่วนจำกัดหรือเป็นผู้ถือหุ้นในบริษัทจำกัดหรือบริษัทมหาชน จำกัด ซึ่งมีวัตถุประสงค์อยู่ภายในขอบวัตถุประสงค์ของบริษัทเช่นกัน และ ข้อ (7) ลงทุนในหุ้น พันธบัตร หุ้นกู้ และหลักทรัพย์อื่นของบริษัทใดๆ ซึ่งมีวัตถุประสงค์อยู่ภายในขอบวัตถุประสงค์ของบริษัท ทั้งนี้ วัตถุประสงค์ในการดำเนินการดังกล่าวมิได้ทำเป็นการค้า โดยประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจากการขยายกรอบการพิจารณาการลงทุนของบริษัท EGATi ได้แก่ (1) ช่วยสร้างการเติบโตและตอบสนองต่อแผนธุรกิจของบริษัท EGATi ที่มีเป้าหมายสร้างผลตอบแทนและมูลค่าเพิ่มที่เหมาะสมให้แก่บริษัท EGATi และ กฟผ. (2) สามารถสนับสนุน การดำเนินงานหรือส่งมอบสิทธิประโยชน์ในการลงทุนดังกล่าวให้กับ กฟผ. และบริษัท อินโนพาวเวอร์ จำกัด ได้ในอนาคต ซึ่งจะเป็นประโยชน์ต่อ กฟผ. ในการเพิ่มศักยภาพเพื่อนำมาต่อยอดกับธุรกิจพลังงานในประเทศไทยผ่านบริษัท EGATi และ (3) ตอบสนองต่อยุทธศาสตร์ กฟผ. ในส่วนของ Energy Solution for the Better Life และตอบสนองยุทธศาสตร์ชาติในการสร้างนวัตกรรมต่างๆ
5. พน. ได้พิจารณาข้อเสนอการขยายกรอบการลงทุนของบริษัท EGATi ตามมติ ครม. เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 แล้ว เห็นว่ายังคงสอดคล้องกับหลักการดำเนินธุรกิจตามมติ ครม. ดังกล่าว ซึ่งให้ บริษัท EGATi เป็นตัวแทนของ กฟผ. ในการลงทุนโครงการต่างๆ ที่เกี่ยวกับพลังงานไฟฟ้าและธุรกิจอื่นที่เกี่ยวกับหรือต่อเนื่องกับกิจการของ กฟผ. ในต่างประเทศ และสอดคล้องกับวัตถุประสงค์ของบริษัท EGATi ตามหนังสือรับรอง การจดทะเบียนบริษัท EGATi ลงวันที่ 2 มีนาคม 2564 อีกทั้งเป็นการรองรับรูปแบบธุรกิจใหม่ที่เกิดขึ้น โดยบริษัท EGATi สามารถลงทุนในพันธบัตรหุ้นกู้ หลักทรัพย์อื่นของบริษัทใดๆ และกองทุนประเภทต่างๆ ที่เกี่ยวกับกลุ่มธุรกิจนวัตกรรมทางด้านพลังงานไฟฟ้าหรือธุรกิจนวัตกรรมพลังงานไฟฟ้าที่เกี่ยวเนื่องหรือต่อเนื่องกับกิจการ ของ กฟผ. ในต่างประเทศ ซึ่งจะช่วยสร้างการเติบโตและตอบสนองต่อแผนธุรกิจของบริษัท EGATi ที่มีเป้าหมายสร้างผลตอบแทนและมูลค่าเพิ่มที่เหมาะสมให้แก่บริษัท EGATi และ กฟผ. ได้ในอนาคต ทั้งนี้ พน.จะกำกับดูแลและติดตามการลงทุนดังกล่าวให้มีความสอดคล้องหรือเกี่ยวเนื่องกับวัตถุประสงค์แห่งพระราชบัญญัติการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และเป็นไปตามระเบียบอื่นที่เกี่ยวข้องต่อไป พร้อมเสนอ ครม. พิจารณาเห็นชอบเพื่อให้เป็นไปตามพระราชกฤษฎีกาว่าด้วยการเสนอเรื่องและการประชุม ครม. พ.ศ. 2548 มาตรา 4 (9) ซึ่งระบุว่า เรื่องที่ขอทบทวนหรือยกเว้นการปฏิบัติตามมติของ ครม. ระเบียบ ข้อบังคับ หรือประกาศตาม (6) ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบทบทวนมติคณะกรรมการนโยบายแห่งชาติ ครั้งที่ 7/2550 (ครั้งที่ 116) เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 ข้อที่ 2 ในส่วนของกลไกการกำกับดูแลและเงื่อนไข เรื่องการลงทุนและการร่วมทุนโครงการของบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด โดยขยายกรอบการพิจารณาการลงทุนและร่วมทุน เป็นดังนี้ “ในการลงทุนและร่วมทุนในต่างประเทศของบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยขอความเห็นชอบจากกระทรวงพลังงานก่อนเป็นรายโครงการ โดยให้หมายรวมถึง การลงทุนในพันบัตร หุ้นกู้ หลักทรัพย์อื่นของบริษัทใดๆ และกองทุนประเภทต่างๆ ที่เกี่ยวกับกลุ่มธุรกิจนวัตกรรมทางด้านพลังงานไฟฟ้าหรือธุรกิจนวัตกรรมพลังงานไฟฟ้าที่เกี่ยวเนื่องหรือต่อเนื่องกับกิจการของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยในต่างประเทศ และสำหรับโครงการที่มีประเด็นนโยบายพิเศษให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติให้ความเห็นชอบ”
2. มอบหมายกระทรวงพลังงาน นำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
กพช. ครั้งที่ 157 วันพุธที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2565 (ครั้งที่ 157)
วันพุธที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2565 เวลา 13.30 น.
1. รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2564
3. การปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal จังหวัดระยอง [T-2]
4. แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
7. แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา
8. ทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567
9. การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) เพิ่มเติม
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2564
สรุปสาระสำคัญ
1. ระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 กำหนดให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันสิ้นปีงบประมาณ ส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม (คณะกรรมการกองทุนฯ) เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และ กพช. เพื่อทราบภายใน 30 วันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ โดยเมื่อวันที่ 9 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ ประจำปีงบประมาณ 2564 และต่อมา เมื่อวันที่ 17 มกราคม 2565 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ และให้นำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
2. ปีงบประมาณ 2564 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดสรรทุนตามวัตถุประสงค์และแผนการใช้จ่ายเงิน โดยได้ให้ความสำคัญกับการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา และการให้ทุน การศึกษาและฝึกอบรมแก่หน่วยงานในกระทรวงพลังงาน โดยได้อนุมัติเงินในวงเงินรวม 7,134,804.00 บาท แบ่งเป็น (1) หมวดเงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม 6,579,864.00 บาท โดยมีผู้รับการสนับสนุนทุนการศึกษาระดับปริญญาโท และปริญญาเอก จำนวน 10 ทุน และทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษ และภาษาต่างประเทศ จำนวน 26 ทุน ในวงเงิน 5,952,514.00 บาท (2) หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา 74,940.00 บาท โดยอนุมัติให้สมาคมวิศวกรรมปรับอากาศแห่งประเทศไทย 1 โครงการ ได้แก่ โครงการพัฒนาวิศวกรปรับอากาศชั้นนำ (Premier A/C Engineer Training Program) วงเงิน 30,000.00 บาท และสมาคมการจัดการงานบุคคลแห่งประเทศไทย 1 โครงการ ได้แก่ หลักสูตรการจัดการทรัพยากรมนุษย์ชั้นสูง รุ่นที่ 45 วงเงิน 44,940.00 บาท ซึ่งต่อมา สมาคมการจัดการงานบุคคลแห่งประเทศไทย ได้แจ้งสละสิทธิ์ เนื่องจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของไวรัสโควิด-19 และ (3) หมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน 480,000.00 บาท เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายที่จำเป็นในการบริหารงาน ได้แก่ ค่าจ้างลูกจ้างชั่วคราว ค่าตอบแทน ค่าใช้สอย และค่าวัสดุสำนักงาน ทั้งนี้ สถานะเงินกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2564 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ อยู่ที่ 420.297 ล้านบาท หนี้สินรวมอยู่ที่ 0.110 ล้านบาท ทุนของกองทุนฯ อยู่ที่ 420.187 ล้านบาท ผลการดำเนินงานทางการเงิน กองทุนฯ มีรายได้รวมจากการดำเนินการ 4.351 ล้านบาท มีค่าใช้จ่ายรวม 7.209 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนฯ มีรายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 2.859 ล้านบาท ทั้งนี้ ในปีงบประมาณ พ.ศ. 2563 ผู้รับการสนับสนุนทุนการศึกษาและฝึกอบรม และทุนการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของไวรัสโควิด-19 จึงส่งเรื่องเบิกจ่ายล่าช้า ทำให้มีการเบิกจ่ายข้ามปีงบประมาณเพิ่มขึ้น และปีงบประมาณ พ.ศ. 2564 มีรายได้จากอัตราดอกเบี้ยลดลง ส่งผลให้มีรายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิเพิ่มขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และวันที่ 22 มิถุนายน 2564 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติ เรื่อง แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) พิจารณาปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้า LNG โดยไม่ส่ง ผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และให้นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. เพื่อพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ในระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้กำกับดูแล ต่อมาเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยอาจเพิ่มเติมแนวทางการบริหารจัดการอื่นใดได้ตาม ความจำเป็นและเหมาะสม (2) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ได้แก่ การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้ กฟผ. และ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง และการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) และ/หรือ ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการ (3) มอบหมาย กบง. พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมซาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบการพิจารณา ซึ่งประกอบด้วย 1) พิจารณาแนวทางการนำต้นทุนส่วนเพิ่มในการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงอื่นที่ทดแทนก๊าซธรรมชาติในช่วงที่ขาดแคลนก๊าซธรรมชาติ มาคำนวณรวมในราคา Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าทุกภาคเศรษฐกิจเป็นต้นทุนเดียวกัน 2) ควรพิจารณาข้อมูลด้านต้นทุนราคาเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า อาทิ ราคาก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง และเชื้อเพลิงอื่นๆ เพื่อประกอบการพิจารณาบริหารจัดการเชื้อเพลิงเพื่อทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม 3) ให้พิจารณาการรับซื้อพลังงานทดแทน ส่วนเพิ่มจาก SPP และ/หรือ VSPP โดยอาจพิจารณารับซื้อจากสัญญาเดิม และสามารถรับซื้อจากเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ด้วย และ 4) ให้พิจารณาการเปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงอื่นทดแทนก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติม อาทิ การใช้เชื้อเพลิงอื่นในกลุ่มโรงกลั่นน้ำมัน และกลุ่มอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
2. กกพ. ได้ดำเนินงานตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 วันที่ 6 มกราคม 2565 และข้อเสนอแนะของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 โดยจัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยให้ผู้นำเข้า LNG รายใหม่ (New Shippers) ที่มีความประสงค์นำเข้า LNG สำหรับปี 2564 แจ้งความประสงค์ในการนำเข้า ซึ่งปรากฎว่าไม่มี New Shippers รายใดประสงค์นำเข้า LNG เนื่องจากสถานการณ์ราคา LNG มีความผันผวนและปรับตัวสูง กกพ. จึงมีมติมอบหมายให้ กฟผ. ซึ่งเป็น New Shippers ในกลุ่ม Regulated Market และมีความประสงค์ที่จะนำเข้า LNG มาใช้กับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ให้นำเข้า LNG ทั้งสิ้น 6 ลำเรือ อย่างไรก็ดี เนื่องจากราคานำเข้า LNG ของ กฟผ. ยังไม่สามารถนำไปเฉลี่ย กับราคา Pool Gas ได้ จึงส่งผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและเป็นผลให้อัตราค่าไฟฟ้าปรับตัวสูงขึ้น ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้ารับภาระต้นทุนจาก LNG ทั้งหมด ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2564 กกพ. จึงมีมติให้ ปตท. ในฐานะ ที่เป็นผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (PTT Shipper) จัดหา Spot LNG ตามปริมาณที่ต้องจัดหาเพิ่มในช่วงเดือนมกราคม ถึงเมษายน 2565 รวม 22 ลำเรือ เพื่อให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในการผลิตไฟฟ้า และให้ราคานำเข้า LNG ที่มีราคาสูงในภาวะวิกฤติพลังงานสามารถเฉลี่ยใน Pool Gas เพื่อช่วยลดผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าทำให้ค่าไฟฟ้าลดลง ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้มีนโยบายเพิ่มสัดส่วน การผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นเพื่อลดการนำเข้า LNG ในช่วงที่มีความผันผวนและมีราคาสูง โดยมอบหมายให้ กฟผ. จัดทำแผนการใช้น้ำมันแทนก๊าซธรรมชาติ และให้ ปตท. พิจารณาความสามารถในการขนส่งน้ำมันให้สอดคล้องกัน โดยในเดือนพฤศจิกายน 2564 ถึงเดือนมกราคม 2565 มีการใช้น้ำมันเตา และน้ำมันดีเซลรวมประมาณ 127 ล้านลิตร และ 459 ล้านลิตร ตามลำดับ โดยการดำเนินการดังกล่าวช่วยลดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่เกิดขึ้นได้เพียงบางส่วนเท่านั้น เนื่องจากโครงสร้างราคา Pool Gas เป็นราคาเฉลี่ย ถ่วงน้ำหนักของเนื้อก๊าซธรรมชาติที่ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทย ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา และ LNG ที่จัดหาโดย Shipper รายเดิม (ปตท.) เท่านั้น ทำให้ค่าใช้จ่ายที่เกิดจากการใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลถูกนำมาคิดเป็นต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยตรง
3. หลักการและเหตุผลในการสร้างกลไกการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) ประกอบด้วย (1) ประเทศไทยใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตกระแสไฟฟ้า และมีแนวโน้มการใช้ LNG เพิ่มขึ้นตามการลดลงของก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย จึงต้องเตรียมการจัดหาและนำเข้า LNG เพิ่มเติมให้รองรับปริมาณการใช้ โดยสนับสนุนให้มีการแข่งขันที่เป็นธรรมระหว่าง Shipper รายเก่าและรายใหม่ สามารถวัดประสิทธิภาพการจัดหา และสะท้อนราคาสู่ผู้ใช้ภายใต้โครงสร้างการเฉลี่ยราคาที่เหมือนกัน (2) การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 กำหนดให้ New Shippers นำเข้า LNG มาใช้เองหรือจำหน่ายให้ผู้ใช้ก๊าซโดยส่งผ่านราคา LNG ไปยังผู้ใช้ก๊าซโดยตรง ในขณะที่ผู้นำเข้า LNG รายเก่า (PTT Shipper) สามารถนำเข้า LNG มาผสมกับก๊าซอ่าวไทยที่มีอยู่เดิมและมีราคาต่ำกว่าเพื่อขายให้กับผู้ใช้ก๊าซได้ ทั้งนี้ โครงสร้างการคิดราคาก๊าซที่แตกต่างกันของ Shipper รายเก่าและรายใหม่ทำให้เกิดความเหลื่อมล้ำระหว่าง PTT Shipper และ New Shippers ซึ่งไม่สะท้อนประสิทธิภาพการนำเข้า LNG ของ Shipper แต่ละราย และเป็นอุปสรรคต่อการส่งเสริมการแข่งขัน และ (3) กรณีที่ LNG มีราคาสูงกว่าน้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซล การผลิตไฟฟ้าสามารถเลือกใช้น้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิงแทน ก๊าซธรรมชาติได้ และทำให้ราคา Pool Gas ลดลงซึ่งเป็นประโยชน์ต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas เดิม โดยค่าใช้จ่ายที่เกิดจากการใช้เชื้อเพลิงดังกล่าวจะถูกนำมาคิดเป็นต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยตรง ทำให้ประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าต้องรับภาระค่าใช้จ่ายแทนกลุ่มผู้ใช้ก๊าซในภาคธุรกิจอื่นๆ จึงจำเป็นต้องมีกลไกการคำนวณราคา ก๊าซธรรมชาติของกลุ่ม Regulated Market ใหม่ ที่คำนึงถึงต้นทุนด้านพลังงานของประเทศในภาพรวมโดย ไม่สร้างภาระให้ผู้ใช้พลังงานกลุ่มใดกลุ่มหนึ่งเกินสมควร ในลักษณะ Energy Pool Price
4. ข้อเสนอหลักเกณฑ์การคำนวณและการดําเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้ การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) มีสาระสำคัญ 4 ส่วน ได้แก่
4.1 Energy Pool Price หมายถึง การนำต้นทุนค่าใช้จ่ายน้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซล และ LNG นำเข้าของกลุ่ม Regulated Market มาเฉลี่ยกับก๊าซธรรมชาติใน Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตของภาคไฟฟ้าและภาคอุตสาหกรรมในกลุ่ม Regulated Market อยู่ในแนวปฏิบัติเดียวกัน ซึ่งมีการใช้เชื้อเพลิงคิดเป็นหน่วยราคาต่อความร้อน (หน่วยบาทต่อล้านบีทียู)
4.2 หลักเกณฑ์การคำนวณ Energy Pool Price และแนวปฏิบัติ ประกอบด้วย (1) หลักการคำนวณ Energy Pool Price มาจากราคาถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของต้นทุน Pool Gas ของ ปตท. ต้นทุนเชื้อเพลิง LNG นำเข้าที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบ และต้นทุนเชื้อเพลิงน้ำมันเตา น้ำมันดีเซล ที่ภาครัฐกำหนดให้นำมาใช้ผลิตไฟฟ้าแทนการนำเข้า LNG ในช่วงวิกฤติ โดยสูตรการคำนวณ Energy Pool Price = [(Vpool x Bpool,avg) + V1B1 + V2B2] / [Vpool + V1 + V2] โดย Bpool,avg คือ ราคา Pool Gas ของ ปตท. หน่วยบาทต่อล้านบีทียู B1 คือ ราคา LNG ของ New Shipper หน่วยบาทต่อล้านบีทียู B2 คือราคาน้ำมันดีเซลและ/หรือน้ำมันเตา และ/หรือ LPG ที่ใช้กับโรงไฟฟ้า และ/หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด หน่วยบาท ต่อล้านบีทียู Vpool คือ ปริมาณ Pool Gas ของ ปตท. หน่วยล้านบีทียู V1 คือ ปริมาณ LNG ของ New Shipper หน่วยล้านบีทียู V2 คือ ปริมาณน้ำมันดีเซล และ/หรือน้ำมันเตา และ/หรือ LPG ที่ใช้กับโรงไฟฟ้า และ/หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด หน่วยล้านบีทียู ทั้งนี้ Pool Gas ของ ปตท. หมายถึง ก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) SPP และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ คือ ก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือหลังผ่านกระบวนการแยกของโรงแยกก๊าซ ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน LNG และก๊าซจากแหล่งอื่นๆ ในอนาคต (2) ในช่วงเวลาปกติ การผลิตไฟฟ้าในกลุ่ม Regulated Market ให้ กฟผ. นำต้นทุนเชื้อเพลิง LNG ของโรงไฟฟ้าที่ผลิตและขายไฟเข้าระบบโดยใช้ LNG นำเข้าของ Shipper เป็นเชื้อเพลิง มาเฉลี่ยรวมกับต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติใน Pool Gas ได้เป็น Energy Pool Price (3) ในสภาวะวิกฤติพลังงาน การผลิตไฟฟ้าในกลุ่ม Regulated Market อาจมีการเปลี่ยนไปใช้น้ำมันเตา น้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด แทนการนำเข้า Spot LNG ที่มีราคาสูง โดยให้ กฟผ. สามารถนำต้นทุนค่าใช้จ่ายน้ำมันเตาน้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด ที่ใช้ในโรงไฟฟ้าเพื่อทดแทนการนำเข้า LNG ดังกล่าว มาเฉลี่ยรวมใน Energy Pool Price ได้ เพื่อลดภาระค่า Ft ที่ส่งผลถึงผู้ใช้ไฟฟ้าโดยตรง (4) ให้ กฟผ. ทำหน้าที่เป็นหน่วยงานกลาง (Clearing House) รวบรวมข้อมูลที่ใช้ในการคำนวณ Energy Pool Price จากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อคำนวณ Energy Pool Price ตามหลักเกณฑ์และแนวทางปฏิบัติที่ กกพ. กำหนด ประกอบด้วยข้อมูลจากผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว ซึ่งปัจจุบัน คือ กฟผ. ที่มีข้อมูลด้านราคาและปริมาณการใช้เชื้อเพลิง LNG นำเข้าของ กฟผ. และ New Shippers น้ำมันเตาน้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด ของโรงไฟฟ้าในกลุ่ม Regulated Market และข้อมูลจาก PTT Shipper ในฐานะผู้บริหารจัดการ Pool Gas ของ ปตท. ซึ่งมีหน้าที่ส่งข้อมูลด้านราคาและปริมาณของก๊าซธรรมชาติที่รับมาจากแหล่งต่างๆ ซึ่งรวมถึง LNG ที่จัดหาโดย PTT Shipper และข้อมูลประมาณการราคา Pool Gas ในแต่ละงวด (5) ให้ กฟผ. นำส่ง Energy Pool Price ให้แก่ PTT Shipper นำไปใช้เป็นราคา ก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายกับลูกค้าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ PTT Shipper ทุกกลุ่ม พร้อมทั้งรายงานให้ กกพ. ทราบโดยพลัน ภายใต้หลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด เพื่อไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนในการเรียกเก็บค่าบริการที่จะถูกรวมเป็นต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติของประเทศ โดย กกพ. จะกำกับดูแลและกำหนดแบบเอกสารการเรียกเก็บ ค่าก๊าซธรรมชาติของ PTT Shipper ให้เหมาะสมและไม่เกิดความสับสน ส่วนการคิดผลตอบแทนการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper Fee) ของ PTT Shipper นั้น ยังคงให้คำนวณจากราคา Pool Gas ของ ปตท. และ (6) กรณีที่มีส่วนต่างระหว่าง Energy Pool Price กับราคา Pool Gas ของ ปตท. ให้ กฟผ. หรือ PTT Shipper (แล้วแต่กรณี) นำส่วนต่างราคาที่เกิดขึ้นไปเรียกเก็บตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด โดยการพิจารณาส่วนต่างราคาจะมีรอบการคิดและชำระเงินเป็นรายเดือน
4.3 แนวทางในการกำกับ มีดังนี้ (1) กกพ. พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณ Energy Pool Price แนวทางปฏิบัติ และแนวทางในการบริหารจัดการส่วนต่างค่าเชื้อเพลิง รวมถึงแนวทางในการใช้ Energy Pool Price กับลูกค้าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ PTT Shipper ทุกกลุ่ม (2) กฟผ. ในฐานะที่เป็นผู้ซื้อรายเดียว รวบรวมข้อมูลและคำนวณ Energy Pool Price ตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด และ (3) กกพ. สามารถเสนอทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับ Energy Pool Price ได้ตามความเหมาะสม โดยคำนึงถึงความมั่นคงด้านพลังงานและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน
4.4 เพื่อสนับสนุนให้มีการแข่งขันที่เป็นธรรม ควรให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายเดิมที่มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับ Shipper รายเดิม สามารถเจรจาตกลงกันระหว่างคู่สัญญาให้แก้ไขเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิกสัญญา (Re-Negotiation) ได้ เพื่อเตรียมพร้อมรองรับการเปิดตลาดเสรีในกิจการก๊าซธรรมชาติต่อไปในอนาคต โดยปริมาณความต้องการใช้ก๊าซที่เกินจาก Take or Pay ของ ปตท. ให้ถือเป็น New Demand ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่สามารถเลือกใช้ก๊าซจาก Pool Gas หรือ New Shipper ได้ ภายใต้การกำกับของ กกพ.
5. เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง (2) มอบหมายให้ กฟผ. ในฐานะที่เป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว เป็นหน่วยงานกลาง (Clearing House) ดำเนินการตามหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ปตท. ได้มีข้อสังเกตต่อหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) ดังนี้ (1) กรณีที่ New Shipper นำเข้า LNG ที่มีราคาสูง จะส่งผลให้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติของ ปตท. สูงขึ้น ซึ่งกระทบต่อลูกค้าของ ปตท. (2) กลไกนี้อาจไม่ส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติเนื่องจากเป็นการเกลี่ยต้นทุนให้เป็นราคาเดียวกัน และ (3) การดำเนินการตามหลักเกณฑ์ดังกล่าว ปตท. ต้องแก้ไขสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่มีกับลูกค้า เนื่องจากในสัญญาระบุว่า ราคาก๊าซธรรมชาติที่ ปตท. เรียกเก็บจากลูกค้าต้องมาจากก๊าซธรรมชาติที่จัดหาโดย ปตท. เท่านั้น
6. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า แนวทางดังกล่าวเป็นประโยชน์ในการแก้ไขข้อจำกัดโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 2 ในระยะยาวให้สามารถส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันที่เป็นธรรมและไม่เลือกปฏิบัติระหว่างผู้เล่นรายเก่าและรายใหม่ ส่งผลให้การบริหารการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศมีประสิทธิภาพมากขึ้น อีกทั้งยังมีกลไกในการเลือกใช้เชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพและเป็นประโยชน์สูงสุดต่อประเทศได้ ในช่วงวิกฤติพลังงาน โดยไม่ส่งผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าเกินความจำเป็น การดำเนินการตามหลักเกณฑ์ Energy Pool Price จะช่วยสนับสนุนให้การส่งเสริมการแข่งขันตามเจตนารมณ์ของนโยบายภาครัฐ และผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติมีทางเลือกในการจัดหาก๊าซเพิ่มขึ้น อย่างไรก็ดี การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติของประเทศให้เกิดความมั่นคงและมีประสิทธิภาพต้องมีการวางแผนล่วงหน้าระยะยาว โดย ชธ. และ ปตท. ควรเร่งจัดทำข้อมูล Demand - Supply และความสามารถในการจัดหา LNG เพิ่มเติมโดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay ของ ปตท. ในช่วง 10 ถึง 15 ปีข้างหน้า ให้สอดคล้องกับสถานการณ์การผลิตและความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เปลี่ยนแปลงไป นอกจากนี้ การดำเนินการตามหลักเกณฑ์ Energy Pool Price จำเป็นต้องมีการกำหนดหลักเกณฑ์ในการบริหารจัดการเชื้อเพลิง ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเตา น้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่น ในกลุ่ม Regulated Market เพื่อให้เกิดความชัดเจน โดยต้องได้รับการสนับสนุนข้อมูลจากหน่วยงาน อาทิ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน ปตท. กฟผ. และ Shipper เป็นต้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้ การกำกับของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (Energy Pool Price) โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ในฐานะที่เป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว เป็นหน่วยงานกลาง (Clearing House) ดำเนินการตามหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคา ก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ.
3. มอบหมายให้ กกพ. กำหนดมาตรการกำกับดูแลเชื้อเพลิงที่จัดหาเข้าใน Energy Pool Price ทั้งในกรณีปกติ และช่วงวิกฤตราคาพลังงาน ให้มีความโปร่งใส ตรวจสอบได้ เป็นไปตามมาตรฐานสากล และให้เกิดการแข่งขันอย่างเสรี สำหรับการนำเชื้อเพลิงประเภทอื่น เช่น น้ำมันเตา หรือน้ำมันดีเซลมาใช้ในการผลิตไฟฟ้าตามที่เสนอนั้น ควรใช้ตามความจำเป็นเร่งด่วนเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน เนื่องจาก ก๊าซธรรมชาติมีราคาแพง ไม่คุ้มค่าในการผลิตไฟฟ้า ทั้งนี้ หากราคาน้ำมันดิบดูไบในตลาดโลกมีราคาต่ำกว่า 100 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ต่อเนื่องระยะเวลาหนึ่งแล้ว ให้ กกพ. นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ทบทวนความจำเป็นของการนำเชื้อเพลิงประเภทอื่นดังกล่าว มาคิดรวมใน Energy Pool Price รวมทั้งให้รับข้อคิดเห็นของที่ประชุม ไปประกอบการพิจารณาดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 3 การปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal จังหวัดระยอง [T-2]
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ดำเนินโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งที่ 2 จังหวัดระยอง [T-2] รองรับการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดยกำหนดให้โครงการแล้วเสร็จและสามารถแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2565 เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ของประเทศ และกระจายพื้นที่ในการรองรับการนำเข้า LNG ดังกล่าว ซึ่งคณะกรรมการบริษัท ปตท. ได้อนุมัติให้บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) เป็นผู้ดำเนินการโครงการ ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ดำเนินการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ LNG Receiving Terminal แห่งที่ 2 จังหวัดระยอง [T-2] ที่มอบหมายให้ ปตท. ดำเนินโครงการให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG สูงสุดเพิ่มขึ้นจาก 5 ล้านตันต่อปี เป็น 7.5 ล้านตันต่อปี ประมาณการเงินลงทุนรวม 38,500 ล้านบาท และกำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2565
2. ปัจจุบันมีปัญหาเรื่องการถ่ายโอนการดำเนินการสัมปทานแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ (G1) เนื่องจากผู้รับสัมปทานแปลง G1 รายใหม่ คือ บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (ปตท.สผ.) ยังไม่สามารถเข้าพื้นที่เพื่อประเมินสภาพแหล่งผลิตได้ ซึ่งจะส่งผลกระทบให้ไม่สามารถผลิตก๊าซ ที่ระดับ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) ได้ตามกำหนดการเดิม ประกอบกับสถานการณ์ความไม่สงบ ที่ยืดเยื้อในสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาจากเหตุการณ์รัฐประหารตั้งแต่ต้นปี 2564 ซึ่งอาจทำให้เมียนมา ถูกคว่ำบาตร ส่งผลกระทบต่อการจัดหาก๊าซของประเทศไทยโดยรวมประมาณ 600 MMSCFD ถึง 700 MMSCFD และอาจยืดเยื้อถึงสิ้นปี 2565 ทำให้ประเทศไทยอาจขาดแคลนก๊าซธรรมชาติสำหรับเป็นเชื้อเพลิง ในการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า ซึ่งจะส่งผลต่อการใช้ไฟฟ้าของประเทศโดยรวม ซึ่งสถานการณ์ดังกล่าวถือได้ว่า เป็นวิกฤตทางพลังงาน ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2564 กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ได้นำเสนอสรุปแผนรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากเมียนมาต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และต่อมา เมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2564 ได้ประชุมหารือแผนบริหารจัดการความต่อเนื่องด้านก๊าซธรรมชาติ (BCM) กรณี ไม่สามารถนำเข้าก๊าซจากเมียนมาได้ และจัดเตรียมแผนรองรับเหตุการณ์ฉุกเฉินด้านการบริหารจัดการเชื้อเพลิงกรณีเหตุการณ์ยืดเยื้อจนถึงช่วงรอยต่อของบริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด (CTEP) และการเข้าพื้นที่แปลง G1/61 (แหล่งก๊าซเอราวัณ) โดยเพิ่มอัตราการส่งก๊าซธรรมชาติของ LNG Receiving Terminal 1 [T-1] (Send-out LNG [T-1]) เต็มความสามารถที่ 11.5 ล้านตัน หรือประมาณ 1,600 MMSCFD เนื่องจากคาดว่าในเดือนเมษายน 2565 มีความเสี่ยงที่ความจุของ LNG Terminal จะไม่เพียงพอหากโครงการ [T-2] ยังไม่แล้วเสร็จ จึงพิจารณาเร่งโครงการ [T-2] ให้พร้อมใช้งานเร็วขึ้น เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ที่เพิ่มสูงขึ้นมากกว่า 1,600 MMSCFD ในช่วงไตรมาสที่ 2 ของปี 2565 โดย ชธ. ได้มีหนังสือแจ้งรายละเอียดการประชุมหารือ BCM ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ทราบเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2564 คณะกรรมการ ปตท. ได้มีมติอนุมัติแผนการดำเนินงานและงบประมาณเพิ่มเติมในการเร่งรัด Early Gas Send Out (EGSO) โครงการก่อสร้างคลังจัดเก็บและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Terminal) แห่งที่ 2 [T-2] ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง หรือ LMPT-2 จากเดิมกำหนดแล้วเสร็จเดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นภายในเดือนพฤษภาคม 2565 งบประมาณ 2,900 ล้านบาท เพิ่มเติมจากเดิมที่ 38,500 ล้านบาท รวมเป็น 41,400 ล้านบาท โดยเมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2564 คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (คณะอนุกรรมการฯ) ได้พิจารณาแนวทางการปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] (LMPT2) และมีมติมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาและให้ความเห็นในเรื่องดังกล่าว เพื่อนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาต่อไป
3. การขอปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) โดยเร่งรัดให้สามารถจัดส่งก๊าซธรรมชาติบางส่วนได้เร็วขึ้นกว่าแผน สามารถดำเนินการได้ในลักษณะ Early Gas Sent-Out (EGSO) ซึ่งสามารถเร่งดำเนินการให้แล้วเสร็จได้ภายในวันที่ 31 พฤษภาคม 2565 รองรับการนำเข้า LNG ประมาณ 2.5 ล้านตันต่อปี โดยมีเงินลงทุนส่วนเพิ่มประมาณ 2,900 ล้านบาท แบ่งออกเป็น (1) ค่าติดตั้งอุปกรณ์เพิ่มเติมสำหรับรองรับการจ่ายก๊าซในรูปแบบ EGSO 62.4 ล้านบาท (2) ค่าปรับเปลี่ยนการออกแบบอุปกรณ์ใหม่ เพื่อกระชับเวลางานก่อสร้าง 415 ล้านบาท (3) จ่ายค่าเร่งรัดการผลิตอุปกรณ์และเปลี่ยนแปลงวิธีการขนส่งให้ใช้ระยะเวลาสั้นที่สุด 300 ล้านบาท และ (4) ค่าจัดจ้างผู้คุมงาน (Supervisor) และแรงงานเพิ่มเติม พร้อมขยายเวลาการทำงาน 2,122.6 ล้านบาท
4. เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2565 กกพ. ได้พิจารณาและได้มีความเห็นต่อแนวทางการปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) ดังนี้ (1) การเร่งดำเนินโครงการ [T-2] (LMPT2) ให้แล้วเสร็จเร็วกว่าแผนเดิมมาเป็น เดือนพฤษภาคม 2565 จะทำให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG ได้เพิ่มขึ้น 2.5 ล้านตันต่อปี เพื่อลดความเสี่ยงจากการขาดแคลนก๊าซธรรมชาติในช่วงเปลี่ยนถ่ายผู้รับสัมปทานแหล่งก๊าซเอราวัณ (2) การเร่งดำเนินโครงการ [T-2] (LMPT2) ให้แล้วเสร็จเพื่อเชื่อมต่อท่อเส้นที่ 5 ในขณะที่สถานีผสมก๊าซธรรมชาติ TP5 MXS ยังไม่แล้วเสร็จ จะส่งผลให้ดัชนี Wobbe (WI) ของ LNG ที่นำเข้ากระทบต่อความสามารถรองรับก๊าซของโรงไฟฟ้า เนื่องจากยังไม่มีการผสมก๊าซจากแหล่งอื่น ดังนั้น การจัดหา LNG จึงต้องพิจารณาจากแหล่งที่มีค่า WI ที่โรงไฟฟ้าสามารถรองรับได้ (3) การปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) ควรคำนึงถึงบทปรับกรณีผู้รับเหมาไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนดเวลา และ (4) โครงการมีการลงทุนและดำเนินการไปแล้ว ทำให้เงินลงทุนเกินกรอบที่คณะรัฐมนตรี ได้อนุมัติไว้ จึงเห็นควรให้เสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีพิจารณาอนุมัติกรอบวงเงินเพิ่มเติม โดยการลงทุนใหม่ ที่เกิดขึ้นต้องอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในฐานะที่เป็นหน่วยงานกำกับกิจการพลังงาน ซึ่ง กกพ. จะพิจารณาให้ส่งผ่านภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นตามหลักเกณฑ์ที่กำหนดตามมาตรา 65 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ต่อมาเมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาเรื่อง การปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal จังหวัดระยอง [T-2] โดยมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบให้นำข้อเสนอของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เรื่อง การปรับเพิ่มวงเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] ในแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง จากเดิมวงเงิน 38,500 ล้านบาท เป็นวงเงินไม่เกิน 41,400 ล้านบาท เสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป และ (2) มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาการส่งผ่านภาระการลงทุนโครงการที่เพิ่มขึ้นซึ่งส่งผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคต ไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นและสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า โครงการมีการลงทุนและดำเนินการไปแล้ว ทำให้เงินลงทุนในการดำเนินการเกินกรอบวงเงินที่ กพช. ได้อนุมัติไว้ จึงเห็นควรให้เสนอ กพช. พิจารณาอนุมัติกรอบวงเงินเพิ่มเติม โดยเงินลงทุนดังกล่าวจะมีผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคต จึงขอให้ กกพ. พิจารณาการส่งผ่านภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นตามการใช้งานจริง และสอดคล้องกับเหตุผล ของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประเทศและประชาชน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ปรับเพิ่มวงเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] ในแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ที่มอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการ จากเดิมวงเงิน 38,500 ล้านบาท เป็นวงเงินไม่เกิน 41,400 ล้านบาท
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน พิจารณาการส่งผ่านภาระการลงทุนโครงการที่เพิ่มขึ้นซึ่งส่งผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคต ไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นและสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน
เรื่องที่ 4 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยอาจเพิ่มเติมแนวทางการบริหารจัดการอื่นใดได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ประกอบด้วย (1.1) จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถของแหล่ง รวมถึงจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซเพิ่มเติมจากแหล่งก๊าซธรรมชาติที่มีศักยภาพ (1.2) การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ซึ่งคาดว่าจะสามารถผลิตไฟฟ้าได้ 2,197 ล้านหน่วยต่อปี สามารถลดปริมาณการใช้ LNG ตลอดปี 2565 ทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 0.282 ล้านตันต่อปี และ (1.3) รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล ซึ่งปัจจุบันกลุ่ม SPP ชีวมวล มีกำลังผลิตเหลือ 455 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นประเภทสัญญา Firm 20 ราย จำนวน 151 เมกะวัตต์ และประเภทสัญญา Non-Firm 20 ราย จำนวน 305 เมกะวัตต์ คาดว่าจะผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 1,500 ล้านหน่วยต่อปี (PF 50%) ทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 0.225 ล้านตันต่อปี (1.4) เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า คาดว่าจะทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 1.59 ล้านตันต่อปี และ (1.5) รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) เช่น เร่งรัดการจ่ายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าน้ำงึม 3 ซึ่งมีกำหนด Unit Operation Period กลางปี 2566 (2) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ดังนี้ (2.1) การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป และ (2.2) การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน ส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการต่อไป และ (3) มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบการพิจารณาต่อไป ซึ่งประกอบด้วย (3.1) พิจารณาแนวทางการนำต้นทุนส่วนเพิ่มในการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงอื่นที่ทดแทน ก๊าซธรรมชาติในช่วงที่ขาดแคลนก๊าซธรรมชาติ มาคำนวณรวมในราคา Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ทุกภาคเศรษฐกิจเป็นต้นทุนเดียวกัน (3.2) ควรพิจารณาข้อมูลด้านต้นทุนราคาเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า อาทิ ราคาก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง และเชื้อเพลิงอื่นๆ เพื่อประกอบการพิจารณาบริหารจัดการเชื้อเพลิง เพื่อทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม (3.3) ให้พิจารณาการรับซื้อพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม จาก SPP และ/หรือ VSPP โดยอาจพิจารณารับซื้อจากสัญญาเดิม และสามารถรับซื้อจากเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือ จากชีวมวลได้ด้วย และ (3.4) ให้พิจารณาการเปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงอื่นทดแทนก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติม อาทิ การใช้เชื้อเพลิงอื่นในกลุ่มโรงกลั่นน้ำมัน และกลุ่มอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
2. คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน ภายใต้ กบง. ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานฯ ได้ประชุมหารือเพื่อวิเคราะห์ข้อมูลและพิจารณาแนวทางจัดหาพลังงานเพื่อทดแทนก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามมติ กบง. และ กพช. และได้รายงานผลการดำเนินงานให้ กบง. รับทราบเมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2565 สรุปได้ ดังนี้ (1) จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถ โดยเร่งการผลิตจากแหล่งอาทิตย์ การจัดทำ CO2 relaxation และเร่งการขุดเจาะหลุม Infill เป็นต้น สามารถทดแทนได้ 0.5 ล้านตัน (2) การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ดำเนินการได้ตามเป้าหมาย สามารถทดแทนได้ 0.28 ล้านตัน (3) การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ/หรือ VSPP จากสัญญาเดิมชีวมวล โดยรับซื้อไฟฟ้าที่ราคาไม่เกินราคา Pool Gas สามารถทดแทนได้ 0.17 ล้านตัน (4) การจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) กรณีใช้ LNG เป็นหลักสามารถทดแทนได้ 3.25 ล้านตัน และกรณีใช้น้ำมันเป็นหลักสามารถทดแทนได้ 1.76 ล้านตัน และ (5) เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า กรณีใช้ LNG เป็นหลักสามารถทดแทนได้ 0.29 ล้านตัน กรณีใช้น้ำมันเป็นหลักสามารถทดแทนได้ 1.79 ล้านตัน ซึ่ง (4) และ (5) สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างพิจารณารูปแบบการคิดอัตรา ค่าไฟฟ้าและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) ก่อนกำหนดแผนการใช้น้ำมันและ LNG ที่เหมาะสมเพื่อแจ้งต่อกระทรวงพลังงานต่อไป และ (6) การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว เป็นการนำพลังงานจากแผนล่วงหน้ามาใช้ โดยไม่ได้ผลิตชดเชยก๊าซของแหล่ง G1 และมีปริมาณน้อยมาก ซึ่งจากความต้องการนำเข้าก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เพื่อชดเชยก๊าซธรรมชาติที่จะหายไปในช่วงเปลี่ยนผ่านของแหล่งเอราวัณ (G1/61) จำนวน 1.8 ล้านตัน และการจัดหา LNG เพื่อการแข่งขัน จำนวน 2.7 ล้านตัน รวม 4.5 ล้านตัน เมื่อพิจารณาตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 พบว่ากระทรวงพลังงานจะสามารถจัดหาเชื้อเพลิงต้นทุนต่ำเพิ่มขึ้นเบื้องต้น 0.95 ล้านตัน ส่งผลให้เกิดความมั่นคงทางพลังงาน และการจัดหา LNG ลดลง
3. เมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2565 กบง. ได้พิจารณาเรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ VSPP จากสัญญาเดิม โดยมีมติเห็นชอบในหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ VSPP จากสัญญาเดิม โดยมีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) แนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ/หรือ VSPP จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ จึงควรรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มเฉพาะกลุ่มโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิต กระแสไฟฟ้าจากสัญญาเดิม ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ (2) รูปแบบการจ่ายพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่ม (Excess Energy) แบบ Non-Firm (3) อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่ม 1.8931 บาทต่อหน่วย โดยมีหลักการสำคัญ ดังนี้ (3.1) การรับซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่มเป็นการใช้สินทรัพย์เดิมของผู้ผลิตไฟฟ้าและไม่มีการลงทุนใหม่ จึงควรรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มโดยอ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนผันแปร (FiTv) เชื้อเพลิงชีวมวลปี 2565 ซึ่งคิดจากต้นทุนเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า 1.8931 บาทต่อหน่วย และไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม (3.2) การรับซื้อไฟฟ้าตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ภาครัฐต้องการพลังงานไฟฟ้าทดแทนการนำเข้า LNG ซึ่งปรับตัวอยู่ในระดับสูง จึงควรพิจารณากรอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าต้นทุนค่าเชื้อเพลิง ในการผลิตไฟฟ้าจาก Pool Gas (ต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าจาก Pool Gas 2.4972 บาทต่อหน่วย (ประมาณการราคาเฉลี่ยปี 2565)) (3.3) ผู้ใช้ไฟฟ้าได้ประโยชน์ทดแทนต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า จาก Pool Gas หน่วยละ 0.6041 บาทต่อหน่วย หรือ 51.53 ล้านบาทต่อเดือน (4) ให้การไฟฟ้าคู่สัญญาพิจารณาคัดเลือกจากความพร้อมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2565 รวมถึงข้อจำกัดด้านเทคนิค Feeder และศักยภาพระบบส่งไฟฟ้า (Grid Capacity) เป็นรายกรณี และ (5) ให้การไฟฟ้าคู่สัญญาแก้ไขสัญญาเพิ่มเติมตามสัญญาเดิม
4. เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาเรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มนอกเหนือจากสัญญาเดิม และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้านอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวลหรืออื่นๆ นอกจากชีวมวลจากผู้ผลิตไฟฟ้า ที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) หรือการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ที่กรอบราคารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดไม่เกิน 1.8931 บาทต่อหน่วย (2) มอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้า โดยให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) บริหารให้เป็นไปตามนโยบายต่อไป และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการดำเนินการตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
2. เห็นชอบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้านอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวลหรืออื่นๆ นอกจากชีวมวลจากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการ ลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) หรือการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ที่กรอบราคารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดไม่เกินต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่หลีกเลี่ยงได้จากการใช้เชื้อเพลิงนำเข้าในราคาสูง ณ ปัจจุบัน (Avoided Cost)
3. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ร่วมกันกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า และเงื่อนไขอื่นๆ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีการผลิตและใช้เองอยู่แล้วในปัจจุบันและมีพลังงานส่วนเหลือที่จะจำหน่ายเข้าสู่ระบบ ให้มีความเหมาะสม เป็นธรรมทั้งผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้า โดยคำนึงถึงประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบ และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าต่อไป
4. มอบหมายให้ กบง. พิจารณาและบริหารการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน ส่วนเพิ่มให้มีความเหมาะสมเป็นไปตามนโยบายโดยคำนึงถึงประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ให้ทันต่อสถานการณ์ และรายงานให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติทราบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) (Tariff MOU) และการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป. ลาว โดยได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่าง Tariff MOU ทั้ง 3 ฉบับ ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว ทั้งนี้ สำหรับโครงการน้ำงึม 3 จะต้องดำเนินการจัดทำ Full Due Diligence ให้แล้วเสร็จก่อนจึงจะสามารถลงนามได้ (2) เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไข ในร่าง Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย ในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้มีผลทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม ทั้งนี้ จะต้องไม่กระทบอัตราค่าไฟฟ้า และ (3) เห็นชอบการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป. ลาว เรื่องความร่วมมือ ในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (MOU) จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ ตามผลการหารือของ ที่ประชุมที่ได้พิจารณาข้อเสนอเดิมที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เคยเสนอในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ที่เสนอขอขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU เป็น 10,500 เมกะวัตต์ โดยข้อเสนอดังกล่าวได้พิจารณาครอบคลุมโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำที่อยู่ระหว่างการดำเนินการ กับ สปป. ลาว ทั้งหมดและสอดคล้องกับข้อเสนอของ สปป. ลาว ซึ่งเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2565 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบการขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเป็น 10,500 เมกะวัตต์ ภายใต้ร่าง MOU ดังกล่าว และอนุมัติให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน หรือผู้ได้รับมอบอำนาจจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ผู้ลงนามใน MOU ในวันที่ 4 มีนาคม 2565 โดยเมื่อวันที่ 4 มีนาคม 2565 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ ลงนามใน MOU กับ กระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว เรียบร้อยแล้ว
2. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการฯ) ได้พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป. ลาว ในโครงการ หลวงพระบาง และโครงการปากแบง โดยมีรายละเอียด ดังนี้
2.1 โครงการหลวงพระบาง เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณา ร่าง Tariff MOU ของโครงการหลวงพระบาง และรับทราบว่ารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ แห่ง สปป. ลาว ได้แจ้งว่ารัฐบาล สปป. ลาว เสนอรายงานผลการศึกษาผลกระทบต่อแหล่งมรดกโลก (Heritage Impact Assessment: HIA) ฉบับสมบูรณ์ต่อ UNESCO แล้ว โดยจะดำเนินการตามคำแนะนำใดๆ ที่จะได้รับจาก UNESCO หรือ Advisory Bodies ให้ถูกต้องตามกฎหมายและมีความมั่นใจว่าจะไม่กระทบต่อการพัฒนาโครงการ สปป.ลาว จึงเห็นว่าการลงนามในร่าง Tariff MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) สามารถดำเนินการต่อไปได้โดยไม่ต้องรอคำแนะนำจาก Advisory Bodies ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบ ร่าง Tariff MOU โครงการหลวงพระบาง (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ เสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าโครงการหลวงพระบาง และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน Tariff MOU โครงการ หลวงพระบางที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. ภายหลังจากที่มีการลงนามใน MOU แล้ว และ (3) มอบหมายให้ กฟผ. เสนอ อส. ตรวจพิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการหลวงพระบาง และเมื่อ อส. ตรวจพิจารณาแล้วเสร็จให้ดำเนินการเจรจาร่าง PPA กับโครงการหลวงพระบางอย่างไม่เป็นทางการคู่ขนานกันไประหว่างรอเสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าและมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามร่าง Tariff MOU ทั้งนี้ หาก กพช. พิจารณา Tariff MOU แล้ว มีความเห็นแตกต่างจากร่าง Tariff MOU ที่ อส. ได้เคยตรวจพิจารณาแล้วให้นำไปปรับปรุงในร่าง Tariff MOU และร่าง PPA ด้วย
2.2 โครงการปากแบง เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้รับทราบว่าผู้พัฒนาโครงการปากแบงได้มีหนังสือขอให้พิจารณาเปลี่ยนแปลงกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการปากแบง จากเดิมที่กำหนด SCOD วันที่ 31 ธันวาคม 2571 เป็นวันที่ 31 มีนาคม 2574 ต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าใหม่ของโครงการปากแบงที่เสนอขอเปลี่ยนแปลงกำหนด SCOD เป็นวันที่ 31 มีนาคม 2574 และเสนอ SCOD ทางเลือกเพิ่มเติมเป็นวันที่ 1 มกราคม 2576 และได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าของโครงการที่มีกำหนด SCOD ในวันที่ 1 มกราคม 2576 และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการเจรจาปรับปรุงร่าง Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการ ให้สอดคล้องกับข้อเสนอขายไฟฟ้าที่มีกำหนด SCOD ในวันดังกล่าว และต่อมาเมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการปากแบงที่ได้แก้ไขให้สอดคล้องกับข้อเสนอขายไฟฟ้าที่มีกำหนด SCOD ในวันที่ 1 มกราคม 2576 ได้แก่ กำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมในการบริหารจัดการน้ำ ปรับปรุงเงื่อนไข AC Collective Substation กำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมในการติดตั้ง Generator Shedding Scheme ปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้า และปรับปรุงกำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆ โดยได้มีมติเห็นชอบร่าง Tariff MOU โครงการปากแบง และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ เสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบอัตรา ค่าไฟฟ้าโครงการปากแบง รวมทั้งมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน Tariff MOU โครงการปากแบงที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว
3. เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการหลวงพระบางและโครงการปากแบง โดยได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบางและโครงการปากแบง และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่าง Tariff MOU โครงการหลวงพระบางและโครงการปากแบง ที่ผ่าน การตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว (2) เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของโครงการหลวงพระบางและโครงการปากแบง ในขั้นตอนการจัดทำร่าง PPA เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
4. สรุปรายละเอียดโครงการ และข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้า ดังนี้ (1) โครงการหลวงพระบาง ผู้พัฒนาโครงการ คือ CK Power ร่วมกับ PT (Sole) Company Limited ร่วมกับ Ch.Karnchang และ Petro Vietnam Power Corporation ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 1,460 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 1,400 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภทเขื่อนน้ำไหลผ่าน (Run off River) พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 6,577 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 35 ปี กำหนด SCOD วันที่ 1 มกราคม 2573 และ (2) โครงการปากแบง ผู้พัฒนาโครงการ คือ China Datang Overseas Investment Co., Ltd. และ Gulf Energy Development Public Co., Ltd. (GULF) ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง แขวงอุดมไซย สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 912 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 897 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภท Run off River พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 4,525 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 29 ปี กำหนด SCOD วันที่ 1 มกราคม 2576 ทั้งนี้ ข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ย ณ ชายแดน รวมค่าก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าในฝั่งไทย ของโครงการหลวงพระบาง 2.8432 บาทต่อหน่วย และโครงการปากแบง 2.9179 บาทต่อหน่วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU)โครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด แล้ว
2. เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของโครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง ในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2563 ที่ประชุม ASEAN Minister on Energy Meeting and Associated Meeting (AMEM) ได้นำเสนอการขยายโครงการเชื่อมโยงพลังงานไฟฟ้าระหว่างสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ไทย มาเลเซีย และสิงคโปร์ ภายใต้ชื่อโครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวไปประเทศสิงคโปร์ ผ่านระบบส่งของประเทศไทยและมาเลเซีย (Lao PDR – Thailand – Malaysia - Singapore on Power Interconnection Project: LTMS - PIP) โดย สปป. ลาว เป็นผู้จำหน่ายไฟฟ้าให้สิงคโปร์ผ่านระบบส่งของไทยและมาเลเซียเป็นระยะเวลา 2 ปี และต่อมาได้มีการประชุมร่วมกันระหว่าง 4 ประเทศดังกล่าวเพื่อเจรจาหลักการสำคัญของการซื้อขายไฟฟ้าตามโครงการ LTMS - PIP โดยมีเป้าหมายให้สามารถลงนามสัญญาและเริ่มต้นโครงการ LTMS - PIP ภายในไตรมาส 2 ของปี 2565
2. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2564 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าบริการในการใช้หรือการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Wheeling Charge) ของไทย เพื่อให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ใช้ในการเจรจาโครงการ LTMS - PIP โดยต่อมา ผู้แทนของ สปป. ลาว มาเลเซีย สิงคโปร์ และไทย โดยผู้แทนกระทรวงพลังงานและผู้แทน กฟผ. รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ การไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) การไฟฟ้ามาเลเซีย (Tenaga Nasional Berhad: TNB) และหน่วยงานด้านกิจการไฟฟ้าของสิงคโปร์ คือ Energy Market Authority (EMA) และ Singapore Importer (Keppel) ได้ประชุมหารือแนวทางการดำเนินโครงการ LTMS - PIP และจัดทำร่างสัญญา Energy Wheeling Agreement (EWA) สำหรับโครงการ LTMS - PIP โดยเมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2565 ที่ประชุมได้เห็นชอบจัดทำร่างสัญญา EWA สำหรับโครงการ LTMS – PIP ร่วมกัน และต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP และมอบหมายให้เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาอัตราค่า Wheeling Charge ของไทย และหลักการร่างสัญญา EWA สำหรับโครงการ LTMS - PIP ซึ่ง กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2565 ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบอัตราค่า Wheeling Charge ของไทยและหลักการร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP (2) มอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS - PIP ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว ทั้งนี้ หาก อส. กบง และ กพช. มีความเห็นให้แก้ไขร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP ในส่วนที่ไม่ใช่สาระสำคัญของสัญญา เห็นควรให้ กฟผ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไปได้ และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
3. อัตราค่า Wheeling Charge ของไทยสำหรับโครงการ LTMS - PIP ประกอบด้วย 3 ส่วน คือ ค่าระบบส่งไฟฟ้า (Transmission Tariff) ค่าสายส่งระบบ High Voltage Direct Current (HVDC Cost) และค่าภาษี (Tax) โดยมีหลักการคำนวณ ดังนี้ ส่วนที่ 1 อัตรา Transmission Tariff ประกอบด้วย (1) ค่า Wheeling Charge เท่ากับ 0.7813 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย (2) ค่าบริการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า (Ancillary Services) เท่ากับ 0.7603 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และ (3) ค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐ (Policy Expense) เท่ากับ 0.8750 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย ส่วนที่ 2 ค่า HVDC Cost เท่ากับ 0.3248 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย มีสมมติฐานการคำนวณโดยใช้ค่าสินทรัพย์สายส่ง ณ ปี 2564 ค่าสินทรัพย์ HVDC ที่สถานีไฟฟ้าคลองแงะ ณ ปี 2564 และค่าบำรุงรักษา (Refurbishment Cost) และส่วนที่ 3 ค่า Tax คือภาษีมูลค่าเพิ่มในอัตราร้อยละ 7 ของผลรวมของค่า Transmission Tariff และค่า HVDC Cost เท่ากับ 0.2066 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย ทั้งนี้ การพิจารณากำหนดอัตราค่า Wheeling Charge ของไทยสำหรับโครงการ LTMS – PIP ได้คำนึงค่าความสูญเสีย ที่จะเกิดในระบบ (Transmission Loss) เพื่อให้สอดคล้องกับต้นทุนที่เกิดขึ้นจริง โดยสรุปอัตรา Wheeling Charge เท่ากับ 3.1584 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย
4. หลักการของสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP ประกอบด้วยสาระสำคัญ 3 ส่วน ดังนี้
4.1 หลักการซื้อขายไฟฟ้าของโครงการ LTMS – PIP มีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) การส่งพลังงานไฟฟ้า (LTMS Energy) ฟฟล. จะจ้าง กฟผ. และ TNB ส่งพลังงานไฟฟ้าให้กับ Keppel ณ จุดส่งมอบตามเงื่อนไขในสัญญา EWA และตามที่ได้ตกลงซื้อขายกันในแต่ละวันตาม Actual Confirmation of Wheeling (ACoW) ทั้งนี้ กฟผ. และ TNB ตกลงที่จะนำส่ง LTMS Energy จาก ฟฟล. ให้กับ Keppel ตามเงื่อนไขในสัญญา EWA และตามที่ได้ตกลงกันใน ACoW โดยมีกำหนดการซื้อขายขั้นต่ำที่ 30 เมกะวัตต์ สูงสุดไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ ต่อเนื่องกันอย่างน้อย 5 ชั่วโมง (2) การซื้อขายไฟฟ้าของโครงการ LTMS - PIP จะใช้โครงสร้างพื้นฐานในการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าที่มีอยู่เดิมระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. และ กฟผ. กับ TNB ของมาเลเซีย ซึ่งเป็นไปตามหลักการเดิมตามสัญญา Energy Purchase and Wheeling Charge Agreement (EPWA) ของโครงการ LTM - PIP โดยเพิ่มการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าระหว่าง TNB กับ SP Power Assets Limited (SPPA) ของสิงคโปร์ 3 ส่วนดังนี้ ส่วนที่ 1 จุดเชื่อมโยงระหว่าง กฟผ. - ฟฟล. ผ่านระบบส่งเชื่อมโยง 115 เควี จำนวน 7 จุด ได้แก่ สถานีไฟฟ้าหนองคาย - สถานีไฟฟ้าท่านาแล้ง สถานีไฟฟ้าหนองคาย - สถานีไฟฟ้าโพนต้อง สถานีไฟฟ้าบึงกาฬ - สถานีไฟฟ้าปากซัน สถานีไฟฟ้าท่าลี่ - สถานีไฟฟ้าแก่งท้าว สถานีไฟฟ้านครพนม - สถานีไฟฟ้าท่าแขก สถานีไฟฟ้ามุกดาหาร - สถานีไฟฟ้าปากบ่อ และสถานีไฟฟ้าสิรินธร 2 – สถานีไฟฟ้าบังเยาะ ส่วนที่ 2 จุดเชื่อมโยงระหว่าง กฟผ. - TNB ผ่านระบบ 300 เมกะวัตต์ 300 เควี HVDC จำนวน 1 จุด ได้แก่ สถานีไฟฟ้าคลองแงะ ของไทย – สถานีไฟฟ้า Gurun East ของมาเลเซีย และส่วนที่ 3 จุดเชื่อมโยงระหว่าง TNB - SPPA ผ่านระบบ HVAC จำนวน 1 จุด ได้แก่ สถานีไฟฟ้า Plentong ของมาเลเซีย – สถานีไฟฟ้า Woodlands ของสิงคโปร์ (3) การซื้อขายไฟฟ้าของโครงการ LTMS - PIP ตั้งอยู่บนพื้นฐานของการทำงานร่วมกับสัญญาที่มีอยู่เดิม ซึ่งเป็นไปตามหลักการเดิมตามสัญญา EPWA ของโครงการ LTM-PIP ดังนี้ ส่วนที่ 1 การซื้อขายไฟฟ้าระหว่างไทย - สปป. ลาว เป็นตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และเซเสด ลงนามเมื่อวันที่ 15 มีนาคม 2562 ระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. รองรับการเชื่อมโยงแบบระบบต่อระบบ (Grid to Grid: G2G) มีการซื้อขายไฟฟ้าแลกเปลี่ยนระหว่างกันแบบ Non-Firm (G2G Energy) ซึ่งกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าจากการคำนวณต้นทุนการผลิตไฟฟ้าหน่วยสุดท้ายระยะสั้น (Short Run Marginal Cost: SRMC) เฉลี่ยในช่วง 6 เดือนแรกของปีก่อนปีสัญญาถัดไป และส่วนที่ 2 การซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง ไทย - มาเลเซีย เป็นตามสัญญา HVDC System Interconnection Agreement (SIA) ระหว่าง กฟผ. กับ TNB ของมาเลเซีย ลงนามเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 เป็นการซื้อขายไฟฟ้าแลกเปลี่ยนและสำรองกำลังการผลิตระหว่างกัน ปริมาณซื้อขายไม่เกิน 300 เมกะวัตต์ ในลักษณะที่ทั้งสองฝ่ายตกลงทำข้อเสนอราคาขายไฟฟ้าล่วงหน้าเดือนต่อเดือน (4) เมื่อมีการซื้อขายไฟฟ้าตามโครงการ LTMS - PIP ฟฟล. จะส่ง LTMS Energy ปริมาณไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ มายังระบบไฟฟ้าของ กฟผ. และมาเลเซีย จากนั้นมาเลเซียจะนำส่งพลังงานดังกล่าวต่อให้สิงคโปร์เพื่อขายในตลาดไฟฟ้าสิงคโปร์ผ่าน Keppel และ (5) อายุสัญญา 2 ปี
4.2 หลักการทำงานระหว่างสัญญาเดิมกับสัญญา EWA มีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) ปัจจุบัน สปป. ลาว ได้ส่งพลังงานไฟฟ้าให้ไทยอยู่แล้วตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และเซเสด ซึ่งรวมเรียกว่า EDL - EGAT PPA และเรียกพลังงานส่วนนี้ว่า G2G Energy ส่วนพลังงานไฟฟ้าที่ สปป. ลาว ส่งไปขายในตลาดไฟฟ้าสิงคโปร์ ผ่าน Keppel ตามโครงการ LTMS – PIP เรียกว่า LTMS Energy (2) พลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับมาเลเซียแบ่งเป็น 2 ส่วนเช่นกัน คือ ตามสัญญา SIA เรียกว่า SIA Energy และตามโครงการ LTMS - PIP เรียกว่า LTMS Energy และ (3) หากมีการซื้อขายไฟฟ้าตามโครงการ LTMS – PIP เกิดขึ้น ปริมาณไฟฟ้า ที่จะถือเป็น LTMS Energy ภายใต้สัญญา EWA ก่อน คือ ปริมาณไฟฟ้า 100 เมกะวัตต์ (ขั้นต่ำ 30 เมกะวัตต์) แรก ที่ ฟฟล. ส่งเข้ามายังระบบไฟฟ้าของไทยและมาเลเซีย ปริมาณไฟฟ้า 100 เมกะวัตต์ (ขั้นต่ำ 30 เมกะวัตต์) ที่ไทยส่งให้มาเลเซีย และปริมาณไฟฟ้า 100 เมกะวัตต์ที่มาเลเซียส่งให้สิงคโปร์ โดยส่วนที่เหลือจึงจะถือว่าเป็น G2G Energy ที่มีการซื้อขายตาม EDL-EGAT PPA ถือเป็น SIA Energy ที่มีการซื้อขายตามสัญญา SIA และถือเป็นพลังงานตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างมาเลเซียกับสิงคโปร์ ตามลำดับ
4.3 อัตราค่า Wheeling Charge ของไทยเท่ากับ 3.1584 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และของมาเลเซียเท่ากับ 2.48 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตราค่า Wheeling Charge ของไทย เท่ากับ 3.1584 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และหลักการร่างสัญญา Energy Wheeling Agreement (EWA) โครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวไปประเทศสิงคโปร์ ผ่านระบบส่งของประเทศไทยและมาเลเซีย (LTMS – PIP)
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS - PIP ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว ทั้งนี้ หาก อส. และคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ มีความเห็นให้แก้ไขร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP ในส่วนที่ไม่ใช่สาระสำคัญของสัญญา เห็นควรให้ กฟผ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไปได้
เรื่องที่ 7 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา เพื่อให้เป็นไปตามเป้าหมายแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1) ดังนี้ (1) กลุ่มบ้านอยู่อาศัย (โครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกิน ที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาทต่อหน่วย มีเป้าหมายการรับซื้อ 50 เมกะวัตต์ (MWp) ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชนที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ให้ใช้ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาทต่อหน่วย โดยให้อัตรามีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 และ (2) กลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 1.00 บาทต่อหน่วย เป้าหมายการรับซื้อ 50 MWp แบ่งเป็นกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา 20 MWp กลุ่มโรงพยาบาล 20 MWp และ กลุ่มสูบน้ำเพื่อการเกษตร 10 MWp โดยมีกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 กิโลวัตต์ (kWp) แต่น้อยกว่า 200 kWp ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป นอกจากนี้ กรณีการลงทุนโดยภาครัฐในกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำ เพื่อการเกษตร มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รับไปหารือกับกระทรวงการคลังและหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง พิจารณาปรับปรุงกฎหมาย และกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาสามารถดำเนินการได้อย่างเป็นรูปธรรม
2. กกพ. ได้ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย พ.ศ. 2564 และสำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) พ.ศ. 2564 โดยสถานะการดำเนินงานในรอบปี 2564 ณ วันที่ 31 มกราคม 2565 มีดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย มีผู้ยื่นแบบคำขอขายไฟฟ้าที่มีเอกสารครบถ้วน 2,415 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1.30 MWp มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วจำนวน 404 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 2.27 MWp (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) มีผู้ยื่นแบบคำขอขายไฟฟ้าที่มีเอกสารครบถ้วน 27 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 2.95 MWp และ ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว 16 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1.87 MWp ซึ่งทยอยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ทั้งนี้ ผู้เข้าร่วมโครงการดังกล่าวยังไม่เป็นไปตามเป้าหมาย เนื่องจากมาตรการควบคุมและป้องกันการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อ COVID-19 ส่งผลให้สถานศึกษาปิดทำการต่อเนื่อง อาจทำให้โรงเรียน สถานศึกษา และโรงพยาบาลยังไม่ตัดสินใจเข้าร่วมโครงการในปัจจุบัน ประกอบกับกลุ่มโรงพยาบาลมีความต้องการใช้ไฟฟ้า ทุกวันจึงทำให้ไม่มีปริมาณไฟฟ้าเหลือขายเข้าร่วมโครงการ
3. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา และเสนอต่อ กบง. พิจารณา ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย (โซลาร์ภาคประชาชน) ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 MWp ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 2.20 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และปีต่อๆ ไป เห็นควรให้กำหนดเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าต่อเนื่อง และ (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 MWp ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 1.00 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี ซึ่ง ต่อมา เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2565 กบง. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย (โซลาร์ภาคประชาชน) ให้มีการรับซื้อต่อเนื่องตั้งแต่ปี 2565 เป็นต้นไป โดยกำหนดเป้าหมายการรับซื้อปีละ 10 MWp ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 2.20 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี ทั้งนี้ มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กบง. กำหนดเป้าหมายการรับซื้อได้ในกรณีต้องปรับปรุงเป้าหมายการรับซื้อดังกล่าวต่อไป (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 MWp ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 1.00 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา ดังนี้
1. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย (โซลาร์ภาคประชาชน) ให้มีการรับซื้อต่อเนื่องตั้งแต่ปี 2565 เป็นต้นไป โดยกำหนดเป้าหมาย การรับซื้อปีละ 10 เมกะวัตต์ (MWp) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 2.20 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องปรับปรุงเป้าหมายการรับซื้อ มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณากำหนดเป้าหมายดังกล่าวได้
2. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 เมกะวัตต์ (MWp) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 1.00 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี
ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
เรื่องที่ 8 ทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 ตามที่พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 มาตรา 14 (1) กำหนดให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เสนอแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ และเมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบการทบทวนมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 ในส่วนของแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ 1) ตัดข้อความการระบุวงเงินกู้ ในข้อ 4 จากเดิม “4. การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้ (จำนวนเงินไม่เกิน 20,000 ล้านบาท) แล้วต้องไม่เกินจำนวน 40,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562...” แก้ไขเป็น “4. การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้แล้วต้องไม่เกินจำนวน 40,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562...” และ (2) แก้ไขข้อ 5 5) จากเดิม “5) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ 20,000 ล้านบาท ให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงหยุด การชดเชย” แก้ไขเป็น “5) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ 20,000 ล้านบาท หรือติดลบตามจำนวน ที่กำหนดในพระราชกฤษฎีกา ตามมาตรา 26 วรรคสาม แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงหยุดการชดเชย”
2. ด้วยสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในตลาดโลกยังมีความผันผวนและมีราคาสูง ส่งผลกระทบต่อราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงภายในประเทศ ประกอบกับสภาพทางเศรษฐกิจที่ยังไม่ฟื้นตัว ตลอดจนการแพร่ระบาดของเชื้อไวรัสโควิด-19 ทำให้ประชาชนได้รับความเดือนร้อนในการดำรงชีพ และสอดคล้องกับการดำเนินการขยายกรอบวงเงินกู้ยืมเงิน 20,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 วรรคสอง และปรับกลยุทธ์การถอนกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (Exit Strategy) ให้มีความยืดหยุ่นขึ้น สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) จึงขอเสนอการทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 ในหลักเกณฑ์การบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงฉบับปรับปรุง ครั้งที่ 2 เพื่อเป็นการรองรับให้การปฏิบัติงานของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สามารถดำเนินการได้อย่างต่อเนื่องจากเหตุการณ์ต่าง ๆ ที่อาจเกิดขี้น จนเป็นอุปสรรคต่อการดำเนินการของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และเพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบ ต่อการดำรงชีพเนื่องจากความผันผวนด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2565 กบน. ได้มีมติเห็นชอบทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 - 2567 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ดังนี้ (1) ตัดข้อความในข้อ 4 จากเดิม “4. การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ ในการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้แล้วต้องไม่เกินจำนวน 40,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 การใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในกรอบวงเงิน 40,000 ล้านบาท ตามมาตรา 8 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้จ่ายได้เพื่อกิจการ ดังต่อไปนี้...” แก้ไขเป็น “4. การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 การใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามมาตรา 8 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้จ่ายได้เพื่อกิจการ ดังต่อไปนี้...” และ (2) แก้ไขข้อ 5 4) จากเดิม “4) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงใกล้ติดลบ หากระดับราคายังอยู่ในระดับวิกฤตจนส่งผลให้ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ ให้เริ่มดำเนินกลยุทธ์การถอนกองทุนน้ำมันฯ (Exit Strategy) โดยปรับสัดส่วนการช่วยเหลือลงครึ่งหนึ่ง และยังคงดำเนินการหารือเรื่องการปรับลดภาษีสรรพสามิต เพื่อให้ระดับราคาไม่ปรับตัวสูงขึ้นมากนัก และเริ่มดำเนินการกู้เงินเพื่อให้กองทุนฯ ไม่ขาดสภาพคล่อง” เป็น “4) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงใกล้ติดลบ หากระดับราคายังอยู่ในระดับวิกฤตจนส่งผลให้ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ ตามมาตรา 26 วรรคสอง หรือ วรรคสาม แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 โดยเฉพาะเมื่อใกล้วงเงินกู้ยืมเงินที่ได้รับตามพระราชกฤษฎีกาที่ออกตามกฎหมายดังกล่าวให้เริ่มดำเนินการพิจารณากลยุทธการถอนกองทุนน้ำมันฯ (Exit Strategy) และยังคงดำเนินการหารือเรื่องการปรับลดภาษีสรรพสามิต เพื่อให้ระดับราคา ไม่ปรับตัวสูงขึ้นมากนัก และเริ่มดำเนินการกู้เงินเพื่อให้กองทุนฯ ไม่ขาดสภาพคล่อง” และ (3) ขอตัดข้อ 5 5) จากเดิม “5) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ 20,000 ล้านบาท หรือติดลบตามจำนวนที่กำหนดใน พระราชกฤษฎีกา ตามมาตรา 26 วรรคสาม แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง หยุดการชดเชย” เป็น ตัดข้อ 5) ออก
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ตามที่คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเสนอ เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 9 การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) เพิ่มเติม
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาเรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) และมีมติ ดังนี้
1.1 เห็นชอบข้อเสนอหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ ปี 2565 ประกอบด้วย (1) การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmap หรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล และต้องผ่านการพิจารณาคัดเลือกจากคณะกรรมการกลางจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย และได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 (2) การส่งเสริมจะเป็นในลักษณะ Non-firm ทั้ง SPP และ VSPP เนื่องจากปัญหาการจัดหาเชื้อเพลิงขยะที่ไม่แน่นอนอาจส่งผลให้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้อย่างสม่ำเสมอ (3) การพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT จะสะท้อนต้นทุนของโรงไฟฟ้าขยะ ทั้งค่าก่อสร้าง ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการและบำรุงรักษา (O&M) ตลอดอายุการใช้งานโรงไฟฟ้า ค่าใช้จ่ายในการบริหารจัดเตรียมขยะสำหรับการผลิตไฟฟ้า และค่าใช้จ่ายในการควบคุมมลพิษ ทั้งนี้ โรงไฟฟ้าจะได้รับค่ากำจัดขยะ (Tipping Fee) จากองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น ตามงบประมาณที่ได้รับการจัดสรรซึ่งแตกต่างกันตามแต่ละพื้นที่ ส่งผลให้ต้นทุนการบริหารจัดการเชื้อเพลิงสุทธิแตกต่างกัน ดังนั้น การพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าจะต้องคำนึงถึงข้อจำกัดดังกล่าว ร่วมกับประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าและการกำจัดขยะของโครงการโรงไฟฟ้าขยะ เพื่อให้ได้ผลตอบแทนที่เหมาะสม ไม่ส่งผลกระทบต่อประชาชน และเป็นประโยชน์ต่อประเทศชาติสูงสุด ในภาพรวม (4) กำหนดให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ภายในปี 2567 - 2568 ตามการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 - 2573 ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 ปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 215 เมกะวัตต์ โดยพิจารณาจากโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย แบ่งเป็น VSPP ปริมาณ 115 เมกะวัตต์ และ SPP ปริมาณ 100 เมกะวัตต์ (5) การรับซื้อไฟฟ้าจะต้องพิจารณาถึงความพร้อมในด้านต่างๆ ได้แก่ ที่ดิน ปริมาณเชื้อเพลิง เทคโนโลยี ระบบสายส่ง/สายจำหน่าย แหล่งเงินทุน และประสบการณ์ของผู้พัฒนาโครงการ และ (6) โครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นเป็นการมอบให้เอกชนดำเนินการหรือร่วมดำเนินการตามมาตรา 34/1 ของพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 โดยเอกชนจะได้ค่ากำจัดขยะจากองค์กรปกครอง ส่วนท้องถิ่นซึ่งมีแหล่งที่มาจากงบประมาณรายจ่ายประจำปี หรืองบประมาณขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น และรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าของประชาชนโดยรวม ดังนั้น เพื่อมิให้เป็นการเพิ่มภาระแก่ผู้ใช้ไฟฟ้า หากจะมีโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าเพิ่มเติมจากรายชื่อโครงการ ที่กระทรวงมหาดไทยรายงานการดำเนินงานผ่านคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มาในครั้งนี้ หรือเป็นโครงการใหม่ที่จะมีในอนาคต ควรให้ กพช. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้า และ กกพ. ออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าก่อน เพื่อนำอัตราและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าไปพิจารณาประกอบการกำหนดค่ากำจัดขยะที่มีความเหมาะสมและดำเนินการคัดเลือกโครงการต่อไป ทั้งนี้ ตามนัยของมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560
1.2 เห็นชอบข้อเสนอกรอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ปี 2565 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ซึ่งโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของกรุงเทพมหานครและองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ผ่านความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยเป็นการพิจารณาความเหมาะสมของโครงการจากผลการศึกษา ซึ่งหลายโครงการได้ลงนามสัญญากับภาคเอกชนให้ดำเนินโครงการแล้ว และ กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 ได้มอบหมายให้ กกพ. ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการที่มีความพร้อมในระยะถัดไป จึงเห็นควรให้กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ไม่เกินกรอบอัตราสูงสุดตามที่ กพช. เคยมีมติในเรื่องนี้ไว้แล้ว ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP สำหรับปี 2565 อ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ตาม มติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่กำลังผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ อัตรา FiTF FiTV,2567 และ FiT อยู่ที่ 2.39 2.69 และ 5.08 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี มี FiT Premium 8 ปีแรก อยู่ที่ 0.70 บาทต่อหน่วย และ (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP สำหรับปี 2565 อ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ตาม มติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ที่กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 แต่ไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ อัตรา FiTF FiTV,2567 และ FiT อยู่ที่ 1.81 1.85 และ 3.66 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี
1.3 มอบหมายให้ กกพ. พิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมภายใต้กรอบอัตราสูงสุดในข้อ 2 (แล้วแต่กรณี) โดยคำนึงถึงต้นทุนโครงการประกอบกับปัจจัยด้านอื่นๆ เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศในภาพรวม เพื่อใช้เป็นอัตราในการประกาศรับซื้อไฟฟ้าแล้วรายงานให้ กบง. ทราบ และดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ให้เป็นไปตามข้อเสนอหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนที่ได้รับความเห็นชอบตามข้อ 1 ต่อไป
2. กระทรวงมหาดไทย ได้รับทราบมติ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 ได้พิจารณาอัตรา รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย จำนวน 23 โครงการ ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 และมอบหมาย กกพ. ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการที่มีความพร้อมในระยะถัดไป โดยเห็นควรให้กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ไม่เกินอัตราสูงสุดตามที่ กพช. เคยมีมติไว้ ซึ่งโครงการ ที่องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นได้จัดทำโครงการเสนอมาได้ยึดต้นทุนหรือค่าไฟฟ้าที่ กกพ. ประกาศล่าสุดในการจัดทำโครงการ แต่หลังจากการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 ปรากฏว่า รัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยได้พิจารณาให้ความเห็นชอบโครงการอีก 11 โครงการ รวมทั้งสิ้น 34 โครงการ โดยโครงการ ที่เพิ่ม 11 โครงการ เป็นโครงการที่มีการใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าเดิมในการพิจารณาคำนวณต้นทุนโครงการ ซึ่งหากมีการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าใหม่ที่ไม่เท่ากับ 23 โครงการเดิม อาจเกิดปัญหาในการดำเนินการต่อไปได้ ดังนั้น การพิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าของโครงการทั้งหมด 34 โครงการในอัตราเดิม จะทำให้โครงการดังกล่าวสามารถดำเนินการต่อไปได้ องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นกำจัดขยะได้อย่างมีประสิทธิภาพ แก้ไขผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมที่มีต่อประชาชน สร้างความมั่นใจและความเชื่อมั่นให้กับภาคเอกชนที่สนใจจะเข้ามาลงทุน ในโครงการต่างๆ กับองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นต่อไปในอนาคต ซึ่งเป็นไปตามนโยบายของรัฐบาลที่กำหนดให้การแก้ไขขยะเป็นวาระแห่งชาติ จึงขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ของกระทรวงมหาดไทย จำนวน 34 โครงการ ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าเดิมตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561
มติของที่ประชุม
มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้า จากขยะชุมชน (เพิ่มเติม) ของกระทรวงมหาดไทย และนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ไม่ว่าจะเป็นราคาน้ำมันดิบดูไบ Brent WTI มีแนวโน้ม ที่ปรับตัวสูงขึ้น เช่นเดียวกับน้ำมันเชื้อเพลิงสำเร็จรูป เบนซิน และ ดีเซล ที่มีราคาสูงสุดในรอบ 14 ปี พบว่า ตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงปัจจุบัน ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับตัวสูงขึ้นจาก 77.26 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล เป็น 122.95 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล สำหรับน้ำมันดีเซล ราคาปรับตัวสูงขึ้นจาก 89.30 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เป็น 157.65 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และยังมีแนวโน้มที่ปรับตัวสูงขึ้น จากความกังวลเรื่องอุปทานน้ำมัน ในตลาดโลกจากการคว่ำบาตรธุรกรรมทางการเงิน และบริษัทพลังงานหลายแห่งระงับการลงทุนในรัสเซีย และจากมติของกลุ่มประเทศโอเปคและพันธมิตร (OPEC+) ยึดตามข้อตกลงเดิมที่จะเพิ่มกำลังการผลิตน้ำมันดิบในเดือนเมษายน 2565 เพียง 400,000 บาร์เรลต่อวัน ซึ่งเมื่อพิจารณาสถานการณ์ราคาน้ำมันดิบดูไบและดีเซลในอดีต พบว่า สมัยนายกรัฐมนตรี นายสมัคร สุนทรเวช เป็นช่วงที่มีราคาน้ำมันที่ปรับตัวสูงขึ้นมาก โดยน้ำมันดีเซลปรับตัวสูงขึ้นถึง 184 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล แต่มาสมัยนายกรัฐมนตรี นายประยุทธ์ จันทร์โอชา น้ำมันดีเซลปัจจุบันอยู่ที่ 158 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ก็ถือได้ว่าเป็นการปรับตัวขึ้นสูงสุดในรอบ 14 ปี
2. สถานการณ์ราคา LPG ตลาดโลก หรือ ก๊าซหุงต้มที่ใช้ในภาคครัวเรือนมีแนวโน้มสูงขึ้น เมื่อเปรียบเทียบ ณ สิ้นปี 2564 ถึงปัจจุบัน ราคา LPG Cargo ปรับตัวสูงขึ้นจาก 711.5 เหรียญสหรัฐต่อตัน เป็น 968.0 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เพิ่มขึ้น 128.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน จากความกังวลของภาวะสงครามระหว่างสหพันธ์รัฐรัสเซียกับประเทศยูเครน ซึ่งราคา LPG ตลาดโลกปรับตัวเพิ่มขึ้นในทิศทางเดียวกับราคาน้ำมัน ทั้งนี้ ความคืบหน้าในการเจรจาข้อตกลงนิวเคลียร์ของอิหร่าน อาจนำไปสู่การส่งออกน้ำมัน รวมถึง LPG จากอิหร่านสู่ตลาดเพิ่มเติม
3. สถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติ พบว่าราคาจากแหล่งจากอ่าวไทย สหภาพเมียนมา และสัญญาระยะยาว (LNG) มีราคาปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เช่นเดียวกับราคา LNG Spot JKM ปรับตัวจากราคา 30.658 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู เป็น 54.281 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และราคา NBP ในยุโรปปรับตัวเพิ่มขึ้นจากราคา 27.804 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู เป็น 66.108 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู เนื่องจากสถานการณ์ความไม่มั่นคงของอุปทานจากรัสเซีย และมาตรการคว่ำบาตรของสหรัฐฯ ที่ครอบคลุมน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ ในขณะเดียวกันประเทศในสหภาพยุโรปต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติม เพื่อไว้ใช้สำหรับฤดูหนาวในช่วงปลายปี 2565
4. ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงของไทยเปรียบเทียบกับต่างประเทศ พบว่า ราคาน้ำมันดีเซลของไทย มีราคาขายปลีกต่ำกว่าประเทศเพื่อนบ้าน ยกเว้นมาเลเซียและบรูไนซึ่งมีแหล่งพลังงานเป็นของตนเอง และมีการสนับสนุนจากรัฐบาล เนื่องจากภาคเศรษฐกิจของไทยใช้น้ำมันดีเซลอยู่ที่ประมาณร้อยละ 60 ถึง70 กระทรวงพลังงานจึงช่วยเหลือกลุ่มน้ำมันดีเซลซึ่งเป็นกลุ่มใหญ่ก่อน ส่วนน้ำมันเบนซิน ราคาของไทยอยู่ในระดับกลางเมื่อเทียบกับประเทศเพื่อนบ้าน ซึ่งอาจจะเป็นเพราะยังไม่มีมาตรการเข้าไปช่วย สำหรับราคา LPG ภาคครัวเรือน จากมาตรการสนับสนุนอยู่ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ทำให้ราคาLPG ของไทยมีราคา ต่ำกว่าประเทศเพื่อนบ้านยกเว้นมาเลเซียที่มีแหล่งพลังงานของตัวเอง
5. กระทรวงพลังงานมีแนวทางบริหารจัดการสถานการณ์ฉุกเฉินด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเป็น 4 ระดับ คือ ระดับ 1 หากราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ระดับต่ำกว่า 100 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะตรึงราคาน้ำมันดีเซล ไม่เกิน 30 บาทต่อลิตร มีการบริหารจัดการต้นทุนน้ำมัน อาทิ การปรับลดสัดส่วนไบโอดีเซล ขอความร่วมมือผู้ค้าปรับลดค่าการตลาด ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการ และการพิจารณาปรับลดภาษีสรรพสามิตบางส่วน ระดับ 2 หากราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ระดับ 100 ถึง 130 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะตรึงราคาน้ำมันดีเซล ไม่เกิน 30 บาทต่อลิตร ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการ และพิจารณาปรับลดภาษีสรรพสามิตทั้งหมด ระดับ 3 หากราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ระดับ 131 ถึง 150 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะพิจารณาลอยตัวบางส่วนให้ราคาน้ำมันดีเซล เกิน 30 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงยังคงช่วยเหลือเพิ่มเติม และระดับ 4 หากราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ระดับสูงกว่า 150 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะพิจารณาลอยตัวสมบูรณ์ ให้ราคาน้ำมันดีเซล เกิน 30 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ไม่ช่วยเหลือเพิ่มเติม ทั้งนี้ ควรคำนึงเรื่อง Price Shock หากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ไม่สามารถชดเชยได้แล้ว (เช่น เมื่อติดลบถึง 40,000 ล้านบาท) และควรทยอยถอนการอุดหนุนแบบค่อยเป็นค่อยไป (ทยอยลดการอุดหนุน เมื่อกองทุนติดลบถึง 35,000 ล้านบาท) ทั้งนี้ จะต้องมีการหารือในภาพรวมเศรษฐกิจ ร่วมกับสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) และธนาคารแห่งประเทศไทย (ธปท.) เพื่อพิจารณามาตรการที่เหมาะสมต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ