มติกพช. (131)
กพช. ครั้งที่ 7 วันศุกร์ที่ 30 พฤษภาคม 2559
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2559 (ครั้งที่ 7)
เมื่อวันศุกร์ที่ 30 พฤษภาคม 2559 เวลา 09.00 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1. สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน
2. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3. รายงานผลความคืบหน้าคดีเกี่ยวกับโรงไฟฟ้าชีวมวล
5. รายงานผลความคืบหน้าคดีสัมปทานปิโตรเลียมรอบที่ 21
6. แนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี 2565 – 2566
7. แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง (LNG)
9. แนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มในกิจการพลังงาน
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ปัจจุบันประเทศไทยมีความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้ากับประเทศเพื่อนบ้านใน 2 รูปแบบ ได้แก่ รูปแบบที่ 1 การซื้อขายไฟฟ้าจากโครงการที่พัฒนาขึ้นในประเทศเพื่อนบ้าน ภายใต้กรอบบันทึกความเข้าใจ ความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าผ่านสายส่งเชื่อมโยงระหว่างประเทศ (MOU) ได้แก่ (1) สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) จำนวน 7,000 เมกะวัตต์ โดยจะรับซื้อจนครบปริมาณโดยไม่กำหนดเวลา MOU
(2) สาธารณรัฐประชาชนจีน จำนวน 3,000 เมกะวัตต์ MOU มีอายุถึงปี 2560 (3) สาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาร์ ไม่ระบุปริมาณรับซื้อไฟฟ้า MOU มีอายุถึงปี 2563 และ (4) ราชอาณาจักรกัมพูชา ไม่ได้ระบุจำนวนที่จะซื้อขายไฟฟ้าและไม่ระบุเวลา MOU รวมถึงความร่วมมือในการแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้ากับมาเลเซีย จำนวน 300 เมกะวัตต์ และรูปแบบที่ 2 การแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าระหว่างประเทศผ่านการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากำลังระหว่างสองประเทศ (Grid to Grid) ที่ปัจจุบันมีการแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าระหว่าง
(1) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) (2) การขายไฟฟ้าให้กับประเทศเพื่อนบ้านบริเวณชายแดนโดยการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และ (3) การขายพลังงานไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และการไฟฟ้ากัมพูชาเป็นปริมาณมากผ่านการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าที่ระดับแรงดัน 115 กิโลโวลต์
2. สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน (1) การซื้อขายไฟฟ้าภายใต้ MOU ปัจจุบันมีโครงการที่ได้ตกลงซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับผู้พัฒนาโครงการ กำลังผลิตรวม 5,421 เมกะวัตต์ โดยเป็นโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ใน สปป. ลาว ทั้งหมด รวมกำลังผลิต 3,578 เมกะวัตต์ และโครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่างการก่อสร้าง ใน สปป. ลาว ทั้งหมด รวมกำลังผลิต 1,843 เมกะวัตต์ และ (2) การแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าระหว่างประเทศผ่านการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากำลังระหว่างสองประเทศ (Grid to Grid) ปัจจุบันมีการแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และ ฟฟล. ซึ่งเป็นการซื้อขายแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าแบบ Non-Firm ผ่านการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าที่ระดับแรงดัน 115 กิโลโวลต์ จำนวน 5 จุด การขายพลังงานไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และการไฟฟ้ากัมพูชาเป็นปริมาณมากผ่านการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าที่ระดับแรงดัน 115 กิโลโวลต์ จากสถานีไฟฟ้าแรงสูงวัฒนานครของ กฟผ. เข้าไปยังเมืองบันเตียนเมียนเจย (ศรีโสภณ) พระตะบอง และเสียมราฐ และการแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าของ กฟภ. จากการขายไฟฟ้าให้ประเทศเพื่อนบ้านในบริเวณหมู่บ้านที่ใกล้กับเขตชายแดนของประเทศไทยที่ระดับแรงดัน 22 กิโลโวลต์ โดยสถานภาพ ณ ไตรมาสที่ 4 ปี 2558 มีจำนวนจุดซื้อขายไฟฟ้าทั้งสิ้น 21 จุด แบ่งเป็น สาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาร์ จำนวน 6 จุด สปป.ลาว จำนวน 6 จุด และราชอาณาจักรกัมพูชา จำนวน 9 จุด มีความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดตามสัญญารวมทั้งสิ้น 114,479 กิโลวัตต์ และมีปริมาณการใช้ไฟฟ้าเฉลี่ยต่อเดือนประมาณ 40.81 ล้านกิโลวัตต์ชั่วโมง
3. โครงการที่อยู่ระหว่างการเจรจาการรับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) สปป.ลาว กำลังการผลิตรวม 1,318 เมกะวัตต์ ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 1 กำลังผลิต 520 เมกะวัตต์ และโครงการปากเบ่ง กำลังการผลิต 798 เมกะวัตต์ (2) ราชอาณาจักรกัมพูชา กำลังการผลิตรวม 4,200 เมะวัตต์ ได้แก่ โครงการเกาะกงของบริษัท สามารถคอร์ปเรชั่น จำกัด (มหาชน) กำลังการผลิต 1,800 เมกะวัตต์ และโครงการเกาะกงของบริษัท เกาะกง ยูทิลิตี้ จำกัด กำลังการผลิต 2,400 เมกะวัตต์ (3) สาธารณรัฐประชาชนจีน เมื่อวันที่ 6 มิถุนายน 2556 กฟผ. และบริษัท China Southern Power Grid (CSG) ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจเกี่ยวกับแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากจีน และได้มีการเจรจาหารือกันหลายครั้ง แต่เนื่องจากยังมีประเด็นคงค้างที่ยังไม่สามารถตกลงกันได้ในเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและกำหนดจ่ายไฟฟ้า จึงให้พักการเจรจาไว้จนกระทั่งถึงเวลาที่เหมาะสม ต่อมาเมื่อวันที่ 14 มกราคม 2559 CSG ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานและ กฟผ. เพื่อขอกลับมาเริ่มศึกษาแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากจีนมาไทย ในประเด็นคงค้างภายใต้กรอบ MOU และได้มอบหมายให้บริษัท Yunnan International Company (YNIC) รับหน้าที่ศึกษาแผนการรับซื้อไฟฟ้าต่อไป นอกจากนี้ยังได้แจ้งว่าบริษัท YNIC ได้ลงนามในข้อตกลงร่วมกับบริษัท Phongsubthavy Group (PSTG) ซึ่งได้รับสิทธิในการพัฒนาระบบส่งที่อยู่ในฝั่งลาว โดย YNIC และ PSTG มีความประสงค์ในการร่วมหารือและเจรจากับ กฟผ. เกี่ยวกับแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากจีนมาไทย
4. โครงการที่มีศักยภาพ ดังนี้ (1) สปป.ลาว กำลังการผลิตรวม 1,305 เมกะวัตต์ ได้แก่ โครงการเซนาคาม กำลังผลิต 660 เมกะวัตต์ โครงการเซกอง 4 กำลังผลิต 240 เมกะวัตต์ โครงการเซกอง 5 กำลังผลิต 330 เมกะวัตต์ และโครงการน้ำกง 1 กำลังผลิต 75 เมกะวัตต์ (2) สาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาร์ ได้แก่ โครงการมายตง (พลังน้ำ) กำลังผลิต 6,300 เมกะวัตต์ โครงการมายกก (ลิกไนต์) กำลังผลิต 390 เมกะวัตต์ โครงการเชียงตุง (ลิกไนต์) กำลังผลิต 200-600 เมกะวัตต์ โครงการทะนินทะยี (พลังน้ำ) กำลังผลิต 600 เมกะวัตต์ และโครงการมะริด (ถ่านหินนำเข้า) กำลังผลิต 1,200-2,000 เมกะวัตต์ (3) ราชอาณาจักรกัมพูชา โครงการสตึงมนัม กำลังผลิต 94 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือนเมษายน 2559 มีการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในโครงการที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐแล้ว รวม 10,506 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 9,041 เมกะวัตต์ คิดเป็นร้อยละ 54 เมื่อเทียบกับเป้าหมายของแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP 2015) ณ ปี 2579 (เป้าหมาย 16,778 เมกะวัตต์ ไม่รวมพลังน้ำขนาดใหญ่) แบ่งเป็น (1) โครงการที่จ่ายไฟฟ้า เข้าระบบไฟฟ้า (COD) แล้ว รวม 6,009 เมกะวัตต์ และ (2) โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้ว และอยู่ระหว่างรอ COD จำนวน 2,372 เมกะวัตต์ และโครงการที่มีการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว จำนวน 660 รวม 3,032 เมกะวัตต์
2. การรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) มีเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 จำนวน 200 เมกะวัตต์ ซึ่งได้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าไปแล้วจำนวน 2 รอบ คือ รอบปี 2556 และรอบปี 2558 รวม 9,450 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง ประมาณ 160 เมกะวัตต์ โดยแบ่งเป็นกลุ่มบ้านอยู่อาศัย จำนวน 73 เมกะวัตต์ และกลุ่มประเภทอาคารธุรกิจ/โรงงาน จำนวน 87 เมกะวัตต์
3. การรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบ Adder เดิม (ค้างท่อ) รวมทั้งสิ้น 170 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 985 เมกะวัตต์ ซึ่งในปัจจุบันมีโครงการที่ COD แล้ว จำนวน 157 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 929 เมกะวัตต์ และมีโครงการที่ได้รับการยกเลิก PPA จำนวน 13 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 56 เมกะวัตต์
4. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) ในแบบ Feed-in Tariff โดยเมื่อวันที่ 15 มกราคม 2559 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้า ระยะที่ 1 สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ (จังหวัดปัตตานี จังหวัดยะลา และจังหวัดนราธิวาส) และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา (อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี) และได้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) แล้วเสร็จ โดยมีผู้ได้รับคัดเลือก จำนวน 1 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 2 เมกะวัตต์ จากเป้าหมายประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 10 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ปัจจุบันยังอยู่ระหว่างดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าประเภทชีวมวล จำนวน 36 เมกะวัตต์ โดยมีกำหนดการดำเนินการแล้วเสร็จภายในเดือนสิงหาคม 2559
5. การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 โดยเมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กกพ. ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าฯ และได้มีการประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านคุณสมบัติเข้าร่วมโครงการ เมื่อวันที่ 18 เมษายน 2559 รวมทั้งสิ้น 167 ราย รวมทั้งได้ออกประกาศหลักเกณฑ์และวิธีการจับสลากเพื่อรับซื้อไฟฟ้าฯ และเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2559 ได้จับสลากคัดเลือกโครงการ และได้ประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านการคัดเลือกที่มีสิทธิ เข้าทำสัญญากับการไฟฟ้า เมื่อวันที่ 26 เมษายน 2559 โดยมีผู้ผ่านการคัดเลือกรวมทั้งสิ้น 67 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 281 เมกะวัตต์ โดยเจ้าของโครงการหรือผู้สนับสนุนโครงการ จะต้องลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายใน 120 วัน นับจากวันที่ได้รับหนังสือและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานผลความคืบหน้าคดีเกี่ยวกับโรงไฟฟ้าชีวมวล
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. บริษัทซึ่งประกอบกิจการโรงไฟฟ้าชีวมวล จำนวน 12 บริษัท ประกอบด้วย (1) บริษัท กมลาไสย ไบโอ เพาเวอร์ 2010 (2) บริษัท เอเวอร์กรีน พลัส จำกัด (3) บริษัท แอ๊ดวานซ์ เอเชีย เพาเวอร์ แพลนท์ จำกัด (4) บริษัท อัลไลแอนซ์ คลีน เพาเวอร์ จำกัด (5) บริษัท แอ๊ดวานซ์ ไบโอ เอเชีย จำกัด (6) บริษัท อัลไลแอนซ์ คลีน เพาเวอร์ จำกัด (7) บริษัท แอ๊ดวานซ์ คลีน เพาเวอร์ จำกัด (8) บริษัท แอ๊ดวานซ์ คลีน เพาเวอร์ จำกัด (9) บริษัท แอ๊ดวานซ์ อะโกร เพาเวอร์ แพลนท์ จำกัด (10) บริษัท แอ๊ดวานซ์ อะโกร เพาเวอร์ แพลนท์ จำกัด (11) บริษัท ทรัพย์อนันต์ ไบโอแมส จำกัด และ (12) บริษัท บัวสมหมายผลิตไฟฟ้า จำกัด ได้ยื่นฟ้องคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และกระทรวงพลังงาน ต่อศาลปกครองกลาง กรณีเกี่ยวกับมติของ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เรื่อง อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2558 (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) และประกาศของ กกพ. ฉบับลงวันที่ 11 มิถุนายน 2558 เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) ในช่วงเปลี่ยนผ่านจากแบบ Adder เป็น Feed –in Tariff (FiT) พ.ศ. 2558 ว่าเป็นการกระทำที่ไม่ชอบด้วยกฎหมาย ไม่มีความเป็นธรรม ไม่เสมอภาค เลือกปฏิบัติ ปราศจากเหตุผล และก่อให้เกิดความได้เปรียบเสียเปรียบในการแข่งขันในกิจการพลังงาน เนื่องจากโครงการที่ได้รับราคารับซื้อไฟฟ้าแบบ Feed-in Tariff (FiT) จะได้รับค่าไฟฟ้าที่สูงกว่าแบบ Adder
2. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวล และได้มีมติเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวลตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 โดยให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเลือกปรับรูปแบบ Adder เป็น FiT ได้โดย (1) สามารถเลือกที่จะอยู่ในรูปแบบ Adder อย่างเดิมต่อไปได้ ตามเงื่อนไขเดิม หรือ (2) สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ได้ โดยมีเงื่อนไข
3. ผู้ฟ้องคดีได้ดำเนินการยื่นคำร้องขอถอนคำฟ้องและศาลได้มีคำสั่งอนุญาตให้ผู้ฟ้องคดีถอนคำฟ้อง และให้จำหน่ายคดีออกจากสารบบความแล้ว จำนวน 9 บริษัท คงเหลือบริษัทที่ยังไม่ถอนฟ้อง จำนวน 3 บริษัท คือ (1) บริษัท กมลาไสย ไบโอ เพาเวอร์ 2010 จำกัด (2) บริษัท เอเวอร์กรีน พลัส จำกัด และ (3) บริษัท ทรัพย์อนันต์ ไบโอแมส จำกัด
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานติดตามให้ผู้ฟ้องคดีทั้ง 3 ราย ดำเนินการถอนคำฟ้องคดีโดยเร็ว
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 โดยเห็นชอบให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป และให้นำเสนอขอความเห็นชอบเพื่อลงนามสัญญาซื้อขาย LNG จาก กพช. ทั้งนี้ เมื่อ กพช. ให้ความเห็นชอบแล้ว ให้นำรายงานให้ คณะรัฐมนตรี เพื่อรับทราบต่อไป ซึ่งตามแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว ที่สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ ปี 2555 - 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 ในปี 2558 มีความต้องการ LNG ในปริมาณ 5.3 ล้านตันต่อปี ปตท. จึงมีความจำเป็นต้องจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวเพิ่มเติมจากสัญญา Qatargas โดย กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 และ คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 กันยายน 2558 มีมติเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาว (LNG Sale and Purchase Agreement : LNG SPA) กับบริษัท Shell Eastern Trading (PTE) LTD (Shell) และบริษัท BP Singapore PTE. Limited (BP) ในปริมาณรายละ 1.0 ล้านตันต่อปี (รวมปริมาณ 2.0 ล้านตันต่อปี) กำหนดส่งมอบในปี 2559 เป็นระยะเวลา 15 ปี และ 20 ปี ตามลำดับ พร้อมทั้งอนุมัติให้ ปตท. ลงนามสัญญาฯ ได้ หลังผ่านการพิจารณาร่างสัญญาฯ จากสำนักงานอัยการสูงสุด โดยเมื่อวันที่ 12 กุมภาพันธ์ 2559 สำนักงานอัยการสูงสุดได้ส่งความเห็นในร่างสัญญาฯ ทั้งสองฉบับให้ ปตท.
2. เนื่องด้วยสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกที่ลดลงอย่างต่อเนื่อง ประกอบกับราคาถ่านหิน ซึ่งเป็นเชื้อเพลิงทางเลือกมีราคาปรับลดลงอย่างมีนัยสำคัญ และเศรษฐกิจโลกที่ชะลอตัว รวมทั้งมีโครงการผลิต LNG ใหม่ๆ ที่ทยอยเข้าสู่ตลาด มีผลทำให้ตลาด LNG มีอุปทานมากกว่าอุปสงค์ และราคา Spot LNG อยู่ในระดับต่ำมาก กระทรวงพลังงานจึงพิจารณาว่าควรมีการเจรจาทบทวนราคาในสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell และ BP ที่ผ่านการอนุมัติจาก กพช. และ คณะรัฐมนตรี ใหม่ ทั้งนี้ ปตท. ได้มีหนังสือรายงานแนวทางการดำเนินการและความก้าวหน้าการเจรจาสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell และ BP ต่อกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2559
3. ในปี 2558 มีการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปริมาณรวมทั้งสิ้น 2.62 ล้านตัน หรือคิดเป็นจำนวน 31 เที่ยวเรือ โดยเริ่มมีการนำเข้า LNG ด้วยสัญญา LNG SPA กับบริษัท Qatargas ปริมาณรวม 2.0 ล้านตัน หรือคิดเป็นจำนวน 22 เที่ยวเรือ นอกจากนี้ยังจัดหาเพิ่มเติมจากตลาด Spot ปริมาณรวม 0.62 ล้านตัน หรือคิดเป็นจำนวน 9 เที่ยวเรือ ทำให้ราคานำเข้า LNG เฉลี่ยรวม เท่ากับ 9.48 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู แบ่งออกเป็นราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญาระยะยาว เท่ากับ 10.21 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญา Spot เท่ากับ 7.12 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ทั้งนี้สัดส่วนการใช้ LNG ที่ส่งเข้าระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ มีปริมาณเฉลี่ย 369 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 7.7 ของปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติ ทั้งหมด สำหรับปี 2559 ระหว่างเดือนมกราคม-เมษายน มีการนำเข้า LNG ปริมาณรวมทั้งสิ้น 0.82 ล้านตัน หรือคิดเป็นจำนวน 9 เที่ยวเรือ โดยแบ่งออกเป็นการรับ LNG จากสัญญา LNG SPA กับบริษัท Qatargas ปริมาณรวม 0.64 ล้านตัน หรือคิดเป็นจำนวน 7 เที่ยวเรือ นอกจากนี้ยังจัดหาเพิ่มเติมจากตลาด Spot ปริมาณรวม 0.18 ล้านตัน หรือคิดเป็นจำนวน 2 เที่ยวเรือ มีราคานำเข้า LNG เฉลี่ยรวม เท่ากับ 6.48 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู แบ่งออกเป็นราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญาระยะยาว เท่ากับ 6.93 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญา Spot เท่ากับ 4.90 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู
4. ในปี 2559 มีแผนการจัดหา LNG ให้เพียงพอกับความต้องการใช้ LNG ภายในประเทศ ปริมาณ 2.7 - 3.1 ล้านตัน โดย ปตท. ได้เลื่อนการลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell และ BP ซึ่งมีกำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนเมษายน 2559 ออกไป สรุปแผนการจัดหา LNG ของปี 2559 ได้ดังนี้ (1) ปตท. มีแผนรับ LNG จากบริษัท Qatargas ตามสัญญาระยะยาว ปริมาณ 2.0 ล้านตันต่อปี หรือคิดเป็นจำนวน 22 เที่ยวเรือ (2) ปตท. คาดว่าจะจัดหา LNG ส่วนเพิ่มปริมาณ 0.7 - 1.1 ล้านตัน จากตลาด Spot โดยมีความต้องการ Spot LNG เริ่มตั้งแต่เดือนมีนาคม 2559 เป็นต้นไป
5. แผนการจัดหา LNG ที่มีกำหนดส่งมอบตั้งแต่ปี 2560 เป็นต้นไป อยู่ระหว่างการเจรจาร่างสัญญา LNG SPA เพิ่มเติม ทั้งนี้มีสัญญา LNG SPA 2 ฉบับ คือสัญญา Shell และ BP ซึ่งได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และ คณะรัฐมนตรี ให้สามารถลงนามสัญญาได้ภายหลังจากได้รับความเห็นชอบจากสำนักงานอัยการสูงสุด ต่อมากระทรวงพลังงานได้มอบหมายให้ ปตท. เจรจาเรื่องราคากับ Shell และ BP ใหม่เพื่อให้สะท้อนภาวะตลาดมากขึ้น โดยมีความก้าวหน้าการเจรจา ดังนี้ (1) บริษัท Shell (เลื่อนกำหนดส่งมอบจากปี 2559 เป็นปี 2560) ปตท. และบริษัท Shell สามารถตกลงเงื่อนไขในร่างสัญญา LNG SPA (15 ปี) ในหลักการตามข้อสังเกตจากสำนักงานอัยการสูงสุดได้แล้ว ขณะนี้อยู่ระหว่างสรุปร่างสัญญาฯ ในรายละเอียด โดยบริษัท Shell ได้เสนอแนวทางการปรับเงื่อนไขราคาใหม่เพื่อให้สะท้อนสภาพตลาด LNG ปัจจุบันมากขึ้น โดยเสนอที่ระดับราคาน้ำมันต่ำ ให้ใช้สูตรราคาที่อ้างอิงกับราคาน้ำมันดิบ และเมื่อราคาน้ำมันสูง ให้ใช้สูตรราคา Hybrid เดิมในการคำนวณราคา LNG ทั้งนี้ ประมาณการราคา LNG จากข้อเสนอราคาใหม่ของบริษัท Shell ต่ำกว่าราคา LNG จากสัญญาจาก Qatargas และสูตรราคาเดิม (2) บริษัท BP (เลื่อนกำหนดส่งมอบจากปี 2559 เป็นปี 2560) ปตท. และบริษัท BP สามารถตกลงเงื่อนไขในร่างสัญญา LNG SPA (20 ปี) ในหลักการตามข้อสังเกตจากสำนักงานอัยการสูงสุดได้แล้ว ขณะนี้อยู่ระหว่างสรุปร่างสัญญาฯ ในรายละเอียด โดยบริษัท BP ได้เสนอแนวทางการปรับเงื่อนไขราคาใหม่เพื่อให้สะท้อนสภาพตลาด LNG ปัจจุบันมากขึ้น โดยได้เสนอปรับราคาเป็น 2 ช่วงเวลา ดังนี้ ช่วงเวลาที่ 1 ปี 2560 - 2562 บริษัท BP ยอมปรับลดสูตรราคาในส่วนที่อ้างอิงกับราคาน้ำมันลง โดยที่ระดับราคาน้ำมันต่ำ จะใช้สูตรราคาที่อ้างอิงกับราคาน้ำมันดิบใหม่ และที่ระดับราคาน้ำมันสูง จะใช้สูตรราคา Hybrid ใหม่ในการคำนวณราคา LNG ทั้งนี้ ประมาณการราคา LNG จากข้อเสนอราคาใหม่ของบริษัท BP ในปี 2560-2562 ต่ำกว่าราคา LNG จากสัญญาจาก Qatargas และสูตรราคาเดิม และช่วงเวลาที่ 2 ตั้งแต่ปี 2563 เป็นต้นไป ที่ระดับราคาน้ำมันต่ำ จะใช้สูตรราคาที่อ้างอิงกับราคาน้ำมันดิบใหม่ ที่ระดับราคาน้ำมันสูง จะใช้สูตรราคา Hybrid ใหม่ในการคำนวณราคา LNG ทั้งนี้ ประมาณการราคา LNG จากข้อเสนอราคาใหม่ของบริษัท BP ตั้งแต่ปี 2563 ต่ำกว่าราคา LNG จากสัญญาจาก Qatargas และสูตรราคาเดิม ทั้งนี้ ปตท. ได้ดำเนินการเจรจากับบริษัท Shell และ BP ในการปรับลดราคา LNG ให้สะท้อนราคาตลาด LNG มากยิ่งขึ้น และเมื่อการปรับแก้สูตรราคาและเงื่อนไขที่เกี่ยวข้องในร่างสัญญา LNG SPA แล้วเสร็จ ปตท. จะรายงานกระทรวงพลังงานเพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการลงนามสัญญา ทั้ง 2 ฉบับ ต่อไป
6. สัญญาอื่นๆ ที่อยู่ระหว่างการเจรจา ดังนี้ (1) บริษัท PETRONAS LNG ปตท. ได้เจรจาจัดหา LNG จากบริษัท PETRONAS LNG โดยได้ลงนาม HOA (Non-Binding) เมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2558 มีปริมาณซื้อขาย 1.0 ล้านตันต่อปี ระยะเวลาการส่งมอบ 10 ปี กำหนดส่งมอบ ปี 2560/2561 โดยอยู่ระหว่างการเจรจาเงื่อนไขสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาว พร้อมทั้งหารือโอกาสของ ปตท. ในการร่วมทุนตลอดห่วงโซ่อุปทาน LNG (2) บริษัท Anadarko ปตท. ได้เจรจาจัดหา LNG จากบริษัท Anadarko ซึ่งเป็นผู้พัฒนาโครงการ Mozambique Rovuma Offshore Area 1 (โครงการ Mozambique LNG) มีปริมาณซื้อขาย 2.625 ล้านตันต่อปี ระยะเวลาการส่งมอบ LNG 20 ปี เริ่มส่งมอบ ปี 2565/2566 โดยอยู่ระหว่างเจรจาเงื่อนไขสัญญาหลักคงค้างใน LNG SPA รวมทั้งสูตรราคา เพื่อให้สะท้อนสภาวะตลาดปัจจุบันและความเสี่ยง ในการพัฒนาโครงการฯ โดย ปตท. มีเป้าหมายสรุปข้อตกลงเงื่อนไขในสัญญาและราคาให้ได้ในปี 2559 เพื่อที่ ปตท. จะขออนุมัติจากภาครัฐให้แล้วเสร็จทันกำหนดตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (Final Investment Decision) ของโครงการฯ ในต้นปี 2560 (เลื่อนจากเดิมที่โครงการกำหนดไว้ ในกลางปี 2559) นอกจากนี้ ปตท. อยู่ระหว่างการพิจารณาจัดหา LNG ในสัญญาระยะกลาง - ยาวเพิ่มเติม ให้สอดคล้องกับความต้องการ LNG ของประเทศตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 โดยจะพิจารณาโอกาสในการร่วมทุน ในโครงการผลิต LNG ตลอดห่วงโซ่อุปทาน LNG เช่น โครงการผลิต LNG ในประเทศสหรัฐอเมริกาและแคนาดา เป็นต้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานผลความคืบหน้าคดีสัมปทานปิโตรเลียมรอบที่ 21
1. สมาคมต่อต้านสภาวะโลกร้อน ผู้ฟ้องคดีที่ 1 กับพวกรวม 26 คน ได้ฟ้องคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ ผู้ถูกฟ้องคดีที่ 1 กับพวกรวม 3 คน (รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ที่ 2 และอธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ที่ 3) เป็นคดีปกครองหมายเลขดำที่ ส.55/2557 กรณีการประกาศเชิญชวน ผู้ลงทุนเพื่อให้สิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบที่ 21 ว่าการใช้อำนาจของผู้ถูกฟ้องคดีที่ 1 ก้าวข้ามขั้นตอน ตามที่รัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย (ฉบับชั่วคราว) พ.ศ. 2557 และกฎหมายต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง จึงเข้าข่ายเป็นการดำเนินการที่ไม่ชอบด้วยกฎหมาย ละเลยหรือเพิกเฉยต่อการปฏิบัติหน้าที่ตามที่กฎหมายกำหนดให้ต้องปฏิบัติ เป็นต้น
2. ผู้ถูกฟ้องคดีทั้ง 3 ได้มอบอำนาจให้พนักงานอัยการเป็นผู้ดำเนินการในคดีนี้แทน โดยศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งกำหนดให้วันที่ 30 ตุลาคม 2558 เป็นวันสิ้นสุดการแสวงหาข้อเท็จจริง และต่อมา ศาลได้กำหนดวันนั่งพิจารณาคดีครั้งแรกในวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2559 และเมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2559 ศาลปกครองกลางได้พิพากษายกฟ้อง โดยขณะนี้คดีดังกล่าวได้ถึงที่สุดแล้ว เนื่องจากไม่มีการอุทธรณ์แต่อย่างใด
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 แนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี 2565 – 2566
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (นายวีระศักดิ์ พึ่งรัศมี) สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. สัมปทานปิโตรเลียมที่รัฐบาลไทยออกให้แก่ผู้รับสัมปทานภายใต้พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 (ค.ศ. 1971) ที่เป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติหลักของประเทศ ที่จะสิ้นอายุในปี 2565-2566 มีอยู่สองกลุ่ม คือ (1) แปลงสำรวจหมายเลข 10 11 และ 12 13 (สัมปทานปิโตรเลียมหมายเลข 1/2515/5 และ 2/2515/6) ของกลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณและใกล้เคียง ปัจจุบันดำเนินงานโดยบริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด (ปัจจุบันผลิตอยู่ที่อัตรา DCQ เท่ากับ 1,240 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) และ (2) แปลงสำรวจหมายเลข 15 และ 16 17 (สัมปทานปิโตรเลียมหมายเลข 5/2515/9 และ 3/2515/7) ของกลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติบงกช ดำเนินงานโดยบริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (ปัจจุบันผลิตอยู่ที่อัตรา DCQ เท่ากับ 870 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) ซึ่งปัจจุบันแหล่งก๊าซธรรมชาติในทั้งสองกลุ่มดังกล่าวถือเป็นแหล่งก๊าซธรรมชาติหลักที่ใช้ในการผลิตกระแสไฟฟ้าของประเทศและใช้เป็นวัตถุดิบต้นทางของอุตสาหกรรม ปิโตรเคมีและก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) (รวมอัตราการผลิตเฉลี่ยปี พ.ศ. 2558 ที่ 2,173 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือคิดเป็นประมาณร้อยละ 78 ของปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย (ไม่รวมก๊าซธรรมชาติจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย)
2. สัมปทานปิโตรเลียม (เจ็ดแปลงสำรวจในสี่สัมปทาน) ทั้งสองกลุ่มดังกล่าวจะสิ้นสุดระยะเวลาผลิตตามสัมปทานในเดือนเมษายน พ.ศ. 2565 (ค.ศ. 2022) และมีนาคม พ.ศ. 2566 (ค.ศ. 2023) ภายหลังจากที่ได้รับการต่อระยะเวลาผลิตเป็นเวลาสิบปีไปแล้วหนึ่งครั้ง (เมื่อปี พ.ศ. 2555 และ 2556) ทั้งนี้ตามกฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียมปัจจุบันจะไม่สามารถต่อระยะเวลาผลิตได้อีก ดังนั้น คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุม เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 ได้มีมติเห็นชอบกรอบแนวทางการบริหารจัดการในพื้นที่ที่สัมปทานจะสิ้นอายุดังกล่าว ดังนี้ (1) ความต่อเนื่องในการดำเนินการพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติเพื่อรักษาระดับการผลิตไม่ให้ลดต่ำลงถือเป็นประเด็นที่มีความสำคัญอย่างมาก (2) ระบบการบริหารจัดการฯ จัดเก็บผลประโยชน์เข้ารัฐที่เหมาะสม โดยให้พิจารณาทั้งระบบสัมปทาน หรือระบบสัญญาอื่นๆ ได้แก่ ระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต (Production Sharing Contract: PSC) ซึ่งในทุกๆ แนวทางจะต้องมีการแก้ไขกฎหมาย เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุด (3) การเพิ่มสัดส่วนของรัฐในการถือครองแหล่งก๊าซให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมและเป็นธรรม ทั้งนี้ ได้มอบหมายให้กระทรวงพลังงานและคณะกรรมการปิโตรเลียมพิจารณาให้ได้ข้อยุติที่เป็นรูปธรรมภายในหนึ่งปี
3. แหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นอายุนี้ เป็นแหล่งก๊าซธรรมชาติที่มีการผลิตอย่างต่อเนื่องมาเป็นระยะเวลานานเกือบ 40 ปี (Mature Field) และมีโครงสร้างทางธรณีวิทยาแหล่งกักเก็บที่ซับซ้อน ทำให้ในการผลิตต้องมีการลงทุนอย่างต่อเนื่องเพื่อรักษาระดับอัตราการผลิต โดยในปี พ.ศ. 2558 มีการติดตั้งแท่นหลุมผลิต 15 แท่น และมีการเจาะหลุมผลิตเกือบ 500 หลุม โดยใช้เงินลงทุนกว่า 1 แสนล้านบาท นอกจากนั้นยังมีแนวโน้มที่จะต้องติดตั้งแท่นหลุมผลิตและเจาะหลุมเพิ่มขึ้นทุกปี ส่งผลให้อัตราค่าใช้จ่ายในการลงทุนต่อหน่วยผลิตในอนาคตสูงขึ้น กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติได้ประเมินปริมาณทรัพยากรก๊าซธรรมชาติของกลุ่มแปลงดังกล่าว พบว่ายังมีศักยภาพเหลืออยู่ โดย ณ สิ้นปี พ.ศ. 2564/2565 ประเมินว่าจะมีทรัพยากร ก๊าซธรรมชาติ (ประเภท 3P+2C) ในพื้นที่ที่สัมปทานจะสิ้นอายุนี้ประมาณ 5.71 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต และได้ว่าจ้างบริษัท IHS Global ซึ่งเป็นผู้เชี่ยวชาญด้านการประเมินทรัพยากรปิโตรเลียมจากต่างประเทศทำการตรวจสอบอีกชั้นหนึ่ง อย่างไรก็ตาม การพัฒนานำทรัพยากรก๊าซธรรมชาติประเภท 3P+2C ขึ้นมาใช้ประโยชน์มีความเสี่ยงสูง และหากผลิตในอัตราการผลิตปัจจุบันจะผลิตได้ไม่เกิน 10 ปี จึงจำเป็นอย่างยิ่งที่จะต้องมีมาตรการเพื่อจูงใจให้มีผู้ดำเนินการที่สามารถลงทุนสำรวจและผลิตได้อย่างต่อเนื่อง และหากแนวทางการบริหารจัดการไม่ชัดเจนภายใน 5 ปี ก่อนสิ้นอายุสัมปทาน (ภายในปี พ.ศ. 2560) ผู้รับสัมปทานในปัจจุบันมีแนวโน้มที่จะหยุดการลงทุน ส่งผลให้อัตราการผลิตลดลงในช่วงปี พ.ศ. 2561 เป็นต้นไป ทั้งนี้หากรอให้สัมปทานสิ้นอายุในปี พ.ศ. 2565/2566 แล้วเริ่มการลงทุนเพื่อพัฒนาใหม่ คาดว่าการผลิตจะกลับมาที่ระดับการผลิตเดิมได้อย่างเร็วในปี พ.ศ. 2568 และจากการประมาณการผลกระทบเบื้องต้นคาดว่าหากการผลิตไม่ต่อเนื่องในระหว่างปี พ.ศ. 2561-2568 เพื่อทดแทนก๊าซส่วนที่หายไป (ประมาณ 3 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต) ประเทศจำเป็นต้องนำเข้า LNG เพิ่มขึ้น 40 ล้านตัน คิดเป็นมูลค่า 600,000 ล้านบาท (ที่ราคา LNG 8 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู) ซึ่งคาดว่าจะส่งผลกระทบทำให้ค่า Ft สูงขึ้นประมาณ 14 สตางค์ต่อหน่วย นอกจากนี้ ยังต้องนำเข้า LPG และวัตถุดิบสำหรับอุตสาหกรรมปิโตรเคมีคิดเป็นมูลค่ากว่า 180,000 ล้านบาท และทำให้รายได้รัฐจากการผลิตปิโตรเลียมหายไปเกือบ 350,000 ล้านบาท
4. กระทรวงพลังงานได้ทำการศึกษาตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม พ.ศ. 2558 ซึ่งสรุปแนวทางการคัดเลือกผู้ดำเนินการในแปลงสัมปทานที่จะสิ้นอายุเพื่อรักษาระดับการผลิตให้ต่อเนื่อง เป็น 3 แนวทางตามลำดับความเสี่ยงต่อการรักษาระดับการผลิตจากน้อยไปมาก ดังนี้ แนวทางที่ 1 แก้ไขกฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียมให้ต่อระยะเวลาผลิตตามสัมปทานได้เพื่อให้ผู้ดำเนินการปัจจุบันดำเนินการผลิตต่อเนื่อง โดยเจรจาเงื่อนไขและผลประโยชน์เพิ่มเติม แนวทางที่ 2 ออกเป็นสัมปทาน/สัญญาเพื่อการผลิตปิโตรเลียมฉบับใหม่ เป็นการล่วงหน้าก่อนที่สัมปทานจะสิ้นอายุให้แก่ผู้ดำเนินการปัจจุบันเพื่อให้ดำเนินการผลิตต่อเนื่อง โดยเจรจาเงื่อนไขและผลประโยชน์เพิ่มเติม และแนวทางที่ 3 เปิดให้มีการประมูลแข่งขันยื่นข้อเสนอเป็นการทั่วไป เป็นการล่วงหน้าก่อนที่สัมปทานจะสิ้นอายุ ซึ่งจากการศึกษาพบว่าแนวทางที่ 1 มีความเหมาะสมและเกิดประโยชน์สูงสุดแก่ประเทศ เนื่องจากเป็นแนวทางที่จะสามารถสร้างความต่อเนื่องในการผลิต และสามารถแก้ไขปัญหายุ่งยากซับซ้อนในการดำเนินงานที่จะเกิดขึ้นกับแนวทางที่ 2 และ 3 ในช่วงเปลี่ยนผ่านระหว่างสัมปทานเดิมกับสัมปทานหรือสัญญาใหม่ และจากผลการวิเคราะห์ทางเศรษฐศาสตร์สำหรับการลงทุนของแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นอายุ โดยเปรียบเทียบทั้งระบบสัมปทาน Thailand III และระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิตรูปแบบเดียวกับพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (Modified MTJDA PSC) พบว่า ระบบสัมปทาน Thailand III เป็นระบบที่เหมาะสมสำหรับการพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติกลุ่มนี้ ทำให้ภาครัฐได้รายได้ที่เหมาะสมในขณะที่ผู้ดำเนินการยังสามารถพัฒนาได้ เนื่องจากเป็นระบบที่มีกลไกยืดหยุ่นรองรับการลงทุนพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติทุกขนาดรวมถึงแหล่งที่มีการผลิตมานาน มีโครงสร้างทางธรณีวิทยาแหล่งกักเก็บที่ซับซ้อนและต้องใช้เงินลงทุนสูง และการวิเคราะห์ความเหมาะสมในการเข้าร่วมถือสิทธิของรัฐ (Government Participation) พบว่าถ้ารัฐจะเข้าร่วมถือสิทธิ รัฐจะต้องใช้เงินลงทุนเป็นจำนวนมากแต่ได้รับผลตอบแทนไม่มากนักเมื่อเทียบกับภาระที่รัฐต้องรับผิดชอบเพิ่มขึ้นทั้งในด้านการลงทุน บริหารจัดการและความเสี่ยงในการดำเนินงาน ดังนั้น รัฐควรเรียกรับผลประโยชน์ในรูปแบบอื่นๆ แทน โดยไม่จำเป็นต้องลงทุนและแบกรับความเสี่ยง ดังนั้น กระทรวงพลังงานจึงเห็นควรคัดเลือกผู้ดำเนินการตามแนวทางที่ 1 ภายใต้ระบบสัมปทาน Thailand III โดย รัฐไม่จำเป็นต้องเข้าร่วมถือสิทธิในแหล่งก๊าซดังกล่าว ทั้งนี้ ระยะเวลาในการเจรจา ควรให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี หากไม่ได้ข้อยุติให้ดำเนินการเปิดประมูลเป็นการทั่วไปตามแนวทางที่ 3
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กระทรวงพลังงานคัดเลือกผู้ดำเนินการโดยเปิดให้มีการประมูลแข่งขันยื่นข้อเสนอ เป็นการทั่วไปเป็นการล่วงหน้าก่อนที่สัมปทานจะสิ้นอายุ ทั้งนี้ให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี
เรื่องที่ 7 แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง (LNG)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เรื่องแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการลงทุนในระยะที่ 1 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป็นผู้ดำเนินการ จำนวน 3 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 13,900 ล้านบาท และ (2) เห็นชอบในหลักการสำหรับการลงทุนในระยะที่ 2 และ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปศึกษารายละเอียดตามข้อเสนอแนะของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และให้นำผลการศึกษาเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนนำเสนอต่อ กพช. เพื่อทราบต่อไป
2. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เรื่องแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการการลงทุนในระยะที่ 2 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการ จำนวน 2 โครงการ วงเงินรวม 110,100 ล้านบาท (2) เห็นชอบให้เลื่อนโครงการลงทุนในระยะที่ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่ง ก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) ออกไป 6-10 ปี ประกอบด้วยโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ จำนวน 2 โครงการ (ส่วนที่ 1 ระยะที่ 3) วงเงินรวม 12,000 ล้านบาท (3) ในส่วนของการลงทุน LNG Receiving Facilities (ส่วนที่ 2) จำนวน 2 โครงการ วงเงินรวม 65,500 ล้านบาท มอบหมายให้ กระทรวงพลังงานโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ร่วมกับ กกพ. และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ไปศึกษาเพิ่มเติมโดยให้คำนึงถึงแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในอนาคตอย่างใกล้ชิด แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. และ กพช. ตามลำดับอีกครั้ง
3. ในช่วงปี 2558 จนถึงปัจจุบัน มีโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินตามแผน PDP 2015 บางโครงการ มีแนวโน้มที่จะไม่สามารถดำเนินการให้แล้วเสร็จได้ตามกำหนดการที่ระบุไว้ในแผน ประกอบกับในช่วง ปลายปี 2558 ที่ผ่านมาเกิดวิกฤตการณ์ราคาน้ำมันโลกตกต่ำซึ่งส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติทั้งในประเทศและในตลาดโลกมีราคาลดลงจนอยู่ในระดับที่สามารถแข่งขันกับการผลิตไฟฟ้าโดยเชื้อเพลิงอื่นได้ ดังนั้นเพื่อลดความเสี่ยงในด้านความมั่นคง กระทรวงพลังงานมีความจำเป็นต้องปรับเปลี่ยนแผนบริหารเชื้อเพลิงสำหรับ ผลิตไฟฟ้าในระยะสั้นและระยะกลางให้สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป โดยมีแผนในการเพิ่มการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าทดแทนโรงไฟฟ้าถ่านหินที่อาจไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผน PDP 2015 โดยมีรายละเอียดสรุปได้ดังนี้ (1) ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มสูงขึ้นจากกรณีฐาน (Base case) เนื่องจากจะมีการนำก๊าซธรรมชาติไปใช้เป็นเชื้อเพลิงทดแทนการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าถ่านหินที่ไม่สามารถดำเนินการได้ และโรงไฟฟ้าถ่านหินที่มีแนวโน้มจะดำเนินการล่าช้า จากกำหนดการที่ระบุไว้ ในแผน PDP 2015 กำลังผลิตติดตั้งรวมทั้งสิ้นประมาณ 3,340 เมกะวัตต์ (2) ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในการผลิตไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มสูงขึ้นจากการนำก๊าซธรรมชาติไปใช้ในการผลิตไฟฟ้าทดแทนในกรณีที่แผน AEDP และ EEP ที่อาจจะสามารถดำเนินการตามเป้าหมายได้เพียงร้อยละ 70 ทั้งนี้ จากการนำก๊าซธรรมชาติไปใช้ ในการผลิตไฟฟ้าทดแทนตามข้างต้น จะส่งผลให้ปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในปี 2579 ปรับเพิ่มขึ้นจากกรณีฐานที่มีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติอยู่ใน ระดับ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ปรับเพิ่มขึ้นเป็นประมาณ 5,653 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
4. การจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในปัจจุบันแบ่งการจัดหาออกเป็น 3 ส่วน ได้แก่ (1) จากแหล่งก๊าซธรรมชาติภายในประเทศทั้งบนบกและในทะเล (อ่าวไทย) รวมถึงพื้นที่พัฒนาร่วมระหว่างประเทศ ผ่านทางระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (2) นำเข้าก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซธรรมชาติประเทศเพื่อนบ้าน (สาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาร์) ผ่านทางระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (3) นำเข้าในรูปแบบก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ผ่านทาง LNG Receiving Terminal ทั้งนี้ในส่วนของการพิจารณาปรับแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติ และ LNG ตามแผน Gas Plan 2015 นั้น ชธ. และ สนพ. ได้มีการพิจารณาโดยคำนึงถึงประเด็นความเสี่ยงในเรื่องการบริหารจัดการแหล่งผลิตในอ่าวไทยที่สัมปทานจะสิ้นอายุลงในช่วงปี 2565 - 2566 โดยแบ่งออกเป็น 2 กรณี คือ กรณีที่สามารถบริหารจัดการให้สามารถคงกำลังการผลิตตามสัญญาได้ ซึ่งจะกำหนดให้เป็นกรณีฐานใหม่ และ กรณีไม่เป็นไปตามกรณีฐานซึ่งเป็นกรณีที่กระทรวงพลังงานไม่สามารถบริหารจัดการได้ ซึ่งจากแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติ ทั้ง 2 กรณี พบว่าในปี 2565 ประเทศจะมีความต้องการนำเข้า LNG ในปริมาณประมาณ 13.5 – 15.5 ล้านตันต่อปี และในช่วงปลายแผนในปี 2579 คาดว่าประเทศจะมีความต้องการนำเข้า LNG เพิ่มขึ้นถึง 31.3 ล้านตันต่อปี ดังนั้นจึงมีความจำเป็นต้องมีการเตรียมความพร้อมโครงสร้างพื้นฐาน เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ให้มีความสามารถที่จะรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณดังกล่าวนี้ได้
5. เพื่อให้ไม่เกิดผลกระทบต่อความมั่นคงทางพลังงานในภาพรวมของประเทศ ควรมีการปรับแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 และ 27 ตุลาคม 2558 ดังนี้ ส่วนที่ 1 โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จะยังไม่มีการปรับเปลี่ยนกรอบโครงการและสามารถดำเนินการต่อเนื่องต่อไปได้ และส่วนที่ 2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว จะมีการปรับเปลี่ยนกรอบโครงการให้เหมาะสมกับสถานการณ์ความต้องการก๊าซธรรมชาติและก๊าซ LNG ที่เปลี่ยนแปลงไป ดังนั้น เพื่อให้โครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติของประเทศเพียงพอและสอดคล้องกับแนวทางการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้พิจารณาปรับปรุงโครงการในส่วนที่ 2 โดยมีข้อสรุปเปรียบเทียบกับกรอบแผนเดิมที่ได้เคยนำเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรีแล้ว แบ่งออกเป็น 2 กรณี ดังนี้ (1) สำหรับรองรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติในกรณีฐานใหม่ การปรับเปลี่ยนโครงสร้างพื้นฐานในส่วนที่ 2 สำหรับรองรับการนำเข้า LNG เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มสูงขึ้น และการบริหารจัดการให้แหล่งผลิตในอ่าวไทยที่สัมปทานจะสิ้นอายุลงในช่วงปี 2565 - 2566 ยังคงสามารถผลิตต่อไปได้อย่างต่อเนื่อง และ (2) สำหรับรองรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติในกรณีที่ไม่เป็นไปตามกรณีฐาน การปรับเปลี่ยนโครงสร้างพื้นฐานในส่วนที่ 2 สำหรับรองรับการนำเข้า LNG เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มสูงขึ้น รวมทั้งรองรับการจัดหา LNG เพื่อทดแทนในกรณีที่กระทรวงพลังงานมีนโยบายที่ต้องการยืดอายุการผลิตของแหล่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยให้สามารถยืดอายุการผลิตออกไปเป็นเวลาอย่างน้อย 10 ปี ทำให้การผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในอ่าวไทยที่สัมปทานจะสิ้นอายุลงในช่วงปี 2565 - 2566 จะมีกำลังการผลิตก๊าซธรรมชาติคงเหลือไม่เกิน 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ทั้งนี้ โครงการในส่วนที่ 2 ตามแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ประกอบด้วย (1) โครงการลำดับที่ 2.1 [T-1 ext.] โครงการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ Map Ta Phut LNG Terminal (2) โครงการลำดับที่ 2.2 [T-2] โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง (3) โครงการลำดับที่ 2.3 [F-1] โครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน (4) โครงการลำดับที่ 2.4 [F-2] โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่ อ.จะนะ จ.สงขลา หรือ ต.มาบตาพุด อ.เมือง จ.ระยอง) (5) โครงการลำดับที่ 2.5 [T-3] โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 3) และ (6) โครงการลำดับที่ 2.6 [T-4 หรือ F-3] โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 4) หรือ FSRU ที่ประเทศเมียนมาร์
6. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2559 กบง. ได้พิจารณาเรื่องแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐาน ก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงและได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการลำดับที่ 2.1 [T-1 ext.] เพิ่มเติมอีก 1.5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 1,000 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จในปี 2562 (2) เห็นชอบโครงการลำดับที่ 2.2 [T-2] สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จในปี 2565 โดยมอบหมายให้ ปตท. ดำเนินการก่อสร้างเพื่อเตรียม ความพร้อมของฐานรากทั้งหมดให้มีความพร้อมที่อาจสามารถขยายกำลังการแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพิ่มได้อีก 2.5 ล้านตัน เพื่อรองรับความเสี่ยงหากเกิดการจัดหาก๊าซธรรมชาติไม่เป็นไปตามกรณีฐาน (3) เห็นชอบโครงการลำดับที่ 2.3 [F-1] สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปีปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี เพื่อจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าพระนครใต้ พระนครเหนือ รวมทั้งจัดส่งก๊าซธรรมชาติเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยมอบหมายให้ กฟผ. เป็นผู้ดำเนินโครงการ ทั้งนี้มอบให้ กฟผ. ไปศึกษาเพิ่มเติมถึงวงเงินลงทุนที่เหมาะสม เพื่อนำกลับมาเสนอต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป ทั้งนี้ โครงการ ลำดับที่ 2.1 [T-1 ext.] 2.2 [T-2] และ 2.3 [F-1] ให้นำเสนอ ต่อ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป สำหรับโครงการ 2.4 [F-2] 2.5 [T-3] และ 2.6 [T-4 หรือ F-3] มอบหมายให้ สนพ. ชธ. กกพ. และ ปตท. ไปศึกษาเพิ่มเติมเพื่อให้สอดคล้องกับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศ แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาอีกครั้ง
7. เมื่อวันที่ 18 พฤษภาคม 2559 กกพ. ได้พิจารณาเรื่องแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงและมีมติเห็นควรให้การสนับสนุนแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐาน ก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง รวมทั้งมีความเห็นเพิ่มเติมดังนี้ (1) การดำเนินโครงการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ Map Ta Phut LNG Terminal เพิ่มเติมอีก 1.5 ล้านตันต่อปี ควรมีการศึกษาในรายละเอียดเพิ่มเติมเกี่ยวกับความสามารถในการเก็บรักษา (Storage) สำหรับถังเก็บที่มีอยู่เดิม และปริมาณการ Send Out LNG เพื่อให้สอดคล้องกับกำลังการแปรสภาพที่เพิ่มขึ้น และเกิดความยืดหยุ่นในการบริหารจัดการ ในระยะยาว (2) เห็นควรให้พิจารณาการดำเนินการสำหรับลงทุนก่อสร้างสถานี LNG กำลังแปรสภาพที่ 7.5 ล้านตันต่อปี ในคราวเดียว เพื่อลดต้นทุนต่อหน่วยในการดำเนินการก่อสร้างซึ่งจะส่งผลให้อัตราค่าบริการ ก๊าซธรรมชาติ (Tariff) ลดลงอย่างมีนัยสำคัญ นอกจากนี้ยังช่วยลดความเสี่ยงของการเชื่อมต่อระบบใหม่กับระบบเดิมที่กำลังใช้งานอยู่ ในกรณีที่จะต้องติดตั้งอุปกรณ์แปรสภาพก๊าซเพิ่มเติมภายหลัง (3) โครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] จะต้องมีการศึกษาและทบทวนในภาพรวมทั้งระบบ โดยคำนึงถึงการลงทุนที่ซ้ำซ้อนกับการก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซเส้นที่ 5 รวมถึงการส่งผ่านไปยังอัตราค่าบริการที่เพิ่มสูงขึ้น ซึ่งจะถูกส่งผ่านไปยังอัตราค่าไฟฟ้าในอนาคต และประเด็นเรื่องคุณภาพของก๊าซธรรมชาติในระบบ เพื่อมิให้ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ที่จะกระทบต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ รายอื่นต่อไป และ (4) เพื่อความมั่นคงของระบบโครงสร้างพื้นฐาน ก๊าซธรรมชาติควรมีการพิจารณาการก่อสร้างสถานี LNG ในลักษณะการก่อสร้างบนพื้นดิน (LNG Receiving Terminal) เป็นหลัก เพราะมีความมั่นคงและเสถียรภาพมากกว่าการก่อสร้างสถานี LNG แบบลอยน้ำ (FSRU)
8. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้ กพช. พิจารณา ดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบให้ดำเนินโครงการลำดับที่ 2.1 [T-1 ext.] : โครงการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ Map Ta Phut LNG Terminal เพิ่มเติมอีก 1.5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 1,000 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จในปี 2562 (2) ขอความเห็นชอบให้ดำเนินโครงการลำดับที่ 2.2 [T-2] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จ ในปี 2565 ทั้งนี้มอบหมายให้ ปตท. ดำเนินการก่อสร้างเพื่อเตรียมความพร้อมของฐานรากทั้งหมดให้มี ความพร้อมที่อาจสามารถขยายกำลังการแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพิ่มได้อีก 2.5 ล้านตัน (รวมกำลังการแปรสภาพ LNG สูงสุดเป็น 7.5 ล้านตันต่อปี) เพื่อรองรับความเสี่ยงหากเกิดการจัดหาก๊าซธรรมชาติไม่เป็นไปตามกรณีฐาน โดยมอบหมายให้ กบง. เป็นผู้พิจารณาการปรับหรือไม่ปรับเพิ่มกำลังการแปรสภาพ LNG โดยให้สอดคล้องกับแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas Plan) ที่อาจเปลี่ยนแปลงได้ในอนาคต รวมทั้งให้สอดคล้องกับแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศ (3) ขอความเห็นชอบมอบหมายให้ กฟผ. ไปศึกษาความเหมาะสมด้านเทคนิคและเศรษฐศาสตร์ของโครงการลำดับที่ 2.3 [F-1] : โครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี เพื่อจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าพระนครใต้ พระนครเหนือ รวมทั้งจัดส่งก๊าซธรรมชาติเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และนำกลับมาเสนอต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และ (4) ขอความเห็นชอบมอบหมายให้ ชธ. ร่วมกับ สนพ. กกพ. และ ปตท. ไปศึกษาโครงการ [F-2] โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่ อ.จะนะ จ.สงขลา หรือ มาบตาพุต จ.ระยอง) โครงการ [T-3] โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 3) และ โครงการ [T-4 หรือ F-3] โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 4) หรือ FSRU ที่ประเทศเมียนมาร์ ให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปีและ นำกลับมาเสนอต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ดำเนินโครงการลำดับที่ 2.1 [T-1 ext.] : โครงการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ Map Ta Phut LNG Terminal เพิ่มเติมอีก 1.5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 1,000 ล้านบาท โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) หรือบริษัทในกลุ่ม ปตท. ที่ ปตท. มอบหมายเป็น ผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ในปี 2562
2. เห็นชอบให้ดำเนินโครงการลำดับที่ 2.2 [T-2] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ. ระยอง สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดย มอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) หรือบริษัทในกลุ่ม ปตท. ที่ ปตท. มอบหมายเป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ในปี 2565 ทั้งนี้มอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการก่อสร้างเพื่อเตรียมความพร้อมของฐานรากทั้งหมดให้มีความพร้อมที่อาจสามารถขยายกำลังการแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพิ่มได้อีก 2.5 ล้านตัน (รวมกำลังการแปรสภาพ LNG สูงสุดเป็น 7.5 ล้านตันต่อปี) เพื่อรองรับความเสี่ยงหากการจัดหาก๊าซธรรมชาติไม่เป็นไปตามกรณีฐาน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาการปรับหรือไม่ปรับเพิ่มกำลังการแปรสภาพ LNG โดยให้สอดคล้องกับแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas Plan) ที่อาจเปลี่ยนแปลงได้ในอนาคต รวมทั้งให้สอดคล้องกับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศ
3. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ไปศึกษาความเหมาะสมด้านเทคนิคและเศรษฐศาสตร์ของโครงการลำดับที่ 2.3 [F-1] : โครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตัน/ปี เพื่อจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าพระนครใต้ พระนครเหนือ รวมทั้งจัดส่งก๊าซธรรมชาติเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ให้แล้วเสร็จภายใน 3.5 เดือน (ภายใน 15 กันยายน 2559) และนำกลับมาเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
4. มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ร่วมกับ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และ ปตท. ไปศึกษาโครงการ [F-2] : โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่ อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา หรือ มาบตาพุต จังหวัดระยอง) โครงการ [T-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 3) และโครงการ [T-4 หรือ F-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 4) หรือ FSRU ที่ประเทศเมียนมาร์ ให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปีและนำกลับมาเสนอต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 ดังนี้ กลุ่มที่ 1 SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561 เห็นควรให้ได้รับการต่ออายุสัญญาเดิมออกไปอีก 3-5 ปี โดยรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมเข้าสู่ระบบของ กฟผ. ในปริมาณที่น้อยสุด ด้วยสัญญาที่เหมาะสมและเป็นธรรม เนื่องจากกลุ่มนี้ไม่สามารถเตรียมการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงได้ทันภายในระยะ 2-3 ปี ทั้งนี้ จะต้องมีการปรับปรุงอัตรารับซื้อไฟฟ้าใหม่ให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า สะท้อนต้นทุนที่เกิดขึ้นจริงจากการเดินโรงไฟฟ้าเท่านั้น และเมื่อสิ้นสุดการขยายสัญญาแล้ว ให้ดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ในลักษณะเดียวกับกลุ่มที่ 2 โดยมีอายุสัญญาไม่เกิน 20 ปี และกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าไม่ให้สูงกว่าที่รับซื้อจากโรงไฟฟ้า IPP และ กลุ่มที่ 2 SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 เห็นควรให้ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียง เฉพาะโรงไฟฟ้าที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม หรือกลุ่มโรงงานขนาดใหญ่ที่มีการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำหรือน้ำเย็นปริมาณมากเท่านั้น โดยโรงไฟฟ้าใหม่จะต้องมีขนาดกำลังการผลิตเหมาะสมกับปริมาณความต้องการใช้ไอน้ำของลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรม มีอายุสัญญาไม่เกิน 20 ปี และกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าไม่ให้สูงกว่าที่รับซื้อจากโรงไฟฟ้า IPP และรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมเข้าสู่ระบบของ กฟผ. ในปริมาณที่น้อยที่สุดไม่เกินร้อยละ 20 ของกำลังการผลิตตามสัญญาเดิมที่เคยขายเข้าระบบ ด้วยสัญญาที่เหมาะสมและเป็นธรรม ทั้งนี้ จะต้องมีการปรับปรุงระเบียบที่มีความรัดกุมสามารถกำกับดูแลโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ให้ดำเนินการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำเป็นไปตามวัตถุประสงค์ของการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration โดยมีประสิทธิภาพการใช้เชื้อเพลิงปฐมภูมิสูงกว่าโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ซึ่งมีการก่อสร้างใหม่และมีการผลิตไฟฟ้าอย่างเดียว โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับหลักการและแนวทางที่ กพช. ให้ความเห็นชอบ ไปพิจารณาดำเนินการในรายละเอียดเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติต่อไป
2. เมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2558 สมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนได้มีหนังสือถึงนายกรัฐมนตรี ขอให้ทบทวนมติ กพช. เรื่องแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ในประเด็นต่างๆ พร้อมทั้งมีข้อเสนอแนวทางการดำเนินการ ดังนี้ (1) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า ตามมติ กพช. เป็นปริมาณที่ต่ำกว่าความเหมาะสมอย่างมาก ทั้งนี้ การก่อสร้างโรงไฟฟ้าจะต้องคำนึงถึงเงินลงทุนและขนาดที่เหมาะสม ซึ่งปัจจุบันโรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติควรจะมีขนาด 100 เมกะวัตต์ขึ้นไป จึงจะเหมาะสมกับการลงทุน ดังนั้น ควรมีการปรับเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเข้าสู่ระบบของ กฟผ. เป็นไม่เกิน 60 เมกะวัตต์ (2) อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามมติ กพช. เป็นการใช้ประโยชน์โรงไฟฟ้าไม่คุ้มค่า เนื่องจากโรงไฟฟ้ามีอายุการใช้งานประมาณ 30 ปี จึงขอปรับเพิ่มอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเป็น 25 ปี และ (3) ราคารับซื้อไฟฟ้าตามมติ กพช. เป็นราคาที่ไม่เป็นธรรมและต่ำกว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของ SPP และได้เสนอแนวทางการกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า โดยอ้างอิงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภทสัญญา Firm ปี 2553 และปรับลดอัตราต่างๆ ลง เช่น ค่าพลังไฟฟ้า ให้มีส่วนลด 10% จากสูตรราคาตามระเบียบปี 2553 และค่าพลังงานไฟฟ้า ให้มีการปรับลดอัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) ลงเป็น 7,900 BTU/kWh
3. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในขณะนั้น (นายณรงค์ชัย อัครเศรณี) ในฐานะประธาน กบง. ได้มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปจัดทำรายละเอียดแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ให้สอดคล้องกับแนวทางที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบไว้ และ กกพ. ได้จัดทำข้อเสนอแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 เสนอต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และต่อมากระทรวงพลังงานได้เชิญหน่วยงานต่างๆ ประกอบด้วย กกพ. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และสมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน เข้าร่วมประชุมหารือเพื่อให้ได้ข้อสรุปที่สอดคล้องกับแนวทางตามมติ กพช. เพื่อนำเสนอ กบง. พิจารณา
4. เมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2559 กบง. ได้พิจารณาแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ตามข้อเสนอของกระทรวงพลังงาน ดังนี้ กลุ่มที่ 1 SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561 (ต่ออายุสัญญา) ควรให้ต่ออายุสัญญาออกไปอีก 3 ปี โดย กฟผ. จะรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายไฟฟ้าให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมในนิคมอุตสาหกรรมปริมาณไม่เกิน 60 เมกะวัตต์ เนื่องจาก SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มนี้ไม่สามารถเตรียมการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ทัน และเพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อลูกค้าอุตสาหกรรมที่รับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration โดยมีการปรับปรุงอัตรารับซื้อไฟฟ้าให้สะท้อนเฉพาะต้นทุนค่าเชื้อเพลิงและค่าบำรุงรักษาเท่านั้น และเมื่อสิ้นสุดการต่ออายุสัญญาให้ดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในลักษณะเดียวกับกลุ่มที่ 2 และ กลุ่มที่ 2 SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ได้กำหนดให้ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ โดยจะต้องมีขนาดกำลังการผลิตเหมาะสมกับปริมาณความต้องการใช้ไอน้ำของลูกค้า ในนิคมอุตสาหกรรม มีอายุสัญญาไม่เกิน 20 ปี และกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าไม่ให้สูงกว่าที่รับซื้อจากโรงไฟฟ้า IPP และรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมเข้าสู่ระบบของ กฟผ. ในปริมาณที่น้อยที่สุดไม่เกินร้อยละ 20 ของกำลังการผลิตตามสัญญาเดิมที่เคยขายเข้าระบบ ซึ่งมติ กพช. ดังกล่าว สอดคล้องกับสถานการณ์ของไทยที่มีระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูง จึงกำหนดให้ SPP ระบบ Cogeneration ขายไฟฟ้าเข้าระบบในปริมาณน้อยที่สุด และมุ่งเน้นให้ SPP ระบบ Cogeneration ขายไฟฟ้าให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมโดยตรงเพิ่มมากขึ้น ซึ่งที่ประชุม กบง. เห็นควรให้มีการปรับแนวทางการดำนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มที่ 2 ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) ในประเด็นดังต่อนี้ (1) เห็นควรให้ยังคงรับซื้อในปริมาณที่น้อยที่สุดเพื่อให้สอดคล้องกับเจตนารมณ์ของมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 แต่เพื่อให้ SPP ระบบ Cogeneration ยังสามารถเดินเครื่องผลิตไฟฟ้า ได้ภายใต้ข้อจำกัดด้านเทคนิคข้างต้นและไม่รับความเสี่ยงจนเกินไป ควรให้รับซื้อไฟฟ้าในปริมาณไม่เกิน 30 เมกะวัตต์ และจะต้องไม่เกินร้อยละ 30 ของกำลังผลิตสุทธิ (Net Generation) ไฟฟ้ารวมไอน้ำ รวมทั้งจะต้องไม่เกินกว่าปริมาณขายไฟฟ้าตามสัญญาเดิม ทั้งนี้ SPP ระบบ Cogeneration จะดำเนินการขายไฟฟ้าให้ กฟผ. ในรูปแบบสัญญา Firm โดยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปริมาณคงที่ตลอด 24 ชั่วโมง (2) เห็นควรกำหนดโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ที่ประกอบด้วย ค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment) และค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิง (Energy Payment) โดยส่วนของค่าพลังไฟฟ้าควรให้สะท้อนค่าใช้จ่ายในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าและค่าใช้จ่ายคงที่อื่นๆ ของโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration และกำหนดให้ค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงมีอัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) เท่ากับ Heat Rate เฉลี่ยของ IPP เอกชน คือ 7,409 BTU/kWh ซึ่งอัตรา Heat Rate นี้เทียบเคียงได้กับประสิทธิภาพโดยรวมของ SPP ระบบ Cogeneration ในการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำควบคู่กัน โดยหากประเมินจากราคาก๊าซธรรมชาติในปัจจุบัน (263 บาท/MMBTU) จะทำให้ระดับราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ใกล้เคียงกับต้นทุนการผลิตและการจัดหาไฟฟ้าเฉลี่ยของ กฟผ. โดย กบง. ได้เห็นชอบการปรับแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 พร้อมทั้งเห็นควรให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ดังนี้
รวมทั้ง กบง. ได้มีข้อเสนอแนะเพิ่มเติม ดังนี้ (1) เห็นควรมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาปรับปรุงรูปแบบสัญญา Firm ของ SPP ระบบ Cogeneration ในกลุ่มนี้ ให้สามารถลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ รวมถึงพิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การขอลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบล่วงหน้า เพื่อให้ SPP ระบบ Cogeneration สามารถหาลูกค้าอุตสาหกรรมที่รับซื้อไฟฟ้าโดยตรงเพิ่มขึ้น และลดปริมาณการขายไฟฟ้า เข้าระบบลงเรื่อยๆ (2) ควรแจ้งให้ SPP ระบบ Cogeneration ทราบว่าสามารถบริหารจัดการการจัดหา ก๊าซธรรมชาติเอง ผ่านข้อกำหนด TPA Code ได้ และเห็นควรมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาทบทวนการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับ IPP และ SPP ให้มีความเหมาะสม รวมถึงให้ SPP ระบบ Cogeneration สามารถเข้าร่วม SPP-Power Pool ได้ทันที เมื่อรัฐมีนโยบายจัดตั้งขึ้น (3) จากการตรวจสอบพบว่า มีโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration เดิมที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาบางแห่ง ไม่ได้มีที่ตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรม แต่ตั้งอยู่ติดหรืออยู่บริเวณใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม และมีการจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำให้แก่ลูกค้าในนิคม ดังนั้นเพื่อให้เป็นไปตามเจตนารมณ์ของ กพช. และเพื่อให้เกิดความชัดเจน จึงควรกำหนดพื้นที่ดำเนินการโครงการ SPP ระบบ Cogeneration โดยให้ดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม และ (4) เห็นควรให้ กกพ. พิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำรองให้มีความเหมาะสม เพื่อลดภาระการลงทุนของ กฟภ. และสะท้อนต้นทุนการให้บริการที่แท้จริงของการ SPP ระบบ Cogeneration
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ตามที่ กบง. เสนอ และมอบหมายคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาดำเนินการ ดังนี้ (1) พิจารณาดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 ตามแนวทางที่ กบง. เสนอ (2) พิจารณาปรับปรุงรูปแบบสัญญา Firm ของ SPP ระบบ Cogeneration ในกลุ่มนี้ ให้สามารถลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ รวมถึงพิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การขอลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบล่วงหน้า (3) พิจารณาทบทวนการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับ IPP และ SPP ให้มีความเหมาะสมต่อไป (4) พิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำรองให้มีความเหมาะสมต่อไป นอกจากนี้ ยังเห็นควรมอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการศึกษา SPP-Power Pool เพื่อนำเสนอ กบง./กพช. ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ตามที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เสนอ ดังนี้
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาดำเนินการ ดังนี้
2.1 พิจารณาดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 ตามแนวทางการดำเนินการในข้อ 1
2.2 พิจารณาปรับปรุงรูปแบบสัญญา Firm ของ SPP ระบบ Cogeneration ในกลุ่มนี้ ให้สามารถลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ รวมถึงพิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การขอลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบล่วงหน้า
2.3 พิจารณาทบทวนการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับ IPP และ SPP ให้มีความเหมาะสมต่อไป
2.4 พิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำรองให้มีความเหมาะสมต่อไป
3. มอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการศึกษา SPP-Power Pool โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และ/หรือ การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย สามารถรับซื้อไฟฟ้าใน SPP-Power Pool ได้ เพื่อเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป
เรื่องที่ 9 แนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มในกิจการพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบแนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มในการผลิตไฟฟ้า ดังนี้
1.1 เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบแนวทางการดำเนินการเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้าภาคใต้ โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพิ่มชั่วโมงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่เต็มกำลังการผลิต และให้พิจารณาใช้น้ำมันปาล์มดิบในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากระบี่ในสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 10 ของปริมาณการใช้น้ำมันเตา เพื่อลดปัญหาด้านการขนส่งน้ำมันเตา ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าเป็นสำคัญ และค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ รวมทั้งมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำกับดูแลการดำเนินการดังกล่าว
1.2 เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ กฟผ. เพิ่มชั่วโมงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่ โดยพิจารณารับซื้อน้ำมันปาล์มดิบปริมาณไม่เกิน 15,000 ตัน ในช่วงเดือนพฤษภาคม ถึงธันวาคม 2558 โดยนำมาใช้ทดแทนน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าโรงไฟฟ้าไม่เกินร้อยละ 23 เพื่อช่วยเหลือเกษตรกร ทั้งนี้ ค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่า Ft และมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินงาน โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและผลกระทบต่อราคาไฟฟ้าเป็นสำคัญ
1.3 เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานให้พิจารณาดำเนินการตามแนวทางการแก้ไขปัญหาปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มทั้งระบบระยะเร่งด่วน ตามที่ได้มีการประชุมหารือแนวทางการแก้ไขปัญหาปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มทั้งระบบกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อเสนอคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) ทั้งนี้ กนป. ในการประชุมเมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2558 ได้เห็นชอบให้กระทรวงพลังงาน นำเสนอ กพช. โดยกำหนดให้โรงไฟฟ้ากระบี่เพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มดิบผลิตในโรงไฟฟ้าเป็นเดือนละ 10,000 ตัน และให้ซื้ออย่างต่อเนื่อง ซึ่งกระทรวงพลังงานได้พิจารณาแล้ว เห็นว่าการให้โรงไฟฟ้ากระบี่เพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มดิบผลิตไฟฟ้าเป็นเดือนละ 10,000 ตัน และให้ซื้ออย่างต่อเนื่อง เป็นมาตรการที่สามารถแก้ไขปัญหาเกษตรกรได้ แต่จะทำให้เกิดภาระค่าไฟฟ้าแก่ประชาชน จึงเห็นควรให้มีการพิจารณาในโอกาสต่อไปว่าจะดำเนินการอย่างไรให้สามารถแก้ไขปัญหาทั้งระบบได้อย่างแท้จริง และยังคงการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 เพื่อให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ในการช่วยเหลือเกษตรกรสวนปาล์มต่อไป
1.4 เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2559 กระทรวงมหาดไทย (มท.) ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เสนอข้อเสนอเชิงนโยบายในการแก้ไขปัญหาผลผลิตปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มทั้งระบบของจังหวัดกระบี่ โดยขอให้ กฟผ. ใช้น้ำมันปาล์มดิบทดแทนน้ำมันเตาในการผลิตกระแสไฟฟ้าเพิ่มมากขึ้นเป็นเดือนละ 10,000 ตัน และให้รับซื้อเฉพาะในพื้นที่จังหวัดกระบี่เท่านั้น และ กนป. ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 มีนาคม 2559 มีมติเห็นชอบให้กระทรวงพลังงานนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณากำหนดสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มดิบทดแทนน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากระบี่ในอัตราที่เหมาะสม
1.5 กฟผ. ได้ดำเนินงานตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 โดยนำน้ำมันปาล์มดิบปริมาณ 10,000 ตัน มาผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ ระหว่างวันที่ 17 สิงหาคม 2556 – 20 มกราคม 2557 โดยคิดเป็นค่าใช้จ่ายส่วนเพิ่ม 48.78 ล้านบาท หรือคิดเป็นผลกระทบต่อค่า Ft 0.06 สตางค์ต่อหน่วย และเมื่อวันที่ 13 พฤษภาคม 2559 กกพ. ในฐานะผู้กำกับดูแลการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) รายงานผลการดำเนินงานรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบมาผสมน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ สรุปได้ดังนี้ (1) ในเดือนตุลาคม – ธันวาคม 2558 กฟผ. ได้รับซื้อน้ำมันปาล์มดิบจำนวน 3 ครั้งๆ ละ 5,000 ตัน ด้วยวิธีการแข่งขันราคา มีราคารับซื้อ 23.92609 23.89 และ 24.00 บาท/กิโลกรัม ตามลำดับ โดย กฟผ. ได้นำน้ำมันปาล์มดิบมาผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ครบจำนวน 15,000 ตัน เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 ทั้งนี้ มีการใช้น้ำมันเตาจำนวน 44.86 ล้านลิตร และมีการใช้น้ำมันปาล์มดิบจำนวนประมาณ 16.40 ล้านลิตร หรือคิดเป็นสัดส่วนประมาณร้อยละ 26.8 โดยอัตราการระบายมลสารจากแหล่งกำเนิดและค่าความเข้มข้นของ มลสารในบรรยากาศโดยทั่วไปของฝุ่นละอองและก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ มีค่าลดต่ำลง ส่วนก๊าซออกไซต์ของไนโตรเจนมีค่าไม่มากกว่าที่ใช้น้ำมันเตา และไม่เกินค่ามาตรฐานที่กฎหมายกำหนด และมีค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐที่เพิ่มขึ้นประมาณ 494.79 ล้านบาท หรือคิดเป็นผลกระทบต่อค่า Ft ในเดือนกันยายน – ธันวาคม 2558 ที่เพิ่มขึ้นประมาณ 0.89 สตางค์/หน่วย (2) กกพ. พิจารณาผลการดำเนินการแล้ว มีมติเห็นชอบให้นำเสนอแนวทางการดำเนินงานในระยะต่อไปเพื่อประกอบการพิจารณาของ กพช. ดังนี้ (1) ให้ กฟผ. สามารถรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อดูดซับปริมาณน้ำมันปาล์มดิบออกจากตลาดได้เป็นระยะๆ ในราคาที่แข่งขันตามตลาดในขณะนั้นๆ ที่เหมาะสม ภายใต้กรอบนโยบายที่ กพช. กำหนด ทั้งนี้ เพื่อเป็นการช่วยเหลือเกษตรกรสวนปาล์มในการแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันปาล์มดิบตกต่ำ และสามารถรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบในช่วงที่ราคาตกต่ำได้ (2) ให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลการดำเนินงานของ กฟผ. ในการนำน้ำมันปาล์มดิบมาผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาในสัดส่วนที่เหมาะสม สอดคล้องกับกรอบนโยบายที่ กพช. กำหนด โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และการบริหารต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าให้ต่ำที่สุด ทั้งนี้ ค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นจากการที่ กฟผ. รับซื้อน้ำมันปาล์มดิบมาผสมน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าดังกล่าว ให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐในสูตร การปรับอัตราค่า Ft
1.6 เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2559 กระทรวงพลังงานโดย สนพ. ได้จัดการประชุมหารือร่วมกับ ผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และผู้แทน กฟผ. เพื่อหารือตามข้อเสนอของ กนป. และ มท. ในการนำน้ำมันปาล์มดิบ 10,000 ตันต่อเดือน มาใช้ในการผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาในโรงไฟฟ้ากระบี่ และหาข้อสรุปแนวทาง การนำน้ำมันปาล์มดิบมาใช้ในการผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ก่อนนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาต่อไป ซึ่ง กฟผ. ได้วิเคราะห์การนำน้ำมันปาล์มดิบมาผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ ระหว่างเดือนพฤษภาคม – ธันวาคม 2559 เป็นเวลา 8 เดือน เดือนละ 10,000 ตัน เบื้องต้นคาดการณ์ว่าจะใช้น้ำมันปาล์มดิบประมาณ 72,828 ตัน เนื่องจากช่วงเดือนพฤษภาคม – มิถุนายน 2559 จะมีการหยุดซ่อมโรงไฟฟ้ากระบี่ และจะทำให้เกิดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าคิดเป็นค่าใช้จ่ายส่วนเพิ่มประมาณ 1,474.38 ล้านบาท หรือคิดเป็นผลกระทบต่อค่า Ft ประมาณ 1.26 สตางค์ต่อหน่วย หรือคิดเป็นการอุดหนุนน้ำมันปาล์มดิบประมาณ 20.24 บาท/กิโลกรัม ซึ่งที่ประชุมเห็นว่าเป็นจำนวนเงินที่สูงมากและไม่คุ้มค่าในการดำเนินการ ถึงแม้จะแก้ปัญหาของเกษตรกรสวนปาล์มน้ำมันได้ แต่ทำให้เกิดภาระต่อราคาค่าไฟฟ้าของประชาชนทั้งประเทศ จึงเห็นควรหามาตรการอื่นในการช่วยเหลือชาวเกษตรกรสวนปาล์มน้ำมันที่เหมาะสม ที่สามารถแก้ปัญหาทั้งระบบได้อย่างแท้จริง นอกจากนั้นปริมาณและราคาน้ำมันปาล์มดิบมีการปรับขึ้นลงตามฤดูกาล โดยจะมีสภาวะล้นตลาดช่วงเดือนกรกฎาคมถึงเดือนตุลาคม (ปริมาณสต๊อค มากกว่า 400,000 ตัน) และเกิดขึ้นเฉพาะบางปีเท่านั้น ดังนั้นหากจะช่วยเหลือโดยการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ ควรพิจารณาปริมาณการรับซื้อที่เหมาะสมเป็นคราวๆ ไป โดยพิจารณาจากปริมาณสต๊อคและราคาน้ำมันปาล์มดิบประกอบด้วย เพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าและเป็นภาระต่อประชาชน
1.7 เมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2559 สนพ. ได้เสนอแนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มสำหรับกิจการด้านพลังงานไฟฟ้าในการประชุม กบง. ซึ่งที่ประชุมมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบหลักการในการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ในปริมาณการรับซื้อที่เหมาะสมเป็นคราวๆ ไป เพื่อช่วยเหลือเกษตรกร โดยพิจารณาจากปริมาณสต๊อกและราคาน้ำมันปาล์มดิบประกอบด้วย เพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่มากเกินไป และให้นำเสนอ กพช. ต่อไป (2) เห็นควรเสนอขอให้ กพช. มอบหมาย กบง. เป็นผู้พิจารณาการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ โดยค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่า Ft และ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินงาน โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าเป็นสำคัญ ทั้งนี้ เพื่อความคล่องตัวและรวดเร็วทันต่อสถานการณ์ในการพิจารณาการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบดังกล่าว
1.8 ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มในการผลิตไฟฟ้า ดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบหลักการในการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ในปริมาณการรับซื้อที่เหมาะสมเป็นคราวๆ ไป เพื่อช่วยเหลือเกษตรกร โดยพิจารณาจากปริมาณสต๊อกและราคาน้ำมันปาล์มดิบประกอบด้วย เพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่มากเกินไป (2) มอบหมายให้ กบง. เป็นผู้พิจารณาการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ โดยค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่า Ft และ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินงาน โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าเป็นสำคัญ ทั้งนี้ เพื่อความคล่องตัวและรวดเร็วทันต่อสถานการณ์ในการพิจารณาการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบดังกล่าว
2. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (นายธรรมยศ ศรีช่วย) สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบแนวทางการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น ดังนี้
2.1 เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กพช. ได้เห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) โดยมีเป้าหมายการส่งเสริมการผลิตการใช้ไบโอดีเซล ในปี 2579 เป็น 14 ล้านลิตร/วัน และเมื่อวันที่ 5 เมษายน 2559 นายกรัฐมนตรีได้มีข้อสั่งการให้กระทรวงพลังงานเร่งดำเนินการศึกษาวิจัยเพื่อเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มในน้ำมันไบโอดีเซลสำหรับรถยนต์ชนิดต่างๆ ให้เป็นรูปธรรมภายใน 3 เดือน
2.2 กระทรวงพลังงาน (พน.) ได้ดำเนินการส่งเสริมการผลิตการใช้ไบโอดีเซลมาอย่างต่อเนื่อง ปัจจุบันตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ 6) พ.ศ. 2558 กำหนดให้น้ำมันดีเซลต้องมีส่วนผสมของไบโอดีเซล ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 มีผลบังคับตั้งแต่วันที่ 3 สิงหาคม 2558 ซึ่งทำให้รถยนต์ดีเซลทุกประเภทใช้น้ำมันดีเซลที่มีส่วนผสมของไบโอดีเซลไม่เกินร้อยละ 7 หรือที่เรียกว่าไบโอดีเซล บี7 สำหรับการส่งเสริมการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น ที่ผ่านมา พน. ได้ทำการทดสอบน้ำมันไบโอดีเซล สำหรับรถประเภทต่างๆ ดังนี้ (1) รถยนต์ดีเซลขนาดเล็ก (รถบรรทุกส่วนบุคคล) ผลการทดสอบการใช้งานไบโอดีเซล บี10 กับรถยนต์ดีเซลขนาดเล็ก ที่ระยะทางวิ่งทดสอบ 100,000 กิโลเมตร สรุปว่าสามารถใช้ไบโอดีเซล บี10 ได้ โดยไม่มีผลกระทบกับเครื่องยนต์ แต่มีข้อแนะนำให้เปลี่ยนน้ำมันหล่อลื่นและไส้กรองเร็วขึ้น (2) รถบรรทุก ผลการทดสอบการใช้งานไบโอดีเซล บี20 กับรถบรรทุก ที่ระยะทางวิ่งทดสอบ 100,000 กิโลเมตร สรุปว่าสามารถใช้ไบโอดีเซล บี20 ได้ โดยไม่มีผลกระทบกับเครื่องยนต์ แต่มีข้อแนะนำให้เปลี่ยนน้ำมันหล่อลื่นและไส้กรองเร็วขึ้น นอกจากนั้น กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี (วท.) และ พน. ร่วมกับ Japan International Cooperation Agency (JICA) ทำการศึกษาเพื่อปรับปรุงคุณภาพน้ำมันไบโอดีเซลด้วยเทคโนโลยี H-FAME ทำให้ไบโอดีเซลมีคุณภาพดีขึ้น โดยลดค่าโมโนกลีเซอไรด์และเพิ่มค่า Oxidation stability ทำให้สามารถผสมสัดส่วนที่สูงขึ้นได้ ทั้งนี้ได้มีการทดสอบการใช้งานไบโอดีเซล บี20 ด้วยเทคโนโลยี H-FAME กับรถดีเซลขนาดเล็ก (ISUZU) ระยะวิ่งทดสอบ 50,000 กิโลเมตร สามารถใช้งานได้โดยไม่มีผลกระทบกับเครื่องยนต์ ในส่วนของมาตการด้านภาษี กระทรวงการคลัง ได้ประกาศเรื่องลดอัตราภาษีสรรพสามิต กำหนดให้รถยนต์ประหยัดพลังงานเครื่องยนต์ดีเซลที่มีขนาดความจุกระบอกสูบไม่เกิน 1,500 ลูกบาศก์เซนติเมตร ที่ใช้เชื้อเพลิงประเภทไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่ไม่น้อยกว่าร้อยละ 10 เป็นส่วนผสมกับน้ำมันเชื้อเพลิงได้ เสียภาษีสรรพสามิตในอัตราร้อยละ 12 ตามมูลค่า ซึ่งต่ำกว่ารถยนต์ประหยัดพลังงานปกติ ร้อยละ 2 และยังอยู่ระหว่างการพิจารณาข้อเสนอของบริษัท ผู้ผลิตรถยนต์ที่ขอให้ลดอัตราภาษีสรรพสามิตของรถยนต์ดีเซลที่ใช้ไบโอดีเซล บี10 กับรถประเภทอื่นๆ อย่างไรก็ตาม ปัจจุบันยังไม่มีการจำหน่ายรถยนต์ประหยัดพลังงานที่สามารถใช้ไบโอดีเซล บี10 ได้ และยังไม่มีการกำหนดมาตรฐานน้ำมันไบโอดีเซล บี10 ตลอดจนการจำหน่ายน้ำมันไบโอดีเซล บี10 เป็นทางเลือก 2.3 เมื่อพิจารณาจากผลการศึกษาและมาตรการด้านภาษีสรรพสามิตของกระทรวงการคลัง จึงเห็นควรผลักดันให้เกิดการใช้ไบโอดีเซล บี10 เป็นทางเลือก เพื่อให้เกิดการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์ม ในน้ำมันดีเซลอย่างเป็นรูปธรรม ซึ่งมีแนวทางการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซล ดังนี้ (1) การศึกษาวิจัยเพื่อเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มในน้ำมันดีเซล โดยขยายผลการศึกษาการปรับปรุงคุณภาพน้ำมันไบโอดีเซลด้วยเทคโนโลยี H-FAME ทำให้น้ำมันไบโอดีเซลมีคุณภาพดีขึ้น ซึ่งการวิจัยมีความก้าวหน้าที่ดีระดับหนึ่ง และจำเป็นต้องขยายผลงานวิจัยสู่เชิงพาณิชย์ เพื่อพิจารณาหาทางพัฒนามาตรฐานคุณภาพน้ำมันไบโอดีเซลที่ดีขึ้นหรือพิจารณาด้านเศรษฐศาสตร์ และการทดสอบสร้างความมั่นใจในการใช้น้ำมันไบโอดีเซลที่ปรับปรุงคุณภาพในกลุ่มผู้ใช้น้ำมันที่กว้างขึ้น โดยมีหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและขอบเขตการดำเนินงาน ประกอบด้วย 1) หน่วยงานของกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี ดำเนินการถ่ายทอดเทคโนโลยีการปรับปรุงคุณภาพแก่ผู้ผลิตน้ำมันไบโอดีเซล 2) ผู้ผลิตไบโอดีเซล/ผู้ค้าน้ำมัน ดำเนินการลงทุนในการปรับปรุงโรงงานผลิตไบโอดีเซลคุณภาพสูงขึ้น และจัดทำน้ำมันไบโอดีเซล บี10 3) หน่วยราชการ/ทหาร ดำเนินการนำร่องการใช้ บี10 เพื่อสร้างความมั่นใจในการใช้น้ำมันไบโอดีเซลที่ปรับปรุงคุณภาพในกลุ่มผู้ใช้น้ำมันที่กว้างขึ้น และ 4) หน่วยงานของกระทรวงพลังงาน ดำเนินการติดตามผลวิจัยจากการนำร่องการใช้ บี10 เพื่อพัฒนามาตรฐานน้ำมันไบโอดีเซล บี100 และบี10 และจัดทำโครงสร้างราคาไบโอดีเซลสำหรับการขยายผลในการจำหน่ายในขั้นต่อไป (2) การดำเนินงานตามแผน AEDP มีหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและขอบเขตการดำเนินงาน ได้แก่ หน่วยงานภายใต้กระทรวงพลังงาน ประกอบด้วย 1) กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ให้กำหนดมาตรฐานไบโอดีเซล บี10 เพื่อสอดรับกับมาตรการด้านภาษีสรรพสามิตของกระทรวงการคลัง และรองรับการจำหน่ายไบโอดีเซล บี10 เป็นทางเลือก 2) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ให้กำหนดโครงสร้างราคาของไบโอดีเซล บี10 เพื่อการจำหน่ายไบโอดีเซล บี10 เป็นทางเลือก และสนับสนุน/จูงใจให้เกิดการใช้อย่างเป็นรูปธรรม 3) กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ให้ขยายผลการศึกษาเพื่อปรับปรุงคุณภาพการผลิตไบโอดีเซล ด้วยเทคโนโลยี H-FAME ที่ดำเนินการร่วมกับ วท. สู่เชิงพาณิชย์ เพื่อรองรับการเพิ่มสัดส่วนการใช้ไบโอดีเซลในสัดส่วนที่สูงขึ้น ตลอดจนการทดสอบการใช้งานในกลุ่มต่างๆ เพื่อสร้างความเชื่อมั่น หน่วยงานราชการอื่นๆ ประกอบด้วย 1) กระทรวง เกษตรและสหกรณ์ (กษ.) ให้ทบทวนยุทธศาสตร์ปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์ม ปี 2558 - 2569 (Roadmap) ให้สอดคล้องกับสถานการณ์ในปัจจุบัน และแผน AEDP 2015 ตามมติ กนป. โดยขอให้พิจารณาให้ความสำคัญเรื่องต้นทุนการผลิตปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มเพื่อลดผลกระทบกับผู้ใช้น้ำมันดีเซล 2) กระทรวงพาณิชย์ (พณ.) ให้บริหารจัดการอุปสงค์ อุปทาน ของน้ำมันปาล์ม ให้เพียงพอกับความต้องการเพื่อการบริโภคและพลังงาน 3) กระทรวงการคลัง (กค.) ให้พิจารณาโครงสร้างภาษีสรรพสามิตรถยนต์ที่ใช้น้ำมันไบโอดีเซล บี10 ในกลุ่มต่างๆ โดยเฉพาะรถบรรทุกส่วนบุคคลเพื่อจูงใจผู้ผลิตรถยนต์และผู้ใช้ โดยให้มีผลก่อนการกำหนดให้มีการใช้ บี10 ภายในปี 2561 4) กระทรวงอุตสาหกรรม (อก.) ให้พิจารณาส่งเสริมการผลิตรถยนต์ที่ใช้น้ำมัน ไบโอดีเซล บี10 ได้ เป็นกรณีพิเศษ และ 5) กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี (วท.) ให้ร่วมกับกระทรวงพลังงานเพื่อศึกษาและวิจัยและขยายผลการปรับปรุงคุณภาพการผลิตไบโอดีเซล ด้วยเทคโนโลยี H-FAME สู่เชิงพาณิชย์ และหน่วยงานภาคเอกชน ประกอบด้วย 1) บริษัทผู้ผลิตรถยนต์ ขอความร่วมมือสนับสนุน การใช้ไบโอดีเซล บี10 และการผลิตรถยนต์ที่ใช้ไบโอดีเซล บี10 เพื่อสร้างความเชื่อมั่นต่อผู้ใช้ และ 2) บริษัทผู้ค้าน้ำมัน ขอความร่วมมือสนับสนุนการจำหน่ายไบโอดีเซล บี10 เป็นทางเลือก 3) กลไกขับเคลื่อนการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น เพื่อให้เกิดการบูรณาการและบรรลุตามเป้าหมาย เห็นควรขับเคลื่อนผ่านคณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล ที่ได้รับการแต่งตั้งตามคำสั่งคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ลงวันที่ 25 กรกฎาคม 2557 โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และมีองค์ประกอบของภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง และเมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2559 กบง. ได้เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มในกิจการพลังงาน และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณาเห็นชอบต่อไป 2.4 ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบแนวทางการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซล ดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบแนวทางการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงพาณิชย์ กระทรวงการคลัง กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ดำเนินการตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกในส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล ดำเนินการขับเคลื่อนการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น และนำมารายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานทราบเป็นระยะ (2) ขอความเห็นชอบการดำเนินการเพื่อการผลิตไบโอดีเซลที่ได้รับการปรับปรุงคุณภาพแล้วในเชิงพาณิชย์ และดำเนินโครงการนำร่องการใช้น้ำมันไบโอดีเซล บี10 ในรถราชการ/ทหาร และ (3) ขอความเห็นชอบให้มีการใช้น้ำมันไบโอดีเซล บี10 เป็นทางเลือกภายในปี 2561 และพิจารณาดำเนินการเพิ่มสัดส่วนน้ำมันปาล์มตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 (AEDP 2015) ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. แนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มในการผลิตไฟฟ้า
1.1 รับทราบรายงานผลการดำเนินการในการนำน้ำมันปาล์มดิบมาใช้ในการผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
1.2 เห็นชอบหลักการในการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ในปริมาณการรับซื้อที่เหมาะสมเป็นคราวๆ ไป เพื่อช่วยเหลือเกษตรกร โดยพิจารณาจากปริมาณสต๊อกและราคาน้ำมันปาล์มดิบประกอบด้วย เพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่มากเกินไป
1.3 มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เป็นผู้พิจารณาการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ โดยค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่า Ft และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานการ กำกับดูแลการดำเนินงาน โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าเป็นสำคัญ ทั้งนี้ เพื่อความคล่องตัวและรวดเร็วทันต่อสถานการณ์ในการพิจารณาการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบดังกล่าว
2. แนวทางการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซล
2.1 เห็นชอบให้มีการใช้น้ำมันไบโอดีเซล B10 เป็นทางเลือกให้แล้วเสร็จภายในเดือนพฤษภาคม 2560 โดยดำเนินการให้เกิดการผลิตไบโอดีเซลตามที่ได้ปรับปรุงคุณภาพแล้วในเชิงพาณิชย์ และดำเนินโครงการนำร่องการใช้น้ำมันไบโอดีเซล B10 ในรถราชการ/ทหาร/เอกชน และพิจารณาดำเนินการเพิ่มสัดส่วนน้ำมันปาล์มตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 (AEDP 2015) ต่อไป
2.2 เห็นชอบให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงพาณิชย์ กระทรวง การคลัง กระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี ดำเนินการตามที่เสนอ และประสานงานขยายผลกับหน่วยงานภาคเอกชนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2.3 เห็นชอบให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล (ตามคำสั่งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่ 1/2557 ลงวันที่ 25 กรกฎาคม 2557) ดำเนินการขับเคลื่อนการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น และนำมารายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานทราบเป็นระยะ
กพช. ครั้งที่ 6 วันศุกร์ที่ 11 มีนาคม 2559
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2559 (ครั้งที่ 6)
เมื่อวันศุกร์ที่ 11 มีนาคม 2559 เวลา 13.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์พลังงานปี 2558 และแนวโน้มปี 2559
2.การประมาณการความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) และแผนรณรงค์การลดพีคไฟฟ้า
3.รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
4.แนวทางดำเนินการโครงการนำร่องการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาแบบเสรี
5.แผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทย
8.ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
9.ขอความเห็นชอบการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 เพื่อปรับปรุงสถานีไฟฟ้านาบง
11.แนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวล
12.แนวทางการแก้ไขปัญหาที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ได้ภายในกำหนดเวลา
13.ปรับกรอบอัตราภาษีสรรพสามิตของกลุ่มน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานปี 2558 และแนวโน้มปี 2559
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้จัดทำสถานการณ์พลังงานปี 2558 โดยภาพรวมการใช้พลังงานขั้นต้นเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.8 เมื่อเทียบกับปีก่อน สอดคล้องกับอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ (GDP) ปี 2558 ที่ขยายตัวร้อยละ 2.8 แต่การจัดหาพลังงานขั้นต้นยังไม่เพียงพอต่อการใช้ทำให้ต้องนำเข้าพลังงาน (สุทธิ) คิดเป็นร้อยละ 48 ของการใช้พลังงานขั้นต้น โดยมีมูลค่าการนำเข้าพลังงาน 912,931 ล้านบาท สรุปสถานการณ์พลังงาน ดังนี้ น้ำมันสำเร็จรูปมีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.3 เมื่อเทียบกับปี 2557 โดย (1) น้ำมันดีเซลมีการใช้เฉลี่ย 60.1 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.1 เนื่องจากราคาขายปลีกที่ลดลงอย่างต่อเนื่อง (2) น้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล มีการใช้เฉลี่ย 26.4 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 13.2 จากราคาน้ำมันที่อยู่ในระดับต่ำ ประกอบกับผู้ใช้รถยนต์ LPG และ NGV บางส่วนเปลี่ยนมาใช้น้ำมัน (3) น้ำมันเครื่องบิน มีการใช้เฉลี่ย 16.6 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 9.4 จากการท่องเที่ยวที่ขยายตัวดีขึ้น (4) LPG โพรเพน และบิวเทน มีการใช้อยู่ที่ 6,695 พันตัน ลดลงร้อยละ 10.9 (5) การใช้ไฟฟ้า มีปริมาณ 174,834 ล้านหน่วย เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.7 โดยเพิ่มขึ้นเกือบทุกสาขาเศรษฐกิจยกเว้นภาคเกษตรกรรมที่ใช้ลดลงส่วนหนึ่งจากปัญหาภัยแล้ง (6) การผลิตไฟฟ้า มีปริมาณ 192,189 ล้านหน่วย (รวมการผลิตของผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก) เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.3 โดยมีก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 67 ของการผลิตไฟฟ้าทั้งหมด ทั้งนี้ การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 5 มีการผลิตเพิ่มขึ้นร้อยละ 10.4 ตามนโยบายของกระทรวงพลังงาน
2. สนพ. ได้คาดการณ์แนวโน้มพลังงานปี 2559 โดยมีสมมติฐานการขยายตัวทางเศรษฐกิจร้อยละ 2.8 – 3.8 ราคาน้ำมันดิบดูไบในปี 2559 เฉลี่ยอยู่ในช่วง 35 – 45 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยคาดว่าจะอยู่ในช่วง 36 – 37 บาทต่อดอลลาร์สหรัฐ สรุปได้ดังนี้ (1) การใช้พลังงานขั้นต้นเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.8 โดยการใช้น้ำมันคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.0 การใช้ก๊าซธรรมชาติและพลังงานทดแทน คาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.8 ส่วนการใช้ถ่านหินและลิกไนต์คาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.3 และการใช้ไฟฟ้าพลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้าคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 31.7 (2) น้ำมันสำเร็จรูป คาดว่ามีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.0 น้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.8 น้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้นร้อยละ 9.7 จากราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกที่ยังอยู่ในระดับต่ำ และการใช้น้ำมันเครื่องบินคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.5 ตามการฟื้นตัวของเศรษฐกิจโลกและนโยบายกระตุ้นการท่องเที่ยวของรัฐบาล (3) LPG โพรเพน และบิวเทน คาดว่าจะมีการใช้ลดลงร้อยละ 5.6 โดยการใช้ในรถยนต์ลดลงร้อยละ 9.4 จากการปรับโครงสร้างราคา LPG ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงทำให้ราคา LPG ปรับตัวสูงขึ้นในขณะที่ราคาน้ำมันยังอยู่ในระดับต่ำ ผู้ใช้ LPG บางส่วนจึงหันไปใช้น้ำมันแทน การใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีคาดว่าจะลดลงร้อยละ 12.2 ตามการส่งออกที่ชะลอตัว ในขณะที่ภาคครัวเรือนและภาคอุตสาหกรรมคาดว่าการใช้จะเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.2 และ 4.0 ตามลำดับ (4) ไฟฟ้า คาดว่าจะมีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.5
3. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงปี 2558 (1) ราคาน้ำมันดิบอยู่ที่ระดับ 31 – 67 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล โดยราคาเฉลี่ยทั้งปีอยู่ที่ 51 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล ปรับลดลง 46 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล เมื่อเทียบกับปี 2557 จากอุปทานน้ำมันดิบล้นตลาดและการอ่อนตัวของอุปสงค์น้ำมันดิบของโลก (2) ราคาน้ำมันสำเร็จรูปอยู่ที่ระดับ 42 – 88 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล โดยราคาน้ำมันเบนซิน 95 เฉลี่ยทั้งปีอยู่ที่ 69 เหรียญดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล ปรับลดลง 42 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล ขณะที่ราคาน้ำมันดีเซลเฉลี่ยทั้งปีอยู่ที่ 64 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล ปรับลดลง 48 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล เมื่อเทียบกับปี 2557 เนื่องจากอุปสงค์ที่อ่อนตัวลง (3) ราคาก๊าซ LPG อยู่ที่ระดับ 327 - 484 ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน โดยราคาเฉลี่ยทั้งปีอยู่ที่ 424 ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน ปรับลดลง 396 ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน เมื่อเทียบกับปี 2557 เนื่องจากภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมียังคงใช้แนฟทาแทนการใช้ก๊าซ LPG และปริมาณสำรองก๊าซ LPG ในคลังที่เหลืออยู่มากในประเทศญี่ปุ่น เกาหลีใต้ และสหรัฐอเมริกา (4) ราคาก๊าซ LNG อยู่ที่ระดับ 6.50 – 10.65 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู โดยราคาเฉลี่ยทั้งปีอยู่ที่ 7.80 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ปรับลดลง 14.89 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู เมื่อเทียบกับปี 2557 เนื่องจากตลาด LNG ยังมีปริมาณอุปทานสูงกว่าความต้องการ สำหรับแนวโน้มราคาพลังงานปี 2559 คาดการณ์ว่าราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยอยู่ที่ 35 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ราคา LNG อยู่ที่ประมาณ 5 เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียู
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 การประมาณการความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) และแผนรณรงค์การลดพีคไฟฟ้า
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้รายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ของประเทศ เพิ่มขึ้นปีละ 500 – 1,000 เมกะวัตต์ (เฉลี่ยย้อนหลัง 10 ปี ประมาณปีละ 680 เมกะวัตต์) โดยความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดเฉลี่ยอยู่ในช่วงเวลา 14.00 - 17.00 น. และ 19.00 - 22.00 น. ทั้งนี้ ในฤดูร้อนของแต่ละปีคือปลายเดือนมีนาคม – พฤษภาคม ปริมาณความต้องการใช้ไฟฟ้าจะสูงมาก เนื่องจากประชาชนส่วนใหญ่บรรเทาอากาศร้อนด้วยการเปิดพัดลมโดยเพิ่มระดับแรงลม และเปิดเครื่องปรับอากาศโดยลดระดับอุณหภูมิ ซึ่งส่งผลให้ในฤดูร้อนที่มีการลดอุณหภูมิลงทุก 1 องศา ของเครื่องปรับอากาศ จะต้องเพิ่มปริมาณการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 10
2. เมื่อวันที่ 29 กุมภาพันธ์ 2559 คณะทำงานจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ได้ประมาณการ Peak ของประเทศในระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ปี 2559 ที่ระดับ 29,018 เมกะวัตต์ โดยมีสมมติฐาน ดังนี้ (1) ใช้ข้อมูลการใช้ไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจริงจนถึงสิ้นเดือนมกราคม 2559 (2) ใช้ค่าประมาณการอัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจ (GDP) ปี 2559 จากสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2559 อยู่ที่ร้อยละ 2.8 - 3.8 (3) พยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของประเภทผู้ใช้ไฟฟ้า ด้วยวิธี Load Profile ตามลักษณะการใช้ไฟฟ้าปี 2556 จากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย
3. เนื่องจากประมาณการ Peak ของประเทศในระบบ กฟผ. ปี 2559 ที่ระดับ 29,018 เมกะวัตต์ สูงกว่า Peak ที่เกิดขึ้นจริงในปี 2558 ซึ่งอยู่ที่ระดับ 27,346 เมกะวัตต์ จึงจำเป็นต้องขอความร่วมมือช่วยประหยัดไฟฟ้าในช่วงฤดูร้อน เพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าที่จะสูงขึ้นจากการนำเข้าเชื้อเพลิงมาผลิตไฟฟ้า และเพื่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าโดยรวม สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จึงได้จัดทำแผนการรณรงค์ประชาสัมพันธ์เพื่อสร้างความตระหนักในการประหยัดพลังงานและร่วมกันลดการใช้ไฟฟ้าในช่วงวันที่ 20 มีนาคม – 20 พฤษภาคม 2559 แบ่งเป็น 3 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 ให้ข้อมูล ความรู้ ความเข้าใจสถานการณ์พลังงาน พร้อมทั้งขอความร่วมมือในการประหยัดพลังงาน และแนะนำวิธีประหยัดพลังงานที่สามารถนำไปปฏิบัติใช้ในชีวิตประจำวันได้ทันที ด้วยการปิดไฟดวงที่ไม่จำเป็น ปรับอุณหภูมิเครื่องปรับอากาศเพิ่มขึ้น 1 องศาเซลเซียส จาก 25 เป็น 26 องศาเซลเซียส ปลดปลั๊กเมื่อเลิกใช้ในช่วงเวลา 14.00 – 15.00 น. เปลี่ยนอุปกรณ์เป็นอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงที่มีฉลากประหยัดไฟเบอร์ 5 และเปลี่ยนพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าจากช่วงเวลาที่คาดว่าจะมีการใช้ไฟฟ้าสูงสุดมาเป็นช่วงเวลาอื่น ระยะที่ 2 ประชาสัมพันธ์ผ่านสื่อโทรทัศน์ หนังสือพิมพ์ วิทยุ และ Social Media และระยะที่ (3) ติดตาม เฝ้าระวัง และรายงานผลทางเว็บไซต์แบบวันต่อวัน โดยมีกลุ่มเป้าหมายหลัก ได้แก่ ภาคการผลิต อุตสาหกรรม ธุรกิจบริการ ราชการ และประชาชน และกลุ่มเป้าหมายรอง ได้แก่ สื่อมวลชน ผู้นำทางความคิด โดยคาดหวังว่า ภาคประชาชน ภาคอุตสาหกรรม และภาคเอกชน จะเกิดความตระหนักและเห็นความสำคัญที่ต้องใช้ไฟฟ้าอย่างประหยัด และปรับเปลี่ยนพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้า ทำให้ Peak ปี 2559 ในช่วงฤดูร้อนอยู่ที่ระดับ 28,500 – 29,000 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. สถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือนมกราคม 2559 มีโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้า (Commercial Operation Date: COD) แล้ว 5,400 เมกะวัตต์ และโครงการที่มีพันธะผูกพันแล้ว (โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่างรอ COD และโครงการที่มีการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว) รวม 3,461 เมกะวัตต์ รวมกำลังการผลิตติดตั้งทั้งสิ้น 8,861 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็นร้อยละ 52.81 เมื่อเทียบกับเป้าหมายของแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP 2015) ที่มีเป้าหมาย ณ ปี 2579 (ไม่รวมพลังน้ำขนาดใหญ่) เท่ากับ 16,778 เมกะวัตต์
2. ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 ได้กำหนดไว้จำนวน 200 เมกะวัตต์ ปัจจุบันมีการรับซื้อไฟฟ้าไปแล้วจำนวน 2 รอบ รวมกำลังการผลิตติดตั้งประมาณ 166 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น (1) การรับซื้อไฟฟ้า Solar PV Rooftop รอบปี 2556 กำลังผลิตติดตั้ง 108 เมกะวัตต์ เป็นโครงการที่ COD แล้ว 86 เมกะวัตต์ และโครงการที่มี PPA แล้วยังไม่ COD 22 เมกะวัตต์ และ (2) การรับซื้อไฟฟ้า Solar PV Rooftop รอบปี 2558 (ประเภทบ้านอยู่อาศัย) กำลังผลิตติดตั้ง 58 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น โครงการที่ COD แล้ว 3 เมกะวัตต์ โครงการที่มี PPA แล้วยังไม่ COD 55 เมกะวัตต์ และโครงการที่ตอบรับซื้อแล้ว และยังไม่มาทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 0.25 เมกะวัตต์
3. การรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบ Adder เดิม รวมกำลังผลิตติดตั้ง 981 เมกะวัตต์ ปัจจุบันมีโครงการที่ COD แล้ว 416 เมกะวัตต์ โครงการที่มี PPA แล้วยังไม่ COD 565 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 แนวทางดำเนินการโครงการนำร่องการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาแบบเสรี
ผู้แทนจากกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (นางกุลวรีย์ บูรณสัจจะวราพร) ได้รายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. การประชุมสภาปฏิรูปแห่งชาติ (สปช.) เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2558 ที่ประชุมเห็นชอบข้อเสนอโครงการปฏิรูปเร็ว (Quick win) เรื่องโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซล่าร์รูฟอย่างเสรี (ระบบผลิตไฟฟ้าด้วยแสงอาทิตย์สำหรับบ้านและอาคาร) ให้มีการดำเนินการดังนี้ (1) ติดตั้งแผงเซลล์แสงอาทิตย์บนหลังคาหรือส่วนหนึ่งส่วนใดของบ้านและอาคาร โดยนำไฟฟ้าที่ผลิตได้ไปใช้ในบ้านหรืออาคารก่อน แล้วส่งไฟฟ้าที่เหลือไปขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้ (2) แบ่งเป้าหมายเป็นระยะสั้นและระยะยาว ดังนี้ ระยะสั้น 5 ปี (2558-2563) ติดตั้งโซล่าร์รูฟขนาดไม่เกิน 10 kWp อย่างน้อย 100,000 ชุด รวม 500 เมกะวัตต์ และระยะยาว 20 ปี (2558-2563) ติดตั้งโซล่าร์รูฟอย่างน้อย 1,000,000 ชุด รวม 5,000 เมกะวัตต์ (3) ให้กระทรวงพลังงาน (พน.) ร่วมกับ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ออกระเบียบประกาศ หลักเกณฑ์ และวิธีการเข้าร่วมโครงการฯ ที่สะดวกรวดเร็ว โดยอาจให้บริการแบบ One stop service กำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือในระดับที่เหมาะสม เผยแพร่ให้ความรู้และข้อมูลแก่ประชาชนเพื่อให้การเข้าร่วมโครงการเป็นไปอย่างกว้างขวางและเป็นรูปธรรม (4) บรรจุโครงการไว้ในแผน PDP 2015 (พ.ศ. 2558-2579) และควรมีการลงทุนด้านสายส่ง/สายจำหน่ายให้เพียงพอ และ (5) มีมาตรการส่งเสริมการลงทุนในด้านภาษีนำเข้าและภาษีเงินได้
2. เมื่อวันที่ 7 พฤษภาคม 2558 ที่ประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบหลักการการดำเนินโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี โดย (1) เน้นให้เป็นการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในบ้านและอาคารเป็นหลัก แล้วจึงขายไฟฟ้าส่วนที่เกินให้แก่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายให้น้อยที่สุด โดยราคารับซื้อไฟฟ้าต้องไม่ก่อภาระต่อประชาชน (2) มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รับไปดำเนินโครงการฯ โดยให้ดำเนินการในรูปแบบโครงการนำร่อง (Pilot Project) ก่อน และให้ กฟภ. และ กฟน. คัดเลือกพื้นที่ในการดำเนินโครงการนำร่อง (3) ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องประกอบด้วย พพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ประเมินผลโครงการ หากได้ผลดีสามารถบรรลุเป้าหมายที่กำหนด ก็ให้พิจารณาแนวทางขยายผลการปฏิบัติไปทั่วทุกภูมิภาคของประเทศ และ (4) รายงานความก้าวหน้าการดำเนินโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี ให้ กบง. ทราบเป็นระยะๆ ต่อไป
3. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2559 กบง. ได้มีมติรับทราบแนวทางการดำเนินงานโครงการนำร่อง ที่ พพ. ได้พิจารณาร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 หน่วย สำนักงาน กกพ. และ สนพ. ว่า การผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคานั้น จะต้องดำเนินการติดตั้งตามข้อจำกัดจากมาตรฐานที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายกำหนด คือติดตั้งได้ไม่เกินร้อยละ 15 - 25 ของกำลังติดตั้งของหม้อแปลงไฟฟ้าที่ผู้ขอติดตั้งเชื่อมต่ออยู่ และที่ประชุมมีประเด็นให้พิจารณา ดังนี้ (1) ประเด็นการซื้อขายไฟฟ้าซึ่งยังไม่มีการรับซื้อไฟฟ้าที่ไหลเข้าสายจำหน่ายในโครงการ นำร่อง ว่าในอนาคต ควรมีการพิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าส่วนนี้ในราคาให้เหมาะสม (2) ควรมีการศึกษาระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าให้ชัดเจนก่อนดำเนินการ และการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายควรมีการศึกษาแนวทางป้องกันและแก้ไขปัญหาทางเทคนิค จากการเกิดกระแสไฟฟ้าไหลย้อนจากการดำเนินการโครงการนำร่อง และ (3) ให้ พพ. จัดตั้งคณะทำงานที่จะเข้ามากำกับดูแลการดำเนินการดังกล่าว
4. เมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2559 กบง. ได้รับทราบความแนวทางการดำเนินการโครงการนำร่องจากคณะทำงานฯ ที่จัดตั้งขึ้น สรุปแนวได้ดังนี้ (1) เป้าหมายการดำเนินงานโครงการนำร่องฯ คือ ช่วยลดความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak load) มีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชนน้อยที่สุดหรือไม่มีเลย และมีผลกระทบต่อระบบสายส่ง/สายจำหน่ายน้อยที่สุด (2) แนวทางการดำเนินการโครงการนำร่อง มีดังนี้ กลุ่มเป้าหมายโครงการนำร่อง ได้แก่ ที่พักอาศัยหรืออาคารธุรกิจที่มีการใช้ไฟฟ้าสม่ำเสมอในช่วงกลางวัน ในพื้นที่การไฟฟ้านครหลวง 50 เมกะวัตต์ และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค 50 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นที่พักอาศัย 10 เมกะวัตต์ และอาคารธุรกิจ 40 เมกะวัตต์ รวมเป้าหมายทั่วประเทศทั้งสิ้น 100 เมกะวัตต์ โดยมีขนาดติดตั้งสูงสุด ไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ สำหรับที่พักอาศัย และ ระหว่าง 10 - 1,000 กิโลวัตต์ สำหรับอาคารธุรกิจ และกำหนดให้ไฟฟ้าที่ผลิตได้ถูกใช้ในบ้านหรืออาคารก่อนเป็นสำคัญและเหลือไหลย้อนเข้าสายจำหน่ายให้น้อยที่สุด โดยกำหนดการติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าให้ไม่เกินความต้องการใช้เฉลี่ยต่อเดือน และพิจารณาให้การติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าทำได้ไม่เกินร้อยละของกำลังติดตั้งหม้อแปลงที่มีการเชื่อมต่ออยู่ตามข้อกำหนดของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ทั้งนี้ จะไม่มีการจ่ายเงินค่าไฟฟ้าที่ไหลเข้าระบบสายส่งหรือสายจำหน่ายของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายในช่วงนำร่อง โดยให้ กกพ. จัดทำระเบียบการเข้าร่วมโครงการ และมีการติดตามประเมินผลโครงการนำร่องเพื่อวิเคราะห์ผลกระทบด้านต่างๆ ทั้งด้านเทคนิค เศรษฐศาสตร์ และสังคม และนำไปประกอบการพิจารณาแนวทางส่งเสริมระบบผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาแบบเสรีในระยะต่อไป
5. กำหนดการดำเนินงานโครงการนำร่อง ดังนี้ ในช่วงปลายเดือนมีนาคม 2559 จะนำเสนอร่างหลักเกณฑ์และแนวทางการดำเนินงานโครงการนำร่องให้ กกพ. เพื่อจัดทำระเบียบและประกาศฯ และช่วงเมษายน – กรกฎาคม 2559 กกพ. จะจัดรับฟังความคิดเห็นและออกประกาศรับสมัครเข้าร่วมโครงการ และตามแผนการดำเนินงาน กฟน. และ กฟภ. จะรับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการในช่วงเดือนกรกฎาคม – สิงหาคม 2559 และจะประกาศผลผู้ผ่านการคัดเลือกภายในเดือนตุลาคม 2559 หลังจากนั้นผู้ที่ผ่านการคัดเลือกจะลงนามในสัญญาและขอใบอนุญาตต่างๆ โดยคาดว่าจะสามารถเชื่อมต่อเข้าระบบไฟฟ้าได้ภายในเดือนมกราคม 2560 และในช่วงเดือนมกราคม – พฤษภาคม 2560 จะดำเนินการติดตามและประเมินผลโครงการ และจะนำผลการดำเนินงานเสนอ กบง. และ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อรับทราบ/พิจารณาแนวทางการดำเนินงานที่เหมาะสมในระยะต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 แผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทย
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 7 พฤษภาคม 2558 คณะรัฐมนตรีได้มีมติรับทราบตามที่สภาปฏิรูปแห่งชาติเสนอ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน (พน.) เป็นหน่วยงานหลักเรื่องการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าในประเทศไทย โดยให้ร่วมดำเนินการกับหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง และเมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2558 พน. ได้จัดประชุมหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง โดยที่ประชุมได้มีความเห็นร่วมกันว่าควรมุ่งเน้นการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าใน กลุ่มรถโดยสารสาธารณะก่อน แล้วจึงขยายผลไปสู่การส่งเสริมรถยนต์ไฟฟ้าส่วนบุคคลต่อไป และ พน. ได้นำเสนอความเห็นดังกล่าวต่อคณะรัฐมนตรีแล้ว นอกจากนี้ องค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพฯ (ขสมก.) ได้ประสานงานว่า อยู่ระหว่างจัดทำโครงการนำร่องเพื่อทดสอบการใช้งานรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าในปี 2559 จำนวน 20 คัน เพื่อเตรียมการไปสู่การจัดหารถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าจำนวน 200 คัน โดยอยู่ระหว่างการเสนอขออนุมัติจากคณะรัฐมนตรี
2. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (Energy Efficiency Plan: EEP 2015) ตามข้อเสนอของ พน. โดยมีเป้าหมายที่จะอนุรักษ์การใช้พลังงานทั้งในภาพรวมของประเทศให้ได้ 51,700 KTOE โดยในภาคขนส่งมีเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงาน 30,213 KTOE และได้มีการบรรจุมาตรการการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าเป็นมาตรการหนึ่งของการ อนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง โดยตั้งเป้าหมายส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าในปี 2579 รวมทั้งสิ้น 1.2 ล้านคัน และ พน. โดยกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้มีการสนับสนุนและส่งเสริมงานวิจัยที่เกี่ยวกับยานยนต์ไฟฟ้าในด้านต่างๆ อย่างต่อเนื่องมาตั้งแต่ปี 2554 นอกจากนั้น หน่วยงานต่างๆ ยังได้เตรียมการเกี่ยวกับการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า ดังนี้ (1) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จัดทำโครงการวิจัยรถยนต์ไฟฟ้าดัดแปลงต้นแบบ และโครงการศึกษาการพัฒนาการของเทคโนโลยียานยนต์ไฟฟ้าและผลกระทบที่เกิดขึ้น ในประเทศไทย เป็นต้น (2) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) จัดทำโครงการรถยนต์ไฟฟ้าและสถานีชาร์จไฟฟ้า โดยมีการจัดหายานยนต์ไฟฟ้ามาทดลองใช้งานจำนวน 16 คัน และดำเนินการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าแบบเร็วในพื้นที่ กฟน. จำนวน 10 แห่ง พร้อมทั้งพัฒนา Billing System เพื่อเตรียมความพร้อมการคำนวณอัตราค่าพลังไฟฟ้าและค่าบริการสำหรับรถยนต์ ไฟฟ้า (3) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) จัดทำโครงการรถโดยสารไฟฟ้าไร้มลพิษ โครงการพัฒนาต้นแบบรถยนต์ไฟฟ้าขนาดเล็กประสิทธิภาพสูงเพื่อใช้ในเมือง การวิจัยและพัฒนามอเตอร์และระบบขับเคลื่อนประสิทธิภาพสูง ชนิดไม่ใช้แม่เหล็กถาวรสำหรับรถจักรยานยนต์ไฟฟ้า (4) บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) มีโครงการ Pilot Charging Station ดำเนินการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าในพื้นที่ของ ปตท. จำนวน 6 แห่ง ซึ่งปัจจุบันดำเนินการติดตั้งแล้วเสร็จทั้งสิ้นจำนวน 4 แห่ง และมียานยนต์ไฟฟ้าเพื่อทดลองการใช้งานจำนวน 2 คัน
3. จากการศึกษาที่ผ่านมา พบว่าหากมีการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าในประเทศไทยเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องตามแนว โน้มของโลก กรณีที่มีเพิ่มขึ้นในระดับปกติ (Probable Case) ควรมีการพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้าเพื่อรองรับการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าที่เพิ่ม ขึ้นในปี 2579 มากกว่า 230 สถานี เพื่อรองรับการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า 0.4 ล้านคัน ทั้งนี้ หากมีการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าให้สอดคล้องกับแผน EEP 2015 จะต้องมีการจัดเตรียมสถานีอัดประจุไฟฟ้าพร้อมทั้งโครงสร้างพื้นฐานด้าน พลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมอีก 2-3 เท่าจากที่มีการศึกษาไว้ โดยจำเป็นต้องมีการเตรียมความพร้อมการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการ ใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าสำหรับประเทศไทยที่จะเพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็วในอนาคต โดยดำเนินการ ดังนี้ (1) ศึกษาการใช้งานรถยนต์ไฟฟ้าและผลกระทบต่างๆ ที่อาจจะเกิดขึ้นจากการใช้งาน (2) ศึกษาโครงสร้างราคาไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า เพื่อรองรับการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า สำหรับกลุ่มรถโดยสารสาธารณะ และกลุ่มรถยนต์ไฟฟ้าส่วนบุคคล (3) กำหนดรูปแบบและมาตรฐานสถานีอัดประจุไฟฟ้าและการขออนุญาตเป็นผู้จำหน่ายไฟฟ้า (4) จัดทำเกณฑ์การจดทะเบียนของยานยนต์ไฟฟ้าที่จะเข้ามาเชื่อมต่อกับระบบจำหน่าย ไฟฟ้า
4. แผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทย แบ่งออกเป็น 3 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 การเตรียมความพร้อมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (พ.ศ. 2559-2560) เน้นการนำร่องการใช้งานกลุ่มรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้า เนื่องจากจะเกิดประโยชน์กับประชาชนในวงกว้างและสามารถพัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน เพื่อรองรับการใช้งานได้ง่าย รวมถึงดำเนินการเตรียมความพร้อมด้านอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องเพื่อรองรับการส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าในอนาคต โดยจะมีการดำเนินการ 4 ส่วน ดังนี้ (1) จัดทำโครงการนำร่องใช้งานยานยนต์ไฟฟ้ากลุ่มรถโดยสารสาธารณะ (2) ศึกษาการใช้งานรถยนต์ไฟฟ้าและผลกระทบที่อาจจะเกิดขึ้นจากการใช้งาน (3) เตรียมความพร้อมด้านสาธารณูปโภคที่เกี่ยวข้องกับยานยนต์ไฟฟ้า และ (4) เตรียมความพร้อมรองรับด้านอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง เช่น เตรียมความพร้อมเกี่ยวกับการสนับสนุนด้านภาษี การปรับปรุงกฎหมายหรือกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง อัตราค่าบริการสำหรับยานยนต์ไฟฟ้า บุคลากรในอุตสาหกรรมรถยนต์ไฟฟ้า การสนับสนุนงานวิจัยพัฒนาด้านการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า เป็นต้น ระยะที่ 2 การขยายผลการดำเนินงานกลุ่มรถโดยสารสาธารณะและเตรียมความพร้อมสำหรับการส่ง เสริมรถยนต์ไฟฟ้าส่วนบุคคล (พ.ศ. 2561-2563) โดย (1) สนับสนุนการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานตามจำนวนรถโดยสารสาธารณะที่จะเพิ่มในช่วง เวลา พ.ศ. 2561-2563 (2) กำหนดรูปแบบและมาตรฐานสถานีอัดประจุไฟฟ้าและการขออนุญาตในการให้บริการอัด ประจุไฟฟ้า (3) ศึกษาและกำหนดมาตรการเพื่อจูงใจให้เอกชนลงทุนพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้า และ (4) ศึกษาและทบทวนโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับยานยนต์ไฟฟ้า และอัตราค่าบริการสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า ระยะที่ 3 การขยายผลไปสู่การส่งเสริมรถยนต์ไฟฟ้าส่วนบุคคล (พ.ศ. 2564 เป็นต้นไป) โดย (1) สนับสนุนการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานของระบบไฟฟ้าให้สอดคล้องกับปริมาณรถยนต์ ไฟฟ้าส่วนบุคคลที่จะเพิ่มขึ้น (2) พัฒนาระบบบริหารจัดการการอัดประจุไฟฟ้าอัจฉริยะ (EV Smart Charging) เข้ามาช่วยลดการลงทุนในการปรับปรุงระบบไฟฟ้า (3) การพัฒนาระบบบริหารความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศร่วมกับการใช้งานยานยนต์ ไฟฟ้า (Vehicle to Grid: V2G)
5. โครงการนำร่องใช้งานยานยนต์ไฟฟ้ากลุ่มรถโดยสารสาธารณะและการเตรียมความพร้อม ด้านสาธารณูปโภคที่เกี่ยวข้อง เพื่อรองรับการส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าในระยะที่ 1 สรุปได้ดังนี้ (1) กฟน. ดำเนินโครงการจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า 4 อู่ เพื่อรองรับโครงการนำร่องการใช้งานรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าของ ขสมก. จำนวน 200 คัน (2) ขสมก. ดำเนินโครงการนำร่องการใช้งานรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าจำนวน 20 คัน และโครงการนำร่องการใช้งานรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าของ ขสมก. จำนวน 200 คัน (3) กฟภ. ดำเนินโครงการนำร่องรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าและจัดตั้งสถานีอัดประจุ 4 สถานี เพื่อรองรับนักท่องเที่ยวเส้นทางสนามบินสุวรรณภูมิ - พัทยา (4) กฟผ. ดำเนินโครงการนำร่องสาธิตการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้ารถยนต์มินิบัสไฟฟ้า จำนวน 1 คัน และสร้างสถานีอัดประจุไฟฟ้า จำนวน 1 สถานี เพื่อรับส่งผู้เข้าเยี่ยมชมศูนย์นวัตกรรมเพื่อการเรียนรู้ กฟผ. (สำนักงานกลาง) โครงการนำร่องการใช้เทคโนโลยีสมาร์ทกริดเพื่อบริหารการใช้ไฟฟ้าของยานยนต์ ไฟฟ้า (Smart Grid for EV Demand Management) และโครงการศึกษาพัฒนามาตรฐานและเกณฑ์ประสิทธิภาพขั้นสูงรองรับการติดฉลาก เบอร์ 5 สำหรับยานยนต์ไฟฟ้าและสถานีประจุไฟฟ้า (5) ปตท. ดำเนินโครงการนำร่องรถโดยสารรับส่งพนักงานจาก ปตท. สำนักงานใหญ่ – รถไฟฟ้า BTS สถานีหมอชิต และ (6) สนพ. และกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ดำเนินโครงการนำร่องการจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าให้กับยานพาหนะไฟฟ้า (Charging Stations)
6. พน. ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) กำหนดกรอบแนวทางการจัดทำอัตราค่าบริการสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรก เพื่อรองรับการใช้งานรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าสำหรับโครงการนำร่องของหน่วยงาน ต่างๆ ประกอบด้วย 2 ส่วน ดังนี้ (1) ค่าพลังงานไฟฟ้า โดยมีการกำหนดอ้างอิงจากอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการ ขนาดกลาง แบบตามช่วงเวลาการใช้ (TOU) ตามแรงดันที่เชื่อมต่อ โดยมีการคิดอัตราค่า Demand Charge เฉลี่ยรวมกับ ค่า Energy Charge และทำการหักลบเงินอุดหนุนค่าไฟฟรี (50 หน่วย) และค่า Ft ตามมติคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และ (2) ค่าบริการสถานีอัดประจุไฟฟ้า ให้มีการกำหนดอัตราค่าบริการในส่วนดังกล่าวให้สะท้อนเงินลงทุนสถานีอัดประจุ ไฟฟ้า ทั้งนี้ อัตราค่าบริการสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในช่วงแรกจะต้องมีต้นทุนการสิ้นเปลือง พลังงานต่อกิโลเมตรของยานยนต์ไฟฟ้าต้องต่ำกว่ายานยนต์ที่ใช้เชื้อเพลิง NGV
7. การเตรียมความพร้อมรองรับด้านมาตรฐานและกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง ดำเนินการโดย สำนักงาน กกพ. หรือกรมธุรกิจพลังงาน ได้แก่ (1) การขออนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า (2) การขออนุญาตจำหน่ายสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าร่วมกับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียน (3) มาตรฐานความปลอดภัยในการตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า นอกจากนี้ พน. ได้เตรียมความพร้อมร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง โดยจะมีการศึกษาและจัดทำแผนพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านไฟฟ้าเพื่อรองรับยาน ยนต์ไฟฟ้า ซึ่งได้กำหนดให้เป็นส่วนหนึ่งของการประเมินผลการดำเนินงานของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง โดยจะทำการศึกษาแนวทาง การพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้าและพัฒนามาตรฐานการเชื่อมต่อทางไฟฟ้าและการทำงาน ร่วมกันได้ (Interoperability) การกำหนดราคาและรูปแบบการให้บริการ การกำหนดมาตรฐานการใช้พลังงานของยานยนต์ไฟฟ้าที่เหมาะสม รวมถึงกฎระเบียบอื่นๆ ในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการดำเนินงานของการไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทย ในระยะที่ 1 การเตรียมความพร้อมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (พ.ศ. 2559-2560) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และมอบหมายให้หน่วยงานต่างๆ ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เป็นไปตามแผนในระยะที่ 1 ต่อไป
2. เห็นชอบกรอบแนวทางการจัดทำอัตราค่าบริการสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรก และมอบหมายคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน รับไปดำเนินการกำหนดอัตราค่าบริการสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรกตามแนวทางดัง กล่าวต่อไป
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550 มาตรา 4 (4) ให้ “คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ” (กพช.) มีหน้าที่กำหนดแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน ที่ได้จัดตั้งขึ้นตามมาตรา 24 โดยมีวัตถุประสงค์ให้นำไปใช้จ่ายเงินตามมาตรา 25 ซึ่งตามมาตรา 28 (1) กำหนดให้ “คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน” มีหน้าที่เสนอแนวทางการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ต่อ กพช.
2. เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2555 กพช. ได้เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2555-2559 และให้คณะกรรมการกองทุนฯ จัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับใช้จ่ายในวงเงินปีละ 7,000 ล้านบาท ภายในวงเงินรวม 35,000 ล้านบาท และให้ปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ฯ รวมถึงการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสมภายในวงเงินรวมดังกล่าว ทั้งนี้ ในช่วงปี พ.ศ. 2555-2559 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดสรรเงินกองทุนฯ ให้ 2 หน่วยงานผู้เบิกเงินกองทุนฯ คือ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 34,099 ล้านบาท โดยได้ทำข้อผูกพันไว้รวมทั้งสิ้น 22,105 ล้านบาท (ร้อยละ 65 ของวงเงินที่ได้รับจัดสรร) เบิกจ่ายไปแล้ว 11,072 ล้านบาท (ร้อยละ 50) เป็นเงินรอจ่าย 11,033 ล้านบาท (ร้อยละ 50) เป็นเงินรอผูกพันของปีงบประมาณ 2559 จำนวน 6,838 ล้านบาท และเป็นเงินที่ไม่ผูกพันส่งคืน 5,155 ล้านบาท (ร้อยละ 15) ทั้งนี้ จากการสรุปการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และสถานะโครงการในปีงบประมาณ พ.ศ. 2555-2559 พบว่ามีเงินคงเหลือที่สามารถนำไปใช้ให้เกิดประโยชน์ได้ จำนวน 6,918 ล้านบาท ซึ่งอยู่ระหว่างการพิจารณาจัดสรรงบประมาณปี 2559 เพิ่มเติม เพื่อสนับสนุนโครงการที่เกี่ยวกับนโยบายเร่งด่วนของภาครัฐ
3. ผลที่คาดว่าจะได้รับจากการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในช่วงปี 2555-2559 สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้ (1) แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ผูกพันงบประมาณไว้ในวงเงิน 10,978 ล้านบาท ได้ดำเนินกิจกรรมที่จะช่วยลดการใช้พลังงานลง 2,942.8 ktoe คิดเป็นมูลค่า 38,256 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 3.53 จากปริมาณความต้องการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย ณ ปี 2559 (ประมาณ 83,306 ktoe) และช่วยลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก 17.7 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์ (2) แผนพลังงานทดแทน ผูกพันงบประมาณไว้ในวงเงิน 10,498 ล้านบาท ได้ดำเนินกิจกรรมที่จะก่อให้เกิดการใช้พลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น 159 ktoe คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 0.2 ของปริมาณความต้องการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย ณ ปี 2559 คิดเป็นมูลค่า 2,067 ล้านบาท ช่วยลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก 0.95 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์ นอกจากนี้ยังมีงานด้านฝึกอบรมเยาวชน ครู อาสาสมัครพลังงานชุมชน สนับสนุนทุนการศึกษา เพื่อเป็นเครือข่ายและสร้างความรู้ความเชี่ยวชาญด้านพลังงาน และงานด้านประชาสัมพันธ์เพื่อกระตุ้นและปลูกฝังจิตสำนึกให้ทุกภาคส่วนให้ ความสำคัญในเรื่องพลังงาน (3) แผนบริหารทางกลยุทธ์ ผูกพันงบประมาณไว้ในวงเงิน 629 ล้านบาท เป็นค่าใช้จ่ายในการบริหารกองทุนฯ เพื่อช่วยขับเคลื่อนแผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานและแผนพลังงานทดแทนให้ เป็นไปด้วยความเรียบร้อย
4. แนวทางการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2555 – 2559 จะสิ้นสุดลงในวันที่ 30 กันยายน 2559 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการกองทุนฯ จึงได้จัดทำ “ร่างแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2560 - 2564” เสนอคณะอนุกรรมการกองทุนฯ พิจารณาเมื่อวันที่ 22 ธันวาคม 2558 และ 8 กุมภาพันธ์ 2559 และเสนอคณะกรรมการกองทุนฯ พิจารณาเมื่อวันที่ 19 และ 29 กุมภาพันธ์ 2559 และในช่วงเดือนมกราคม 2559 ได้นำร่างแนวทางการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2560 – 2564 ไปรับฟังความเห็นจากผู้มีส่วนเกี่ยวข้อง และได้นำความคิดเห็นและข้อเสนอแนะมาปรับปรุงร่างแนวทางการใช้จ่ายเงินกอง ทุนฯ แล้ว
5. เมื่อวันที่ 19 กุมภาพันธ์ 2559 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้พิจารณาเรื่องขอความเห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2560-2564 และมีมติให้ทบทวนลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ แล้วให้เวียนขอความเห็นจากคณะกรรมการกองทุนฯ ก่อนเสนอ กพช. พิจารณา ซึ่ง สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการฯ ได้ทบทวนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และได้เวียนขอความเห็นจากคณะกรรมการกองทุนฯ ซึ่งคณะกรรมการกองทุนฯ 19 ท่านจาก 20 ท่าน เห็นควรแบ่งสัดส่วนการใช้จ่ายเงินภายใต้แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน แผนพลังงานทดแทน และแผนบริหารทางกลยุทธ์ ตามที่ได้มีการทบทวนและจัดทำใหม่ และให้นำแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2560 - 2564 ที่ปรับปรุงแล้ว เสนอ กพช. พิจารณาต่อไป โดยมีโครงสร้างและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ดังนี้
6. กรอบการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ เป็นการประมาณการภาพรวมของภาระงานที่จะเกิดขึ้นในอนาคตระยะ 5 ปี มีลักษณะเป็น Rolling Plan ปรับแผนงาน/โครงการและประมาณการรายจ่ายทุกปี เนื่องจากอาจมีการเปลี่ยนแปลงในปัจจัยต่างๆ โดยใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในวงเงิน 12,000 ล้านบาทต่อปี ภายในวงเงินรวม 60,000 ล้านบาท ทั้งนี้ วงเงิน 12,000 ล้านบาทต่อปีนั้น ส่วนที่หนึ่งวงเงิน 7,000 - 9,000 ล้านบาทต่อปี เป็นประมาณการรายจ่ายเพื่อขับเคลื่อนแผนอนุรักษ์พลังงานและแผนพลังงานทาง เลือก และส่วนที่สองวงเงิน 3,000 – 5,000 ล้านบาทต่อปี เป็นประมาณการรายจ่ายเพื่อขับเคลื่อนผลักดันนโยบายสำคัญของรัฐบาลและหรือ โครงการที่ต้องใช้เงินลงทุนสูง และให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว
7. โครงการที่ขอรับการสนับสนุน ต้องเป็นเรื่องเกี่ยวกับการอนุรักษ์พลังงานหรือการป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่ง แวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงาน ซึ่งมีลักษณะเป็นการศึกษา วิจัย และพัฒนา การสาธิตหรือริเริ่ม ทุนการศึกษา ทุนฝึกอบรม และการประชุม สัมมนา การโฆษณา การเผยแพร่ข้อมูล และการประชาสัมพันธ์ และค่าใช้จ่ายในการบริหารงานการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน โดยมีเป้าหมายดังนี้ (1) สนับสนุนการดำเนินการตามแผนอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2558 - 2579 โดยคาดว่าจะลดการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายลง 14,200 ktoe หรือคิดเป็นมูลค่า 184,600 ล้านบาท (2) สนับสนุนการดำเนินการตามแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก ในช่วงปี พ.ศ. 2558 - 2579 โดยคาดว่าจะมีการใช้พลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น 2,558 ktoe หรือคิดเป็นมูลค่า 33,253 ล้านบาท ทั้งนี้ การดำเนินการตามข้อ (1) และ (2) จะช่วยลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้ 99 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์ต่อปี ซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของเป้าหมายของประเทศไทยในการลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมที่ เกิดจากการผลิตและใช้พลังงาน สอดคล้องตามถ้อยแถลง พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา นายกรัฐมนตรี ในการประชุมระดับสูงของประมุขของรัฐและหัวหน้ารัฐบาลในระหว่างการประชุม COP21 ที่ประเทศไทยแสดงเจตจำนงในการลดก๊าซเรือนกระจกที่ร้อยละ 20 ถึง 25 หรือประมาณ 111 - 139 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์ต่อปี ภายในปี พ.ศ. 2573 จากกรณีปกติ
8. ปฏิทินการดำเนินงานในขั้นตอนต่อไปภายหลังจากที่ กพช. เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2560 – 2564 จะแจ้งให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องจัดทำคำของบประมาณรายจ่ายประจำปี 2560 ใช้เวลาประมาณ 3 เดือน และเข้าสู่กระบวนการกลั่นกรองงบประมาณ โดยคณะกรรมการกลั่นกรองงบประมาณกองทุนฯ ซึ่งคาดว่าจะใช้เวลาประมาณ 3 เดือน ก่อนนำเสนอคณะอนุกรรมการกองทุนฯ และคณะกรรมการกองทุนฯ พิจารณา เพื่ออนุมัติงบประมาณสำหรับเป็นรายจ่ายประจำปีงบประมาณ 2560 ในช่วงประมาณเดือนสิงหาคม 2559
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2560 - 2564 ตามที่คณะกรรมการกองทุนฯ เสนอมา
2. เห็นชอบให้คณะกรรมการกองทุนฯ จัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับใช้จ่ายตามแนวทาง หลักเกณฑ์ฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2560 - 2564 ในวงเงินปีละ 12,000 ล้านบาท ภายในวงเงินรวม 60,000 ล้านบาท และให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. หัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติ ได้มีคำสั่งที่ 4/2559 ลงวันที่ 20 มกราคม 2559 เรื่อง การยกเว้นการใช้บังคับกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวมสำหรับการประกอบ กิจการบางประเภท โดยให้ยกเว้นการใช้บังคับกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวมตามกฎหมายว่าด้วย การผังเมืองที่มีผลใช้บังคับอยู่ในวันที่มีคำสั่งนี้ หรือที่จะมีผลใช้บังคับภายในหนึ่งปีนับแต่วันที่มีคำสั่งนี้ สำหรับการประกอบกิจการ ดังนี้ (1) การประกอบกิจการคลังน้ำมันตามกฎหมายว่าด้วยการควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิงและการ ประกอบกิจการโรงงานลำดับที่ 88 ตามกฎกระทรวง (พ.ศ. 2535) ออกตามความในพระราชบัญญัติโรงงาน พ.ศ. 2535 ตามที่กำหนดไว้ในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 ที่คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558 – 2579 และแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 ที่คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 และกิจการอื่นที่เป็นส่วนหนึ่งของการผลิต ขนส่งและระบบจำหน่ายพลังงานตามแผนดังกล่าว ทั้งนี้ ให้รวมถึงกรณีที่มีการแก้ไขเพิ่มเติมหรือปรับปรุงแผนซึ่งได้รับความเห็นชอบ จากคณะรัฐมนตรีในภายหลังด้วย โดยให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนดหลักเกณฑ์และรายละเอียดของโครงการหรือกิจการที่อยู่ในแผนซึ่งคณะ รัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแล้ว ที่จะได้รับการยกเว้นการใช้บังคับกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวม (2) การประกอบกิจการโรงงานลำดับที่ 89 โรงงานลำดับที่ 101 โรงงานลำดับที่ 105 และโรงงานลำดับที่ 106 ตามกฎกระทรวง (พ.ศ. 2535) ออกตามความในพระราชบัญญัติโรงงาน พ.ศ. 2535 และกิจการอื่นที่เกี่ยวข้องกับการประกอบกิจการกำจัดมูลฝอย
2. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้เชิญหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทั้งภาครัฐและเอกชน เข้าร่วมประชุมหารือ จำนวน 5 ครั้ง เพื่อร่วมกันกำหนดหลักเกณฑ์ฯ เสนอ กพช. นอกจากนี้ สนพ. และ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้หารือเกี่ยวกับการตีความในคำสั่งที่ 4/2559 ไปยังสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และได้รับหนังสือตอบข้อหารือ ดังนี้ (1) กรณีการตีความหมายของคำว่า “กิจการอื่นที่เป็นส่วนหนึ่งของการผลิต ขนส่ง และระบบจำหน่ายพลังงานตามแผนดังกล่าว” สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตอบข้อหารือว่ากิจการอื่นที่เป็นส่วนหนึ่งของการ ผลิต ขนส่ง และระบบจำหน่ายพลังงานที่ได้รับยกเว้นการใช้บังคับกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผัง เมืองรวม มีความหมายครอบคลุมถึงกิจการอื่นที่เป็นส่วนหนึ่งของการผลิต ขนส่ง และระบบจำหน่ายพลังงานทั้งหมดที่อยู่ในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558 – 2579 และแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 และ กพช. ควรการกำหนดหลักเกณฑ์ฯ เพียงเท่าที่จำเป็นต่อการแก้ไขปัญหาข้อขัดข้องและอุปสรรคที่เกิดขึ้นเพื่อ เสริมสร้างความมั่นคงทางพลังงานโดยคำนึงถึงผลกระทบที่จะเกิดต่อประชาชน ชุมชน และสิ่งแวดล้อมจากการที่ยกเว้นการใช้บังคับกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมือง รวมด้วย (2) สำนักงาน กกพ. หารือเกี่ยวกับระยะเวลาการบังคับใช้ของคำสั่ง ซึ่งสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตอบข้อหารือว่า คำสั่งฯ มิได้มีข้อกำหนดเกี่ยวกับระยะเวลาการยกเว้นหรือระยะเวลาสิ้นผลของคำสั่ง โดยแยกเป็นสองกรณี ได้แก่ กรณีแรก ต้องเป็นกฎกระทรวงฯ ที่มีผลใช้บังคับอยู่ในวันที่มีคำสั่งนี้ ซึ่งหมายถึงกฎกระทรวงฯ ที่มีผลใช้บังคับอยู่แล้วในวันที่ 20 มกราคม 2559 และกรณีที่สอง เป็นกฎกระทรวงฯ ที่จะมีผลใช้บังคับในภายหลัง โดยต้องมีผลใช้บังคับในช่วงระยะเวลาหนึ่งปีนับแต่วันที่มีคำสั่งนี้ ซึ่งหมายถึงกฎกระทรวงฯ ที่จะมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 20 มกราคม 2559 ถึงวันที่ 19 มกราคม 2560 ดังนั้น หากตราบใดที่กฎกระทรวงฯ ข้างต้นยังคงมีผลใช้บังคับอยู่ การยกเว้นการใช้บังคับกฎกระทรวงฯ โดยผลของคำสั่งนี้ก็ยังคงมีผลอยู่ต่อไปจนกว่าจะมีการแก้ไขคำสั่งฯ หรือ กฎกระทรวงฯ เป็นอย่างอื่น และกรณีการหารือเกี่ยวกับการขอประกอบกิจการโรงงานลำดับที่ 88 ภายหลังวันที่ 19 มกราคม 2560 เห็นว่า การขอประกอบกิจการดังกล่าวยังคงได้รับการยกเว้นการใช้บังคับกฎกระทรวงให้ใช้ บังคับผังเมืองรวมต่อไป นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2559 สำนักงานรองนายกรัฐมนตรี (นายวิษณุ เครืองาม) ได้เชิญหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเข้าร่วมประชุมเพื่อพิจารณาหารือทำความเข้าใจ ร่วมกันเกี่ยวกับคำสั่งดังกล่าวด้วย
3. ร่างหลักเกณฑ์และรายละเอียดของโครงการหรือกิจการที่ได้รับการยกเว้นการใช้ บังคับกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวม สรุปได้ดังนี้ (1) โครงการภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015) ประกอบด้วยโครงการตามแผน PDP 2015 ในส่วนของโครงการโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จำนวน 22 โครงการ (ไม่รวมโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์) กำลังการผลิตไฟฟ้าตามสัญญา รวมทั้งสิ้น 20,149 เมกะวัตต์ โครงการโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) จำนวน 7 โครงการ กำลังการผลิตไฟฟ้าตามสัญญา รวมทั้งสิ้น 6,470 เมกะวัตต์ โครงการโรงไฟฟ้าขนาดเล็กและขนาดเล็กมากของ กฟผ. และเอกชน กำลังการผลิตไฟฟ้าตามสัญญา รวมทั้งสิ้น 4,159.2 เมกะวัตต์ และคลังน้ำมันที่เก็บน้ำมันเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง หรือเชื้อเพลิงสำรองสำหรับโรงไฟฟ้าตามแผน PDP 2015 โดยโครงการโรงไฟฟ้า IPP โรงไฟฟ้าขนาดเล็กและขนาดเล็กมาก รวมทั้งคลังน้ำมันฯ ต้องได้รับการรับรองจาก สนพ. ว่าเป็นโครงการที่อยู่ในแผน PDP 2015 (2) โครงการภายใต้แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 (AEDP 2015) ประกอบด้วย โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก ที่ดำเนินการตามประกาศรับซื้อไฟฟ้าของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน จำนวน 5 โครงการ ซึ่งจะต้องเป็นโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าแล้ว หรือ เป็นโครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าแล้วและสัญญายังมีผล อยู่ หรือ เป็นโครงการที่อยู่ระหว่างการอุทธรณ์เกี่ยวกับผังเมือง หรือ เป็นโครงการที่ได้รับการอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีแล้วแต่กรณี โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนเพื่อใช้เองหรือจำหน่ายให้กับลูกค้าตรง โครงการผลิตเชื้อเพลิงชีวมวล และโครงการผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพ ตลอดจนระบบคลังที่เกี่ยวข้องกับการผลิต การส่ง และการจำหน่าย ได้แก่ เอทานอล ไบโอดีเซล น้ำมันไพโรไลซิส ก๊าซไบโอมีเทนอัด และเชื้อเพลิงทางเลือกอื่น ทั้งนี้ โครงการทุกโครงการยกเว้นโครงการตามประกาศรับซื้อไฟฟ้าของ กกพ. ต้องได้รับการรับรองจากกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานว่าเป็น โครงการที่อยู่ในแผน AEDP 2015 (3) โครงการภายใต้แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558 – 2579 (Oil Plan 2015) ประกอบด้วย คลังน้ำมันที่ต่อเชื่อมกับระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อไปยังภาคเหนือและภาค ตะวันออกเฉียงเหนือ รวมถึงระบบท่อน้ำมันเดิมในภาคกลางและภาคตะวันออก และคลังน้ำมันเพื่อการสำรองทางยุทธศาสตร์ โดยต้องได้รับการรับรองจากกรมธุรกิจพลังงาน ว่าเป็นโครงการที่อยู่ในแผน Oil Plan 2015 และ (4) โครงการภายใต้แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 (Gas Plan 2015) ประกอบด้วย โครงการผลิต เก็บรักษา และแปรสภาพก๊าซธรรมชาติ (LNG Station and Receiving Terminal) รวมส่วนควบต่างๆ เช่น ท่าเรือ และกระบวนการผลิตและสนับสนุนการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติ โดยต้องได้รับการรับรองจากกรมเชื้อเพลิงธรรรมชาติ ว่าเป็นโครงการที่อยู่ในแผน Gas Plan 2015
4. เพื่อให้การดำเนินการเป็นไปอย่างเป็นระบบและไม่ก่อให้เกิดปัญหาต่อชุมชนและ สิ่งแวดล้อม ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอหลักเกณฑ์ปฏิบัติของโครงการข้างต้น ดังนี้ (1) ต้องไม่ตั้งอยู่บนพื้นที่เสี่ยงภัย พื้นที่สงวนไว้เพื่อระบายน้ำ เขตพระราชฐาน และพื้นที่เขตอนุรักษ์น้ำดิบเพื่อการประปา (2) ต้องมีมาตรการที่รัดกุมในการรักษาสิ่งแวดล้อมและคุณภาพชีวิตของชุมชน และ (3) ต้องดำเนินการตามข้อบังคับ กฎระเบียบของกฎหมายที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด อาทิเช่น กฎหมายว่าด้วยโรงงาน กฎหมายว่าด้วยการควบคุมอาคาร กฎหมายว่าด้วยการส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อม กฎหมายว่าด้วยโบราณสถาน โบราณวัตถุ ศิลปวัตถุ และพิพิธภัณฑ์สถานแห่งชาติ เป็นต้น
5. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ประสานขอเพิ่มเติมหลักเกณฑ์สำหรับโครงการ/กิจการที่ได้รับการยกเว้นการ ใช้บังคับกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวม ในส่วนของแผน AEDP 2015 ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก ที่ดำเนินการตามประกาศรับซื้อไฟฟ้าของ กกพ. จำนวน 5 โครงการ ซึ่งจะต้องเป็นโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าแล้ว หรือ เป็นโครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าแล้วและสัญญายังมีผล อยู่ หรือ เป็นโครงการที่อยู่ระหว่างการอุทธรณ์เกี่ยวกับผังเมือง หรือ เป็นโครงการที่อยู่ระหว่างการพิจารณาคัดเลือก หรือ เป็นโครงการที่จะดำเนินการรับซื้อไฟฟ้า หรือ เป็นโครงการที่ได้รับการอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีแล้วแต่กรณี
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์และรายละเอียดของโครงการหรือกิจการที่ได้รับการยกเว้นการใช้บังคับ กฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวม สำหรับการประกอบกิจการบางประเภท ตามคำสั่งหัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติ ที่ 4/2559 ลงวันที่ 20 มกราคม พ.ศ. 2559 โดยให้ปรับปรุงร่างประกาศฯ ให้เหมาะสมตามความเห็นที่ประชุมก่อนนำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่ง ชาติลงนามต่อไป โดยให้
1. เพิ่มเติมหลักเกณฑ์สำหรับโครงการหรือกิจการที่ได้รับการยกเว้นการใช้บังคับ กฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวม สำหรับโครงการภายใต้แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 ตามความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
2. ตัดโครงการภายใต้แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558 – 2579 ออกทั้งหมด
3. เพิ่มเติมหลักเกณฑ์ตามความเห็นของรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย ให้จำกัดโครงการภายใต้แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 (Gas Plan 2015) ให้เป็นเฉพาะในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการผลิตไฟฟ้า
4. ควรระบุโครงการเพื่อให้เกิดความชัดเจนตามความเหมาะสมและเท่าที่จำเป็น
เรื่องที่ 8 ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงถูกจัดตั้งตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่องกำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อใช้เป็นเครื่องมือในการป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมัน เชื้อเพลิงและใช้รักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศจากความ ผันผวนของราคาเชื้อเพลิงในตลาดโลกเพื่อลดผลกระทบต่อเศรษฐกิจและชีวิตความ เป็นอยู่ของประชาชนที่เกิดจากความผันผวนดังกล่าวให้น้อยที่สุด อย่างไรก็ตาม ในการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผ่านมาได้มีประเด็นคำถามเกี่ยว กับบทบาทหน้าที่และการใช้ประโยชน์ของเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เช่น ประธานผู้ตรวจการแผ่นดินมีความเห็นว่าการจัดตั้งกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอาจ ไม่ชอบด้วยกฎหมาย มีการนำเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปใช้รักษาระดับราคาน้ำมันจนทำให้เกิดการ บิดเบือนราคาไม่สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง สร้างความไม่เป็นธรรมจากการชดเชยราคาข้ามกลุ่มประเภทผู้ใช้น้ำมันเชื้อเพลิง ขาดความยืดหยุ่นในวิธีการแก้ไขและป้องกันการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงในรูป แบบอื่น ดังนั้น เพื่อให้เกิดความชัดเจนในบทบาทหน้าที่และการใช้ประโยชน์ของเงินกองทุนน้ำมัน เชื้อเพลิงให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ จึงต้องมีการดำเนินการยกร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงขึ้นใหม่
2. เมื่อวันที่ 2 ตุลาคม 2558 ประธานคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้ลงนามแต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางปฏิรูปกฎหมายเกี่ยวกับกองทุน น้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อศึกษาแนวทางในการปฏิรูปบทบาท หน้าที่ และการใช้ประโยชน์ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และการยกร่างกฎหมายที่เกี่ยวข้อง ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ ได้ประชุมเพื่อพิจารณายกร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... เมื่อวันที่ 11 และ 18 พฤศจิกายน 2558 วันที่ 3 ธันวาคม 2558 วันที่ 18 และ 24 กุมภาพันธ์ 2559 และเมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2559 กบง. ได้พิจารณาร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... และได้มีมติเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... โดยให้นำข้อสังเกตของ กบง. ปรับปรุงให้เรียบร้อยก่อนนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อ พิจารณาต่อไป
3. ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... มี 7 หมวด และบทเฉพาะกาล จำนวนทั้งหมด 43 มาตรา สรุปได้ ดังนี้ หมวด 1 การจัดตั้งกองทุน เป็นการกำหนดวัตถุประสงค์ เงิน ทรัพย์สินและการใช้จ่ายเงินของกองทุน หมวด 2 การบริหารกิจการของกองทุน เป็นการกำหนดองค์ประกอบ คุณสมบัติ และอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง หมวด 3 สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เป็นการกำหนดฐานะ อำนาจหน้าที่ของสำนักงานและผู้อำนวยการ หมวด 4 การดำเนินการของกองทุน เป็นการกำหนดหลักเกณฑ์การดำเนินการต่างๆ ของกองทุน หมวด 5 พนักงานเจ้าหน้าที่ กำหนดอำนาจหน้าที่ของพนักงานเจ้าหน้าที่/ผู้ปฏิบัติงาน หมวด 6 การบัญชี การตรวจสอบ และการประเมินผล หมวด 7 บทกำหนดโทษ เป็นการกำหนดบทลงโทษไว้สำหรับผู้ไม่ส่งเงินเข้ากองทุน ผู้ส่งเงินเข้าไม่ครบถ้วนตามจำนวน ผู้ไม่ให้ถ้อยคำหรือไม่ส่งเอกสารหรือหลักฐาน ผู้แจ้งความเท็จหรือให้ถ้อยคำเท็จ และบทเฉพาะกาล
4. สรุปสาระสำคัญ ร่าง พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ประเด็นหลักๆ คือ หมวด 1 การจัดตั้งกองทุน มีวัตถุประสงค์ ดังนี้ (1) รักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม เพื่อเป็นประโยชน์ต่อการดำรงชีพของประชาชน ในกรณีเกิดวิกฤตน้ำมันเชื้อเพลิงที่จะส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงาน และเศรษฐกิจ (2) สนับสนุนให้เชื้อเพลิงชีวภาพมีส่วนต่างราคาที่สามารถแข่งขันกับน้ำมันเชื้อ เพลิงได้ (3) บรรเทาผลกระทบจากการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับผู้มีรายได้ น้อยและผู้ด้อยโอกาส (4) สนับสนุนการลงทุนการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ สำหรับสนับสนุนการป้องกันภาวะ การขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อนำมาใช้ในกรณีวิกฤตน้ำมันเชื้อเพลิง และเพื่อประโยชน์ความมั่นคงทางด้านพลังงาน (5) สนับสนุนการลงทุนระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิงในกิจการของรัฐ สำหรับความมั่นคงทางด้านพลังงาน (6) ดำเนินการอื่นใดเกี่ยวกับการบริหารกองทุนเพื่อให้บรรลุวัตถุประสงค์ตามพระ ราชบัญญัตินี้ หมวด 2 การบริหารกิจการของกองทุน โดยโอนอำนาจหน้าที่ของ กบง. และของคณะกรรมการสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน ในส่วนที่เกี่ยวข้องกับกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมารวมกันโดยตั้งเป็นคณะ กรรมการใหม่ เรียกว่า “คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง” โดยมีคณะกรรมการ ประกอบด้วย รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธานกรรมการ ปลัดกระทรวงพลังงานเป็นรองประธานกรรมการ ส่วนราชการที่เกี่ยวข้องจำนวน 12 คน และผู้ทรงคุณวุฒิจำนวน 4 คน เป็นกรรมการ โดยผู้อำนวยการสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นกรรมการและเลขานุการ ซึ่งคณะกรรมการมีอำนาจหน้าที่ ดังนี้ (1) เสนอแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง แผนการลงทุนโครงสร้างพื้นฐาน แผนการรองรับกรณีเกิดวิกฤตน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้งกำหนดนโยบายและกำกับดูแลกองทุนให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ (2) กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคา กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชย กำหนดชนิดหรือประเภทของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ไม่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนหรือไม่ ได้รับเงินชดเชย (3) อนุมัติการจ่ายเงิน แผนงาน โครงการ งบประมาณ รวมทั้งบริหารทรัพย์สิน หนี้สิน ของกองทุน และ (4) แต่งตั้งคณะอนุกรรมการ ออกกฎระเบียบ ข้อบังคับ ข้อกำหนด หรือประกาศต่างๆ หมวด 3 สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง มีฐานะเป็นหน่วยงานของรัฐที่เป็นนิติบุคคล และไม่เป็นส่วนราชการ หรือรัฐวิสาหกิจ โดยมีอำนาจหน้าที่ ดังนี้ (1) จัดทำแผนยุทธศาสตร์ แผนการลงทุนโครงสร้างพื้นฐาน แผนการรองรับวิกฤตน้ำมันเชื้อเพลิง การกู้ยืมเงิน รวมทั้งเสนอมาตรการแก้ไขปัญหา รายงานผลประเมินการปฏิบัติงาน และเป็นธุรการของคณะกรรมการ (2) ผู้อำนวยการมีอำนาจหน้าที่ บริหารกิจการของสำนักงานให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ และลงนามในประกาศคณะกรรมการ หมวด 4 การดำเนินการของกองทุน โดยให้กองทุนมีฐานะเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการอย่างมีประสิทธิภาพสูง สุด ในกรณีวิกฤติน้ำมันให้คณะกรรมการประกาศและดำเนินการตามแผนรองรับกรณีวิกฤต น้ำมันเชื้อเพลิง ในกรณีการลงทุนตามวัตถุประสงค์ในมาตรา 5 (4) (5) ให้ใช้ได้เมื่อกองทุนมีสภาพคล่องและได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติ และให้เป็นไปตามกฎหมายที่เกี่ยวข้อง และการส่งเงิน การยกเว้นการส่งเงินเข้ากองทุน การขอรับเงินชดเชย การขอรับเงินคืนจากกองทุน ตลอดจนการรับเงิน การจ่ายเงิน การเก็บรักษาและการบริหารจัดการเงินกองทุนให้เป็นไปตามนโยบายของรัฐบาล หมวด 5 พนักงานเจ้าหน้าที่ ซึ่งปฏิบัติตามพระราชบัญญัตินี้เป็นพนักงานเจ้าหน้าที่ตามประมวลกฎหมายอาญา หมวด 6 การบัญชี การตรวจสอบ และการประเมินผล ของกองทุนตามพระราชบัญญัตินี้ให้นำกฎหมายการบริหารทุนหมุนเวียนมาใช้บังคับ หมวด 7 บทกำหนดโทษ เพื่อให้การบังคับใช้พระราชบัญญัติเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ โดยกำหนดบทลงโทษไว้สำหรับผู้ไม่ส่งเงินเข้ากองทุน ผู้ส่งเงินเข้าไม่ครบถ้วนตามจำนวน ผู้ไม่ให้ถ้อยคำหรือไม่ส่งเอกสารหรือหลักฐาน ผู้แจ้งความเท็จหรือให้ถ้อยคำเท็จ และบทเฉพาะกาล เพื่อให้ การบังคับใช้พระราชบัญญัตินี้เป็นไปอย่างต่อเนื่องและไม่เกิดความเสียหายต่อ กองทุน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการตามพระราชกฤษฎีกาว่าด้วยการเสนอเรื่อง และการประชุมคณะรัฐมนตรี พ.ศ. 2548 ต่อไป
เรื่องที่ 9 ขอความเห็นชอบการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 เพื่อปรับปรุงสถานีไฟฟ้านาบง
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. โครงการน้ำงึม 2 เป็นโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำใน สปป. ลาว ซึ่งมีการซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ภายใต้กรอบบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เรื่องความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป. ลาว โดยผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 2 (Nam Ngum 2 Power Company Limited : NN2) ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement : PPA) กับ กฟผ. เมื่อวันที่ 26 พฤษภาคม 2549 และเริ่มจำหน่ายไฟฟ้าจำนวน 596.6 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้าเฉลี่ยปีละ 2,310 ล้านหน่วย ตั้งแต่วันที่ 26 มีนาคม 2554 เป็นต้นมา โดยส่งพลังงานไฟฟ้าผ่านสายส่ง 230 เควี จากโครงการฯ มายังสถานีไฟฟ้านาบง (สฟ. นาบง) และส่งผ่านสายส่ง 500 เควี จาก สฟ.นาบง ซึ่งเชื่อมโยงกับสายส่ง 500 เควี ของ กฟผ. จาก สฟ. อุดรธานี 3 ทั้งนี้ สฟ. นาบง เป็นสถานีไฟฟ้าบริเวณชายแดน สปป. ลาว ซึ่งผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนของ สปป. ลาว ภายใต้กรอบ MOU หลายโครงการจะใช้งานร่วมกัน โดย NN2 เป็นโครงการแรกที่เข้าใช้งาน จึงเป็นผู้ก่อสร้างและเป็นเจ้าของ สฟ. นาบง และสายส่ง 500 เควี ฝั่งลาวตามเงื่อนไขของสัญญาสัมปทาน (Concession Agreement : CA) ที่ NN2 ได้ลงนามกับรัฐบาล สปป. ลาว แต่อย่างไรก็ตาม เงื่อนไข PPA กำหนดให้ NN2 ได้รับการยกเว้นชั่วคราว (Temporary Waiver) ให้ส่งพลังงานไฟฟ้าให้ กฟผ. ด้วยแรงดัน 230 เควี จนกว่าจะมีโครงการใหม่เข้ามาร่วมใช้งานจึงค่อยเปลี่ยนมาส่งด้วยแรงดัน 500 เควี ต่อมา เมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2556 กฟผ. ได้ลงนาม PPA กับผู้พัฒนาโครงการน้ำเงี้ยบ 1 (Nam Ngiep 1 Power Company Limited : NNP1) จึงได้มีหนังสือแจ้ง NN2 ให้ปรับปรุง สฟ. นาบง เป็นสถานีไฟฟ้า 500 เควี และยินยอมให้ NNP1 เข้าร่วมใช้งานสายส่ง 500 เควี
2. เนื่องจาก NN2 เป็นเจ้าของ สฟ. นาบง และสายส่ง 500 เควี รัฐบาล สปป. ลาว จึงทำข้อตกลงให้ NN2 ดำเนินการปรับปรุง สฟ. นาบง และติดตั้งอุปกรณ์เพิ่มเติมเพื่อรองรับการเข้าใช้งานของโครงการอื่นที่จะส่ง ไฟฟ้ามาจำหน่ายไฟฟ้าให้ กฟผ. ผ่าน สฟ. นาบง ซึ่งเมื่อ NN2 ดำเนินการแล้วเสร็จ รัฐบาล สปป. ลาว จะเช่า สฟ. นาบง และสายส่ง 500 เควี จาก NN2 เพื่อให้โครงการอื่นสามารถเข้าใช้งานได้ด้วย โดยจะให้ผลตอบแทน NN2 เป็นค่าเช่าและผลประโยชน์อื่นๆ และจะเรียกเก็บค่า Wheeling Charges จากทุกโครงการที่เข้ามาใช้งาน สฟ. นาบง
3. เนื่องจาก NN2 ต้องจัดหาเงินกู้เพิ่มเพื่อใช้ปรับปรุง สฟ. นาบง แต่เจ้าหนี้ (Lenders) รายเดิมไม่ยินยอมให้กู้ จึงขอกู้เงินจากเจ้าหนี้รายใหม่เพื่อชำระหนี้ให้แก่เจ้าหนี้รายเดิม (Refinance) และขอกู้เพิ่มสำหรับการปรับปรุง สฟ. นาบง (Additional Debt) ซึ่งหนี้ที่เกิดจากการ Refinance และ Additional Debt ที่เกินกว่ายอดหนี้ที่ยังไม่ได้ชำระ (outstanding debt) ไม่ถือว่าเป็นหนี้ตามเงื่อนไข PPA ดังนั้น NN2 จึงขอให้ กฟผ. ให้ความเห็นชอบในการแก้ไข PPA เพื่อให้ครอบคลุมหนี้ทั้งสองส่วนนี้ มิฉะนั้น เจ้าหนี้รายใหม่จะไม่ยอมให้เงินกู้ ทั้งนี้ ข้อเสนอขอแก้ไข PPA ของ NN2 ได้รับการสนับสนุนจากรัฐบาล สปป. ลาว ซึ่งได้ส่งคณะผู้แทน นำโดยรัฐมนตรีช่วยว่าการกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ (ท่านวิระพน วิระวง) มาหารือกับปลัดกระทรวงพลังงานและประธานคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้าน พลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (ดร.คุรุจิต นาครทรรพ ในขณะนั้น) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2558 โดยได้มีการตกลงให้ผู้แทนของรัฐบาล สปป. ลาว กฟผ. NN2 และ Lenders รายใหม่ร่วมหารือเรื่องข้อเสนอขอแก้ไขสัญญาฯ ของโครงการน้ำงึม 2 และ กฟผ. ได้นำเรื่องความก้าวหน้าของการหารือเกี่ยวกับข้อเสนอขอแก้ไข PPA เพื่อการปรับปรุง สฟ. นาบง เสนอคณะอนุกรรมการประสานฯ เมื่อวันที่ 1 ธันวาคม 2558 และประธานฯ ได้มอบหมายให้ สนพ. กฟผ. และ สำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) หารือในรายละเอียดร่วมกัน ซึ่ง กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจาเรื่องการแก้ไขสัญญาฯ กับ รัฐบาล สปป. ลาว NN2 และ Lenders รายใหม่จนได้ข้อสรุปและนำเสนอคณะอนุกรรมการประสานฯ เมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2559 และที่ประชุมมีมติเห็นชอบการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 และให้เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และคณะรัฐมนตรีพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ให้นำร่างสัญญาแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 ให้ อส. ตรวจพิจารณา
4. สรุปสาระสำคัญของร่างสัญญาแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โครงการน้ำงึม 2 ดังนี้ (1) สัญญาแก้ไขฯ จะมีผลบังคับใช้ (Effective) เมื่อ NN2 นำส่งเอกสารให้ กฟผ. ได้แก่ หนังสือให้คำมั่นของรัฐบาล สปป.ลาว (Addendum to GOL Undertaking No. 2) ว่าหากมีการบอกเลิกสัญญา (Termination) ในขณะที่ NN2 ยังใช้หนี้เงินกู้ใหม่ไม่หมด รัฐบาล สปป. ลาว จะชดเชยค่า Termination Payment ที่ กฟผ. ต้องจ่ายเพิ่มขึ้น (กรณี กฟผ. เข้าซื้อโครงการฯ) หรือได้รับน้อยลง (กรณี กฟผ. ไม่ซื้อโครงการฯ) เมื่อเปรียบเทียบกับไม่มีการแก้ไขสัญญาฯ และความเห็นทางกฎหมายของรัฐมนตรีว่าการกระทรวงยุติธรรมของ สปป. ลาว เพื่อรับรองอำนาจของผู้ลงนามและหน้าที่ของรัฐบาล สปป. ลาว ใน Addendum to GOL Undertaking No. 2 มีผลผูกพันและบังคับใช้ (2) NN2 มีหน้าที่จัดหาเงินกู้จากเจ้าหนี้รายใหม่ในจำนวนไม่เกิน 2,618 ล้านบาท ให้แล้วเสร็จภายใน 270 วัน นับจากวันลงนามสัญญาแก้ไขฯ หากไม่สามารถดำเนินการได้หรือ กฟผ. ไม่ยินยอมให้ขยายเวลา กฟผ. มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาแก้ไขฯ ทั้งนี้ เงินกู้ใหม่นี้จะไม่รวมค่าปรับปรุง สฟ. นาบง ในส่วนของ NN2 (3) หน้าที่เกี่ยวกับ สฟ. นาบง ได้แก่ NN2 จะต้องก่อสร้างและติดตั้งอุปกรณ์ที่จำเป็นสำหรับการปรับปรุง สฟ. นาบง (Nabong Upgrade) ให้แล้วเสร็จ และส่งไฟฟ้าที่ระดับแรงดัน 500 เควี ไม่ช้ากว่า 3 เดือนก่อนกำหนดวันที่โครงการน้ำเงี้ยบ 1 มีหน้าที่เชื่อมต่อกับระบบ กฟผ. โดยกำหนดให้อุปกรณ์ เครื่องมือ และสิ่งปลูกสร้างต่างๆ ที่เกิดจากการปรับปรุง สฟ.นาบง ในครั้งนี้เป็นทรัพย์สินของ Nabong Facilities ซึ่งหาก กฟผ. เข้าซื้อโครงการน้ำงึม 2 จะได้รับการโอนสิทธิ์ กรรมสิทธิ์ ผลประโยชน์จาก Nabong Facilities ของ NN2 ทั้งหมด รวมทั้ง NN2 จะต้องอนุญาตให้โครงการอื่นๆ ตามที่ กฟผ. จะแจ้งให้ทราบ สามารถส่งไฟฟ้ามาเข้าระบบ กฟผ. ผ่าน Nabong Facilities และ NN2 จะต้องแจ้งข้อมูลที่อาจส่งผลกระทบต่อผลประโยชน์และค่าใช้จ่ายของ กฟผ. ในการคำนวณ Termination Payment เมื่อมีการบอกเลิกสัญญาก่อน NN2 ใช้หนี้หมด และหาก NN2 ไม่สามารถปฏิบัติตามหน้าที่ที่กำหนดได้ ให้ถือว่าเป็น Material Adverse Effect (4) หากเกิด Outage ขึ้นที่ สฟ. นาบง และ/หรือ สายส่ง 500 เควี โดยไม่ได้มีสาเหตุจาก NN2 ในขณะที่ กฟผ. เป็นผู้รับจ้างงาน operation & maintenance NN2 จะได้รับการยกเว้นค่าปรับ (Liquidated Damages : LD) (5) การซ่อมแซม สฟ. นาบง และสายส่ง 500 เควี เพิ่มเงื่อนไขว่า ในกรณีที่ความเสียหายเกิดจากโครงการอื่นๆ ที่ร่วมใช้ สฟ.นาบง (other Nabong-related Developers : NBRD) กฟผ. และ NN2 ไม่ต้องรับผิดชอบการซ่อมและค่าซ่อม ในกรณีที่ความเสียหายเกิดจากบุคคลที่สามซึ่งทำหน้าที่แทน NN2 และ NBRD NN2 และ NBRD จะรับผิดชอบการซ่อมและค่าซ่อม ในกรณีที่ไม่สามารถหาผู้ที่ทำให้เกิดความเสียหายได้ กฟผ. NN2 และ NBRD รายอื่นจะรับผิดชอบการซ่อมและค่าซ่อมในจำนวนที่เท่ากัน และหาก NBRD รายอื่นได้ทำหน้าที่ตามสัญญาฯ แทน NN2 แล้ว ก็ไม่ทำให้ NN2 พ้นจากความรับผิดชอบต่อหน้าที่นั้น (6) หาก NN2 หยุดเดินเครื่องผลิตไฟฟ้า แต่ยังเชื่อมต่อกับ สฟ. นาบง แล้วมีไฟฟ้าจากโครงการอื่นที่ส่งให้ กฟผ. ไหลเข้าระบบของ NN2 จะถือว่าโครงการอื่นนั้นได้ส่งไฟฟ้าเข้าระบบ กฟผ. แล้ว และ กฟผ. ได้ขาย Imported Energy ให้แก่ NN2 ทั้งนี้ เนื้อหาและรายละเอียดในสัญญาได้มีการแก้ไข/ปรับปรุง อาทิ (1) คำนิยาม (Definitions) ของ “หนี้ (Debt)” ให้รวมถึง หนี้ที่เกิดจากกู้เงินมาชำระคืนเจ้าหนี้รายเดิม (Refinance) และการกู้เงินเพิ่ม (Additional Debt) รวมทั้งคำนิยามอื่นๆ ที่เกี่ยวกับการกู้เงินครั้งใหม่เพื่อให้สอดคล้องกัน (2) เพิ่มวงเงินและระยะเวลาวางหลักประกันจากเดิม “22.5 ล้านเหรียญสหรัฐ จนสิ้นสุดปีที่ 13 ของสัญญาฯ” เป็น “25 ล้านเหรียญสหรัฐ จนสิ้นสุดการชำระหนี้ให้ Lenders รายใหม่” (3) เพิ่มวงเงินจดจำนองทรัพย์สิน (Additional Security) จากเดิม 4,500 ล้านบาท เป็น 6,000 ล้านบาท
5. ประโยชน์ที่ได้รับจากการแก้ไขสัญญาฯ สรุปได้ ดังนี้ (1) การกู้เงินจาก Lenders รายใหม่มาใช้ปรับปรุง สฟ. นาบง สำหรับ NNP1 และโครงการอื่นๆ ในอนาคตสำเร็จ และโครงการดังกล่าวจะสามารถเข้าร่วมใช้งาน สฟ. นาบง และสายส่ง 500 เควี เพื่อส่งไฟฟ้ามาจำหน่ายให้ กฟผ. ตามที่สัญญาแก้ไขฯ กำหนดไว้ (2) NNP1 สามารถพัฒนาโครงการต่อไปได้ตามเป้าหมาย เนื่องจากปัญหาการขอเข้าใช้งาน สฟ. นาบง จาก NN2 ได้รับการแก้ไขโดยข้อตกลงระหว่างรัฐบาล สปป. ลาว กฟผ. และ NN2 ในครั้งนี้ (3) เมื่อการปรับปรุง สฟ. นาบง แล้วเสร็จ จะทำให้ กฟผ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากหลายโครงการในอนาคตของ สปป. ลาว ที่มีราคาไม่สูงเมื่อเทียบกับทางเลือกโครงการโรงไฟฟ้าอื่นๆ อีกทั้งราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำใน สปป. ลาว มีค่าคงที่ตลอดอายุสัญญาฯ ทำให้ลดความผันผวนค่าไฟฟ้าของประเทศ และเป็นการใช้งานสายส่งของ กฟผ. เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ให้เกิดประโยชน์สูงสุด (4) การแก้ไขสัญญาฯ ในครั้งนี้ เป็นความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างประเทศไทยและ สปป. ลาว ภายใต้กรอบ MOU ที่รัฐบาลทั้งสองฝ่ายได้ลงนามร่วมกัน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างสัญญาแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 และให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในสัญญาแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 กับผู้พัฒนาโครงการต่อไป เมื่อร่างสัญญาแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไขร่างสัญญาฯ ดังกล่าว ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่างสัญญาฯ และ/หรือ เงื่อนไขสำคัญ ก็ขอให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการพิจารณาแก้ไข โดยไม่ต้องนำกลับมาขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติอีก
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 12 กุมภาพันธ์ 2540 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ลงนามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ แหล่งเยตากุน สาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา และเมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2540 ปตท. ได้ลงนามสัญญาซื้อขายก๊าซฯ แหล่งเยตากุน กับกลุ่มผู้ขายก๊าซฯ มีสาระสำคัญของสัญญาประกอบด้วย (1) ปริมาณส่งมอบก๊าซฯ รายวันตามสัญญา (Daily Contract Quantity, DCQ) 400 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) (2) ปริมาณส่งมอบก๊าซฯ รายวันสูงสุดตามสัญญา (Contractual Deliver Capacity, CDC) 460 MMscfd (115% DCQ) (3) อายุสัญญา 30 ปี หรือ เมื่อไม่มีปริมาณสำรองก๊าซฯ เหลือ แล้วแต่ว่าเหตุการณ์ใดเกิดขึ้นก่อน (4) ช่วงเวลารับประกันปริมาณ DCQ (Plateau Period) 10 ปี หรือ จนกว่าจะมีการผลิตเกินกว่า 62.5% ของปริมาณสำรองก๊าซฯ โดยผู้ขายก๊าซฯ มีสิทธิ์ปรับลด DCQ เมื่อพ้นช่วงรับประกันปริมาณ DCQ (Post Plateau Period) โดยแจ้งล่วงหน้า 12 เดือน
2. เมื่อวันที่ 3 เมษายน 2557 ผู้ขายก๊าซฯ แจ้งว่าพบปัญหาน้ำเข้าหลุมผลิตก๊าซฯ ทำให้ไม่สามารถส่งก๊าซฯ ได้ที่ระดับ CDC 460 MMscfd อย่างต่อเนื่อง และเมื่อวันที่ 25 กันยายน 2557 ผู้ขายก๊าซฯ ได้แจ้งผลการประเมินปริมาณสำรองก๊าซฯ ใหม่อยู่ที่ 2.06 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต (Tcf) ซึ่งลดลงจากที่ประเมินไว้เดิมในสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ที่ 2.92 Tcf พร้อมทั้งแจ้งประมาณการปริมาณ DCQ ที่คาดว่าจะส่งได้ในช่วงปี 2558 - 2562 ให้ ปตท. และเมื่อวันที่ 14 ตุลาคม 2557 ผู้ขายก๊าซฯ ได้อ้างสิทธิ์ช่วง Post Plateau Period ในการแจ้งปรับลด DCQ เหลือ 175 MMscfd (Post Plateau DCQ) ตั้งแต่ไตรมาส 4 ของปี 2558 ตามประมาณการที่เคยแจ้ง ปตท. ไว้
3. ปตท. ตรวจสอบปริมาณการรับก๊าซฯ และพบว่าตั้งแต่เดือนพฤษภาคม 2558 แหล่งเยตากุน มีปริมาณการผลิตก๊าซฯ สะสมมากกว่า 62.5% ของปริมาณสำรองก๊าซฯ ตามสัญญา ซึ่งถือว่าแหล่งเยตากุนเข้าสู่ช่วง Post Plateau Period แล้ว และผู้ขายก๊าซฯ มีสิทธิ์ที่จะขอลด DCQ ได้ อย่างไรก็ตาม ปตท. พิจารณาตัวเลขปริมาณสำรองก๊าซฯ และ DCQ ใหม่ที่ผู้ขายก๊าซฯ เสนอ แล้วเห็นว่าข้อมูลที่ผู้ขายก๊าซฯ ส่งให้ไม่เพียงพอสำหรับใช้ประกอบการประเมินตัวเลขดังกล่าว จึงสงวนสิทธิ์ที่จะไม่ยอมรับตัวเลขที่ผู้ขายก๊าซฯ แจ้งมา จนกว่าจะได้รับข้อมูลเพียงพอ และ ปตท. ได้จัดจ้างบริษัทที่ปรึกษากฎหมายและบริษัทที่ปรึกษาด้านเทคนิค ทำการประเมินข้อมูลปริมาณสำรองก๊าซฯ เพื่อใช้เป็นข้อมูลประกอบการเจรจา ซึ่งบริษัทที่ปรึกษาฯ มีความเห็นว่า ปริมาณสำรองก๊าซฯ แหล่งเยตากุนลดลงจริง อย่างไรก็ตาม คาดว่าปริมาณสำรองก๊าซฯ ใหม่ จะสูงกว่าตัวเลขที่ผู้ขายก๊าซฯ แจ้ง ปตท.
4. เนื่องจาก ปตท. รับก๊าซฯ จากสหภาพเมียนมา 3 แหล่ง ได้แก่ แหล่งยาดานา แหล่งเยตากุน และแหล่งซอติกา ซึ่งแต่ละแหล่งมีค่าความร้อนที่แตกต่างกัน ประมาณ 720 950 และ 910 บีทียู/ลูกบาศก์ฟุต ตามลำดับ การบริหารการรับก๊าซฯ จากสหภาพเมียนมาจึงเป็นการผสมก๊าซฯ ทั้งสามแหล่งในสัดส่วนที่เหมาะสม เพื่อให้มีค่าความร้อนตามข้อกำหนดที่ ปตท. มีกับผู้ใช้ก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก (ค่าความร้อนก๊าซผสมจะอยู่ที่ประมาณ 803 - 858 บีทียู/ลูกบาศก์ฟุต) ดังนั้น การลดลงของปริมาณก๊าซฯ แหล่งเยตากุนที่มีค่าความร้อนสูง ทำให้ ปตท. ต้องลดการรับก๊าซฯ จากแหล่งยาดานาที่มีค่าความร้อนต่ำตามสัดส่วน เพื่อรักษาค่าความร้อนของก๊าซฯ ผสมให้เป็นไปตามข้อกำหนด ส่งผลให้ปริมาณก๊าซฯ ที่ส่งให้ผู้ใช้ก๊าซฯ ฝั่งตะวันตกลดลงและเกิดภาระ Take or Pay ของแหล่งยาดานา ตั้งแต่ปี 2560 เป็นต้นไป
5. ตามเงื่อนไขสัญญาซื้อขายก๊าซฯ แหล่งเยตากุน หากเกิดข้อโต้แย้งเรื่องปริมาณสำรองก๊าซฯ และไม่สามารถหาข้อยุติได้ ฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งมีสิทธิ์ที่จะขอเข้าสู่กระบวนการ Expert เพื่อตัดสินข้อโต้แย้ง ผู้ขายก๊าซฯจึงแจ้งความประสงค์ที่จะเข้าสู่กระบวนการ Expert โดย ปตท. และผู้ขายก๊าซฯ ตกลงเลือกบริษัท Sproule International Limited ทำหน้าที่เป็น Expert อย่างไรก็ตาม ปตท. เห็นว่าการยุติข้อโต้แย้งด้วยกระบวนการ Expert ไม่สามารถป้องกันปัญหาการขาดแคลนก๊าซฯ ที่อาจเกิดขึ้นในอนาคตได้ เนื่องจากแหล่งเยตากุนอยู่ในช่วง Post Plateau Period ซึ่งผู้ขายก๊าซฯ ยังคงมีสิทธิ์ในการแจ้งปรับลด DCQ ตามเงื่อนไขดังกล่าว ส่งผลให้เป็นการยากที่ ปตท. จะวางแผนในการบริหารจัดการก๊าซฯ ได้อย่างมีประสิทธิภาพและยังคงมีความเสี่ยงที่จะเกิด Take or Pay ของแหล่งยาดานา ดังนั้น เพื่อแก้ไขปัญหาการขาดแคลนก๊าซฯ และลดความเสี่ยงการเกิด Take or Pay ปตท. จึงเจรจากับผู้ขายก๊าซฯ เพื่อกำหนด DCQ ในช่วงปี 2558 - 2563 จนสามารถบรรลุข้อตกลงร่วมกัน โดยทั้งสองฝ่ายได้ร่วมกันจัดทำ Side Letter Agreement แล้วเสร็จ อย่างไรก็ตามผู้ขายก๊าซฯ ยืนยันที่จะเข้าสู่กระบวนการ Expert จนสิ้นสุด เนื่องจากเห็นว่ากระบวนการอนุมัติลงนาม Side Letter Agreement ของ ปตท. จำเป็นต้องให้อัยการสูงสุดพิจารณาร่าง รวมทั้งต้องได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และคณะรัฐมนตรี ซึ่งไม่สามารถกำหนดกรอบเวลาการดำเนินการได้
6. สาระสำคัญของ Side Letter Agreement สรุปได้ดังนี้ (1) คู่สัญญา ประกอบด้วย บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน), PC Myanmar (Hong Kong) Limited, The Myanma Oil and Gas Enterprise, PETRONAS Carigali Myanmar Inc., Nippon Oil Exploration (Myanmar) Limited และ PTTEP International Limited (2) Settlement Period วันที่ 24 เมษายน 2558 - 31 ธันวาคม 2563 (3) ปริมาณ DCQ และ CDC ในช่วง Settlement Period วันที่ 24 เมษายน – 31 สิงหาคม 2558 DCQ 278 MMscfd และ CDC 320 MMscfd วันที่ 1 กันยายน 2558 – 31 ธันวาคม 2560 DCQ 220 MMscfd และ CDC 253 MMscfd ปี 2561 DCQ 170 MMscfd และ CDC 196 MMscfd ปี 2562 DCQ 130 MMscfd และ CDC 150 MMscfd ปี 2563 DCQ 60 MMscfd และ CDC 70 MMscfd (4) ผู้ขายก๊าซฯ ไม่มีสิทธิ์ปรับลด DCQ ภายในช่วง Settlement Period (5) การเพิ่ม DCQ หลังการขุดเจาะเพิ่มเติม (Infill drilling campaign) ผู้ขายก๊าซฯ ต้องดำเนินการขุดเจาะเพิ่มเติมให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 กันยายน 2559 และแจ้งผลให้ ปตท. ทราบภายในวันที่ 18 มกราคม 2560 เมื่อได้ผลการขุดเจาะเพิ่มเติมแล้ว ผู้ขายก๊าซฯ และปตท. จะหารือความเป็นไปได้ในการเพิ่ม DCQ ในปี 2561 และ 2562 จนถึงระดับ 220 MMscfd หลังจากนั้น ทั้งสองฝ่ายจะหารือความเป็นไปได้ในการเพิ่ม DCQ ในปีอื่นๆ ในช่วง Settlement Period และ DCQ ที่เพิ่มขึ้นจะมีผลบังคับใช้ 9 เดือนหลังจากตกลงกันได้ (หรือช่วงเวลาอื่นที่ทั้งสองฝ่ายตกลงกัน) (6) การคืนส่วนลด Shortfall ให้กับผู้ขายก๊าซฯ ค่าก๊าซฯ ในช่วง Settlement Period จะถูกคำนวณภายใต้ DCQ ใหม่ ปตท. จะคืนเงิน Shortfall ที่หักไว้เกิน ให้กับผู้ขายก๊าซฯ ภายใน 30 วัน หลังวันลงนาม Side Letter Agreement ซึ่งหาก ปตท. ชำระเงินล่าช้ากว่ากำหนดจะมีดอกเบี้ยในอัตรา LIBOR+1% (7) การกำหนด DCQ สำหรับปี 2564 เป็นต้นไป ผู้ขายก๊าซฯ จะประเมินปริมาณสำรองก๊าซฯ และแจ้งผลให้ ปตท. ทราบ ภายในปี 2561 และเมื่อได้ผลการประเมิน ปตท. และผู้ขายก๊าซฯ จะเจรจาเพื่อหารือความเป็นไปได้ในการเพิ่ม DCQ ในปี 2563 และกำหนด DCQ สำหรับวันที่ 1 มกราคม 2564 เป็นต้นไป ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 3 ของปี 2562 (หรือช่วงเวลาอื่นที่ทั้งสองฝ่ายตกลงกัน) หากไม่สามารถตกลง DCQ สำหรับวันที่ 1 มกราคม 2564 เป็นต้นไปได้ภายในเวลาที่กำหนด ฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งสามารถขอให้ Expert เป็นผู้ตัดสิน ตามกระบวนการที่ระบุในสัญญาซื้อขายก๊าซฯ กรณีที่ ณ วันที่ 1 มกราคม 2564 ทั้งสองฝ่ายยังไม่สามารถตกลงปริมาณ DCQ กันได้ ให้ DCQ ที่ 60 MMscfd (หรือปริมาณที่ปรับขึ้น จากการตกลงกันข้างต้น) จนกว่าจะสามารถหาข้อสรุปกันได้ (8) ผลการประเมินปริมาณสำรองก๊าซฯ ของ Expert จะไม่นำมาใช้ตามสัญญาซื้อขายก๊าซฯ (9) กฎหมาย/การยุติข้อโต้แย้ง ใช้กฎหมายอังกฤษ/กระบวนการอนุญาโตตุลาการ ตามที่ระบุในสัญญาซื้อขายก๊าซฯ
7. จากการประชุมหารือระหว่างสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และ ปตท. เมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2559 ที่ประชุมมีความเห็นว่าการจัดทำ Side Letter Agreement (Amendment to Gas Sales Agreement Yetagun) ถือเป็นการแก้ไขเงื่อนไขสัญญาซื้อขายก๊าซฯ เยตากุน ที่เคยได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และคณะรัฐมนตรี ดังนั้นการเปลี่ยนแปลงเงื่อนไขอันเป็นสาระสำคัญของสัญญา จำเป็นต้องได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และคณะรัฐมนตรีก่อน โดยร่าง Side Letter Agreement ต้องผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดก่อน และในเรื่องเงินค่าปรับจากกรณีผู้ขายจัดส่งก๊าซฯ ในปริมาณที่ต่ำกว่าที่ระบุไว้ในสัญญา (Shortfall) ที่ ปตท. ได้รับจากกรณีผู้ขายมีปัญหาน้ำเข้าหลุมผลิต ตั้งแต่ต้นปี 2557 จนถึงวันที่ 23 เมษายน 2558 (วันก่อนที่ Side letter มีผลบังคับใช้) ที่ประชุมเห็นควรให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง คือ สนพ. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และ ปตท. พิจารณาหาแนวทางที่เหมาะสมในการบริหารจัดการเงินค่าปรับเพื่อบรรเทาผลกระทบ ต่อผู้ใช้ก๊าซฯ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ลงนามใน Side Letter Agreement กับผู้ขายก๊าซธรรมชาติแหล่งเยตากุน หลังจากร่าง Side Letter Agreement ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความใน Side Letter Agreement เห็นควรให้ ปตท. สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติอีก
2. สำหรับการกำหนด Daily Contract Quantity (DCQ) ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 เป็นต้นไป เห็นชอบให้ ปตท. สามารถตกลงแก้ไขปริมาณ DCQ ตามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ได้ หากพบว่าการประเมินปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติในอนาคต มีการเปลี่ยนแปลง ทั้งนี้ ให้ ปตท. นำเสนอกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการแก้ไขปริมาณ DCQ และไม่ต้องนำกลับมาขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติอีก
3. เห็นชอบให้นำเงินค่าปรับที่ได้จากกรณี Shortfall ไปบริหารจัดการเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานร่วมกับคณะกรรมการกำกับกิจการ พลังงานและ ปตท. ไปพิจารณาหาแนวทางและบริหารจัดการเงินดังกล่าว และเมื่อได้ข้อยุติให้นำเสนอผลการพิจารณาต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 11 แนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวล
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากรูปแบบ Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) และมอบให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ดำเนินการ ดังนี้ (1) ประกาศหยุดรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยมีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ (2) โครงการที่ได้ดำเนินการยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder แล้ว แต่มีความสนใจเข้าร่วมโครงการในรูปแบบ FiT เห็นควรให้ดำเนินการ เป็น 3 กลุ่ม โดย กลุ่มแรกโครงการที่ดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ให้คงอยู่ในรูปแบบ Adder ต่อไป กลุ่มสองโครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว หรือเป็นโครงการที่ได้รับการอนุมัติตอบรับซื้อไฟฟ้าในปี 2557 สามารถปรับเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ได้ ทั้งนี้ จะต้องยังไม่เคยต่ออายุโครงการหรือไม่เลยกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิง พาณิชย์ โดยจะต้องขอยกเลิกสัญญาเดิมโดยไม่มีการหักเงินค้ำประกัน และให้ยื่นคำร้องใหม่ในรูปแบบ FiT กับ สำนักงาน กกพ. ภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 โดยได้รับอัตรา FiT ตามอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 และให้มีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามที่เคยได้ยื่นไว้ในระบบ Adder เดิม กลุ่มสามโครงการที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าแล้ว แต่ยังไม่ได้รับอนุมัติการตอบรับซื้อไฟฟ้า (ยังไม่มีข้อผูกพันกับภาครัฐ) สามารถปรับเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ได้ แต่ต้องยกเลิกคำร้องเดิมโดยไม่มีการหักเงินค้ำประกัน และยื่นคำร้องใหม่ในรูปแบบ FiT โดยการรับซื้อไฟฟ้าจะเป็นรูปแบบการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) เสมือนเป็นโครงการเสนอใหม่ ทั้งนี้ต้องยกเลิกคำร้องกับ สำนักงาน กกพ. ภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ออกประกาศว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) ในช่วงเปลี่ยนผ่านจากแบบ Adder เป็น FiT พ.ศ. 2558 (ประกาศ กกพ.) และประกาศ กกพ. (เพิ่มเติม) เพื่อดำเนินการตามมติ กพช. ดังกล่าว
2. สมาคมโรงไฟฟ้าชีวมวลและเครือข่าย (สมาคมฯ) ได้ร้องเรียนต่อประธาน กพช. ถึงความไม่เป็นธรรมจากมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่ให้ปรับเปลี่ยนมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Adder เป็นรูปแบบ FiT ส่งผลกระทบต่อผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าชีวมวลขนาดเล็กมาก (VSPP) กลุ่มที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ในรูปแบบ Adder เนื่องจากกลุ่มดังกล่าวไม่สามารถเปลี่ยนเป็น FiT ได้ โดยสมาคมฯ มีข้อเสนอให้พิจารณาแก้ไขปัญหาของผู้ประกอบการ โดยให้ VSPP ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวลทุกรายที่ได้รับการสนับสนุนในรูปแบบ Adder มีสิทธิเปลี่ยนเป็นแบบ FiT และได้รับอัตรา FiT (FiT+FiT Premium)
3. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. ได้มีมติให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับข้อเสนอของสมาคมฯ ไปศึกษาข้อเท็จจริง ตลอดจนชี้แจงทำความเข้าใจกับภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง เพื่อหาแนวทางแก้ไขปัญหาต่อข้อร้องเรียนและข้อเสนอของสมาคมฯ ให้ได้มาซึ่งข้อยุติร่วมกัน และเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2558 กบง. ได้เห็นชอบการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวล (คณะอนุกรรมการฯ) เพื่อหาแนวทางการแก้ไขปัญหาข้อร้องเรียนหรือข้อเสนอของสมาคมโรงไฟฟ้าชีวมวล และเมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2559 กบง. ได้พิจารณาข้อสรุปผลการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวล ที่คณะอนุกรรมการฯ เสนอ และได้เพิ่มเติมการพิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาเป็น 3 แนวทาง ต่อมาเมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 กบง. ได้พิจารณาผลการวิเคราะห์ผลกระทบทางเลือก 3 แนวทาง และได้มีมติให้นำเสนอแนวทางต่อ กพช. เพื่อพิจารณาเห็นชอบต่อไป
4. คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาจัดทำข้อสรุปแนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวล โดยยึดหลักในการดำเนินงาน 3 ประการ ได้แก่ (1) ประชาชนต้องไม่เดือดร้อนหรือเดือดร้อนน้อยที่สุดจากผลกระทบค่าไฟฟ้า (Ft) (2) ผู้ประกอบการยังคงสามารถดำเนินโครงการต่อไปได้ และ (3) กระทรวงพลังงาน (พน.) ต้องไม่เสียภาพลักษณ์ และได้พิจารณาข้อเท็จจริงตามเจตนารมณ์ของมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่กำหนดให้โครงการที่ได้ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder ซึ่งได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วให้คงอยู่ในรูปแบบ Adder ต่อไป เนื่องจากโครงการในกลุ่มดังกล่าวได้ดำเนินการประเมินต้นทุนค่าลงทุน/การจัด หาเชื้อเพลิง เพื่อยื่นเสนอในการจัดหาเงินทุนโครงการกับผู้ประกอบการและสถาบันการเงินที่ เป็นเจ้าหนี้แล้ว และได้ดำเนินการการตรวจสอบความเสี่ยงในการลงทุนอย่างละเอียดแล้ว ดังนั้น มติ กพช. ดังกล่าวจึงมีความเหมาะสมและเป็นธรรมแก่ผู้ประกอบการดังกล่าวที่จะอยู่ใน ระบบ Adder ตามเดิม ตามหลักปฏิบัติตามสัญญา
5. คณะอนุกรรมการฯ ได้รับทราบปัญหาในการดำเนินธุรกิจผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชีวมวลว่าผู้ผลิต ไฟฟ้าบางส่วนต้องรับภาระจากการปรับเพิ่มขึ้นของค่าดำเนินการและค่าเชื้อเพ ลิงชีวมวลอย่างต่อเนื่อง ในขณะที่ราคารับซื้อไฟฟ้าในระบบ Adder ซึ่งอ้างอิงราคาไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ยที่มีฐานการคิดมาจากต้นทุนของโรงไฟฟ้าที่ ใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลเป็นหลักนั้นมีราคาลดลงอย่างมากตามภาวะราคาพลังงานโลก ซึ่งส่งผลต่อรายได้และความสามารถในการจัดซื้อเชื้อเพลิงชีวมวล ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ พิจารณาแล้วเห็นว่าหากไม่ดำเนินการแก้ไขปัญหาของโรงไฟฟ้าชีวมวลดังกล่าว อาจส่งผลให้โรงไฟฟ้าชีวมวลหลายแห่งต้องหยุดดำเนินการ และส่งผลกระทบต่อการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของภาครัฐโดย รวม ดังนั้น จึงได้ร่วมกันพิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาในหลายกรณี และเห็นว่าหลักการที่เหมาะสมในการแก้ไขปัญหา คือการให้ VSPP สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT โดยใช้หลักการปริมาณเงิน (NPV) ของโครงการที่ผู้ประกอบการได้รับในรูปแบบ FiT ต้องเท่ากับ NPV ที่พึงจะได้รับในรูปแบบ Adder ตลอดอายุโครงการ 20 ปี โดยจะต้องลดจำนวนปีของอายุโครงการในรูปแบบ FiT ลง 3 ปี เท่ากันทุกโครงการเพื่อให้สะดวกต่อการดำเนินการของผู้ปฏิบัติ และใกล้เคียงกับค่าเฉลี่ยการลดจำนวนปีของกลุ่มโครงการที่ดำเนินการจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบแล้ว และหากได้เริ่มดำเนินการแล้ว โครงการจะต้องทำการปรับลดระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้าลงตามที่กำหนด โดยพิจาณาจากระยะเวลาที่ดำเนินการไปแล้ว/อายุโครงการคงเหลือ
6. คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาและมีข้อสรุปแนวทางการแก้ไขปัญหาสำหรับ VSPP จากชีวมวล ที่อยู่ในรูปแบบ Adder เป็น 2 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 สามารถเลือกที่จะอยู่ในรูปแบบ Adder อย่างเดิมต่อไปได้ตามเงื่อนไขเดิม หรือ แนวทางที่ 2 ให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT (FiT+FiT Premium) ได้ โดยมีเงื่อนไข ดังนี้ (1) ได้รับอัตรา FiT และ FiT Premium ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 (2) มีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้ 20 ปี ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้วและปรับลดระยะ เวลาการรับซื้อไฟฟ้าอีก 3 ปี และ (3) มีระยะเวลาคงเหลือที่จะได้รับอัตรา FiT Premium เท่ากับ 8 ปี ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว ทั้งนี้ ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ภาครัฐอาจสามารถที่จะพิจารณาต่ออายุสัญญาไปอีก 3 ปี ตามจำนวนปีที่ถูกปรับลด โดยการพิจารณาต่ออายุสัญญาจะต้องคำนึงถึงผลประโยชน์สาธารณะเป็นสำคัญ ซึ่ง กบง. เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2559 ได้พิจารณาข้อสรุปแนวทางการแก้ไขปัญหาฯ ของคณะอนุกรรมการฯ และได้เพิ่มเติมแนวทางการแก้ไขปัญหา รวมเป็น 3 แนวทาง พร้อมทั้งมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปจัดทำผลกระทบของทั้ง 3 แนวทาง
7. เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 กบง. ได้พิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวล 3 แนวทาง ประกอบด้วย แนวทางที่ 1 ให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเปลี่ยนเป็น FiT แนวทางที่ 2 ให้ยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่ให้สิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น FiT เฉพาะเชื้อเพลิงชีวมวล และให้เปลี่ยนสัญญากลับมาเป็นระบบ Adder ตามที่เคยยื่นข้อเสนอไว้เดิม โดยเป็นทางเลือกที่ทำให้เกิดความเป็นธรรมทั้งระบบ และแนวทางที่ 3 ให้รอผลคำตัดสินของศาล และดำเนินการแก้ไขปัญหาตามแนวทางคำตัดสินของศาล รวมทั้งได้พิจารณาผลกระทบทั้งเชิงบวกและเชิงลบของทั้ง 3 แนวทาง อย่างละเอียดรอบคอบแล้ว และได้มีมติควรนำเสนอ กพช. พิจารณาเลือกแนวทางที่ 1 ให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเลือกปรับรูปแบบ Adder เป็น FiT ได้ โดยให้ลดจำนวนปีของสัญญาในรูปแบบ FiT แตกต่างกันตามจำนวนปีที่ดำเนินการในระบบ Adder ไปแล้ว แทนการใช้จำนวนปีที่ลดลง 3 ปี ทุกโครงการ ทั้งนี้เพื่อให้สะท้อนการดำเนินงานของแต่ละโครงการอย่างแท้จริง โดยเมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นควรให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเลือกปรับรูปแบบ Adder เป็น FiT ได้ดังนี้ (1) สามารถเลือกที่จะอยู่ในรูปแบบ Adder อย่างเดิมต่อไป ได้ตามเงื่อนไขเดิม หรือ (2) สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT (FiT+FiT Premium) ได้ โดยมีเงื่อนไขให้ได้รับอัตรา FiT และ FiT Premium ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 และมีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้ 20 ปี ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว และปรับลดระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้า รวมทั้งมีระยะเวลาคงเหลือที่จะได้รับอัตรา FiT Premium เท่ากับ 8 ปี ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว และ ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ภาครัฐอาจสามารถที่จะพิจารณาต่ออายุสัญญาไปอีกตามจำนวนปีที่ถูกปรับลด โดยการพิจารณาต่ออายุสัญญาจะต้องมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่คำนึงถึงผลประโยชน์ สาธารณะเป็นสำคัญ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวลตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบาย พลังงาน เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 โดยให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเลือกปรับรูปแบบ Adder เป็น FiT ได้ดังนี้
1. สามารถเลือกที่จะอยู่ในรูปแบบ Adder อย่างเดิมต่อไปได้ ตามเงื่อนไขเดิม หรือ
2. สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ได้ โดยมีเงื่อนไข ดังนี้
2.1 ได้รับอัตรา FiT และ FiT Premium ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 25572.2 มีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้ 20 ปี ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว และปรับลดระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้าอีก ดังนี้
2.3 มีระยะเวลาคงเหลือที่จะได้รับอัตรา FiT Premium เท่ากับ 8 ปี ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว2.4 ทั้งนี้ ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ภาครัฐสามารถที่จะพิจารณาต่ออายุสัญญาไปอีกตามจำนวนปีที่ถูกปรับลด โดยการพิจารณาต่ออายุสัญญาจะต้องมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่คำนึงถึงผลประโยชน์ สาธารณะเป็นสำคัญ
ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติ โดยให้ ฝ่ายเลขานุการฯ ทำหนังสือแจ้งมติมายังคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) โดยไม่ต้องรอการรับรองรายงานการประชุมของ กพช. และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้โครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลในรูปแบบ Adder หากเลือกสิทธิที่จะคงอยู่ในรูปแบบ Adder หรือปรับเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT แล้ว จะไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการขายไฟฟ้าได้อีกต่อไป
เรื่องที่ 12 แนวทางการแก้ไขปัญหาที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ได้ภายในกำหนดเวลา
ผู้แทนจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางปัจฉิมา ธนสันติ – กรรมการกำกับกิจการพลังงาน) ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2556 คณะรัฐมนตรี มีมติรับทราบมติของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 ที่ได้เห็นชอบให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ ติดตั้งบนหลังคา (Rooftop PV System) โดยมีปริมาณกำลังการผลิตติดตั้งของแผงโฟโตโวลเทอิก (Photovoltaic Panel) รวม 200 MWp จำแนกเป็น 100 MWp สำหรับอาคารประเภทบ้านอยู่อาศัย และอีก 100 MWp สำหรับอาคารประเภทธุรกิจและโรงงาน โดยให้เริ่มจำหน่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) เข้าสู่ระบบโครงข่ายไฟฟ้าภายในปี 2556 ด้วยอัตราการรับซื้อแบบ Feed-in Tariff 6.96 บาทต่อหน่วย สำหรับอาคารประเภทบ้านอยู่อาศัย 6.55 บาทต่อหน่วย สำหรับอาคารประเภทธุรกิจขนาดเล็ก และ 6.16 บาทต่อหน่วย สำหรับอาคารประเภทธุรกิจขนาดกลาง-ใหญ่/โรงงาน ระยะเวลาการสนับสนุน 25 ปี โดยมีผู้ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ผูกพันกับภาครัฐแล้ว จำนวน 130.64 MWp
2. กพช. ได้มีมติขยายกำหนดเวลา COD สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคาซึ่งกำหนด COD เดิมภายในปี 2556 ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 มีมติขยายเวลา COD ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2557 (2) เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 มีมติขยายเวลา COD ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2558 นอกจากนี้ เพื่อให้การรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบน หลังคา (Solar PV Rooftop) สำหรับประเภทบ้านอยู่อาศัย เต็มตามเป้าหมาย 100 MWp เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 กพช. ได้มีมติให้รับซื้อไฟฟ้าจาก Solar PV Rooftop ในรูปแบบ Feed-in Tariff 6.85 บาทต่อหน่วย สำหรับประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีขนาดกําลังการผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 kWp สำหรับส่วนที่เหลืออีก 69.36 เมกะวัตต์ โดยให้ COD ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2558
3. เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 กพช. มีมติให้กําหนดแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสง อาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสําหรับผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบส่วนเพิ่ม ราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) เดิม เพื่อให้ครบตามเป้าหมายในการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบน พื้นดิน ทั้งนี้ ให้ COD ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2558 ด้วยอัตรา Feed-in Tariff ไม่เกิน 5.66 บาทต่อหน่วย
4. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 กพช. ได้เห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติด ตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร โดย (1) ให้ปรับเปลี่ยนการดำเนินงานโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้ง ในพื้นที่ชุมชน เป็นโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การ เกษตรขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 (2) มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ซึ่งแต่งตั้งโดย กพช. รับไปกำหนดหลักเกณฑ์ระเบียบการคัดเลือกโครงการและพิจารณารับซื้อไฟฟ้าโดย คำนึงถึงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์และความสามารถรองรับ ของระบบสายส่ง ต่อมาเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายวัน SCOD ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การ เกษตร จากเดิมภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 และเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 ได้เห็นชอบให้เลื่อนวัน SCOD ของโครงการฯ โดยให้มีการทยอยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ เป็นระยะๆ โดยมีกำหนด SCOD ครั้งแรกภายในวันที่ 30 กันยายน 2559 สำหรับพื้นที่ที่มีความพร้อมด้านระบบส่งไฟฟ้า และไม่เกินภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 สำหรับพื้นที่ที่เหลือ โดยให้มีการปรับปรุงการกำหนดเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามกลุ่มเป้าหมาย ให้ชัดเจน เช่น 400 เมกะวัตต์ สำหรับกลุ่มสหกรณ์การเกษตร และอีก 400 เมกะวัตต์ สำหรับหน่วยงานราชการ หรือกลุ่มละประมาณกึ่งหนึ่งของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าโดยรวมของโครงการ
5. สถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบน หลังคา (1) [การรับซื้อปี 2556] มีผู้ยื่นคำขอรับใบอนุญาตดัดแปลงอาคาร (อ.1) หรือแบบแจ้งการประกอบกิจการที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาต (แจ้งยกเว้นฯ) จนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2558 ทั้งสิ้น 1,797 ราย ในจำนวนนี้ได้รับหนังสือรับแจ้งยกเว้นฯ ไปแล้ว 1,494 ราย (88.653 MWp) คงเหลือที่ยังไม่ได้รับแจ้ง 303 ราย โดยมีกลุ่มที่มีสัญญาแล้วแต่ไม่ได้ยื่นแจ้งยกเว้นฯ 891 ราย (2) [การรับซื้อปี 2558] มีผู้ยื่นแบบแจ้งยกเว้นฯ จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2558 ทั้งสิ้น 5,114 ราย จากผู้ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าทั้งหมด 7,429 ราย (58.188 MWp) ในจำนวนนี้ได้รับหนังสือรับแจ้งยกเว้นฯ ไปแล้ว 3,767 ราย (29.851 MWp) คงเหลือที่ยังไม่ได้รับแจ้ง 1,347 ราย โดยมีกลุ่มที่มีสัญญาแล้วแต่ไม่ได้ยื่นแจ้งยกเว้นฯ 2,315 ราย โดยปัญหาและอุปสรรคเกิดจาก (1) ข้อจำกัดตามกฎหมายว่าด้วยการผังเมืองทำให้ไม่สามารถตั้งโรงงานได้ในหลาย พื้นที่ แต่เมื่อวันที่ 29 ตุลาคม 2557 ได้มีการออกกฎกระทรวงอุตสาหกรรม ยกเว้นให้การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา ดาดฟ้า หรือส่วนหนึ่งส่วนใดบนอาคารซึ่งบุคคลอาจเข้าอยู่หรือใช้สอยได้ ที่มีขนาดกำลังการผลิตติดตั้งไม่เกิน 1,000 kWp ไม่เข้าข่ายเป็นโรงงาน (2) กระบวนการขอใบอนุญาต อ.1 ใช้เวลานาน แต่ปัจจุบันมีกฎกระทรวงมหาดไทยฉบับที่ 65 ออกตามความในพระราชบัญญัติควบคุมอาคาร พ.ศ. 2522 ยกเว้นให้การติดตั้งแผงเซลล์แสงอาทิตย์บนหลังคาอาคารอยู่อาศัย ที่มีขนาดพื้นที่ติดตั้งไม่เกิน 160 ตารางเมตร และมีน้ำหนักรวมไม่เกิน 20 กิโลกรัมต่อตารางเมตร ไม่เข้าข่ายเป็นการดัดแปลงอาคารซึ่งต้องขอรับใบอนุญาต อ.1 แต่ต้องมีผลการตรวจสอบความมั่นคงแข็งแรงและแจ้งให้เจ้าพนักงานท้องถิ่นทราบ ก่อนดำเนินการ แต่ยังมีราชการส่วนท้องถิ่นหลายพื้นที่ยังไม่ทราบหรือเข้าใจในขั้นตอนการ ปฏิบัติตามกฎกระทรวงดังกล่าว (3) ผู้ขออนุญาตขาดความรู้ความเข้าใจในขั้นตอนการขออนุญาต และ (4) ข้อจำกัดในการจัดหามิเตอร์และความพร้อมของระบบจำหน่าย
6. สถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบน พื้นดิน สำหรับผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2558 การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามความเห็นชอบของคณะ กรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวม 171 โครงการ 983.68 เมกะวัตต์ โดยมีผู้ได้รับใบอนุญาตครบและพร้อม COD ตามกำหนด รวม 75 โครงการ 460.80 เมกะวัตต์ โครงการที่ยังก่อสร้าง/ติดตั้งเครื่องจักรอุปกรณ์ ไม่แล้วเสร็จ 35 โครงการ 192.15 เมกะวัตต์ และโครงการที่ที่ตั้งขัดผังเมือง/ที่ตั้งไม่ตรงตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 61 โครงการ 330.73 เมกะวัตต์ โดย กกพ. ได้แจ้งให้การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ยกเลิกสัญญากับคู่สัญญาที่ ไม่สามารถ COD ได้ทันตามที่ระบุในสัญญาซื้อขาย รวมทั้งสิ้น 96 โครงการ 522.88 เมกะวัตต์ และได้แจ้งสิทธิการอุทธรณ์ตามระเบียบคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบน พื้นดิน สำหรับผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบ Adder เดิม ปัญหาและอุปสรรคของโครงการฯ เกิดจาก (1) พื้นที่ตั้งของสถานประกอบกิจการขัดกับกฎหมายว่าด้วยการผังเมืองและกฎหมายว่า ด้วยการส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ ทำให้หน่วยงานอนุญาตยังคงไม่สามารถให้อนุญาตได้ จำเป็นต้องมีการพิจารณาปรับปรุงแก้ไขข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้อง หรือยินยอมให้มีการย้ายที่ตั้งโรงไฟฟ้าและเปลี่ยนแปลงจุดรับซื้อไฟฟ้าได้ แต่ปัจจุบันมีคำสั่งหัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติ ฉบับที่ 4/2559 ให้ยกเว้นการใช้บังคับกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวม สำหรับการประกอบกิจการโรงงานผลิตไฟฟ้า (ลำดับที่ 88) โดยให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่ กพช. กำหนด (2) หน่วยงานรัฐไม่สามารถพิจารณาอนุญาตได้ทันเนื่องจากมีโครงการเสนอเป็นจำนวน มาก (3) ข้อจำกัดในการจัดหามิเตอร์และความพร้อมของระบบจำหน่าย
7. สถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบน พื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ที่สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้เปิดรับคำขอขายไฟฟ้าในระหว่างวันที่ 1 - 10 พฤศจิกายน 2558 และปิดรับเอกสารประกอบแบบคำขอขายไฟฟ้า (ยื่นเพิ่มเติม) วันที่ 20 พฤศจิกายน 2558 ซึ่งมีผู้ยื่นแบบคำขอขายไฟฟ้าทั้งหมด 604 ราย แบ่งเป็นส่วนราชการ 370 ราย และสหกรณ์ภาคการเกษตร 234 ราย และเมื่อวันที่ 11 ธันวาคม 2558 สำนักงาน กกพ. ได้ประกาศรายชื่อโครงการฯ ที่ผ่านการตรวจสอบคุณสมบัติเข้าร่วมโครงการ จำนวน 219 ราย รวม 1,208.67 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นหน่วยงานราชการ 121 ราย และสหกรณ์ภาคการเกษตร 98 ราย โดยมีกำหนดจับสลากในวันที่ 15 ธันวาคม 2558 ซึ่งต่อมาคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 14 และ 17 ธันวาคม 2558 ได้มีมติให้เลื่อนการจับสลากออกไป เพื่อให้สามารถตรวจสอบสถานะคำขอขายไฟฟ้า จนถึงวันที่ 25 ธันวาคม 2558 โดยจะแจ้งกำหนดการดำเนินงานตามขั้นตอนของโครงการภายในเดือนมกราคม 2559 และเพื่อให้การพิจารณาคุณสมบัติของผู้เข้าร่วมโครงการฯ เป็นไปตามคำสั่งหัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติ ที่ 4/2559 ดังนั้น เมื่อวันที่ 29 มกราคม 2559 สำนักงาน กกพ. จึงได้ประกาศเลื่อนกำหนดการเกี่ยวกับขั้นตอนการประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่าน การพิจารณาคุณสมบัติเข้าร่วมโครงการ การคัดเลือกโดยวิธีการจับสลาก การแสดงผลการคัดเลือก และการประกาศรายชื่อเจ้าของโครงการที่ผ่านการพิจารณาอย่างเป็นทางการ จนกว่า กพช. จะกำหนดหลักเกณฑ์และรายละเอียดของโครงการหรือกิจการตามคำสั่ง ที่ 4/2559 โดยจะประกาศแจ้งให้ทราบในโอกาสต่อไป
8. กกพ. ได้เสนอ กพช. พิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติด ตั้งบนหลังคา (Rooftop PV System) ดังนี้ กรณีการรับซื้อไฟฟ้าปี 2556 (1) เห็นควรผ่อนผันให้ผู้ประกอบกิจการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่ อาศัยและอาคารธุรกิจ/โรงงาน ที่ได้ยื่นคำขอรับใบอนุญาตดัดแปลง (อ.1) หรือแบบแจ้งการประกอบกิจการพลังงานที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาต (แจ้งยกเว้นฯ) กับสำนักงาน กกพ. ไว้แล้วก่อนวันที่ 30 มิถุนายน 2558 สามารถดำเนินการต่อไปได้อีกจนถึงวันที่ 30 เมษายน 2559 และยังคงได้รับอัตราค่าไฟฟ้า FiT คงเดิมที่ 6.96 6.55 หรือ 6.16 บาทต่อหน่วย สำหรับประเภทบ้านอยู่อาศัยและอาคารธุรกิจ/โรงงาน ทั้งนี้ ให้นับอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตั้งแต่วัน SCOD เดิมที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (2) เห็นควรผ่อนผันให้ผู้ประกอบกิจการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่ อาศัยที่ยังไม่ได้ยื่นแจ้งยกเว้นฯ สามารถดำเนินการต่อไปได้อีกจนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2559 โดยให้ได้รับอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลงจาก 6.96 บาทต่อหน่วย เป็น 6.85 บาทต่อหน่วย (เท่ากับอัตรารับซื้อปี 2558 สำหรับบ้านอยู่อาศัย) ทั้งนี้ ให้นับอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตั้งแต่วัน SCOD เดิมที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และในกรณีที่ไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าสิ้นสุดลง และ (3) ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายมีหนังสือแจ้งคู่สัญญาทราบล่วงหน้าก่อนครบกำหนด SCOD 30 วัน หากไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้ถือว่าหนังสือดังกล่าวเป็นหนังสือบอกเลิกสัญญา กรณีการรับซื้อไฟฟ้าปี 2558 (1) เห็นควรผ่อนผันให้ผู้ประกอบกิจการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่ อาศัย และได้ยื่นแบบแจ้งยกเว้นฯ กับสำนักงาน กกพ. ไว้แล้วก่อนวันที่ 31 ธันวาคม 2558 รวมทั้งที่ยังไม่ได้ยื่นแจ้งยกเว้นฯ สามารถดำเนินการต่อไปได้อีก โดยมี SCOD ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 เช่นกัน และยังคงได้รับอัตราค่าไฟฟ้า FiT คงเดิมที่ 6.85 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ ให้นับอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตั้งแต่วัน SCOD เดิมที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และในกรณีที่ไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าสิ้นสุดลง และ (2) ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายมีหนังสือแจ้งคู่สัญญาทราบล่วงหน้าก่อนครบกำหนด SCOD 30 วัน หากไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้ถือว่าหนังสือดังกล่าวเป็นหนังสือบอกเลิกสัญญา
9. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) เดิม ซึ่งไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2558 เนื่องจากติดปัญหาผังเมือง โครงการเหล่านี้ได้มีการก่อสร้างและอยู่ระหว่างการร้องเรียน/อุทธรณ์ ต่อ กกพ. ซึ่งจะต้องมีการพิจารณาตามขั้นตอนของกฎหมายและข้อเท็จจริงเป็นรายๆ ไป กกพ. ได้เสนอแนวทางให้ กพช. พิจารณา ดังนี้ (1) ผู้ประกอบกิจการที่ COD ภายในวันที่ 30 เมษายน 2559 ให้ได้รับอัตราค่าไฟฟ้า FiT คงเดิมที่ 5.66 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ให้นับอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตั้งแต่วัน SCOD เดิมที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (2) ผู้ประกอบกิจการที่ COD ภายหลังวันที่ 30 เมษายน 2559 แต่ไม่เกินในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ได้รับอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลงจาก 5.66 บาทต่อหน่วย เป็น 5.377 บาทต่อหน่วย (ลดลงร้อยละ 5) โดยให้นับอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตั้งแต่วัน SCOD เดิมที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และ (3) ให้การไฟฟ้าทั้งสามแห่งมีหนังสือแจ้งคู่สัญญาทราบล่วงหน้าก่อนครบกำหนด SCOD 30 วัน หากไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้ถือว่าหนังสือดังกล่าวเป็นหนังสือบอกเลิกสัญญา
10. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วย งานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร กกพ. เสนอให้เลื่อนวัน SCOD ของโครงการฯ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในระยะที่ 1 ออกไปอีก 3 เดือน เป็นภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 และในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือยังคงเป็นไปตามกำหนดระยะเวลาเดิม คือ ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 เนื่องจากภายหลังที่ สำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศลงวันที่ 11 ธันวาคม 2558 และได้กำหนดวันจับสลากและประกาศรายชื่อเจ้าของโครงการที่ผ่าน การพิจารณาอย่างเป็นทางการ ในเดือนธันวาคม 2558 มีปัญหาข้อร้องเรียนเกิดขึ้น จึงได้เลื่อนเวลาประกาศรายชื่อเป็นวันที่ 25 ธันวาคม 2558 และภายในเดือนมกราคม 2559 ตามลำดับ ประกอบกับได้มีการประกาศหยุดรอมติของ กพช. เรื่อง กำหนดหลักเกณฑ์และรายละเอียดของโครงการหรือกิจการที่เข้าข่ายยกเว้นการ บังคับใช้ผังเมือง เป็นเวลา 3 เดือน และการก่อสร้างโรงไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ต้องใช้เวลาประมาณ 9 เดือน จึงเสนอขอเลื่อนวัน SCOD ออกไปอีกเป็นระยะเวลา 3 เดือนจากวันกำหนดเดิม
มติของที่ประชุม
1. โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Rooftop PV System) เห็นชอบแนวทาง ดังนี้
1.1 กรณีการรับซื้อไฟฟ้าปี 2556(1) เห็นควรผ่อนผันให้ผู้ประกอบกิจการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่ อาศัยและอาคารธุรกิจ/โรงงาน ที่ได้ยื่นคำขอรับใบอนุญาตดัดแปลง (อ.1) หรือแบบแจ้งการประกอบกิจการพลังงานที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาต (แจ้งยกเว้นฯ) กับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ไว้แล้วก่อนวันที่ 30 มิถุนายน 2558 สามารถดำเนินการต่อไปได้อีกจนถึงวันที่ 30 เมษายน 2559 และยังคงได้รับอัตราค่าไฟฟ้า FiT คงเดิมที่ 6.96 6.55 หรือ 6.16 บาทต่อหน่วย สำหรับประเภทบ้านอยู่อาศัยและอาคารธุรกิจ/โรงงาน ทั้งนี้ ให้นับอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตั้งแต่วัน SCOD เดิมที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า(2) เห็นควรผ่อนผันให้ผู้ประกอบกิจการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่ อาศัยที่ยังไม่ได้ยื่นแจ้งยกเว้นฯ สามารถดำเนินการต่อไปได้อีกจนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2559 โดยให้ได้รับอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลงจาก 6.96 บาทต่อหน่วย เป็น 6.85 บาทต่อหน่วย (เท่ากับอัตรารับซื้อปี 2558 สำหรับบ้านอยู่อาศัย) ทั้งนี้ ให้นับอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตั้งแต่วัน SCOD เดิมที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และในกรณีที่ไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าสิ้นสุดลง(3) ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายมีหนังสือแจ้งคู่สัญญาทราบล่วงหน้าก่อนครบกำหนด SCOD 30 วัน หากไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้ถือว่าหนังสือดังกล่าวเป็นหนังสือบอกเลิกสัญญา
1.2 กรณีการรับซื้อไฟฟ้าปี 2558(1) เห็นควรผ่อนผันให้ผู้ประกอบกิจการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่ อาศัย และได้ยื่นแบบแจ้งยกเว้นฯ กับสำนักงาน กกพ. ไว้แล้วก่อนวันที่ 31 ธันวาคม 2558 รวมทั้งที่ยังไม่ได้ยื่นแจ้งยกเว้นฯ สามารถดำเนินการต่อไปได้อีก โดยมี SCOD ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 เช่นกัน และยังคงได้รับอัตราค่าไฟฟ้า FiT คงเดิมที่ 6.85 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ ให้นับอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตั้งแต่วัน SCOD เดิมที่ระบุในสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า และในกรณีที่ไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าสิ้นสุดลง (2) ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายมีหนังสือแจ้งคู่สัญญาทราบล่วงหน้าก่อนครบกำหนด SCOD 30 วัน หากไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้ถือว่าหนังสือดังกล่าวเป็นหนังสือบอกเลิกสัญญา
2. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) เดิม ซึ่งไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2558 เนื่องจากติดปัญหาผังเมือง โครงการเหล่านี้ได้มีการก่อสร้างและอยู่ระหว่างการร้องเรียน/อุทธรณ์ ต่อ กกพ. ซึ่งจะต้องมีการพิจารณาตามขั้นตอนของกฎหมายและข้อเท็จจริงเป็นรายๆ ไป จึงเห็นชอบแนวทางสำหรับผู้ที่ผ่านการพิจารณาอุทธรณ์ ดังนี้
2.1 ผู้ประกอบกิจการที่ COD ภายในวันที่ 30 เมษายน 2559 ให้ได้รับอัตราค่าไฟฟ้า FiT คงเดิมที่ 5.66 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ให้นับอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตั้งแต่วัน SCOD เดิมที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า2.2 ผู้ประกอบกิจการที่ COD ภายหลังวันที่ 30 เมษายน 2559 แต่ไม่เกินในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ได้รับอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลงจาก 5.66 บาทต่อหน่วย เป็น 5.377 บาทต่อหน่วย (ลดลงร้อยละ 5) ทั้งนี้ ให้นับอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตั้งแต่วัน SCOD เดิมที่ระบุในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า2.3 ให้การไฟฟ้าทั้งสามแห่งมีหนังสือแจ้งคู่สัญญาทราบล่วงหน้าก่อนครบกำหนด SCOD 30 วัน หากไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้ถือว่าหนังสือดังกล่าวเป็นหนังสือบอกเลิกสัญญา
3. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วย งานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร เห็นชอบให้เลื่อนวัน SCOD ของโครงการฯ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในระยะที่ 1 ออกไปอีก 3 เดือน เป็นภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้ ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือ (ระยะที่ 2) ยังคงเป็นไปตามกำหนดระยะเวลาเดิม คือ ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561
เรื่องที่ 13 ปรับกรอบอัตราภาษีสรรพสามิตของกลุ่มน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยปรับอัตราภาษีสรรพสามิตของกลุ่มน้ำมันเบนซิน-น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลให้ใกล้เคียงกันมากขึ้น อยู่ในช่วงประมาณ 2.85 ถึง 5.55 บาทต่อลิตร โดยให้สะท้อนต้นทุนการปล่อยมลภาวะและการบำรุงรักษาถนนชำรุด เนื่องจากราคาน้ำมันในตลาดโลกอยู่ในระดับต่ำส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันแก๊ส โซฮอล 95 อยู่ที่ 23.20 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ 21.69 บาทต่อลิตร โดยที่ภาษีสรรพสามิตน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันกลุ่มเบนซิน-น้ำมันแก๊สโซฮอล ทั้งกลุ่มเฉลี่ยอยู่ที่ 4.84 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ 4.95 บาทต่อลิตร ส่งผลทำให้รัฐมีรายได้จากภาษีสรรพสามิต 13,740 ล้านบาทต่อเดือน และฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 6 มีนาคม 2559 มีทรัพย์สินรวม 50,329 ล้านบาท หนี้สินรวม 6,385 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 43,944 ล้านบาท โดยแยกเป็นของน้ำมัน 36,770 ล้านบาท และก๊าซ LPG 7,174 ล้านบาท
2. จากราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงที่อยู่ในระดับต่ำและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อ เพลิงที่เพียงพอในการรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและส่งเสริมพลังงาน ทดแทน หากราคาน้ำมันตลาดโลกปรับตัวลดลง ซึ่งจะเป็นโอกาสในการปรับเพิ่มภาษีสรรพสามิตน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อเพิ่มรายได้ของรัฐในรูปแบบของเงินงบประมาณแผ่นดิน จึงเห็นควรปรับกรอบอัตราภาษีสรรพสามิตของกลุ่มน้ำมันเบนซิน-น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซล จากระหว่างช่วงประมาณ 2.85 ถึง 5.55 บาทต่อลิตร ให้เป็นไปตามกรอบของกระทรวงการคลัง (เพดานอัตราไม่เกิน 10 บาทต่อลิตร)
มติของที่ประชุม
เห็นชอบปรับกรอบอัตราภาษีสรรพสามิตของกลุ่มน้ำมันเบนซิน-น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ให้เป็นไปตามกรอบของกระทรวงการคลัง
กพช. ครั้งที 5 วันพฤหัสบดีที่ 21 ธันวาคม 2558
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 5/2558 (ครั้งที่ 5)
วันจันทร์ที่ 21 ธันวาคม 2558 เวลา 13.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1.รายงานประจำปี 2557 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
2.รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3.รายงานการจัดหาและนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
4.รายงานผลความคืบหน้าคดีปกครองโครงการสัญญารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการไซยะบุรี
5.นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2559 – 2563
6.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1
7.แนวทางการขายไฟฟ้าให้ประเทศเพื่อนบ้าน
8.การปรับปรุงกระบวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์)
9.การปรับปรุงการมอบอำนาจในการดำเนินคดีทางปกครอง
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
สรุปภาพรวมผลการดำเนินงานที่สำคัญในปี 2557 ออกเป็น 5 ด้าน ประกอบด้วย (1) งานกำกับดูแลกิจการพลังงานอย่างมีมาตรฐาน ได้มีการออกใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งสิ้น 150 ฉบับ (ประกอบกิจการไฟฟ้า 147 ฉบับ และประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ 3 ฉบับ) พัฒนาระบบ e-Licensing รองรับการบริการออกใบอนุญาตแบบจุดเดียวเบ็ดเสร็จ (One Stop Service – OSS) และเตรียมออกหลักเกณฑ์มาตรฐานการปฏิบัติงานของโรงไฟฟ้า (2) งานกำกับอัตราค่าบริการ ได้เสนอ (ร่าง) หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย สำหรับปี 2558 – 2560 ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาปรับอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) รวมจำนวน 4 ครั้ง ปรับอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติตามต้นทุนผันแปรและ LNG Termainal และริเริ่มโครงการนำร่อง Demand Response (DR) เพื่อบริหารจัดการวิกฤตพลังงาน และลดต้นทุนการสำรอง และ/หรือใช้น้ำมันเตา น้ำมันดีเซล และช่วยหลีกเลี่ยงการลงทุนโรงไฟฟ้าใหม่ (3) งานกำกับการรับซื้อไฟฟ้า ได้กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ให้เป็นไปตามแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (พ.ศ. 2555-2564) (4) งานส่งเสริมการเปิดใช้/เชื่อมต่อโครงข่ายก๊าซธรรมชาติ ได้ออกหลักเกณฑ์การจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบ ส่งก๊าซธรรมชาติและสถานีก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Regime: TPA Regime) และ (5) งานคุ้มครองสิทธิและส่งเสริมการมีส่วนร่วมด้านพลังงาน ได้จัดทำแผนคุ้มครองผู้ใช้พลังงาน และยกระดับคุณภาพบริการด้านสัญญาบริการผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อย พิจารณาเรื่องร้องเรียนจากผู้ใช้พลังงานและผู้ที่ได้รับผลกระทบจากการประกอบ กิจการพลังงาน แล้วเสร็จ 64 เรื่อง จาก 67 เรื่อง อนุมัติงบประมาณเพื่อจัดสรรให้กับกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ประเภท ก และประเภท ข เป็นจำนวนเงินประมาณ 2,055 ล้านบาท โดย สำนักงาน กกพ. มีรายได้จากการดำเนินงาน 768,505,630.29 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 668,678,395.74 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 99,827,234.55 บาท และเมื่อหักเงินกันเหลื่อมปี เงินประกันสัญญาเช่า และค่าซื้อครุภัณฑ์ต่างๆ จะมีรายได้แผ่นดินรอนำส่งคลัง 21,253,350.11 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้ประธานกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นายพรเทพ ธัญญพงศ์ชัย) สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
สถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2558 มีการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในโครงการที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐ แล้ว รวม 11,142 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 8,862 เมกะวัตต์ เป็นโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้ว จำนวน 1,773 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 4,988 เมกะวัตต์ โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว (PPA) และอยู่ระหว่างรอ COD จำนวน 9,260 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 3,394 เมกะวัตต์ และโครงการที่มีการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว จำนวน 109 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 480 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในปัจจุบัน 8,862 เมกะวัตต์ คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 52.82 เมื่อเทียบกับเป้าหมายของแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP 2015) ที่มีเป้าหมาย ณ ปี 2579 (ไม่รวมพลังน้ำขนาดใหญ่) เท่ากับ 16,778 เมกะวัตต์
2. กพช. เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 ได้มีมติกำหนดให้รับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบน หลังคา (Solar PV Rooftop) จำนวน 200 เมกะวัตต์ ซึ่งการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าไปแล้วจำนวน 2 รอบ คือ รอบปี 2556 และรอบปี 2558 รวม 10,122 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง ประมาณ 169 เมกะวัตต์ โดยเป็นการรับซื้อในรอบปี 2556 รวม 2,688 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 111 เมกะวัตต์ และเป็นการรับซื้อเพิ่มในรอบปี 2558 รวม 7,434 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 58 เมกะวัตต์
3. การรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน (Solar Farm) สำหรับผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบ Adder เดิม (ค้างท่อ) รวมทั้งสิ้น 171 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 984 เมกะวัตต์ ซึ่งในปัจจุบันมีผู้ผลิตไฟฟ้าที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้ว จำนวน 6 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 42 เมกะวัตต์ โครงการที่มี PPA แล้วและอยู่ระหว่างรอ COD จำนวน 164 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 941 เมกะวัตต์ และโครงการที่มีการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วและยังไม่ได้ลงนาม PPA จำนวน 1 ราย กำลังผลิตติดตั้งประมาณ 1 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ใน 171 รายที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐแล้ว คาดว่าจะ COD ได้ทันภายในเดือนธันวาคม 2558 ประมาณ 107 ราย และ 64 รายที่เหลือคาดว่าจะไม่สามารถ COD ได้ทันภายในเวลาที่กำหนด
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานการจัดหาและนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 และคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 เห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว และเห็นชอบกรอบสัญญา Master Sale and Purchase Agreement (MSPA) โดยให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ลงนามใน MSPA หรือสัญญาระยะสั้น ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาฯ ที่ไม่ใช่สาระสำคัญ ให้ ปตท. สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก และเห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG โดยในช่วงปี 2554 - 2557 ให้ ปตท. จัดหา LNG ได้เองด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ในปริมาณไม่เกินแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว และจัดหา LNG Commissioning Cargo ตามความจำเป็นในปริมาณที่ต้องใช้ในการทดสอบการเดินเครื่อง LNG Receiving Terminal และในช่วงปี 2558 เป็นต้นไป ให้ ปตท. จัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรี ให้ความเห็นชอบภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ อย่างไรก็ตาม หากมีความจำเป็นที่จะต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ให้ ปตท. ดำเนินการได้เอง โดยที่ราคา LNG จะต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตาชนิดที่มีกำมะถันไม่เกินร้อยละ 2 ที่ประกาศโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และในกรณีอื่นๆ มอบหมาย สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เป็นผู้พิจารณาอนุมัติการจัดหาระยะสั้น ทั้งนี้ เมื่อ ปตท. มีการนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้นแล้ว ให้ ปตท. นำเสนอผลการจัดหาต่อ กพช. ทราบเป็นระยะ
2. กพช. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2555 และคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 เห็นชอบ (1) แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว ที่สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2555 – 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP2010 ฉบับที่ 3) (2) สัญญาซื้อขาย LNG ด้วยสัญญาระยะยาวเป็นเวลา 20 ปี กับบริษัท Qatargas ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี มีกำหนดส่งมอบตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป (3) หลักเกณฑ์การจัดหา LNG ระยะยาว โดยให้ ปตท. ดำเนินการจัดหาและนำเข้า LNG ตามแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาวเพื่อตอบสนองความต้องการของประเทศ โดย ปตท. จะจัดหา LNG ส่วนใหญ่ในรูปแบบสัญญาระยะยาว และส่วนที่เหลือจะจัดหาในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือ สัญญาระยะสั้น เพื่อลดโอกาสที่ปริมาณการจัดหาเกินความต้องการซึ่งอาจส่งผลให้ผู้ซื้อต้อง ชำระเงินล่วงหน้าไปก่อน และเพื่อประโยชน์ใน การกระจายความเสี่ยงเรื่องราคา แต่อย่างไรก็ตาม เนื่องจาก LNG มีราคาสูง ดังนั้น ปตท. จะจัดหาและนำเข้า LNG ไม่เกินแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว โดยคำนึงถึงประโยชน์โดยรวมของประเทศ แต่เพื่อให้เกิดความคล่องตัว ในบางโอกาส ปตท. มีความจำเป็นที่จะต้องจัดหา LNG เกินกว่าปริมาณแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาวเพื่อสนองความต้องการการใช้ก๊าซฯ ภายในประเทศที่อาจมีการเพิ่มขึ้นในบางช่วงเวลาด้วยสาเหตุต่างๆ เช่น ความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้น แหล่งผลิตไฟฟ้าหรือโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงชนิดอื่นมีปัญหา หรือแหล่งผลิตก๊าซฯ ใประเทศมีปัญหา เป็นต้น และในทางปฏิบัติ ปตท. อาจไม่สามารถควบคุมปริมาณนำเข้า LNG ในแต่ละปีตามแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาวได้อย่างเคร่งครัด เนื่องจากปริมาณ LNG นำเข้าในแต่ละปีขึ้นกับหลายปัจจัย ได้แก่ การรักษาระดับ Inventory ในถัง ขนาดเรือ และ จำนวนเที่ยวเรือในปีนั้นๆ เป็นต้น และเมื่อ ปตท. มีการนำเข้า LNG แล้ว ให้นำเสนอผลการจัดหาต่อ สนพ. เพื่อทราบ
3. กพช. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 และคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 30 กันยายน 2558 ได้เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวระหว่าง ปตท. กับบริษัท Shell Eastern Trading (PTE) LTD (บริษัท Shell) และบริษัท BP Singapore PTE Limited (บริษัท BP) และให้ ปตท. ลงนามในสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวดังกล่าว ภายหลังจากที่ร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้ ปตท. สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก
4. ปี 2557 ปตท. นำเข้า LNG ในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น รวมประมาณ 1.34 ล้านตัน ราคานำเข้าเฉลี่ยเท่ากับ 14.62 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และในปี 2558 ปตท. เริ่มนำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะยาวจากบริษัท Qatargas โดยมีการนำเข้า LNG จากสัญญาระยะยาว จำนวน 22 เที่ยว คิดเป็นประมาณ 2,006,354 ตัน ราคาเฉลี่ย 10.21 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู โดยราคานำเข้า LNG จากสัญญาระยะยาวอ้างอิงจากสูตรราคาน้ำมันเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน ดังนั้น ราคา LNG จะปรับลดลงช้ากว่าราคาน้ำมันที่ปรับลงไปก่อนหน้านี้ และมีการนำเข้า LNG จากสัญญาระยะสั้น และ/หรือ Spot จำนวน 9 เที่ยว ในปริมาณ 615,952 ตัน ราคาเฉลี่ย 7.12 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เพื่อทดแทนและควบคุมคุณภาพก๊าซฯ ในช่วงแหล่งก๊าซยาดานาและเยตากุนหยุดซ่อมแซมในเดือนเมษายน 2558 อีกทั้ง LNG ในตลาด Spot LNG มีราคาลดลงอย่างมาก เนื่องจากความต้องการใช้ LNG จากประเทศผู้ซื้อรายใหญ่ เช่น ประเทศเกาหลีใต้ และประเทศจีน ปรับลดลงในไตรมาส 2 ปี 2558 ดังนั้น ปตท. จึงนำเข้า Spot LNG เพิ่มเติมเพื่อลดต้นทุนราคาก๊าซฯ ในประเทศ
5. กพช. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 และคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 ได้เห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว ที่สอดคล้องกับ PDP2015 ซึ่งได้ประมาณการว่าในปี 2559 - 2561 จะมีความต้องการ LNG ประมาณ 4.5 - 9.0 ล้านตันต่อปี ปัจจุบันมีสัญญาระยะยาวจาก Qatargas เพียง 2.0 ล้านตันต่อปี จึงจำเป็นต้องจัดหาสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม โดย กพช. และคณะรัฐมนตรี เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG SPA) ระหว่าง ปตท. กับบริษัท Shell และบริษัท BP รายละ 1.0 ล้านตันต่อปี (รวม 2.0 ล้านตันต่อปี) เป็นเวลา 15 ปี และ 20 ปี ตามลำดับ ปัจจุบัน ร่างสัญญาฯ อยู่ระหว่างพิจารณาโดยสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ บริษัท Shell และ BP จะเริ่มการส่งมอบ LNG ในเดือนเมษายน 2559 ในปริมาณ 0.375 และ 0.317 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ ทำให้เมื่อรวมกับสัญญา Qatargas แล้ว ประเทศจะมีอุปทาน LNG จากสัญญาระยะยาวในปี 2559 รวมปริมาณ 2.69 ล้านตันต่อปี โดย ปตท. จะจัดหา Spot LNG เพิ่มเติมจากคู่ค้าที่มีศักยภาพให้สอดคล้องกับความต้องการจริง
6. แผนการจัดหา LNG ปี 2560 ปตท. จะดำเนินการจัดหา LNG ตามที่ได้ขอความเห็นชอบจาก สนพ. และได้ลงนาม Heads of Agreement (Non-Binding) จำนวน 4 ราย ดังนี้ (1) บริษัท Mitsui (โครงการ Cameron LNG ประเทศสหรัฐอเมริกา) ปริมาณซื้อขาย 0.30 - 0.35 ล้านตันต่อปี ระยะเวลาการส่งมอบ 20 ปี ขณะนี้อยู่ระหว่างดำเนินการก่อสร้าง คาดว่าแล้วเสร็จปี 2562 และอยู่ระหว่างเจรจาเงื่อนไขราคาใหม่เพื่อให้สะท้อนสภาวะตลาดให้มากขึ้น (2) บริษัท Gunvor (โครงการ Yamal LNG ประเทศรัสเซีย) ลงนาม HOA (Non-Binding) เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2556 แต่ ปตท. ได้ขอยุติการเจรจาร่างสัญญาระยะยาว เนื่องจากบริษัทฯ มีคุณสมบัติไม่เป็นไปตามข้อกำหนดในการเป็นคู่ค้าในสัญญา LNG ระยะยาว (3) บริษัท Anadarko (โครงการ Mozambique LNG) ปริมาณซื้อขาย 2.625 ล้านตันต่อปี ระยะเวลาการส่งมอบ 20 ปี เริ่มส่งมอบปี 2563/2564 ปัจจุบันอยู่ระหว่างเจรจาเงื่อนไขสัญญาหลักหลายประเด็น รวมทั้งเจรจาราคาใหม่เพื่อให้สะท้อนสภาวะตลาดปัจจุบันและความเสี่ยงจากการ พัฒนาโครงการฯ ให้มากขึ้น และ (4) บริษัท PETRONAS LNG ปริมาณซื้อขาย 1.0 ล้านตันต่อปี ระยะเวลาการส่งมอบ 10 ปี กำหนดส่งมอบปี 2560/2561 ปัจจุบันอยู่ระหว่างการเจรจาเงื่อนไขสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 รายงานผลความคืบหน้าคดีปกครองโครงการสัญญารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการไซยะบุรี
สรุปสาระสำคัญ
ฝฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. รัฐบาลไทยและสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding: MOU) เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจำนวน 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 หรือหลังจากนั้น โดยโครงการไซยะบุรีเป็นโครงการหนึ่งภายใต้ MOU ดังกล่าว ซึ่ง กพช. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2553 และคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2554 ได้เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการไซยะบุรี และให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการไซยะบุรีกับผู้ลงทุน โดยมีเงื่อนไขให้ (1) โครงการฯ ได้ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมาธิการลุ่มน้ำโขง (MRC) ตามกระบวนการข้อตกลงของประเทศสมาชิกในลุ่มแม่น้ำโขง (2) ร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด หากจำเป็นต้องแก้ไขร่างสัญญาฯ ที่ไม่ใช่สาระสำคัญ ไม่จำเป็นต้องนำมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก ทั้งนี้ ให้กระทรวงพลังงาน และ กฟผ. เปิดเผยข้อมูลโครงการนี้ต่อสาธารณะชน ซึ่ง สนพ. ได้เผยแพร่ข้อมูลโครงการไซยะบุรีบนเว็บไซต์ www.eppo.go.th เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2554 จนถึงปัจจุบัน และได้มีหนังสือถึงสำนักงานปลัดสำนักนายกรัฐมนตรี (สปน.) ลงวันที่ 30 กันยายน 2554 ขอความอนุเคราะห์เผยแพร่ข้อมูลโครงการฯ บนเว็บไซต์ของ สปน. รวมทั้ง กฟผ. ได้เผยแพร่ข้อมูลโครงการฯ บนเว็บไซต์ของ กฟผ. เพื่อให้เป็นไปตามมติ
2. นายนิวัฒน์ ร้อยแก้ว กับพวกรวม 37 คน ได้ฟ้อง กฟผ. กพช. กระทรวงพลังงาน กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และคณะรัฐมนตรี กรณีพิพาทเกี่ยวกับการที่หน่วยงานทางปกครองและเจ้าหน้าที่ของรัฐกระทำการโดย ไม่ชอบด้วยกฎหมาย และละเลยต่อหน้าที่ตามที่กฎหมายกำหนดให้ต้องปฏิบัติว่าก่อนเริ่มโครงการ สัญญาซื้อไฟฟ้าจากโครงการไซยะบุรี ได้จัดให้มีการรับฟังความคิดเห็นของประชาชนหรือผู้มีส่วนได้เสีย หรือมีการแจ้งข้อมูลและการเผยแพร่ข้อมูลแก่ประชาชนตามรัฐธรรมนูญแห่งราช อาณาจักรไทย พ.ศ. 2550 ระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรี ว่าด้วยการรับฟังความคิดเห็นของประชาชน พ.ศ. 2548 และมติคณะรัฐมนตรีที่เกี่ยวข้อง อย่างเหมาะสมและเพียงพอหรือไม่
3. ผู้ถูกฟ้องได้มอบอำนาจให้พนักงานอัยการเป็นผู้ดำเนินการในคดีนี้แทน และศาลปกครองกลางได้กำหนดให้สิ้นสุดการแสวงหาข้อเท็จจริงเมื่อวันที่ 24 กรกฎาคม 2558 และกำหนดวันพิจารณาคดีครั้งแรกในวันที่ 30 พฤศจิกายน 2558 ซึ่ง สนพ. ได้มอบหมายให้ผู้ประสานคดีเข้าร่วมฟังการพิจารณาคดีครั้งแรก ปรากฏว่าตุลาการผู้แถลงคดีได้ชี้แจงด้วยวาจาประกอบคำแถลงการณ์เป็นหนังสือ ที่ได้เสนอไว้ต่อองค์คณะ โดยมีความเห็นว่าควรพิพากษายกฟ้อง อย่างไรก็ตามความเห็นของตุลาการผู้แถลงคดีไม่มีผลผูกพันต่อกระบวนการพิจารณา ของตุลาการองค์คณะแต่อย่างใด และศาลปกครองกลางได้นัดฟังคำพิพากษา ในวันที่ 25 ธันวาคม 2558
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2559 – 2563
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 รับทราบมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 ซึ่งเห็นชอบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2554 - 2558 ตามที่ สนพ. เสนอ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินงานในส่วนที่เกี่ยวข้อง และเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 คณะรัฐมนตรีได้รับทราบมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 ซึ่งเห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554 - 2558 และเห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554 - 2558 เป็นระยะเวลา 5 ปี โดยให้มีการประกาศใช้ตั้งแต่รอบเดือนกรกฎาคม 2554 เป็นระยะเวลา 2 ปี และให้มีการทบทวนในปี 2556 เพื่อประกาศใช้ต่อไปอีก 3 ปี
2. กพช. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 ได้เห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 ตามที่ กกพ. เสนอ และใช้เป็นหลักเกณฑ์ในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อประกาศใช้ภายในปี 2558 ทั้งนี้เมื่อ สนพ. ได้จัดทำนโยบายโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2559 - 2563 แล้วเสร็จ ให้ กกพ. ดำเนินการทบทวนหลักเกณฑ์ฯ ให้สอดคล้องกับนโยบายดังกล่าว เพื่อประกาศใช้ภายในปี 2560 ต่อไป และเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2558 กกพ. ได้มีหนังสือถึง สนพ. เพื่อขอทราบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2559 - 2563 เพื่อดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องให้เป็นไปตามกรอบระยะเวลาที่ กพช. กำหนด
3. สนพ. ได้ทำการจัดทำร่างนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2559 - 2563 เพื่อปรับปรุงนโยบายโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยให้มีความสอดคล้อง กับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ตอบสนองนโยบายของภาครัฐ และมีความเหมาะสมกับสภาวะเศรษฐกิจและสังคมที่เปลี่ยนแปลงไป โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยให้สะท้อน ถึงต้นทุนในการจัดหาไฟฟ้าที่เหมาะสมและเป็นธรรมทั้งในส่วนของผู้ให้บริการ จัดหาไฟฟ้าและผู้ใช้ไฟฟ้า ส่งเสริมให้มีการใช้ไฟฟ้าที่สะท้อนถึงต้นทุนค่าไฟฟ้าที่แตกต่างกันตามช่วง เวลาในแต่ละวัน ดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อยและผู้สมควรได้รับการอุดหนุน ค่าไฟฟ้าอย่างแท้จริง โดยคำนึงถึงความมั่นคงและความยั่งยืนของพลังงานไฟฟ้า และส่งเสริมให้มีการใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ เหมาะสมกับสภาวะเศรษฐกิจและสังคม ตลอดจนสอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย
4. หลักการของนโยบายโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2559 - 2563 ประกอบด้วย (1) อัตราค่าไฟฟ้าต้องมีความเหมาะสมกับลักษณะโครงสร้างเศรษฐกิจและสังคม และสะท้อนต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์ (2) ส่งเสริมความเสมอภาคของประชาชนในทุกภูมิภาค โดยเป็นอัตราเดียวกันสำหรับสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกัน (Uniform Tariff) ยกเว้นธุรกิจบนเกาะ และผู้ใช้ไฟฟ้าที่เชื่อมโยงกับโครงข่ายระบบไฟฟ้าระหว่างประเทศ (3) มีการแยกต้นทุนของแต่ละกิจการอย่างชัดเจน โปร่งใส ตรวจสอบได้ โดยมีการจำแนกต้นทุนของแต่ละกิจการตามพื้นที่อย่างน้อยในระดับภาคทาง ภูมิศาสตร์ และให้รายงานผลการแบ่งแยกต้นทุนต่อหน่วยงานที่เกี่ยวข้องภายในไตรมาสที่ 2 หลังสิ้นปีบัญชี (4) พิจารณาผลตอบแทนการลงทุนของการไฟฟ้า ภายใต้เงื่อนไขกรอบค่าใช้จ่ายการดำเนินงานของการไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ (5) ให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง มีฐานะการเงินเพียงพอต่อการขยายกิจการอย่างต่อเนื่องและเหมาะสมในระยะยาว (6) มีกลไกในการติดตามการลงทุนของการไฟฟ้าที่เหมาะสมและมีประสิทธิภาพ
5. นโยบายโครงสร้างอัตราขายส่ง ประกอบด้วย (1) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งที่ กฟผ. ขายให้ กฟน. และ การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (PEA) ควรเป็นโครงสร้างเดียวกันโดยสะท้อนต้นทุนตามระดับแรงดันและตามช่วงเวลาของ การใช้ไฟฟ้า (Time of Usage-TOU) (2) กำหนดบทปรับค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้า (Power Factor) ในระดับขายส่งสำหรับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งและผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่เหมาะสมสอดคล้องกับสถานการณ์ในปัจจุบัน (3) กำหนดกลไกเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าให้เป็นไปตามความเหมาะสมของฐานะการ เงินของการไฟฟ้าในแต่ละปีและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า และมีการทบทวนทุกปีเพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อแต่ละการไฟฟ้า
6. นโยบายโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ประกอบด้วย (1) การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกให้สะท้อนต้นทุนตามช่วงเวลา ลักษณะการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละประเภท โดยมีการส่งสัญญาณให้ผู้ใช้ไฟฟ้าได้ใช้พลังงานไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพผ่าน กลไกด้านราคา (2) ดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อยในระดับหนึ่ง (3) มีการทบทวนหรือปรับปรุงอย่างสม่ำเสมอทุก 5 ปี โดยให้หน่วยงานกำกับดูแลจัดตั้งคณะทำงานทบทวนความเหมาะสมของอัตราค่าไฟฟ้า ขายปลีก ภายใน 2 ปี หลังจากมีการประกาศใช้นโยบายโครงสร้างค่าไฟฟ้าขายปลีกและให้รายงานผลการ ดำเนินงานต่อ กพช. (4) กำหนดบทปรับค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้า (Power Factor) ในระดับขายปลีกสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ากิจการขนาดกลาง ขนาดใหญ่ และกิจการเฉพาะอย่าง (5) สะท้อนความมั่นคง ความถี่ และแรงดันไฟฟ้า ตามลักษณะความต้องการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทต่างๆ และพิจารณาบทปรับกรณีใช้ไฟฟ้าผิดวัตถุประสงค์และการลักลอบการจำหน่ายไฟฟ้า โดยไม่มีใบอนุญาต (6) กำหนดให้มีอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับธุรกิจบนเกาะ โดยให้แล้วเสร็จและประกาศใช้ภายใน 1 ปี นับจากโครงสร้างค่าไฟฟ้าขายปลีกใหม่มีผลบังคับใช้ และให้ประเมินความเหมาะสมและความจำเป็นของโครงการผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเติมเงิน โดยให้รายงานให้ กพช. รับทราบ ภายในระยะเวลา 1 ปี (7) ให้หน่วยงานกำกับดูแลร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ศึกษาและนำเสนอหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าที่ส่งเสริมการพัฒนาไฟฟ้า ตามนโยบายของรัฐต่อ กพช. ได้แก่ หลักเกณฑ์ในการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่รอบโรง ไฟฟ้า เสนอต่อ กพช. พิจารณาภายใน 1 ปี นับจากโครงสร้างค่าไฟฟ้าขายปลีกใหม่มีผลบังคับใช้ และหลักเกณฑ์ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าและคุณสมบัติการขอใช้ไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ ไฟฟ้าในพื้นที่เขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษของประเทศไทยและผู้ใช้ไฟฟ้าระหว่าง ประเทศที่เชื่อมโยงกับระบบไฟฟ้าของประเทศไทย เสนอต่อ กพช. เพื่อให้ความเห็นชอบ ภายในกรอบระยะเวลา 2 ปีหลังจากโครงสร้างค่าไฟฟ้าขายปลีกมีผลบังคับใช้ (8) ให้หน่วยงานกำกับดูแลร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ศึกษาและนำเสนอหลักเกณฑ์ที่เหมาะสมสำหรับการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าที่ส่งเสริม การเพิ่มประสิทธิภาพการผลิตและการใช้ไฟฟ้าของประเทศ รวมถึงการจัดการความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด และนำเสนอต่อ กพช. ภายในกรอบระยะเวลา 1 ปี หลังจากโครงสร้างค่าไฟฟ้าขายปลีกใหม่มีผลบังคับใช้ ประกอบด้วย การศึกษา ทบทวน และกำหนดหลักเกณฑ์ที่เหมาะสมสำหรับการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าที่สะท้อนต้นทุนการ ผลิตไฟฟ้าในช่วงที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด อัตราค่าไฟฟ้าที่ส่งเสริมประสิทธิภาพการใช้ไฟฟ้าของประเทศ และสนับสนุนการดำเนินงานของ สนพ. และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ในการส่งเสริมการเพิ่มประสิทธิภาพการผลิตและการใช้ไฟฟ้าของประเทศ
7. นโยบายการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ ประกอบด้วย (1) มีสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (ค่า Ft) เพื่อสะท้อนการเปลี่ยนแปลงของต้นทุนที่อยู่นอกเหนือการควบคุมของการไฟฟ้า อย่างแท้จริง มีความโปร่งใส เป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า (2) ค่า Ft ควรประกอบด้วย ค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิง และค่าซื้อไฟฟ้า ที่เปลี่ยนแปลงไปจากค่าเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าฐานที่ใช้ในการกำหนดโครง สร้างอัตราค่าไฟฟ้า รวมถึงผลกระทบจากนโยบายของรัฐ (3) ให้หน่วยงานกำกับดูแลทบทวนวิธีการและอัตราเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนพัฒนา ไฟฟ้าตามมาตรา 97 ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า และเกิดประโยชน์สูงสุดกับประชาชน รวมทั้งให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ในการจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้า และ (4) ค่า Ft ควรมีการเปลี่ยนแปลงทุก 4 เดือน เพื่อมิให้เป็นภาระต่อการไฟฟ้า และเพื่อให้ผู้ใช้ไฟฟ้าไม่ต้องรับภาระความผันผวนของค่าไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลง บ่อยเกินไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2559 – 2563 ตามที่สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเสนอ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยว ข้องต่อไป
เรื่องที่ 6 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 ได้เห็นชอบการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 5,000 เมกะวัตต์ เป็น 7,000 เมกะวัตต์ ภายในหรือหลังจากปี 2558 ซึ่งปัจจุบันมีการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบ (Commercial Operation Date : COD) แล้ว 3,087 เมกะวัตต์ และมีการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วและอยู่ระหว่างการก่อสร้าง รวม 2,334 เมกะวัตต์ คงเหลือปริมาณไฟฟ้าที่สามารถรับซื้อจาก สปป. ลาว ได้อีกประมาณ 1,579 เมกะวัตต์ ซึ่ง กฟผ. ได้เจรจากับผู้ลงทุนโครงการน้ำเทิน 1 จนกระทั่งได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้จัดทำร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) ของโครงการน้ำเทิน 1 และนำเสนอคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ ประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการฯ) เมื่อวันที่ 1 ธันวาคม 2558 โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้ให้ความเห็นชอบร่าง Tariff MOU ของโครงการน้ำเทิน 1 และให้เสนอ กพช. พิจารณา
2. โครงการน้ำเทิน 1 ตั้งอยู่บนลำน้ำกะดิ่ง (Nam Kading) ในแขวงบอลิคำไซ สปป. ลาว มีบริษัท พอนสัก กรุ๊ป เป็นผู้พัฒนาโครงการคือ กำลังผลิตติดตั้ง รวม 650 เมกะวัตต์ ขายให้ไทย 520 เมกะวัตต์ (2x260 เมกะวัตต์) และขายให้ สปป. ลาว 130 เมกะวัตต์ (1x130 เมกะวัตต์) สัญญาซื้อขายไฟฟ้ามีอายุ 27 ปี นับจาก COD โดยอาจมีการต่ออายุสัญญาได้ และกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 1 มกราคม 2565
3. ร่าง Tariff MOU โครงการน้ำเทิน 1 สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้ (1) ข้อตกลงทำขึ้นระหว่าง กฟผ. กับบริษัท Phonesack Group ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลไทย และ สปป. ลาว โดยบริษัทฯ และผู้ร่วมลงทุนรายอื่นจะจัดตั้งบริษัทใน สปป. ลาว (2) โครงการมีกำลังผลิต 520 เมกะวัตต์ ขายให้ไทย ณ ชายแดน 514.8 เมกะวัตต์ และมีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปีของ Primary Energy (PE) เท่ากับ 1,730 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) เท่ากับ 223 ล้านหน่วย โดยในช่วงหลัง COD กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE สำหรับช่วงก่อน COD หรือช่วง Unit Operation Period กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE กรณีที่ระบบของ กฟผ. สามารถรับได้ (PE คือ พลังงานไฟฟ้าที่บริษัทฯ แจ้งและพร้อมผลิตไม่เกินวันละ 16 ชั่วโมง (06.00-22.00 น.) วันจันทร์ถึงวันเสาร์ SE คือ พลังงานไฟฟ้าส่วนที่เกิน PE ไม่เกินวันละ 5.35 ชั่วโมง วันจันทร์ถึงวันเสาร์ และวันอาทิตย์ไม่เกิน 21.35 ชั่วโมง และ Excess Energy (EE) คือ พลังงานไฟฟ้านอกเหนือจาก PE และ SE)
4. อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดน มีค่าคงที่ตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้ (1) PE Tariff แบ่งเป็นสองส่วน คือ สกุล USD 4.2400 USCent/หน่วย และสกุลเงินบาท 1.3992 บาท/หน่วย และเมื่อคำนวณ ณ อัตราแลกเปลี่ยน 33 บาท/เหรียญดอลลาร์สหรัฐ อัตราค่าไฟฟ้าจะอยู่ที่ 2.7984 บาท/หน่วย (2) SE Tariff 1.6790บาท/หน่วย (3) EE Tariff 1.5391 บาท/หน่วย และ (4) ช่วงก่อน COD อัตราค่าไฟฟ้า PE เท่ากับ 75% ของอัตราค่าไฟฟ้าหลัง COD และอัตราค่าไฟฟ้า SE และ EE เป็นราคาเดียวกับอัตราค่าไฟฟ้าหลัง COD
5. เปรียบเทียบอัตราค่าไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1 โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย และโครงการน้ำเงี๊ยบ 1 ซึ่งเป็นโครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ที่ SCOD ปี 2565 สรุปได้ดังนี้ (1) ค่าไฟฟ้าเฉลี่ย ณ ชายแดน 2.67 2.63 และ 2.59 บาทต่อหน่วย และ (2) ค่าก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าในฝั่งไทย 0.24 0.28 และ 0.24 บาทต่อหน่วย
6. ขั้นตอนต่อไป กฟผ. และผู้ลงทุนโครงการน้ำเทิน 1 ร่วมลงนามในบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการน้ำเทิน 1 ภายหลัง กพช. ให้ความเห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจฯ และได้ผ่านการพิจารณาจากอัยการสูงสุดแล้ว และ กฟผ. และผู้ลงทุนโครงการน้ำเทิน 1 จะเจรจาในรายละเอียดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement: PPA) โดยยึดกรอบบันทึกความเข้าใจฯ เป็นแนวทางในการเจรจา พร้อมทั้งนำรายละเอียดร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ได้จากการเจรจาเสนอต่อคณะ อนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน และอัยการสูงสุดพิจารณาให้ความเห็นชอบในรายละเอียด เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1 และมอบหมายให้ กฟผ. นำร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบแล้วไปลงนามร่วมกับผู้ลงทุนเมื่อร่างบันทึกความเข้าใจฯ ผ่านการพิจารณาจากอัยการสูงสุดแล้ว
2. เห็นชอบในหลักการให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำ เทิน 1 ในขั้นการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
เรื่องที่ 7 แนวทางการขายไฟฟ้าให้ประเทศเพื่อนบ้าน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ปัจจุบันประเทศไทยมีความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้ากับประเทศเพื่อนบ้านใน 2 รูปแบบ ได้แก่ (1) บันทึกความเข้าใจความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้า ผ่านการดำเนินการซื้อขายไฟฟ้าจากโครงการที่พัฒนาขึ้นในประเทศเพื่อนบ้านผ่าน สายส่งเชื่อมโยงระหว่างประเทศ และ (2) การแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าระหว่างประเทศผ่านการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากำลัง ระหว่างสองประเทศ (Grid-to-Grid) ซึงปัจจุบันมีการแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) แบบ Non-Firm ผ่านการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าที่ระดับแรงดัน 115 กิโลโวลต์ และการขายไฟฟ้าให้กับประเทศเพื่อนบ้านบริเวณชายแดนโดยการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (PEA) ผ่านการเชื่อมโยงระบบจำหน่ายที่ระดับแรงดัน 22 กิโลโวลต์ นอกจากนี้ยังมีการขายพลังงานไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และการไฟฟ้ากัมพูชาเป็นปริมาณมากผ่านการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าที่ระดับแรงดัน 115 กิโลโวลต์ จากสถานีไฟฟ้าแรงสูงวัฒนานครของ กฟผ. เข้าไปยังเมืองบันเตียนเมียนเจย (ศรีโสภณ) พระตะบอง และเสียมราฐ
2. ประเทศไทยและสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาได้มีบันทึกความเข้าใจเพื่อร่วมพัฒนา พื้นที่เขตเศรษฐกิจพิเศษทวาย จึงมีความจำเป็นที่จะต้องพัฒนาสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานโดยเฉพาะด้านพลังงาน ไฟฟ้า จำเป็นต้องมีการสร้างระบบส่งไฟฟ้าเพื่อขายไฟฟ้าจากประเทศไทยไปใช้ในการก่อ สร้างและพัฒนาพื้นที่ดังกล่าวในระยะแรก โดยคำนึงถึงความมั่นคงเชื่อถือได้ในการส่งพลังงานไฟฟ้าเนื่องจากเป็นพื้นที่ ต้องมีไฟฟ้าใช้อย่างต่อเนื่อง จึงนำมาสู่แนวทางการพัฒนากิจกรรมการซื้อขายแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าผ่านการ เชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าในพื้นที่อื่นๆ ในอนาคต
3. แนวทางการขายไฟฟ้าให้ประเทศเพื่อนบ้าน โดย เห็นควรให้ กฟผ. เป็นหน่วยงานหลักในการขายไฟฟ้าในปริมาณมากเนื่องจากมีผลต่อการส่งจ่ายไฟฟ้า ในประเทศไทย และการขายไฟฟ้าจากไทยให้ประเทศเพื่อนบ้านผ่านการเชื่อมโยงระบบจำหน่ายใน บริเวณจุดที่ใกล้กับเขตชายแดนของไทยในปริมาณไม่มาก เห็นควรให้ PEA เป็นผู้ดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2539 โดยควรมีการพิจารณาและวิเคราะห์ด้านเทคนิคในภาพความมั่นคงของประเทศ เพื่อกำหนดแผนกำลังผลิตและการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าซึ่งครอบคลุมทั้งขนาดของระบบ ส่ง ระบบปฏิบัติการและควบคุม ระบบป้องกัน และจุดส่งไฟฟ้าที่เหมาะสม รวมถึงหน่วยงานที่รับผิดชอบในการดำเนินการ เนื่องจากการขายไฟฟ้าในปริมาณมากจะมีผลกระทบต่อการผลิตและส่งจ่ายไฟฟ้าใน ประเทศ และมีการพิจารณาด้านราคาและเงื่อนไขการซื้อขายไฟฟ้าในประเด็น (1) ปริมาณและรูปแบบการซื้อขายไฟฟ้า (2) ระยะเวลาของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (3) ราคาซื้อขายไฟฟ้าที่เหมาะสม โดยให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง และคำนึงถึงต้นทุนการขยายระบบส่งไปยังชายแดนเพื่อขายไฟฟ้าให้ประเทศเพื่อน บ้าน และ (4) เงื่อนไขสัญญาการซื้อขายไฟฟ้า
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอแนวทางในการดำเนินการขายไฟฟ้าผ่านการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าระหว่าง ไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ให้ กพช. พิจารณา ดังนี้ (1) ให้ กฟผ. เป็นหน่วยงานหลักในการดำเนินการขายไฟฟ้าให้ประเทศเพื่อนบ้านผ่านการเชื่อม โยงระบบส่งไฟฟ้า (2) เห็นควรให้ PEA เป็นหน่วยงานหลักในการดำเนินการขายไฟฟ้าให้ประเทศเพื่อนบ้านในบริเวณหมู่ บ้านที่ใกล้กับเขตชายแดนของประเทศไทย ยกเว้น กรณีการขายไฟฟ้าในปริมาณมากให้ PEA หารือร่วมกับ กฟผ. เพื่อป้องกันมิให้กระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศไทย (3) เห็นชอบในหลักการให้ กฟผ./PEA สามารถพิจารณาราคาจำหน่ายกระแสไฟฟ้าให้แก่ประเทศเพื่อนบ้านในแต่ละจุดเป็น อัตราที่อยู่ในระดับเดียวกันกับอัตราที่จำหน่ายให้ผู้ใช้ไฟฟ้าในประเทศตาม โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ณ เวลานั้น รวมค่าชดเชยรายได้ต่อหน่วยจำหน่าย ทั้งนี้ ให้มีความยืดหยุ่นที่จะเจรจาและกำหนดรูปแบบราคาจำหน่ายไฟฟ้าในลักษณะที่อาจ แตกต่างจากโครงสร้างค่าไฟฟ้าของประเทศไทยได้ โดยยึดหลักการสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงและคำนึงถึงต้นทุนการปรับปรุงหรือการ สร้างระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าไปยังชายแดน และ (4) เห็นควรให้การดำเนินการขายไฟฟ้าผ่านการเชื่อมโยงระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า อยู่ภายใต้การพิจารณาของคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้า ระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน และให้คณะอนุกรรมการฯ รายงานผลการดำเนินงานต่อ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และ กพช. เพื่อทราบเป็นระยะๆ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการดำเนินการเพื่อขายไฟฟ้าให้กับประเทศเพื่อนบ้านผ่านการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้า ดังนี้
1. มอบหมายให้ กฟผ. เป็นหน่วยงานหลักในการดำเนินการขายไฟฟ้าให้ประเทศเพื่อนบ้านผ่านการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้า
2. มอบหมายให้ PEA เป็นหน่วยงานหลักในการดำเนินการขายไฟฟ้าให้ประเทศเพื่อนบ้านในบริเวณหมู่ บ้านที่ใกล้กับเขตชายแดนของประเทศไทย ยกเว้น กรณีการขายไฟฟ้าในปริมาณมากซึ่งอาจจะมีผลกระทบต่อระบบการผลิตและส่งไฟฟ้าใน ประเทศไทย ให้ PEA หารือร่วมกับ กฟผ. เพื่อป้องกันมิให้การขายไฟฟ้าให้ประเทศเพื่อนบ้านกระทบต่อความมั่นคงของระบบ ไฟฟ้าของประเทศไทย
3. เห็นชอบในหลักการให้ กฟผ./PEA สามารถพิจารณาราคาจำหน่ายกระแสไฟฟ้าให้แก่ประเทศเพื่อนบ้านในแต่ละจุดเป็น อัตราที่อยู่ในระดับเดียวกันกับอัตราที่จำหน่ายให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าในประเทศ ตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ณ เวลานั้น รวมค่าชดเชยรายได้ต่อหน่วยจำหน่าย ทั้งนี้ ให้มีความยืดหยุ่น ที่จะสามารถเจรจา และกำหนดรูปแบบราคาจำหน่ายไฟฟ้าในลักษณะที่อาจแตกต่างจากโครงสร้างค่าไฟฟ้า ของประเทศไทยได้ เช่น อาจกำหนดเป็นอัตราคงที่ (Flat Rate) เป็นต้น โดยให้คงยึดหลักการสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงและคำนึงถึงต้นทุนการปรับปรุงหรือ การสร้างระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าไปยังชายแดน
4. ให้การดำเนินการขายไฟฟ้าผ่านการเชื่อมโยงระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าอยู่ภาย ใต้ การพิจารณาของคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ ประเทศเพื่อนบ้าน ซึ่งจัดตั้งขึ้นภายใต้ กบง. และทั้งนี้ให้คณะอนุกรรมการฯ รายงานผลการดำเนินงานต่อ กบง. และ กพช. เพื่อทราบเป็นระยะๆ ต่อไป
เรื่องที่ 8 การปรับปรุงกระบวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ได้เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) เพื่อใช้เป็นราคาเริ่มต้นในการแข่งขันทางด้านราคา โดยทำการคัดเลือกจากข้อเสนอโครงการใหม่ที่เสนอส่วนลดสูงสุดของอัตรารับซื้อ ไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ในส่วนคงที่ (FiTF) ก่อน ตามข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 และให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 มกราคม 2558 และประกาศรับข้อเสนอขอขายไฟฟ้าภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ภายในไตรมาสแรกของปี 2558 และเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 กพช. ได้เห็นชอบให้เลื่อนกำหนดวันประกาศรับข้อเสนอขอขายไฟฟ้า FiT แบบ Competitive Bidding จากเดิมภายในไตรมาสแรกของปี 2558 เป็นภายในเดือนกรกฎาคม 2558 สำหรับพลังงานน้ำและขยะให้ดำเนินการรับซื้อด้วยวิธีอื่น
2. กพช. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 ได้เห็นชอบมาตรการพิเศษให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนจาก VSPP เชื้อเพลิงชีวมวล ขยะและก๊าซชีวภาพในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ในปริมาณกำลังผลิตติดตั้ง 50 เมกะวัตต์ ด้วยวิธีการแข่งขันด้านราคา โดยแบ่งเป็นเชื้อเพลิงชีวมวลและขยะ กำลังผลิตติดตั้งประมาณ 30 - 40 เมกะวัตต์ และเชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพกำลังผลิตติดตั้งประมาณ 10 - 20 เมกะวัตต์ และให้ กกพ. ไปออกประกาศรับข้อเสนอขอขายไฟฟ้าในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ฯ ตามมาตรการพิเศษดังกล่าว และได้เห็นชอบให้เลื่อนกำหนดวันประกาศรับข้อเสนอขอขายไฟฟ้า FiT แบบ Competitive Bidding จากเดิมที่กำหนดให้ดำเนินการภายในเดือนกรกฎาคม 2558 ออกไปก่อน และให้ กกพ. รับไปดำเนินการออกประกาศรับข้อเสนอขอขายไฟฟ้า FiT แบบ Competitive Bidding ให้แล้วเสร็จโดยเร็วต่อไป ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงประเภทขยะให้การรับซื้อไฟฟ้าสอดคล้อง และเป็นไปตาม Roadmap ของกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
3. กกพ. ได้กำหนดแนวทางการออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้า FiT แบบ Competitive Bidding เป็น 2 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 พื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา โดยแบ่งเป็น ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 10 เมกะวัตต์ และชีวมวล 36 เมกะวัตต์ และระยะที่ 2 พื้นที่ที่เหลือ จะดำเนินการภายหลังจากคัดเลือกโครงการพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นที่ ดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตรแล้วเสร็จ เนื่องจากจะทราบข้อมูลศักยภาพระบบไฟฟ้า (Grid capacity) จุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า/Feeder คงเหลือจากการรับซื้อโครงการพลังงานแสงอาทิตย์
4. กกพ. ได้จัดทำร่างประกาศ กกพ. เรื่องการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) ในแบบ Feed-in Tariff พ.ศ. 2558 ระยะที่ 1 สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภายใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา รวมทั้งร่างหลักเกณฑ์การคัดเลือกคำร้องและข้อเสนอขายไฟฟ้าแล้วเสร็จ และได้กำหนดวันจ่ายเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายใน 31 ธันวาคม 2560 โดยได้เปิดรับฟังความคิดเห็นผ่านทางเว็บไซต์ กกพ. 2 ครั้ง พบว่า การกำหนดวันจ่ายเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายใน 31 ธันวาคม 2560 มีความกระชั้นชิดเกินไป เนื่องจากมีระยะเวลาเหลืออยู่หลังจากการรับซื้อมีน้อยกว่าระยะเวลาปกติ ทำให้อาจไม่สามารถพัฒนาโครงการได้ภายในระยะเวลาที่กำหนด
5. กกพ. เห็นควรเสนอให้ กพช. พิจารณาขยายระยะเวลากำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์สำหรับการรับซื้อ ไฟฟ้าจากโครงการพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ภายใต้กลไกการแข่งขันราคา (Competitive Bidding) (ระยะที่ 1 และระยะที่ 2) จากเดิมที่ กพช. กำหนดไว้ภายในปี 2560 เป็นภายในปี 2561 เพื่อให้ผู้ยื่นข้อเสนอไฟฟ้าสามารถพัฒนาโครงการได้ตามที่กำหนด นอกจากนี้ยังสามารถเปิดรับซื้อในพื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือได้เพิ่มเติม หากมีการเปิดรับซื้อในปี 2561 ที่จะมี Grid capacity ครอบคลุมทั่วทุกภาคของประเทศ
6. กระทรวงพลังงาน พิจารณาตามข้อเสนอของ กกพ. แล้วเห็นว่า การประกาศรับข้อเสนอขอขายไฟฟ้า FiT แบบ Competitive Bidding ที่กำหนดไว้ภายในไตรมาสแรกของปี 2558 แต่เดิมนั้น ปัจจุบันคาดว่า กกพ. จะสามารถดำเนินการประกาศรับข้อเสนอขอขายไฟฟ้า FiT แบบ Competitive Bidding (ทั้งระยะที่ 1 และระยะที่ 2) ได้ภายในไตรมาสแรกของปี 2559 ซึ่งล่าช้าไป 1 ปี จึงเสนอความเห็น ดังนี้ (1) เห็นควรให้ขยายระยะเวลากำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์สำหรับการรับ ซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff ภายใต้กลไกการแข่งขันราคา (Competitive Bidding) (ระยะที่ 1 และระยะที่ 2) ตามที่ กพช. กำหนดไว้ภายในปี 2560 เป็นภายในปี 2561 (2) เห็นควรให้ กกพ. ดำเนินการประกาศรับข้อเสนอขอขายไฟฟ้า FiT แบบ Competitive Bidding (ทั้งระยะที่ 1 และระยะที่ 2) โดยใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ที่ กพช. ได้เห็นชอบไว้ในวันที่ 15 ธันวาคม 2557 (3) เห็นควรให้มีการทบทวนปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารายพื้นที่ใหม่ โดยอ้างอิงจากศักยภาพการรับซื้อไฟฟ้า (Grid capacity) ของปี 2561 ได้ ซึ่งทำให้มีศักยภาพและพื้นที่ที่รับซื้อไฟฟ้าได้เพิ่มเติมจากศักยภาพปี 2560 (4) เห็นควรให้ปรับปรุงลำดับความสำคัญการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เพื่อเร่งให้เกิดการลงทุนและสร้างประโยชน์ร่วมให้กับประชาชน ให้สามารถใช้ประโยชน์จากแหล่งวัตถุดิบ/พลังงานทดแทนที่มีในพื้นที่ได้อย่าง เต็มศักยภาพ เป็น ขยะ (ชุมชนและอุตสาหกรรม) พลังงานน้ำขนาดเล็ก ก๊าซชีวภาพจากน้ำเสีย/ของเสีย ชีวมวล ก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และพลังงานความร้อนใต้พิภพ ทั้งนี้ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงจากขยะ (ทั้งขยะชุมชนและขยะอุตสาหกรรม) และพลังงานน้ำขนาดเล็ก ให้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT โดยไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา(Competitive Bidding) นอกจากนี้การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงประเภทขยะให้การรับซื้อไฟฟ้าโดยให้ คำนึงถึงแต่ไม่จำกัดเฉพาะแผนแม่บทการจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย ของกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้มีการขยายระยะเวลากำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์สำหรับการ รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff ภายใต้กลไกการแข่งขันราคา (Competitive Bidding) (ระยะที่ 1 และระยะที่ 2) ตามที่ กพช. เคยกำหนดไว้เดิมภายในปี 2560 เป็นภายในปี 2561
2. เห็นชอบให้ กกพ. ดำเนินการประกาศรับข้อเสนอขอขายไฟฟ้า FiT แบบ Competitive Bidding (ทั้งระยะที่ 1 และระยะที่ 2) โดยใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ที่ กพช. ได้เห็นชอบไว้ในวันที่ 15 ธันวาคม 2557
3. เห็นชอบให้มีการทบทวนปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารายพื้นที่ใหม่ โดยอ้างอิงจากศักยภาพการรับซื้อไฟฟ้าของปี 2561 ได้ ซึ่งทำให้มีศักยภาพและพื้นที่ที่รับซื้อไฟฟ้าได้เพิ่มเติมจากศักยภาพปี 2560
4. เห็นชอบการปรับปรุงลำดับความสำคัญการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็น ดังนี้ (1) ขยะ (ชุมชนและอุตสาหกรรม) (2) พลังงานน้ำขนาดเล็ก (3) ก๊าซชีวภาพจากน้ำเสีย/ของเสีย (4) ชีวมวล (5) ก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน (6) พลังงานแสงอาทิตย์ (7) พลังงานลม และ (8) พลังงานความร้อนใต้พิภพ
5. เห็นชอบให้การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงจากขยะและพลังงานน้ำขนาดเล็ก ให้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT โดยไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) โดยให้ กกพ. เร่งดำเนินการออกประกาศรับซื้อและคัดเลือกโครงการไฟฟ้าจากขยะ (ชุมชนและอุตสาหกรรม) โดยคำนึงถึงแต่ไม่จำกัดเฉพาะแผนแม่บทการจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย ของกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
6. มอบหมายให้ กบง. ร่วมกับ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ตามความ เหมาะสม ยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้า (FiT) ที่หากจะมีการเปลี่ยนแปลงจะต้องนำเสนอ กพช.
เรื่องที่ 9 การปรับปรุงการมอบอำนาจในการดำเนินคดีทางปกครอง
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กพช. เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้มีมติมอบหมายให้ประธาน กพช. มีอำนาจแทน กพช. ในการลงนามในใบมอบอำนาจและเอกสารที่เกี่ยวข้องเพื่อแต่งตั้งให้พนักงาน อัยการดำเนินการแทน กพช. ในคดีต่างๆ ที่ กพช. ถูกฟ้องร้องทุกคดี ซึ่งปัจจุบัน กพช. ถูกฟ้องร้องต่อศาลปกครองหลายคดีและบางกรณีศาลปกครองได้กำหนดการไต่สวนในระยะ เวลากระชั้นชิดทำให้เกิดอุปสรรคในการรวบรวมข้อเท็จจริงสำหรับไปเสนอต่อศาล ปกครอง ดังนั้น เพื่อให้การดำเนินคดีปกครองเกิดประโยชน์ต่อทางราชการและมีความคล่องตัวมาก ยิ่งขึ้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้ปรับปรุงมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 โดยเห็นควรปรับปรุงการมอบอำนาจในการดำเนินคดีทางปกครองเป็นให้กรรมการและ เลขานุการ กพช. มีอำนาจทำการแทน กพช. ในกรณีดังกล่าวแทน และรวมทั้งให้มีอำนาจในการไปให้ถ้อยคำต่อศาล ทำคำชี้แจงข้อเท็จจริง หรือมอบหมายให้เจ้าหน้าที่ดำเนินการดังกล่าวแทน
2. สมาคมโรงไฟฟ้าชีวมวลและเครือข่ายร้องเรียนถึงความไม่เป็นธรรมจากมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่ให้ปรับเปลี่ยนมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในระบบ Adder เป็นระบบ Feed-in Tariff (FiT) ส่งผลกระทบต่อผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าชีวมวลกลุ่มที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ในรูปแบบ Adder (กลุ่มที่ 1 ตามมติ กพช.) เนื่องจากไม่สามารถเปลี่ยนเป็นระบบ Feed-in Tariff (FiT) ซึ่งผู้แทนสมาคมฯ มีข้อเสนอให้พิจารณาแก้ไขปัญหาของผู้ประกอบการที่ผลิตไฟฟ้าด้วยเชื้อเพลิงชี วมวลทุกรายที่รับค่าไฟฟ้าแบบ Adder มีสิทธิเปลี่ยนเป็นแบบ Feed-in Tariff (FiT) และขอให้นำข้อเสนอเสนอต่อ กพช. ในวันที่ 21 ธันวาคม 2558 เพื่อให้ กพช. พิจารณาแก้ไขปัญหา ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรมอบหมายให้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับข้อเสนอของสมาคมโรงไฟฟ้าชีวมวลฯ ไปศึกษาปัญหาข้อเท็จจริง ตลอดจนการชี้แจงทำความเข้าใจกับภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งหาแนวทางแก้ไขปัญหาต่อข้อร้องเรียนและข้อเสนอของสมาคมโรงไฟฟ้าชี วมวลฯ เพื่อให้ได้มาซึ่งข้อยุติร่วมกัน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 3/2549 (ครั้งที่ 106) วันที่ 4 กันยายน 2549 ซึ่งมอบหมายให้ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีอำนาจแทน กพช. ในการลงนามในใบมอบอำนาจและเอกสารที่เกี่ยวข้องเพื่อแต่งตั้งให้พนักงาน อัยการดำเนินการแทน กพช. ในคดีต่างๆ ที่ กพช. ถูกฟ้องร้องทุกคดี
2. เห็นชอบในการมอบอำนาจในการดำเนินคดีทางปกครอง โดยมอบหมายให้กรรมการและเลขานุการ กพช. มีอำนาจแทน กพช. ในการลงนามในใบมอบอำนาจและเอกสารที่เกี่ยวข้องเพื่อแต่งตั้งให้พนักงาน อัยการดำเนินการแทน กพช. ในคดีต่างๆ ที่ กพช. ถูกฟ้องร้องทุกคดี และรวมทั้งให้มีอำนาจในการไปให้ถ้อยคำต่อศาล ทำคำชี้แจงข้อเท็จจริง หรือมอบหมายให้เจ้าหน้าที่ดำเนินการดังกล่าวแทน โดยเมื่อมีการดำเนินการใดๆ แล้ว ให้นำกลับมารายงานให้ กพช. ทราบต่อไป ด้วย
3. มอบหมายให้ กบง. รับข้อเสนอของสมาคมโรงไฟฟ้าชีวมวลฯ ไปศึกษาปัญหาข้อเท็จจริง ตลอดจนการชี้แจงทำความเข้าใจกับภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง เพื่อหาแนวทางแก้ไขปัญหาต่อข้อร้องเรียนและข้อเสนอของสมาคมโรงไฟฟ้าชีวมวลฯ เพื่อให้ได้มาซึ่งข้อยุติร่วมกัน
กพช. ครั้งที 4 วันพฤหัสบดีที่ 17 กันยายน 2558
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2558 (ครั้งที่ 4)
วันพฤหัสบดีที่ 17 กันยายน 2558 เวลา 09.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1.แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015)
2.แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558 – 2579 (Oil Plan 2015)
3.แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 (Gas Plan 2015)
4.แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง
5.รายงานความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015)
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับกรอบระยะเวลาแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2555 - 2564 (Alternative Energy Development Plan: AEDP) ให้มีระยะเวลาสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) ซึ่งมีกรอบระยะเวลาเดียวกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (Power Development Plan: PDP 2015) และแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Plan: EEP 2015) คือ ระหว่างปี พ.ศ. 2558 – 2579
2. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 กพช. มีมติเห็นชอบ PDP 2015 ซึ่งได้วางแนวทางการจัดทำ AEDP 2015 ภายใต้แผน PDP 2015 ดังนี้ (1) ส่งเสริมพลังงานจากขยะ และตามด้วยพลังงานชีวภาพ ได้แก่ ชีวมวล และก๊าซชีวภาพ เป็นอันดับแรก (2) กำหนดเป้าหมายการพัฒนาพลังงานหมุนเวียนตามรายภูมิภาค หรือการ Zoning ให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าและศักยภาพพลังงานหมุนเวียน (3) ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าแสงอาทิตย์และลม เมื่อต้นทุนการผลิตสามารถแข่งขันได้กับการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติเหลวหรือ LNG ที่นำเข้าจากต่างประเทศ และส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าที่เกิดการสร้างชุมชนที่เข้มแข็ง และการลดการนำเข้าพลังงานจากฟอสซิล และ (4) ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนด้วยวิธีการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ตามแผน PDP 2015 โดยเพิ่มสัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้าด้วยพลังงานทดแทนจากร้อยละ 9 เป็นร้อยละ 20 ของปริมาณความต้องการไฟฟ้ารวมของประเทศในปี 2579 คิดเป็นกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรวมประมาณ 19,635 เมกะวัตต์ ต่อมาเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 กพช. มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (EEP 2015) ที่กำหนดเป้าหมายจะลดความเข้มของการใช้พลังงาน (Energy Intensity; EI) ต่อหน่วยผลิตภัณฑ์มวลรวมภายในประเทศ (GDP) ในปี 2579 จากเดิม ร้อยละ 25 เพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 30 เมื่อเทียบกับปี 2553 โดยมีเป้าหมายในภาคขนส่งร้อยละ 46 อาคารขนาดใหญ่ร้อยละ 34 ภาคอุตสาหกรรมร้อยละ 22 และอาคารขนาดเล็กและบ้านที่อยู่อาศัยร้อยละ 8
3. การจัดทำแผน AEDP 2015 มีการเปิดรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียผ่านการจัดสัมมนารับฟัง ความคิดเห็น “ทิศทางพลังงานไทย” ของกระทรวงพลังงาน ในช่วงเดือนสิงหาคม - กันยายน 2557 ใน 4 ภูมิภาค ได้แก่ ภาคเหนือ (จังหวัดเชียงใหม่) ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ (จังหวัดขอนแก่น) ภาคใต้ (จังหวัดสุราษฎร์ธานี) และส่วนกลาง (กรุงเทพมหานคร) ต่อมาเมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2558 กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้จัดสัมมนากลุ่มย่อย (Focus Group) เพื่อรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียต่อร่างแผน AEDP 2015
4. แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) สรุปได้ดังนี้
4.1 กำหนดเป้าหมายส่งเสริมพลังงานทดแทนแต่ละประเภท ดังนี้
(1) เพื่อการผลิตไฟฟ้า พิจารณาศักยภาพแหล่งพลังงานทดแทนคงเหลือที่ผลิตไฟฟ้าได้ ความต้องการใช้ไฟฟ้ารายสถานีของการไฟฟ้านครหลวงและการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ให้สอดคล้องกับการใช้ไฟฟ้าขั้นสุดท้ายของประเทศที่หักแผนการอนุรักษ์พลังงาน ออก ตามด้วยความสามารถของสายส่งในการรองรับไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานทดแทนรายสถานี ไฟฟ้าและรายปี จัดสรรการผลิตไฟฟ้ารายพื้นที่โดยจัดลำดับความสำคัญของเทคโนโลยีตามต้นทุนการ ผลิตไฟฟ้า ตามนโยบายการส่งเสริมของรัฐบาลและตามความสามารถในการรองรับของสายส่ง (2) เพื่อการผลิตความร้อน จากการทราบการคาดการณ์การใช้พลังงานเพื่อการผลิตความร้อนตามแผนอนุรักษ์ พลังงาน ศึกษาศักยภาพแหล่งพลังงานทดแทนคงเหลือของแต่ละเทคโนโลยี โดยประเมินจากส่วนที่เหลือของเป้าหมายการผลิตไฟฟ้า เพื่อส่งเสริมให้ผลิตพลังงานจากวัตถุดิบพลังงานทดแทนที่มีให้ได้เต็มตาม ศักยภาพตาม และ (3) เพื่อการผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพ ประเมินศักยภาพแหล่งพลังงานทดแทน จากปริมาณวัตถุดิบตามยุทธศาสตร์ของกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ คือ ยุทธศาสตร์สินค้าเกษตรเป็นรายพืชเศรษฐกิจ 4 สินค้า (Roadmap) ได้แก่ ข้าวโพดเลี้ยงสัตว์ มันสำปะหลัง ปาล์มน้ำมันและอ้อย โดยพิจารณาวัตถุดิบที่เหลือจากการบริโภคมาผลิตเป็นพลังงานร่วมกับผลการศึกษา ศักยภาพพื้นที่ที่เหมาะสมในการปลูกปาล์มเพื่อกำหนดเป้าหมายการผลิตเชื้อ เพลิงชีวภาพ พิจารณาความต้องการพลังงานในภาคขนส่ง (Demand) ได้แก่ ปริมาณความต้องการน้ำมันฟอสซิล น้ำมันเชื้อเพลิงชีวภาพ และความสามารถของเทคโนโลยียานยนต์ในการรองรับการผสมน้ำมันเชื้อเพลิงชีวภาพ ในสัดส่วนต่างๆ ที่สูงขึ้นรวมถึงผลกระทบต่อสมดุลการกลั่นน้ำมันดีเซลและน้ำมันเบนซินของ ประเทศด้วย4.2 ยุทธศาสตร์เพื่อส่งเสริมการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก ในปี 2558 – 2579 มีดังนี้ (1) ยุทธศาสตร์ที่ 1 การเตรียมความพร้อมด้านวัตถุดิบและเทคโนโลยีพลังงานทดแทน มีเป้าประสงค์ คือ การพัฒนาความสามารถในการผลิต บริหารจัดการวัตถุดิบ ด้วยเทคโนโลยีที่เหมาะสม แบ่งเป็น 4 กลยุทธ์ ได้แก่ พัฒนาวัตถุดิบทางเลือกอื่น และพื้นที่ที่มีศักยภาพเพื่อผลิตพลังงานทดแทน พัฒนาการรูปแบบการบริหารจัดการและการใช้วัตถุดิบพลังงานทดแทนให้มี ประสิทธิภาพ ส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีให้ที่เหมาะสมกับความสามารถการผลิตและการใช้ พลังงานทดแทน และปรับปรุงระบบโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการผลิตการใช้พลังงานทดแทนอย่าง เหมาะสม (2) ยุทธศาสตร์ที่ 2 การเพิ่มศักยภาพการผลิต การใช้ และตลาดพลังงานทดแทน มีเป้าประสงค์คือ การผลักดันความสามารถในการผลิตและความต้องการพลังงานทดแทน แบ่งเป็น 4 กลยุทธ์ ได้แก่ สนับสนุนครัวเรือนและชุมชนให้มีส่วนร่วมในการผลิตการใช้พลังงานทดแทน ส่งเสริมให้เกิดการลงทุนด้านพลังงานทดแทนอย่างเหมาะสมแก่ผู้ผลิตและผู้ใช้ ทั้งในและต่างประเทศ ส่งเสริมการลดต้นทุนการผลิต และเพิ่มประสิทธิภาพธุรกิจพลังงานทดแทน และพัฒนากฎหมายด้านพลังงานทดแทน พร้อมทั้งเร่งรัดการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายและกฎระเบียบเพื่อส่งเสริมการพัฒนา พลังงานทดแทนอย่างเหมาะสม (3) ยุทธศาสตร์ที่ 3 การสร้างจิตสำนึกและเข้าถึงองค์ความรู้ข้อเท็จจริงด้านพลังงานทดแทน มีเป้าประสงค์คือ การสร้างความตระหนักและความรู้ความเข้าใจต่อการผลิตการใช้พลังงานทดแทนอย่าง มีประสิทธิภาพและยั่งยืน แบ่งเป็น 4 กลยุทธ์ ได้แก่ ระบบสารสนเทศเพื่อบริหารจัดการฐานข้อมูลด้านพลังงานทดแทน เผยแพร่ ประชาสัมพันธ์ข้อมูลข่าวสาร องค์ความรู้และข้อมูลสถิติพลังงานทดแทน พัฒนาบุคลากรให้มีความรู้ความเข้าใจด้านพลังงานทดแทน เพื่อสร้างความสามารถในใช้ประโยชน์จากพลังงานทดแทนทั้งภาคทฤษฎีและภาค ปฏิบัติ และพัฒนาเครือข่ายด้านพลังงานทดแทนที่เกี่ยวข้อง และสนับสนุนการมีส่วนร่วมของเครือข่ายทั้งในระดับประเทศและในระดับนานาชาติ
5. สรุปแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015)
5.1 ผลรวมเป้าหมายตาม AEDP 2015 สรุปได้ดังนี้(1) เป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนเพื่อการผลิตไฟฟ้า
(2) เป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนเพื่อการผลิตความร้อน
(3) เป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนเพื่อการผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพ
(4) ผลรวมเป้าหมายตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ทั้งนี้ แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกควรมีการทบทวน เมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ใช้ดำเนินการต่อไป
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนฯ ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทุก 3 เดือน พร้อมทั้ง รับไปดำเนินการจัดทำแผนปฏิบัติการ (Action Plan) ของแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) ต่อไป
เรื่องที่ 2 แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558 – 2579 (Oil Plan 2015)
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศระยะยาว ปี พ.ศ. 2558 - 2579 มีวัตถุประสงค์เพื่อใช้กำหนดทิศทางการบริหารจัดการด้านน้ำมันเชื้อเพลิงให้ สอดคล้องกับเป้าหมายที่ระบุภายใต้แผนอนุรักษ์พลังงาน และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก โดยมีเป้าหมายเพื่อใช้เป็นกรอบการสำหรับการดำเนินนโยบายและการจัดทำแผนด้าน น้ำมันเชื้อเพลิงในอนาคตโดยคำนึงถึงสภาพแวดล้อมต่างๆ รวมถึงความเสี่ยงที่อาจเกิดขึ้นในอนาคตซึ่งอาจส่งผลกระทบทั้งทางตรงและทาง อ้อมต่อการพัฒนาด้านพลังงานของประเทศ โดยเป็นการบูรณาการระหว่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 – 2579 (EEP 2015) กับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) เริ่มกระบวนการจัดทำแผนจากการพยากรณ์ปริมาณความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง โดยตั้งอยู่บนพื้นฐานของข้อมูลปริมาณความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงเดียว กับแผนอนุรักษ์พลังงาน โดยให้นิยาม “น้ำมันเชื้อเพลิง” หมายความรวมถึง น้ำมันก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ใช้เป็นเชื้อเพลิง และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ และการจัดทำแผนจะมุ่งเน้นการบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง เนื่องจากเป็นภาคส่วนที่มีการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในสัดส่วนสูงที่สุด
2. จากแผนอนุรักษ์พลังงาน ในปี 2579 กรณีฐาน (Business as Usual: BAU) จะมีความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง 65,459 ktoe โดยได้กำหนดแนวทางมาตรการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง เป็น 4 กลุ่ม ได้แก่ กลุ่มที่ 1 กำกับราคาเชื้อเพลิงในภาคขนส่งให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง กลุ่มที่ 2 เพิ่มประสิทธิภาพการใช้เชื้อเพลิงในยานยนต์ กลุ่มที่ 3 ส่งเสริมการบริหารจัดการการใช้รถบรรทุกและรถโดยสาร และกลุ่มที่ 4 พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานคมนาคมขนส่ง จากผลการพยากรณ์ข้อมูลปริมาณ ความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้กำหนดเป็นหลักการจัดทำแผน 5 หลักการ ดังนี้
2.1 สนับสนุนมาตรการประหยัดน้ำมันเชื้อเพลิงในภาคขนส่งตามแผนอนุรักษ์พลังงาน โดยแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 กำหนดเป้าหมายที่จะลดความเข้มการใช้พลังงานลงร้อยละ 30 ในปี 2579 เมื่อเทียบกับปี 2553 หรือประมาณ 56,142 ktoe โดยมีมาตรการประหยัดพลังงานกับ 4 กลุ่มเศรษฐกิจ ได้แก่ ภาคขนส่ง ภาคอุตสาหกรรม อาคารธุรกิจขนาดใหญ่ และอาคารธุรกิจขนาดเล็กและบ้านอยู่อาศัย สำหรับ ในภาคขนส่งมีเป้าหมายการประหยัดพลังงานอยู่ที่ 30,213 ktoe ประกอบด้วย 11 มาตรการย่อย ดังนี้ (1) การสนับสนุนการใช้ยานยนต์ประหยัดพลังงาน (2) โครงการติดฉลากแสดงประสิทธิภาพพลังงาน ในยางรถยนต์ (3) การบริหารจัดการขนส่งเพื่อการประหยัดพลังงาน (4) การขับขี่เพื่อการประหยัด (5) เงินทุนหมุนเวียนเพื่อการอนุรักษ์พลังงานโดยบริษัทจัดการพลังงาน (6) อุดหนุนผลการประหยัดพลังงานสำหรั ภาคขนส่ง (SOP+DSM) (7) การพัฒนาระบบโครงสร้างพื้นฐานคมนาคมขนส่ง รถไฟฟ้าขนส่งมวลชน (8) การพัฒนาระบบโครงสร้างพื้นฐานคมนาคมขนส่ง รถไฟรางคู่ (9) เพื่อประสิทธิภาพการขนส่งน้ำมัน ของประเทศ โดยพัฒนาระบบขนส่งน้ำมันทางท่อ (10) ผลจากนโยบายราคาดีเซล และ (11) ผลจากรถไฟฟ้า2.2 บริหารจัดการชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม แบ่งเป็น (1) บริหารจัดการชนิดของเชื้อเพลิงให้เหมาะสมกับกลุ่มผู้ใช้ต่างๆ ได้แก่ ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) จากปริมาณการใช้ที่เพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องโดยที่ความสามารถในการผลิต LPG ในประเทศไม่เพียงพอ ทำให้ต้องนำเข้าจากต่างประเทศมากเกินความจำเป็น จึงกำหนดมาตรการด้านราคาโดยให้ราคาสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงจากทุกแหล่งจัดหา และพิจารณาการเก็บภาษีสรรพสามิตตามค่าความร้อนเทียบเท่าน้ำมันเบนซิน-แก๊สโซ ฮอล เพื่อลดการบิดเบือนกลไกตลาด ในส่วนก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) จากความต้องการในภาคอุตสาหกรรม ขนส่ง และภาคไฟฟ้า มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น ในอนาคตอาจต้องนำเข้าในรูปแบบ LNG (Liquefied Natural Gas) ซึ่งมีราคาสูงกว่า ก๊าซธรรมชาติในประเทศ จึงต้องกำหนดมาตรการด้านราคา ได้แก่ ปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุน ที่แท้จริง อุดหนุนราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะและรถบรรทุก และเก็บภาษีสรรพสามิตเช่นเดียวกับน้ำมันเชื้อเพลิงในภาคขนส่งชนิดอื่น ในส่วนมาตรการด้านสถานีบริการ ได้แก่ การสนับสนุนให้มีสถานีบริการเฉพาะตามแนวท่อก๊าซ และจัดตั้งศูนย์พักรถขนส่งสินค้าพร้อมสถานีบริการ (NGV Terminal Hub) รวมทั้งสนับสนุนให้ใช้ NGV เฉพาะในกลุ่มรถโดยสารสาธารณะและรถบรรทุก (2) การลดชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิง และการผลักดันให้มีการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงมาตรฐานเดียวกันและสอดคล้องกับ มาตรฐานภูมิภาคอาเซียน (Harmonisation of ASEAN Fuel Quality Standards: HAFQS) ได้แก่ ลดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิง ในกลุ่มแก๊สโซฮอล อี 10 โดยยกเลิกน้ำมันแก๊สโซฮอล อี 10 ออกเทน 91 เป็นลำดับแรก โดยจะต้องดำเนินการควบคู่ไปกับมาตรการด้านราคา คือ การปรับโครงสร้างราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล อี 10 ออกเทน 95 ให้สะท้อนต้นทุนการผลิต รวมทั้งกำหนดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอลชนิดต่างๆ ให้เหมาะสม นอกจากนี้ ยังต้องเตรียมความพร้อมการจัดหาน้ำมันเบนซินพื้นฐาน ตลอดจนประชาสัมพันธ์ให้ผู้บริโภคเลือกใช้น้ำมัน แก๊สโซฮอลตามศักยภาพของรถยนต์ และผลักดันให้มีการจัดตั้งคณะทำงานด้านการกำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อ เพลิงที่ใช้ในภาคการขนส่งของอาเซียน2.3 ปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม สอดคล้องกับต้นทุนและมีภาระภาษี ที่เหมาะสมระหว่างน้ำมันเชื้อเพลิงต่างชนิดและผู้ใช้ต่างประเภท เพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ได้แก่ (1) ปรับโครงสร้างราคาน้ำมัน โดยปรับอัตราภาษีสรรพสามิตของกลุ่มน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลให้ใกล้เคียง กันมากขึ้นอยู่ในช่วง 2.85 ถึง 5.55 บาทต่อลิตร ให้สะท้อนต้นทุนมลภาวะและถนนชำรุด กำหนดส่วนต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม และค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเบนซินและดีเซลโดยเฉลี่ยควรอยู่ในระดับที่ เหมาะสมและเป็นธรรม (2) ปรับโครงสร้างราคา LPG โดยกำหนดราคาต้นทุน LPG ให้สะท้อนต้นทุน ที่แท้จริงจากทุกแหล่งจัดหา และพิจารณาปรับอัตราภาษีสรรพสามิตตามค่าความร้อนเทียบเท่าน้ำมันเบนซิน-แก๊ส โซฮอล เพื่อลดการบิดเบือนกลไกตลาด และ (3) ปรับโครงสร้างราคา NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงและพิจารณาจัดเก็บภาษีสรรพสามิต2.4 ผลักดันการใช้เชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซลตามแผน AEDP ได้แก่ (1) มาตรการส่งเสริมการใช้เอทานอลในภาคขนส่ง โดยประชาสัมพันธ์สร้างความเชื่อมั่นในการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล อี 20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล อี 85 โครงการส่งเสริมการใช้รถยนต์และรถจักรยานยนต์ อี 85 ในส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ กำหนดส่วนต่างราคาน้ำมันแก๊สโซฮอลให้จูงใจ รวมทั้งการส่งเสริมด้านภาษีสำหรับยานยนต์ที่ใช้ เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงในสัดส่วนสูง (2) มาตรการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซลในภาคขนส่ง โดยส่งเสริมการใช้ บี 20 ในรถบรรทุกขนาดใหญ่เฉพาะกลุ่ม ใช้มาตรการทางภาษีเพื่อส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซลในสัดส่วนที่สูงขึ้นเพื่อรอง รับโครงสร้างภาษีรถยนต์ใหม่ด้วยเทคโนโลยี H-FAME2.5 สนับสนุนการลงทุนในระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิง ได้แก่ (1) สนับสนุนระบบ โลจิสติกส์ที่มีประสิทธิภาพโดยการพัฒนาระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อ ซึ่งกระทรวงพลังงานเปิดให้เอกชน เป็นผู้ดำเนินการพัฒนาโครงการก่อสร้างระบบท่อขนส่งน้ำมันไปยังภาคเหนือและ ภาคตะวันออกเฉียงเหนือเพื่อให้เกิดการแข่งขันอย่างเสรี การขอความร่วมมือจากหน่วยงานราชการให้การสนับสนุนโดยอนุญาตให้วางท่อขนส่ง น้ำมันในเขตที่ดินของหน่วยงานราชการนั้นๆ ได้ เช่น กรมทางหลวง กรมทางหลวงชนบท การรถไฟ แห่งประเทศไทย กรมชลประทาน และ กฟผ. เพื่อจูงใจให้เอกชนมาลงทุน การร่วมกับภาคเอกชนที่สนใจลงทุนพิจารณาแนวท่อน้ำมัน จุดตั้งคลังน้ำมัน และปริมาณการขนส่งน้ำมันผ่านท่อ การกำหนดให้มีหน่วยงานกำกับดูแลการประกอบกิจการท่อขนส่งน้ำมัน โดยปัจจุบัน กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลท่อขนส่งก๊าซธรรมชาติอยู่แล้ว ในปัจจุบัน จึงควรมอบให้มีหน้าที่ในการกำกับดูแลท่อขนส่งน้ำมันด้วย และ (2) การสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ โดยการศึกษาเพื่อกำหนดแนวทางการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์
3. กระทรวงพลังงานได้จัดประชุมรับฟังความคิดเห็นทั้งต่อผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย ที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินการตามแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิงทั้งใน ระดับกลุ่มย่อยและกลุ่มใหญ่ ดังนี้ (1) จัดประชุม รับฟังความคิดเห็นกับกลุ่มผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เมื่อเดือนเมษายน 2558 ในประเด็นของการกำหนดแนวทางการยกเลิกชนิดน้ำมันในกลุ่มเบนซิน-แก๊สโซฮอล และการจัดตั้งการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ (2) จัดประชุมรับฟังความคิดเห็นกับกลุ่มผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่ค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลวในภาคขนส่ง เมื่อเดือนเมษายน 2558 ในประเด็นของการกำหนดแนวทางการใช้ ก๊าซปิโตรเลียมเหลวในภาคขนส่ง (3) จัดประชุมรับฟังความคิดเห็นกับกลุ่มอุตสาหกรรมยานยนต์ เมื่อเดือนพฤษภาคม 2558 ในประเด็นของการกำหนดแนวทางการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ และ (4) จัดประชุมรับฟังความคิดเห็นร่างแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง เมื่อเดือนสิงหาคม 2558 กับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 สมาคมธุรกิจก๊าซรถยนต์ไทย สมาคมผู้ผลิตเอทานอลไทย สมาคมผู้ผลิตไบโอดีเซลไทย หน่วยงานภายในกระทรวงพลังงาน และหน่วยงานราชการอื่นที่เกี่ยวข้อง
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558 – 2579 (Oil Plan 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ทั้งนี้ ควรมีการทบทวนแผนฯ เมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องใช้ดำเนินการต่อไป
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนฯ ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทุก 3 เดือน
เรื่องที่ 3 แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 (Gas Plan 2015)
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 โดยเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 Rev.3) และให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับแผน PDP 2010 Rev.3 ต่อมากระทรวงพลังงานได้วางกรอบแผนบูรณาการพลังงานแห่งชาติระยะยาว ปี พ.ศ. 2558 - 2579 โดยจัดทำเป็น 5 แผนหลัก ได้แก่ (1) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) (2) แผนอนุรักษ์พลังงาน (EEP) (3) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) (4) แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas Plan) และ (5) แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง (Oil Plan)
2. การจัดทำแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas Plan 2015) ให้รองรับความต้องการใช้ ก๊าซธรรมชาติให้มีเพียงพอในอนาคต ได้วางเป้าหมายการดำเนินงาน 4 ด้านสำคัญ คือ (1) ลดการใช้ ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG (2) ยืดอายุแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติโดยกระตุ้นการสำรวจและพัฒนาแหล่งในประเทศและ การใช้เทคโนโลยี เพื่อรักษาระดับการจัดหาให้ยาวนานขึ้น (3) การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ และ (4) มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน ทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access; TPA) โดยการดำเนินงานข้างต้นจะส่งผลให้สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับต่อ ความต้องการ และลดการนำเข้า LNG ในอนาคตได้ (ณ ปลายแผน ปี 2579 ลดลงกว่า 25 ล้านตันต่อปี) จากแผนเดิมต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติ 100% ในรูปของ LNG เพื่อสนองต่อความต้องการใช้ในประเทศ เป็นปริมาณกว่า 47 ล้านตันต่อปี (ประมาณ 6,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) ในปี 2579 รวมทั้งวางกรอบแนวทางการจัดหาและบริหารจัดการ LNG ในอนาคตให้เกิดการแข่งขัน และเพื่อให้สอดคล้องกับแผน PDP 2015 จึงได้จัดทำแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ภายใต้แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 ใน 3 กรณี คือ
2.1 กรณีฐาน แบ่งเป็น (1) คาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ (กรณีฐาน) ความต้องการก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยยังคงขยายตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยใน 5 ปี ที่ผ่านมา (ปี 2553 - 2557) มีอัตราการขยายตัวเฉลี่ยอยู่ที่ร้อยละ 5.6 ต่อปี สำหรับในช่วง 10 ปีข้างหน้า ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ จะเพิ่มสูงขึ้นทั้งในภาคการผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่ง คาดว่าจะเพิ่มขึ้นจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต (ที่ค่าความร้อน 1,000 บีทียู ต่อ ก๊าซธรรมชาติ 1 ลูกบาศก์ฟุต) ในปี 2558 เป็น 5,099 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562 หรือคิดเป็นอัตราเติบโตเฉลี่ยร้อยละ 1.6 ต่อปี แต่ในระยะยาวคาดว่าลดลงมาอยู่ที่ระดับวันละ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579 เนื่องจากคาดว่าการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคไฟฟ้า จะลดลงจากนโยบายการกระจายเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และ (2) แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ (กรณีฐาน) ในปี 2557 ได้มีการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อสนองต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ รวมประมาณ 4,691 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยแบ่งออกเป็น การจัดหาจากแหล่งภายในประเทศทั้งบนบกและในทะเล (อ่าวไทย) รวมถึงพื้นที่พัฒนาร่วมระหว่างประเทศประมาณ 3,657 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือร้อยละ 78 ของการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งหมด การนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศเพื่อนบ้าน (สหภาพเมียนมา) ผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติประมาณ 843 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือร้อยละ 18 ของการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งหมด และการนำเข้า LNG ในปริมาณเทียบเท่าก๊าซธรรมชาติที่ 191 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือร้อยละ 4 ของการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งหมด แผนจัดหาก๊าซธรรมชาติได้พิจารณาถึงการจัดหาจากแหล่งปิโตรเลียม ในประเทศ โดยมาจากสัญญาฯ ที่มีในปัจจุบัน ทั้งแหล่งบนบก แหล่งในอ่าวไทย แหล่งในพื้นที่พัฒนาร่วมไทยมาเลเซีย จากแหล่งก๊าซธรรมชาติที่จะสิ้นสุดอายุสัมปทานในปี 2565 และ 2566 และพื้นที่ที่มีศักยภาพจากการเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ รวมทั้งการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากเมียนมาและการนำเข้า LNG2.2 กรณีที่ 2 (กรณีคิดความเสี่ยงด้านความต้องการใช้จากการชะลอโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน และความสำเร็จของการดำเนินงานตามแผน AEDP และ EEDP ทำได้ 70%) แบ่งเป็น (1) คาดการณ์ ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ (กรณีที่ 2) โดยคาดว่าความต้องการจะเพิ่มขึ้นจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2558 เป็น 5,528 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562 หรือคิดเป็นอัตราเติบโตเฉลี่ยร้อยละ 3.5 ต่อปี และในระยะยาวคาดว่าสูงขึ้นอีกเล็กน้อย มาอยู่ที่ระดับวันละ 5,658 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579 และ (2) แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ (กรณีที่ 2) ได้พิจารณาการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งปิโตรเลียมในประเทศ แหล่งในพื้นที่พัฒนาร่วมไทยมาเลเซีย จากแหล่งก๊าซธรรมชาติที่จะสิ้นสุดอายุสัมปทานในปี 2565 และ 2566 และพื้นที่ที่มีศักยภาพจากการเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ รวมทั้งการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากเมียนมาและการนำเข้า LNG2.3 กรณีที่ 3 (กรณีสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุในปี 2565 และ 2566 ผลิตไม่ต่อเนื่อง) แบ่งเป็น (1) คาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ (กรณีที่ 3) โดยคาดว่าความต้องการจะลดลงจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2558 เป็น 4,688 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562 เนื่องจากอัตราการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแปลงสัมปทานที่หมดอายุลดลงตั้งแต่ปี 2561 โดยเหตุผลเพราะผู้รับสัมปทานหยุดลงทุนในการเจาะหลุมและพัฒนาแท่นหลุมผลิต แต่หลังจากปี 2565 อัตราการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในอ่าวไทยจะเพิ่มขึ้นเมื่อมีการเปิดให้ ผู้รับสัมปทานรายใหม่เข้ามาดำเนินการ และการคาดการณ์การใช้ระยะยาวจะเป็นเหมือนกรณีฐาน คือ ความต้องการใช้อยู่ที่วันละ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579 และ (2) ประมาณการความต้องการ ก๊าซธรรมชาติรายภาค (กรณีสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุผลิตไม่ต่อเนื่อง) แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ (กรณีที่ 3) ได้พิจารณาถึงการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งปิโตรเลียมในประเทศ แหล่งในพื้นที่พัฒนาร่วมไทยมาเลเซีย จากแหล่งก๊าซธรรมชาติที่จะสิ้นสุดอายุสัมปทานในปี 2565 และ 2566 (ซึ่งไม่สามารถผลิตได้อย่างต่อเนื่อง ในกรณีนี้) และพื้นที่ที่มีศักยภาพจากการเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ รวมทั้งการจัดหา ก๊าซธรรมชาติจากประเทศเมียนมาและการนำเข้า LNG
3. แผนดำเนินงานเพื่อรองรับแผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติระยะยาว
3.1 ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG โดย (1) ส่งสัญญาณของราคา รวมถึงการปรับ Pool Pricing เพื่อให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายใหม่ๆ พิจารณาต้นทุนเศรษฐศาสตร์ของโครงการจากราคาก๊าซธรรมชาติที่อิงกับราคาก๊าซ LNG โดยแนวทางการปรับราคา Pool สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.)/คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) อยู่ในระหว่างดำเนินการศึกษา คาดว่าจะแล้วเสร็จภายในไตรมาส 1 ปี 2559 (2) ลดการพึ่งพาก๊าซธรรมชาติจากการกระจายเชื้อเพลิงตามแผน PDP 2015 ลดการพึ่งพาก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า โดยดำเนินการพัฒนาโรงไฟฟ้าตามแผน PDP 2015 เน้นเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากถ่านหินเทคโนโลยีสะอาด เพิ่มการจัดหาไฟฟ้าจากต่างประเทศเป็น 9,543 เมกะวัตต์ ในปี 2579 และการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผน AEDP เป็นร้อยละ 20 ของปริมาณความต้องการไฟฟ้ารวมของประเทศ 19,634 เมกะวัตต์ ในปี 2579 (3) เร่งมาตรการประหยัดพลังงานของก๊าซธรรมชาติเพื่ออุตสาหกรรมตามแผน EEP 2015 ใน 6 มาตรการสำคัญ คาดว่าจะสามารถลดการใช้ไฟฟ้าได้ทั้งสิ้น 89,672 ล้านหน่วย ในช่วงปี 2558 – 2579 และ (4) ส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติ (NGV) สำหรับรถยนต์ขนส่งสาธารณะและรถบรรทุก3.2 ยืดอายุแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติโดยกระตุ้นการสำรวจและพัฒนาแหล่งในประเทศและ การใช้เทคโนโลยี เพื่อรักษาระดับการจัดหาให้ยาวนานขึ้น ได้แก่ (1) การเปิดให้ยื่นขอสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ เพื่อสำรวจหาปิโตรเลียมอย่างต่อเนื่อง คาดว่ามีปริมาณสำรองประมาณ 0.3 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต และจากการประเมินเบื้องต้นคาดว่ามีปริมาณก๊าซธรรมชาติ 1 - 5 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต และน้ำมันดิบ 20 - 50 ล้านบาร์เรล และยังช่วยให้เกิดการลงทุนไม่น้อยกว่า 5,000 ล้านบาท (2) การบริหารจัดการสัญญาสัมปทานที่จะสิ้นสุด เพื่อรักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยให้คงที่อย่างต่อเนื่อง อยู่ระหว่างการพิจารณาหาแนวทางบริหารจัดการแปลงดังกล่าวให้เหมาะสมภายในกรอบ ระยะเวลา 1 ปี (3) บริหารจัดการแหล่งก๊าซในอ่าวไทย ในระยะสั้นจะร่วมกับ ปตท. จัดทำแผนการลดปริมาณ Bypass Gas ที่โรงแยกก๊าซเพื่อช่วยยืดอายุแหล่งผลิตแหล่งในประเทศและใช้ประโยชน์ก๊าซจาก อ่าวไทยให้ได้ประโยชน์สูงสุด ส่วนในระยะยาวจะสนับสนุนการพัฒนาแหล่งขนาดเล็กมาก (Marginal Field) และสนับสนุนการเพิ่ม Recovery Rate และ (4) พิจารณาพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติร่วมกับประเทศเพื่อนบ้าน3.3 การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ ได้แก่ (1) เพิ่มจำนวนผู้จัดหาและจำหน่ายเพื่อสร้างการแข่งขันภายในประเทศ จากแนวโน้มต้องการนำเข้า LNG ถึง 24 ล้านตันต่อปี ในระยะ 20 ปีข้างหน้า ตามสถิติประเทศที่มีการนำเข้า LNG มากกว่า 3.5 ล้านตันต่อปี จะมีผู้นำเข้ามากกว่า 1 ราย เพื่อสนับสนุนให้เกิดการแข่งขันในธุรกิจ LNG จึงต้องมีกรอบกฎหมายและการบริหารจัดการเพื่อรองรับการแข่งขันที่จะเกิดขึ้น โดยมีประเด็นพิจารณาที่สำคัญ คือ ปรับกลไกราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับตลาดใหม่จาก Pool Price เป็น LNG Market Price (อยู่ระหว่างดำเนินการศึกษาโดย สนพ./กกพ.) และกำหนดเงื่อนไข TPA สำหรับ LNG Terminal (2) เสริมสร้างความร่วมมือในการจัดหาก๊าซธรรมชาติระดับ AEC ผ่านทาง ASCOPE รวมทั้งพิจารณาจัดตั้ง AEC LNG Buyer Club และ (3) จัดตั้งสำนัก LNG เพื่อสนับสนุน และดูแลความเสี่ยงการจัดหา รวมถึงการจัดสร้างฐานข้อมูล และเครื่องมือการวิเคราะห์ในระยะ 20 ปีข้างหน้า รวมทั้งแนวนโยบายส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในด้านการจัดหา LNG ส่งผลให้จำนวนผู้จัดหาและผู้จำหน่ายเพิ่มขึ้นในอนาคต จึงต้องมีแนวทางกำกับด้านการจัดหาและบริหารจัดการ LNG ที่เหมาะสม3.4 มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขันทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access, TPA) โครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่และอยู่ระหว่างก่อสร้างอยู่ในปัจจุบัน (รับ LNG สูงสุดไม่เกิน 10 ล้านตันต่อปี) สามารถรองรับการจัดหา ก๊าซธรรมชาติโดยเฉพาะการนำเข้า LNG ได้จนถึงปี 2565 เพื่อให้สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติเพียงพอต่อความต้องการใช้ในอนาคต จึงจำเป็นต้องมีการวางแผนการลงทุนพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานต่างๆ ทั้งระบบท่อส่ง ก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG อย่างเหมาะสม
4. จากแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ทั้ง 3 กรณี แสดงว่า การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง ในประเทศมีแนวโน้มลดลงเนื่องจากปริมาณสำรองมีจำกัด โดยจะเริ่มลดลงตั้งแต่ปี 2567 อัตราการจัดหา ก๊าซธรรมชาติจากประเทศเมียนมามีแนวโน้มลดลงเช่นกัน คาดว่าเริ่มลดลงตั้งแต่ปี 2560 ส่งผลให้การจัดหา LNG นำเข้ามีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง คาดว่าจะอยู่ในช่วง 22 – 31 ล้านตันต่อปี ในปี 2579 จึงส่งผลกระทบต่อต้นทุนพลังงานของประเทศที่จะสูงขึ้น เนื่องจากโดยทั่วไปราคา LNG นำเข้า จะสูงกว่าราคา ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากแหล่งในประเทศค่อนข้างมาก สำหรับแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ได้จัดทำ ใน 3 กรณี ซึ่งกรณีฐานเป็นกรณีที่ใช้อ้างอิงสำหรับวางแผนการดำเนินงานในส่วนอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องต่อไป ดังนั้น กระทรวงพลังงานจำเป็นต้องดำเนินการโครงการสำคัญๆ ได้แก่ การสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหินเพื่อกระจายเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า แผน AEDP และแผน EEP การเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ การบริหารจัดการสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุ ฯลฯ ให้สำเร็จ รวมถึงการวางแผนพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา ก๊าซธรรมชาติและการนำเข้า LNG ในอนาคต
5. เมื่อวันที่ 9 กันยายน 2558 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีความเห็นว่าเห็นควรสนับสนุนแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว (พ.ศ. 2558 – 2579) เนื่องจากครอบคลุมการจัดหา ก๊าซธรรมชาติที่เพียงพอต่อปริมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติและสอดคล้อง กับ PDP 2015 และมีประเด็นเพิ่มเติมดังนี้ (1) ควรมีการบริหารจัดการความเสี่ยงในการจัดหา LNG โดยการเร่งรัดการก่อสร้างสถานีเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติ (สถานี LNG) และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเส้นที่ 5 เพื่อให้สามารถรองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติตามแผน PDP 2015 ได้ทันตามกำหนด และลดความเสี่ยงอันอาจเกิดขึ้นจากกรณีต่างๆ ได้แก่ กรณีภาครัฐไม่สามารถบริหารจัดการสัมปทานที่กำลังจะหมดอายุในปี 2565 และ 2566 ได้อย่างเหมาะสม หรือกรณีเกิดการชะลอโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน รวมทั้งกรณีการดำเนินงานไม่เป็นไปตามเป้าหมาย ทั้งจากแผน AEDP แผน EEP และการจัดหาไฟฟ้าจากต่างประเทศ (2) ควรมีการบริหารจัดการด้านผลกระทบด้านต้นทุนก๊าซธรรมชาติในภาพรวมของประเทศ จากการจัดหา LNG ที่เพิ่มมากขึ้นในอนาคต มีการกำกับดูแลด้านราคา LNG และให้มีหน่วยงานที่มีหน้าที่รับผิดชอบกำกับดูแลโดยตรง เพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อราคาค่าไฟฟ้าจนเป็นภาระของผู้ใช้ไฟฟ้ามากเกินไป (3) ควรสนับสนุนให้เกิดการแข่งขันในธุรกิจ ก๊าซธรรมชาติ โดยเปิดให้บุคคลที่สามสามารถใช้หรือเชื่อมต่อโครงสร้างพื้นฐานของกิจการก๊าซ ธรรมชาติ ในส่วนสถานี LNG และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างเต็มรูปแบบ ในการจัดทำแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง และแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว (พ.ศ. 2558 - 2579) ควรมีการบูรณาการทั้งในด้านความสามารถของระบบที่จะรองรับและกรอบระยะเวลาใน การจัดทำแผนทั้งสองฉบับให้มีความสอดคล้องกัน เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพและเกิดประโยชน์ต่อประเทศในภาพรวม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 (Gas Plan 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ทั้งนี้ ควรมีการทบทวนแผนฯ เมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องใช้ดำเนินการต่อไป
2. เห็นชอบกรอบหลักการการบริหารจัดการด้านการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ให้มีการแข่งขันเสรีและส่งเสริมการลงทุนด้านโครงสร้างพื้นฐานในอนาคต โดยเพิ่มจำนวนผู้จัดหาและจำหน่ายการเปิดให้บุคคลที่สามสามารถใช้หรือเชื่อม ต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจี (Third Party Access; TPA) และกำกับดูแลการจัดหา LNG ในระยะสั้น/ระยะยาว โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ร่วมกันศึกษาและจัดทำแนวทางการส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันเสรี และจัดทำแนวทางการกำกับดูแลด้านการจัดหา LNG ต่อไป
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนฯ ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทุก 3 เดือน
เรื่องที่ 4 แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 ในเรื่องแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015) และแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง โดยเห็นชอบโครงการลงทุนในระยะที่ 1 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Natural Gas Pipeline Network) (ส่วนที่ 1) โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป็นผู้ดำเนินการ จำนวน 3 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 13,900 ล้านบาท และเห็นชอบในหลักการสำหรับการดำเนินการลงทุนในระยะ ที่ 2 และ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) (ส่วนที่ 2) โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปศึกษารายละเอียดตามข้อเสนอแนะของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และนำผลการศึกษาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อให้ความเห็นชอบก่อนนำเสนอต่อ กพช. เพื่อทราบต่อไป
2. แผนระบบรับ-ส่งและโครงสร้างก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ประกอบด้วย โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Nature Gas Pipeline Network) และ โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้า ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) โดยได้มีการดำเนินการสรุปได้ ดังนี้
2.1 ปตท. ดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรี ในการลงทุนระยะที่ 1 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำนวน 3 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 13,900 ล้านบาท ประกอบด้วย (1) การปรับปรุงแท่นผลิต อุปกรณ์ และระบบท่อ เพื่อการรองรับการส่งก๊าซฯให้แก่โรงไฟฟ้าขนอมใหม่ เงินลงทุน 3,400 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2560 (2) โครงการระบบท่อส่งก๊าซฯในทะเล เชื่อมแหล่งอุบล (อ่าวไทย) เงินลงทุน 5,700 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2562 และ(3) โครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซฯ (Compressor) บนระบบท่อส่งก๊าซ วังน้อย-แก่งคอย เงินลงทุน 4,800 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 25622.2 คณะรัฐมนตรี อนุมัติในหลักการให้ ปตท. ดำเนินการศึกษารายละเอียดเพิ่มเติมและปรับปรุงโครงการฯให้สอดคล้องกับความ ต้องการในระยะยาว ซึ่งมีผลการดำเนินการ ดังนี้ (1) โครงข่ายระบบ ท่อส่งก๊าซฯในระยะที่ 2 (ช่วงปี 2558 -2564) จำนวน 2 โครงการ มีการปรับลดขนาดท่อส่งก๊าซฯ ลง โดยสามารถลดการลงทุนลงได้ 7,000 ล้านบาท ทำให้วงเงินลงทุนเหลือ 110,100 ล้านบาท และกำหนดแล้วเสร็จ ปี 2564 คือ โครงการระบบท่อส่งก๊าซฯ บนบกเส้นที่ 5 จากระยอง ไปยัง ระบบท่อส่งก๊าซฯไทรน้อย-โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ/พระนครใต้ ได้มีการลดขนาดท่อจาก 48 นิ้ว เหลือ 42 นิ้ว เงินลงทุนเหลือ 96,500 ล้านบาท และโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก จากสถานีควบคุมความดันก๊าซฯ ราชบุรี-วังน้อย ที่ 6 (RA#6) ไปยังจังหวัดราชบุรี ขนาดท่อ 30 นิ้ว เงินลงทุน 13,600 ล้านบาท (2) โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซฯในระยะที่ 3 (ช่วงปี 2564 -2570) จำนวน 2 โครงการ มีการเลื่อนเวลาดำเนินโครงการออกไป 6 – 10 ปี วงเงินการลงทุนรวม 12,000 ล้านบาท คือ (1) โครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซฯ(Compressor) บนระบบท่อส่งก๊าซฯ ราชบุรี-วังน้อย เงินลงทุน 5,500 ล้านบาท เลื่อนกำหนดเวลาแล้วเสร็จจากปี 2564 เป็นปี 2574 และ(2) โครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซฯ (Compressor) กลางทางบนระบบท่อส่งก๊าซฯบนบกเส้นที่ 5 (Onshore #5 Midline Compressor) เงินลงทุน 6,500 ล้านบาท เลื่อนกำหนดเวลาแล้วเสร็จจากปี 2564 เป็นปี 2570 แต่เนื่องจาก กฟผ. ได้มีการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) สำหรับจัดส่งก๊าซฯ ให้แก่โรงไฟฟ้าพระนครใต้ และโรงไฟฟ้าบางปะกง หากผลการศึกษาสามารถดำเนินการได้อย่างมีประสิทธิภาพ ปตท. อาจไม่มีความจำเป็นในการดำเนินโครงการในระยะที่ 3 เพื่อเพิ่มความดันในท่อก๊าซฯ และ (3) โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) จำนวน 2 โครงการ วงเงินการลงทุนรวม 65,500 ล้านบาท คือ โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง เงินลงทุน 38,500 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2565 และโครงการ Floating Storage and Regasification Unit: FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา) เงินลงทุน 27,000 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2567 โดยให้ไปศึกษาในรายละเอียดเพิ่มเติม
3. เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2558 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการลงทุน ในส่วนที่ 1 ระยะที่ 2 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการโครงการ จำนวน 2 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 110,100 ล้านบาท ให้เข้าระบบภายในปี 2564 (2) เห็นชอบให้เลื่อนโครงการลงทุนในระยะที่ 3 ออกไป 6 - 10 ปี สำหรับโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ จำนวน 2 โครงการ (ส่วนที่ 1 ระยะที่ 3) วงเงินลงทุนรวม 12,000 ล้านบาท โดยให้มีการติดตามและประเมินความจำเป็นของโครงการเป็นระยะ ๆ และ (3) ในส่วนของการลงทุนโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้า ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) (ส่วนที่ 2) 2 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 65,500 ล้านบาท มอบหมายให้กระทรวงพลังงานโดย สนพ. ชธ. ร่วมกับ กกพ. ปตท. และ กฟผ. ไปศึกษาเพิ่มเติมโดยให้คำนึงถึงแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในอนาคต อย่างใกล้ชิด แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. และ กพช. อีกครั้ง
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบโครงการลงทุนในส่วนที่ 1 ระยะที่ 2 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Natural Gas Pipeline Network) โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เป็นผู้ดำเนินการโครงการ จำนวน 2 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 110,100 ล้านบาท ให้เข้าระบบภายในปี 2564
2. เห็นชอบให้เลื่อนโครงการลงทุนในระยะที่ 3 ออกไป 6 - 10 ปี สำหรับโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ จำนวน 2 โครงการ (ส่วนที่ 1 ระยะที่ 3) วงเงินลงทุนรวม 12,000 ล้านบาท โดยให้มีการติดตามและประเมินความจำเป็นของโครงการเป็นระยะ ๆ
3. ในส่วนของการลงทุนโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติ เหลว (LNG Receiving Facilities) (ส่วนที่ 2) จำนวน 2 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 65,500 ล้านบาท มอบหมายให้กระทรวงพลังงานโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ร่วมกับ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ไปศึกษาเพิ่มเติมเพื่อให้สอดคล้องกับแนวนโยบายที่จะให้มีการเปิดเสรีกิจการ LNG โดยให้คำนึงถึงแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในอนาคตอย่างใกล้ชิด แล้วนำกลับมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานและคณะกรรมการนโยบายพลังงาน แห่งชาติอีกครั้ง
เรื่องที่ 5 รายงานความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2558 มีการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนในโครงการที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐแล้ว รวม 11,068 โครงการ รวมกำลังการผลิต ติดตั้ง 8,686 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น 3 ประเภท ได้แก่ (1) ประเภทที่โครงการขายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้า (COD) เรียบร้อยแล้ว 4,808 เมกะวัตต์ (2) ประเภทโครงการมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) และอยู่ระหว่างการดำเนินการ และ/หรือรอ COD รวม 2,933 เมกะวัตต์ และ (3) ประเภทที่โครงการได้รับตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้ ลงนามในสัญญา 945 เมกะวัตต์
2. ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบน หลังคา (Solar PV Rooftop) แบ่งเป็น (1) ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้า Solar PV Rooftop (200 เมกะวัตต์) ปัจจุบันมีการ รับซื้อไฟฟ้าจำนวน 2 รอบ จากโครงการ Solar PV Rooftop รอบปี 2556 และรอบปี 2558 รวม 10,038 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง ประมาณ 173 เมกะวัตต์ และมีปริมาณคงเหลือโดยประมาณ 27 เมกะวัตต์ (2) การรับซื้อไฟฟ้า Solar PV Rooftop รอบปี 2556 โดยปัจจุบันมีการรับซื้อไฟฟ้ารวม 2,705 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 111 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นโครงการที่ COD แล้ว 1,047 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 82 เมกะวัตต์ และโครงการที่มีสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า (PPA) และอยู่ระหว่างรอ COD 1,658 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 29 เมกะวัตต์ โดยมีกำหนด COD ภายในเดือนมิถุนายน 2558 และ (3) การรับซื้อไฟฟ้า Solar PV Rooftop รอบปี 2558 (ประเภทบ้านอยู่อาศัย)ปัจจุบันมีการรับซื้อไฟฟ้ารวม 7,333 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 62 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นโครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) และอยู่ระหว่างรอ COD 1,201 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 9 เมกะวัตต์ และโครงการที่ตอบรับซื้อแล้ว และยังไม่มาทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 6,132 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 53 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ มติ กพช. ได้กำหนดกรอบระยะเวลาจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) ของโครงการกลุ่มดังกล่าวภายในเดือนธันวาคม 2558
3. ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบน พื้นดิน สำหรับ ผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) เดิม รวมทั้งสิ้น 171 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 984 เมกะวัตต์ ปัจจุบันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้ว 2 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 16 เมกะวัตต์ โครงการที่มี PPA แล้วและอยู่ระหว่างรอ COD 168 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 967 เมกะวัตต์ และโครงการที่มีการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วและยังไม่ได้ลงนาม PPA 1 ราย กำลังผลิตติดตั้งประมาณ 1 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ จากการพิจารณาออกใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงานต่างๆ พบว่ามีหลายโครงการประสบปัญหาเรื่องการประกาศ ผังเมืองรวม ทำให้ไม่สามารถสร้างโรงไฟฟ้าได้ภายหลังการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว
4. การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนด้วยวิธีการคัดเลือกโดยการแข่งขันทาง ด้านราคา (Competitive Bidding) เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าของกระทรวงพลังงาน ในปี 2559 - 2560 ไม่มีเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการ Solar สำหรับหน่วยงานราชการฯ ในพื้นที่ภาคใต้ ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 เรื่อง มาตรการพิเศษส่งเสริมโรงไฟฟ้าชีวมวลและก๊าซชีวภาพในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา กกพ. จึงเห็นควรเปิดรับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT Bidding ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลาโดยไม่ต้องรอให้การคัดเลือกโครงการ Solar สำหรับหน่วยงานราชการฯ แล้วเสร็จ ซึ่งหลังจากที่คัดเลือกเจ้าของโครงการ Solar สำหรับหน่วยงานราชการฯ แล้วเสร็จ จึงจะพิจารณาเปิดรับซื้อไฟฟ้า FiT Bidding ในพื้นที่อื่นๆ ในประเทศต่อไป ทั้งนี้ การรับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT Bidding มีเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ และชีวมวล ประมาณ 600 เมกะวัตต์ จะเปิดการรับซื้อไฟฟ้าเป็น 2 ระยะ ดังนี้
4.1 ระยะที่ 1 ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา รับซื้อตามปริมาณกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 46 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ และชีวมวลไม่เกิน 36 เมกะวัตต์ ในพิจารณารับซื้อจะดำเนินการแยกประเภทเชื้อเพลิงในการรับซื้อตามลำดับความ สำคัญของเชื้อเพลิงที่กระทรวงพลังงานกำหนดไว้ โดยจะรับข้อเสนอและคัดเลือกประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ให้แล้วเสร็จ แล้วจึงเปิดประกาศรับซื้อและคัดเลือกประเภทชีวมวล ดังนี้ (1) ประเภท ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) เปิดให้ยื่นข้อเสนอขอขายไฟฟ้าในช่วงวันที่ 19 – 22 ตุลาคม 2558 การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคและผู้ที่ได้รับคัดเลือกลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายใน เดือนกุมภาพันธ์ 2559 และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในปี 2560 และ (2) ประเภทชีวมวล เปิดให้ยื่นข้อเสนอขอขายไฟฟ้าในช่วงวันที่ 30 พฤศจิกายน – 4 ธันวาคม 2558 การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคและผู้ที่ได้รับคัดเลือกลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายใน เดือนเมษายน 2559 และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในปี 25604.2 ระยะที่ 2 การรับซื้อไฟฟ้าในพื้นที่อื่นๆ ยกเว้น 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอ ในจังหวัดสงขลา กำหนดเป้าหมายการรับซื้อตามกำลังผลิตติดตั้งประมาณ 554 เมกะวัตต์ โดยจะออกประกาศรับซื้อต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 เห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้ง บนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FiT 5.66 บาท ต่อหน่วย และเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 กพช. เห็นชอบให้ขยายวัน SCOD ของโครงการฯ จากสิ้นเดือนธันวาคม 2558 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ต่อมาเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 กพช. รับทราบร่างหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการ การกลั่นกรองและคัดเลือกโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบน พื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ตามที่คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ ความเห็นชอบและมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป รวมทั้งเห็นชอบการเลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ หรือ SCOD ของโครงการฯ ออกไปจากเดิมภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 เป็นให้มีการทยอยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์เป็นระยะๆ โดยกำหนด SCOD ครั้งแรกภายในวันที่ 30 กันยายน 2559 สำหรับพื้นที่ที่มีความพร้อมด้านระบบส่งไฟฟ้า และไม่เกินภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 สำหรับพื้นที่ที่เหลือ และให้ปรับปรุงการกำหนดเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามกลุ่มเป้าหมายให้ ชัดเจน เช่น 400 เมกะวัตต์ สำหรับกลุ่มสหกรณ์ภาคการเกษตร และอีก 400 เมกะวัตต์ สำหรับหน่วยงานราชการ หรือกลุ่มละประมาณกึ่งหนึ่งของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าโดยรวมของโครงการ
2. เมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2558 กกพ. ได้เห็นชอบระเบียบคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้ง บนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร โดยมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 14 มีนาคม 2558 ต่อมาเมื่อวันที่ 19 สิงหาคม 2558 ได้เห็นชอบร่างประกาศ กกพ. เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร และร่างหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการ การกลั่นกรอง และคัดเลือก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วย งานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร และให้สำนักงาน กกพ. ไปปรับปรุงแก้ไขให้สอดคล้องกับ มติ กพช. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 โดยได้กำหนดการรับซื้อเป็น 2 ระยะ ระยะที่ 1 กำหนดจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ไม่เกินวันที่ 30 กันยายน 2559 (กฟน. 200 เมกะวัตต์ กฟภ. 389 เมกะวัตต์ และกิจการไฟฟ้า สัมปทานกองทัพเรือ 11 เมกะวัตต์) และระยะที่ 2 กำหนด SCOD ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2561 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2561 และเปิดรับฟังความคิดเห็นผ่านทางเว็บไซต์และเอกสาร ระหว่างวันที่ 25 ถึงวันที่ 31 สิงหาคม 2558 และต่อมาประธาน กกพ. ได้ลงนามในระเบียบและประกาศฯ ทั้ง 2 ฉบับ เมื่อวันที่ 14 กันยายน 2558 แต่ยังมิได้เผยแพร่เป็นการทั่วไปอย่างเป็นทางการ
3. กกพ. ได้ยกร่างหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์และความสามารถรอง รับของระบบส่ง ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 และข้อมูลเป้าหมายการรับซื้อในแต่ละเชื้อเพลิงและพื้นที่ใช้ประโยชน์ ซึ่งได้รับจากกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และได้พิจารณาประเด็นเพิ่มเติม ดังนี้ (1) ความสามารถของระบบส่งและการกระจายโอกาสให้ทั่วถึง โดยแบ่งการรับซื้อเป็นสองระยะ คือ ระยะที่ 1 พิจารณาตามศักยภาพของสายส่ง (Grid Capacity) ที่มีอยู่ ซึ่งในปี 2559 สายส่งในภาคตะวันออกเฉียงเหนือไม่สามารถรองรับการซื้อไฟฟ้าได้ เมื่อ กฟผ. ได้ก่อสร้างสายส่งเพิ่มเติมแล้วเสร็จในปี 2561 จึงเปิดรับซื้อในระยะที่ 2 ได้ทุกพื้นที่ทั่วประเทศ โดยเฉพาะในภาคตะวันออกเฉียงเหนือ สำหรับในเขตนครหลวง (กรุงเทพฯ นนทบุรี สมุทรปราการ) หากยังไม่สามารถรับซื้อได้เต็มตามเป้าหมายในระยะที่ 1 สามารถจัดสรรปริมาณรับซื้อส่วนที่เหลือไปยังส่วนภูมิภาคในระยะสองต่อไปได้ (2) ความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและการจัดสรรเชื้อเพลิง หากมีนโยบายเร่งดำเนินการรับซื้อให้ครบ 800 เมกะวัตต์ ในระยะเดียว จะส่งผลกระทบต่อศักยภาพของสายส่ง (Grid) เนื่องจากจะถูกจัดสรรให้พลังงานแสงอาทิตย์เป็นส่วนใหญ่ไม่สอดคล้องกับแผน พัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) มีการกระจายการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงต่างๆ ในแต่ละภาคไม่ทั่วถึง โดยเฉพาะภาคตะวันออกเฉียงเหนือจะไม่ได้รับจัดสรร รวมทั้งหากรับซื้อจากพลังงานแสงอาทิตย์ซึ่งเป็นแหล่งเชื้อเพลิงที่ไม่เสถียร ในปริมาณทั้งหมดในระยะเดียวจะส่งผลกระทบต่อความมั่นคงระบบไฟฟ้า (3) ความจำเป็นในการจัดสรรสายส่งไฟฟ้าสำหรับเชื้อเพลิงชีวมวล และชีวภาพ โดย กพช. ได้กำหนดให้รับซื้อไฟฟ้าแบบ Competitive Bidding ตามศักยภาพของระบบส่งไฟฟ้า และมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2560 ซึ่งจะต้องมีสายส่งรองรับตามแผนการรับซื้อไฟฟ้า อย่างไรก็ตามการก่อสร้างโรงไฟฟ้าชีวมวล ชีวภาพ ต้องใช้ระยะเวลานาน ผู้ประกอบการจึงจำเป็นต้องทราบเป้าหมายและระยะเวลาการรับซื้อล่วงหน้าทำให้ ต้องจัดสรรสายส่งให้โรงไฟฟ้าชีวมวล ชีวภาพดังกล่าวล่วงหน้า เพื่อให้ จ่ายไฟฟ้าได้ทันตามกำหนดในปี 2560
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ ขอให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับข้อสั่งการของประธานฯ ไปประกอบการดำเนินการ ที่เกี่ยวข้องต่อไป
กพช. ครั้งที 3 วันพฤหัสบดีที่ 13 สิงหาคม 2558
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2558 (ครั้งที่ 3)
วันพฤหัสบดีที่ 13 สิงหาคม 2558 เวลา 09.00 น.
1.รายงานความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
2.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2557
3.รายงานการจัดหาและนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
4.แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (Energy Efficiency Plan: EEP 2015)
5.ขอเลื่อนวัน SCOD โครงการการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร
6.มาตรการพิเศษส่งเสริมโรงไฟฟ้าชีวมวล ขยะ และก๊าซชีวภาพในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา
8.การทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558
9.ข้อเสนอให้โครงการห้วยลำพันใหญ่ที่ สปป. ลาว เป็นส่วนหนึ่งของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสด
10.ร่าง สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท Shell Eastern Trading (PTE) LTD และ บริษัท BP Singapore PTE. Limited
11.การขยายระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อไปยังภาคเหนือและภาคตะวันออกเฉียงเหนือ
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 รายงานความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 และ เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 ได้เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) โดยให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติด ตั้งบนพื้นดินสำหรับที่พักอาศัย และแบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าในระบบส่วนเพิ่มราคารับ ซื้อไฟฟ้า (Adder) เดิม และให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ดังนี้ (1) แบบติดตั้งบนพื้นดิน ให้รับซื้อไฟฟ้าครอบคลุมปริมาณไฟฟ้าที่ได้ยื่นข้อเสนอไว้แล้ว 1,054 เมกะวัตต์ อัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย และ (2) แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) ให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการขนาดเล็กสำหรับที่พักอาศัยขนาดไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ เพิ่มอีก 69.36 เมกะวัตต์ (ให้ครบ 100 เมกะวัตต์) อัตรา FiT 6.85 บาทต่อหน่วย กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 และให้ขยายเวลาจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ สำหรับ Solar PV Rooftop ที่ผูกพันกับภาครัฐแล้ว 130.64 เมกะวัตต์ เป็นภายในเดือนมิถุนายน 2558 ต่อมาเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 กพช. ได้เห็นชอบให้เลื่อนกำหนดวันประกาศรับข้อเสนอขอขายไฟฟ้าภายใต้กลไกการแข่ง ขันด้านราคา (Competitive Bidding) จากเดิมภายในไตรมาสแรกของปี 2558 เป็นภายในเดือนกรกฎาคม 2558 แต่สำหรับพลังงานน้ำและขยะให้ดำเนินการรับซื้อด้วยวิธีอื่น
2. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2558 มีการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนในโครงการที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐแล้ว รวม 9,844 โครงการ รวมกำลังการผลิต ติดตั้ง 8,684 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น 3 ประเภท ได้แก่ (1) ประเภทที่โครงการขายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้า (COD) เรียบร้อยแล้ว 4,766เมกะวัตต์ (2) ประเภทโครงการมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) และอยู่ระหว่างการดำเนินการ และ/หรือรอ COD รวม 2,438 เมกะวัตต์ และ (3) ประเภทที่โครงการได้รับตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้ลงนามในสัญญา 1,479 เมกะวัตต์
3. สำหรับความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์นั้น สามารถแบ่งเป็นโครงการต่าง ๆ ได้ 2 โครงการ ได้แก่ (1) โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา หรือ Rooftop (รอบปี 2556 และปี 2558) ปัจจุบันรับซื้อไฟฟ้ารวม 8,811 ราย รวมกำลังการผลิตติดตั้ง 167 เมกะวัตต์ จากเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้า 200 เมกะวัตต์ (2) โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในระบบ Adder เดิม (ซึ่งไม่เป็นทางการมักเรียกว่า “โครงการโซลาร์-ล้างท่อ”) ปัจจุบันมีโครงการที่ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้ว และอยู่ระหว่างการเร่งรัดก่อสร้างและรอ COD รวม 100 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 584 เมกะวัตต์ ในขณะที่มีโครงการอีกบางส่วนที่ยังอยู่ในขั้นตอนการตอบรับซื้อไฟฟ้า 71 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 399 เมกะวัตต์ โดยกระทรวงพลังงานคาดว่าทั้ง 171 โครงการ กำลังผลิตติดตั้งรวม 983 เมกะวัตต์ จะสามารถขายไฟฟ้าเข้าระบบตามกำหนดการถึงภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2558
4. ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ด้วยวิธีการประมูลแข่งขัน (Competitive Bidding) เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2558 กกพ. ได้ออกระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ Feed-in Tariff (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) พ.ศ. 2558 และประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2558 ต่อมา กกพ. ได้จัดทำหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนด้วยวิธีการประมูลแข่ง ขัน โดยมีกระบวนการรับฟังความคิดเห็นผ่านทางเว็บไซต์ของสำนักงาน กกพ. ในช่วงวันที่ 26 มิถุนายนถึง 10 กรกฎาคม 2558 รวมทั้งได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นเฉพาะกลุ่ม (Focus Group) จากผู้มีส่วนได้เสียเมื่อวันที่ 9 กรกฎาคม 2558 ทั้งนี้จากการดำเนินการพบประเด็นปัญหาหลายประการ เช่น ข้อจำกัดของสายส่ง ปัญหาผังเมือง และการแย่งซื้อเชื้อเพลิงโดยเฉพาะชีวมวล ซึ่งกระทรวงพลังงานจะดำเนินการเพื่อแก้ไขปัญหาดังกล่าว รวมถึงประเด็นโครงการค้างท่อต่างๆ ต่อไป รวมทั้ง ทำให้เกิดการเปลี่ยนผ่านจากระบบ FiT คงที่ไปสู่ระบบ FiT Bidding สำหรับโครงการประเภทพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินในอนาคต
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2557
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ตามระเบียบ กพช. ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 กำหนดให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำ งบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่น ปิโตรเลียม เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และ กพช. เพื่อทราบ ซึ่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ในการประชุมเมื่อวันที่ 31 มีนาคม 2558 มีมติรับทราบและเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2557 และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ เมื่อวันที่ 7 พฤษภาคม 2558
2. ในปีงบประมาณ 2557 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินให้หน่วยงานในกระทรวงพลังงาน ได้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน สนพ. กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน รวมเป็นเงิน 17,976,040 บาท แบ่งเป็น สนับสนุนเงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม 12,671,740 บาท การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา 4,664,300 บาท และค่าใช้จ่ายบริหารงาน 640,000.00 บาท โดยเมื่อสิ้นปีงบประมาณ 2557 มีการเบิกจ่ายไปแล้ว 208,145.42 บาท เป็นค่าใช้จ่ายในหมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน สำหรับหมวดรายจ่ายอื่นๆ เนื่องจากการอนุมัติคำขอรับการสนับสนุนปีงบประมาณ 2557 ล่าช้ากว่ากำหนด ดังนั้น ณ วันที่ 30 กันยายน 2557 จึงยังไม่มีการเบิกจ่าย
3. รายงานสถานะเงินกองทุน ณ วันที่ 30 กันยายน 2557 (1) งบแสดงฐานะการเงิน ปีงบประมาณ 2557 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ 449.351 ล้านบาท หนี้สินรวมของกองทุน 0.086 ล้านบาท และสินทรัพย์สุทธิ/ส่วนทุน 449.264 ล้านบาท และ (2) งบแสดงผลการดำเนินงาน ปีงบประมาณ 2557 รายได้รวมจากการดำเนินงาน 19.311 ล้านบาท ค่าใช้จ่ายรวม 16.561 ล้านบาท และรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 2.749 ล้านบาท ทั้งนี้ ผลการดำเนินงานในปีงบประมาณ 2557 กองทุนฯ มีสัดส่วนของรายได้ลดลง เนื่องจากรายได้ดอกเบี้ยลดลง และค่าใช้จ่ายเพิ่มขึ้น เนื่องจากมีรายจ่ายผูกพันของปีงบประมาณ 2556 ที่นำมาเบิกจ่ายในปีงบประมาณ 2557 แต่ผลการดำเนินงานในภาพรวมยังคงมีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ จำนวน 2,749,798.11 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานการจัดหาและนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 เห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ระยะสั้นและระยะยาว โดยปี 2554 - 2557 ให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดหา LNG ได้เองด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ในปริมาณไม่เกินแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว และตั้งแต่ปี 2558 ให้ ปตท. จัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว โดยให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี เพื่อให้ความเห็นชอบหลังจากการเจรจาสัญญามีข้อยุติ และหากจำเป็นต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ให้ ปตท. ดำเนินการได้เอง โดยราคา LNG ต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตาประเภท 2% ซัลเฟอร์ (2%S) (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) ที่ประกาศโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) หากเป็นการจัดหาในกรณีอื่นๆ มอบหมาย สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เป็นผู้พิจารณาอนุมัติการจัดหาระยะสั้น โดยทั้งหมดนี้ได้กำหนดให้ ปตท. นำเสนอผลการจัดหาต่อ กพช. เพื่อทราบ เป็นระยะ ๆ ต่อไป
2. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 เห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว และเห็นชอบสัญญาซื้อขาย LNG ด้วยสัญญาระยะยาว 20 ปี กับ Qatargas ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบตั้งแต่ปี 2558 รวมทั้ง เห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ระยะยาว โดยให้ ปตท. จัดหาและนำเข้า LNG ตามแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติฯ ในรูปแบบสัญญาระยะยาว และส่วนที่เหลือจะจัดหาในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น โดยต้องไม่เกินแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว
3. การจัดหาและนำเข้า LNG ปี 2554 - 2557 เป็นไปตามแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติฯ ที่เห็นชอบให้ ปตท. จัดหา LNG ตั้งแต่ปี 2554 - 2557 ในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือ สัญญาระยะสั้น ในปริมาณ 0.5 1.0 2.4 และ 3.5 ล้านตัน ตามลำดับ โดยตั้งแต่ปี 2554 - 2557 ปตท. ได้จัดหาและนำเข้า LNG ในปริมาณ 0.7 ล้านตัน (นำเข้าสูงกว่าแผน เนื่องจากมีอุบัติเหตุท่อส่งก๊าซฯ ในทะเลรั่ว) 0.98 1.41 และ 1.34 ล้านตัน ตามลำดับ ซึ่งการรายงานการจัดหา LNG ในช่วงระยะเวลานี้ได้เคยรายงานให้ กพช. ทราบด้วยแล้ว (เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557)
4. ต่อมาในปี 2558 ปตท. เริ่มนำเข้า LNG แบบสัญญาระยะยาวเป็นเที่ยวเรือแรกจากบริษัท Qatargas ภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระยะยาว ปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี เป็นเวลา 20 ปี แต่ก็ยังมีการนำเข้า LNG ในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น โดยคาดว่าจะมีปริมาณการนำเข้า LNG รวมในปี 2558 ประมาณ 2.60 ล้านตัน ดังนี้ (1) วันที่ 1 มกราคมถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2558 มีการนำเข้า LNG ปริมาณ 1,319,094 ตัน รวม 16 เที่ยวเรือ จากสัญญาระยะยาว (Qatargas) 11 เที่ยวเรือ ปริมาณ 1,001,229 ตัน และจากสัญญาระยะสั้นและ/หรือ Spot จำนวน 5 เที่ยวเรือ ปริมาณ 317,866 ตัน และ (2) วันที่ 1 กรกฎาคม ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2558) คาดว่าจะนำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะยาว 11 เที่ยวเรือ ประมาณ 990,128 ตัน และจะจัดหา LNG ด้วยสัญญา Spot 4 เที่ยวเรือ ประมาณ 273,189 ตัน โดยแผนการจัดหา Spot LNG อาจเปลี่ยนแปลงได้ตามความต้องการใช้ก๊าซในขณะนั้น ๆ
5. สำหรับในช่วงปี 2559 - 2561 คาดว่าจะมีความต้องการ LNG ประมาณ 4.8 - 7.8 ล้านตันต่อปี ทั้งนี้ ปัจจุบันมีสัญญาระยะยาวจาก Qatargas เพียง 2 ล้านตันต่อปี ทำให้จำเป็นต้องจัดหาสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม ซึ่งปัจจุบัน ปตท. อยู่ระหว่างขอความเห็นชอบจากภาครัฐเพื่อลงนามสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม 2 ฉบับ จากบริษัท Shell Eastern Trading (PTE) LTD และ BP Singapore PTE. Limited รายละ 1 ล้านตันต่อปี (รวม 2 ล้านตันต่อปี) เป็นเวลา 15 ปี และ 20 ปี ตามลำดับ โดยบริษัท Shell และ BP จะเริ่มการส่งมอบในเดือนเมษายน 2559 ในปริมาณ 0.375 และ 0.315 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ ทำให้เมื่อรวมกับสัญญา Qatargas แล้วประเทศจะมีอุปทาน LNG จากสัญญาระยะยาวในปี 2559 รวมปริมาณ 2.69 ล้านตันต่อปี ซึ่งยังต่ำกว่าร้อยละ 70 ของความต้องการ LNG ทั้งหมดที่ประมาณการไว้ จึงยังต้องมีการจัดหา Spot LNG เพิ่มเติม และตั้งแต่ปี 2560 เป็นต้นไป จะต้องดำเนินการให้เป็นไปตามแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว โดยมีหลักเกณฑ์พิจารณาคัดเลือกผู้ขาย LNG ด้วยสัญญาระยะยาว ได้แก่ ราคาเหมาะสม สามารถแข่งขันได้ ความมั่นคงในการจัดหา เงื่อนไขสัญญามีความยืดหยุ่น ความน่าเชื่อถือของคู่สัญญา ปริมาณที่เสนอขาย มีการกระจายความเสี่ยง ที่ตั้งแหล่ง LNG ระยะเวลาการขนส่ง และคุณภาพก๊าซฯ เป็นไปตามที่ผู้ซื้อต้องการ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (Energy Efficiency Plan: EEP 2015)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบถึงเหตุผลความจำเป็นของแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 – 2579 ซึ่งเป็นแผนฉบับใหม่ที่ปรับปรุงให้มีความเข้มข้นขึ้น ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 ได้เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) ตามที่กระทรวงพลังงานจัดทำตามนโยบายของรัฐบาล (นายกรัฐมนตรี นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) โดยมีเป้าหมายลดการใช้พลังงานโดยใช้ดัชนีความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity; EI) ลงร้อยละ 25 ต่อมาเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 กพช. เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) ที่ปรับปรุงตามนโยบายของรัฐบาล (นายกรัฐมนตรี นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร) โดยปรับปีฐานจากเดิมใช้ปี 2548 มาเป็นปี 2553 โดยยึดเป้าหมายที่จะลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลง ร้อยละ 25 ในปี 2573 ไว้เช่นเดิม ซึ่งหมายถึงจะลดการใช้พลังงานลงให้ได้ทั้งสิ้น 38,200 ktoe ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมดของประเทศเมื่อเทียบกับกรณีที่ไม่ มีแผนอนุรักษ์พลังงาน (BAU)
2. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 และวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ได้มีมติเห็นชอบ แนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) โดยมีระยะเวลาของแผนสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ พร้อมทั้งให้จัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Plan: EEP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558 – 2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015 ด้วย
3. สำหรับการจัดทำแผน EEP 2015 ซึ่งเป็นแผนใหม่ ได้เริ่มต้นโดยการนำแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) มาทบทวน โดยในช่วงระยะสั้นถึงปานกลางมีการพยากรณ์ว่าราคาน้ำมันในตลาดโลกน่าจะอยู่ใน ระดับต่ำกว่า 50 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ดังนั้นกระทรวงพลังงาน จึงยกระดับความเข้มข้นของการขับเคลื่อนแผนอนุรักษ์พลังงาน โดยได้ปรับปรุงแผนเดิม (2554 - 2573) ให้มีความเหมาะสมมากยิ่งขึ้น ซึ่งเป็นไปตามที่ผู้นำกลุ่มความร่วมมือทางเศรษฐกิจเอเชีย-แปซิฟิก (APEC) ได้ประกาศเจตจำนงมีเป้าหมายร่วมกันที่จะลดอัตราส่วนของปริมาณพลังงานที่ใช้ ต่อผลของกิจกรรมหรือลดความเข้มการใช้พลังงานลงอย่างน้อยร้อยละ 45 ภายในปี 2578 (ค.ศ. 2035) โดยมีสัดส่วนที่ประเทศไทยพึงจะมีส่วนร่วมได้ประมาณร้อยละ 26 - 30 ดังนี้
3.1 ปรับสมมติฐานที่ใช้ในการคาดการณ์ความต้องการพลังงานในอนาคต ประกอบด้วย (1) อัตราการเติบโตทางเศรษฐกิจ ใช้ค่าประมาณการแนวโน้มของเศรษฐกิจ (GDP) จัดทำโดยสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) โดยมีอัตราการเติบโตของผลิตภัณฑ์มวลรวมของประเทศ (GDP) เฉลี่ยร้อยละ 3.94 ต่อปี (2) อัตราการเพิ่มของประชากรในช่วงปี 2557 - 2579 ประมาณร้อยละ 0.03 ต่อปี จัดทำโดย สศช. และ (3) แบบจำลองที่พัฒนาขึ้นใช้ข้อมูลสถิติย้อนหลัง 20 ปี จากปี 2537 - 2556 และใช้ปี 2553 เป็นปีฐาน3.2 ปรับเป้าหมายลดการใช้พลังงาน ดังนี้ (1) ยกระดับความเข้มข้นในการลดดัชนีความเข้มการใช้พลังงาน (EI) ลงเป็นร้อยละ 30 ในปี 2579 เมื่อเทียบกับปี 2553 หรือลดการใช้พลังงานลง 56,142 ktoe ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมดของประเทศ ณ ปี 2579 (ตามค่าพยากรณ์อยู่ที่ระดับ 187,142 ktoe) (2) ตระหนักถึงเจตจำนงของ APEC มีเป้าหมายร่วมในการลด EI ลงร้อยละ 45 ในปี 2578 เมื่อเทียบกับปี 2548 โดยมุ่งเน้นสัดส่วนที่ประเทศไทยจะสามารถมีส่วนร่วมได้เป็นหลัก และ (3) ตระหนักถึงเจตจำนงของ UNFCCC ในการประชุม COP 20 ที่ไทยได้เสนอเป้าหมาย NAMAs ในปี 2563 จะลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาคขนส่งและภาคพลังงานให้ได้ร้อยละ 7 - 20 จากปริมาณที่ปล่อยในปี 2548 ในภาวะปกติ (สำหรับกรณีที่ไม่ได้รับความช่วยเหลือจากชาติอื่น)3.3 ทบทวนกรอบการอนุรักษ์พลังงาน การจะบรรลุเป้าหมายลดความเข้มการใช้พลังงานลง ร้อยละ 30 ในปี 2579 เทียบกับปี 2553 หรือประมาณ 56,142 ktoe นอกจากจะตระหนักถึงผลงานการอนุรักษ์พลังงานที่ผ่านมา ทำให้ EI ปี 2556 ลดจาก 15.28 เป็น 14.93 ktoeต่อพันล้านบาท คิดเป็นพลังงานที่ประหยัดได้สะสมอยู่ 4,442 ktoe กระทรวงพลังงานได้เลือกเดินหน้าใน 10 มาตรการกับ 4 กลุ่มเศรษฐกิจ ที่คาดว่าจะสามารถลดการใช้พลังงานได้เพิ่มเติมอีก 51,700 ktoe ดังนี้ ได้แก่ ขนส่ง (30,213 ktoe) อุตสาหกรรม (14,515 ktoe) อาคารธุรกิจขนาดใหญ่ (4,819 ktoe) และอาคารธุรกิจขนาดเล็กและบ้านอยู่อาศัย (2,153 ktoe)
4. ปรับกลยุทธ์การขับเคลื่อนแผนสู่การปฏิบัติ โดยนำมาตรการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานจากทั้งหมด 34 มาตรการ มาทบทวนคัดเลือกเฉพาะมาตรการเห็นผลเชิงประจักษ์โดยอ้างอิงจากผลสำเร็จของผล การดำเนินงานที่ผ่านมา จัดกลุ่มเป็น 3 กลยุทธ์ 10 มาตรการในการขับเคลื่อนแผนสู่การปฏิบัติ ได้แก่
4.1 กลยุทธ์ภาคบังคับ (Compulsory Program) ได้แก่ (1) มาตรการบังคับใช้พระราชบัญญัติ การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2550 กำกับอาคาร/โรงงาน จำนวน 7,870 อาคาร และ 11,335 โรงงาน และอาจนำมาตรการชำระค่าธรรมเนียมพิเศษการใช้ไฟฟ้ามาบังคับใช้ จะลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 28 คิดเป็นไฟฟ้า 1,674 ktoe คิดเป็นความร้อน 3,482 ktoe (2) มาตรการกำหนดมาตรฐานการใช้พลังงานในอาคารใหม่ (Building Code) จำนวน 4,130 อาคาร โดยร่วมมือกับกระทรวงอุตสาหกรรมและมหาดไทย จะลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 36 ของความต้องการใช้พลังงานในอาคารใหม่ คิดเป็นไฟฟ้า 1,166 ktoe รวมทั้งมีมาตรการสนับสนุนเพื่อยกระดับอาคารที่ก่อสร้างใหม่ให้ได้ระดับการ ประเมินมาตรฐานอาคารเขียวในระดับสากล เช่น มาตรฐาน TREES หรือ LEED เป็นต้น (3) มาตรการกำหนดติดฉลากแสดงประสิทธิภาพการใช้พลังงานกับอุปกรณ์ไฟฟ้า 22 อุปกรณ์ และอุปกรณ์ความร้อน 8 อุปกรณ์ จะลดความต้องการใช้พลังงานในอุปกรณ์แต่ละประเภทได้ร้อยละ 6-35 คิดเป็นไฟฟ้า 2,025 ktoe คิดเป็นความร้อน 2,125 ktoe และ (4) มาตรการกำหนดให้ผู้ผลิตหรือผู้ให้บริการด้านไฟฟ้าจะต้องช่วยให้ผู้ใช้บริการ หรือผู้ใช้ไฟฟ้าเพิ่มประสิทธิภาพในการใช้ไฟฟ้า Energy Efficiency Resource Standard (EERS) จะลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 0.3 โดยที่ไม่ลดผลผลิต คิดเป็นไฟฟ้า 500 ktoe4.2 กลยุทธ์ภาคความร่วมมือ (Voluntary Program) ได้แก่ (1) มาตรการช่วยเหลือ อุดหนุนด้านการเงิน เพื่อเร่งให้มีการตัดสินใจลงทุนเปลี่ยนอุปกรณ์ จะลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 10 – 30 คิดเป็นไฟฟ้า 1,285 ktoe คิดเป็นความร้อน 8,239 ktoe โดยมีรูปแบบการสนับสนุน เช่น ผ่านองค์กรหรือหน่วยงานที่ดำเนินธุรกิจเกี่ยวกับการพัฒนาโครงการอนุรักษ์ พลังงานแบบครบวงจร (Turnkey) การลงทุนและดำเนินการแทนเจ้าของกิจการ (Energy Service Company; ESCO) เป็นเงินลดภาระดอกเบี้ยเงินกู้ เช่น เงินกู้อัตราดอกเบี้ยต่ำ (Soft Loan) เงินทุนหมุนเวียน (Revolving funds) การร่วมทุน (Joint Venture) เป็นเงิน ให้เปล่า (Grant) เป็นต้น (2) มาตรการส่งเสริมการใช้แสงสว่างเพื่ออนุรักษ์พลังงาน โดยเปลี่ยนหลอดไฟฟ้า แสงสว่างในอาคารภาครัฐ 2 ล้านหลอด และทางสาธารณะ 3 ล้านหลอด เป็น Light Emitting Diode (LED) ลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 50 คิดเป็นไฟฟ้า 991 ktoe (3) มาตรการอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่ง ส่งผลให้ผู้บริโภคตระหนักเรื่องราคาพลังงานและเปลี่ยนลักษณะการใช้พลังงาน คิดเป็นพลังงานที่ลดลง 456 ktoe การปรับโครงสร้างภาษีสรรพสามิตรถยนต์ที่จัดเก็บตามปริมาณการปล่อยก๊าซ CO2 จะลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 27 คิดเป็น 13,731 ktoe การพัฒนาระบบขนส่งน้ำมันทางท่อ จะช่วยลดการใช้น้ำมันได้ประมาณ 40 ล้านลิตรต่อปี หรือ 34 ktoe การพัฒนาระบบโครงสร้างพื้นฐานการจราจรและขนส่งโดยเฉพาะการเปลี่ยนล้อเป็นราง ลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 78 คิดเป็น 9,745 ktoe ศึกษา วางแผน และดำเนินการรองรับการใช้ยานยนต์พลังงานไฟฟ้า จะลดความต้องการใช้พลังงานลง 1,123 ktoe ด้านวิศวกรรมเพื่อลดต้นทุนการขนส่ง เช่น การเปลี่ยนอุปกรณ์ การปรับปรุงรถ เป็นต้น ซึ่งจะลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 10 - 12 คิดเป็น 3,633 ktoe รวมทั้งการพัฒนาบุคลากรในการขับขี่เพื่อการประหยัดพลังงาน (ECO Driving) ซึ่งจะลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 25 คิดเป็น 1,491 ktoe และ (4) มาตรการส่งเสริมการศึกษา วิจัย พัฒนาเทคโนโลยีอนุรักษ์พลังงาน การป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการอนุรักษ์พลังงาน และการกำหนดนโยบายและวางแผนพลังงาน4.3 กลยุทธ์สนับสนุน (Complementary Program) ได้แก่ มาตรการสนับสนุนการพัฒนาบุคลากร และสร้างกำลังคนด้านพลังงาน และ มาตรการสนับสนุนการรณรงค์ประชาสัมพันธ์สร้างจิตสำนึกใช้พลังงานอย่างรู้คุณ ค่า และเปลี่ยนพฤติกรรมการใช้พลังงาน ซึ่งจะต้องมีการดำเนินการอย่างเข้มข้น จริงจัง และต่อเนื่อง
5. การลงทุนเพื่อการอนุรักษ์พลังงานจะส่งผลให้เกิดการประหยัดพลังงานในช่วงปี 2558 - 2579 รวมประมาณ 558,600 ktoe หรือเฉลี่ยปีละ 25,400 ktoe และหลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ประมาณ 1,880 ล้านตัน หรือเฉลี่ยปีละ 85 ล้านตัน เกิดการประหยัดค่าใช้จ่ายพลังงานสะสมประมาณ 8.5 ล้านล้านบาท หรือเฉลี่ย 386,000 ล้านบาทต่อปี ทั้งนี้ ภายใน 7 ปีแรก (ปี 2558 - 2564) จะเกิดการประหยัดพลังงานเทียบกับกรณีปกติ (BAU) รวม 54,280 ktoe เป็นด้านไฟฟ้า 5,408 ktoe (คิดเป็น 63,470 GWh) ด้านความร้อน 48,872 ktoe คิดเป็นมูลค่า 826,000 ล้านบาท หรือเฉลี่ย 118,000 ล้านบาทต่อปี หลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ประมาณ 180 ล้านตัน หรือเฉลี่ยปีละ 25 ล้านตัน และยังมีผลประโยชน์ทางอ้อมอื่นๆ ทั้งนี้ การดำเนินการตามแผน EEP 2015 ใน 3 กลยุทธ์ 10 มาตรการ คาดว่าจะเกิดการลงทุนเพื่อการอนุรักษ์พลังงานจากทั้งภาครัฐและภาคเอกชน ประมาณ 2.4 ล้านล้านบาท โดยมี หน่วยงานขับเคลื่อนแผน EEP 2015 ประกอบด้วย หน่วยงาน ในสังกัดกระทรวงพลังงาน การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง กระทรวงมหาดไทย (กรมโยธาธิการและผังเมือง) กระทรวงอุตสาหกรรม (สำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.)) กระทรวงคมนาคม ส่วนราชการอื่นที่เกี่ยวข้อง รัฐวิสาหกิจ และองค์กรเอกชน (ด้านพลังงาน) ที่ไม่มุ่งค้าหากำไร เป็นต้น
6. กระทรวงพลังงานจัดทำแผน EEP 2015 โดยให้ความสำคัญกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสียทุกภาคส่วนเข้ามาร่วมโดยจัดสัมมนา รับฟังความคิดเห็นหลายครั้ง ดังนี้ (1) ตั้งแต่ช่วงเดือนสิงหาคมถึงกันยายน 2557 จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็น “ทิศทางพลังงานไทย” ใน 4 ภูมิภาค ได้แก่ กรุงเทพมหานคร จังหวัดเชียงใหม่ จังหวัดขอนแก่น และจังหวัดสุราษฎร์ธานี (2) เดือนตุลาคมถึงธันวาคม 2557 จัดประชุมรับฟังความคิดเห็นกับหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้อง เช่น สมาคมเครื่องปรับอากาศ การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย สภาอุตสาหกรรม แห่งประเทศไทย การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง สำนักงานนโยบายและแผนการขนส่งและจราจร สำนักงานพลังงานจังหวัด กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน กรมธุรกิจพลังงาน เป็นต้น (3) ประชุมร่วมกับคณะอนุกรรมการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) ไม่ต่ำกว่า 8 ครั้ง เพื่อชี้แจงรายละเอียดแนวคิดและหลักการจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงานที่จะ บูรณาการกับแผน PDP 2015 และร่วมนำเสนอแผนฯ ในงานสัมมนารับฟังความคิดเห็นแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 เมื่อวันที่ 8 เมษายน 2558 และ (4) ประชุมรับฟังความเห็นและ Focus Group อีกครั้งเมื่อวันที่ 10 สิงหาคม 2558 ที่ผ่านมา ซึ่งทุกฝ่ายที่เข้าร่วมประชุมได้ให้ความเห็นอย่างกว้างขวาง และเป็นส่วนสำคัญที่นำมาใช้ประกอบการจัดทำแผน EEP 2015 ในครั้งนี้
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 – 2579 (Energy Efficiency Plan: EEP 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ พร้อมมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้พิจารณาและให้การสนับสนุนการดำเนิน งานของแผน EEP 2015 นี้ด้วย เช่น แนวทางการประหยัดพลังงานแบบ ESCO สำหรับภาคราชการ ซึ่งมอบให้กระทรวงพลังงานและสำนักงบประมาณรับไปพิจารณาเพื่อให้ได้ข้อสรุป โดยเร็ว
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 ได้มีมติเห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบ ติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย มีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือน ธันวาคม 2558 และให้คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ไปกำหนดหลักเกณฑ์ ระเบียบการคัดเลือกโครงการ และพิจารณารับซื้อไฟฟ้าโดยคำนึงถึงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสง อาทิตย์และความสามารถรองรับของระบบสายส่ง ต่อมาเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 กพช. เห็นชอบให้ขยายเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559
2. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) จัดทำระเบียบรับซื้อไฟฟ้าฯ และลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2558 และต่อมาคณะกรรมการบริหารฯ ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการกำหนดหลักเกณฑ์ กลั่นกรอง และคัดเลือกโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและ สหกรณ์การเกษตร เพื่อกำหนดหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการ การกลั่นกรองและคัดเลือกโครงการ ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ ได้จัดทำร่างหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการ โดยประชุมหารือร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และสำนักงานคณะกรรมการข้าราชการพลเรือน รวมทั้งได้เชิญหน่วยงานที่เกี่ยวข้องประชุมเพื่อรับฟังความเห็นแบบ Focus Group รวม 4 ครั้ง จัดประชุมรับฟังความเห็นในภาพรวม 1 ครั้ง ต่อมาเมื่อวันที่ 7 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการบริหารมาตรการฯ ได้มีมติเห็นชอบร่างหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสง อาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ตามที่คณะอนุกรรมการฯ เสนอ และให้นำส่งร่างหลักเกณฑ์ดังกล่าวให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการพิจารณาออกประกาศต่อไป
3. ร่างหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบน พื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร สรุปได้ดังนี้
3.1 กำหนดคุณสมบัติและเงื่อนไขการเข้าร่วมโครงการ แบ่งเป็น (1) กลุ่มหน่วยงานราชการ (ได้แก่ หน่วยงานราชการ มหาวิทยาลัยในกำกับของรัฐ องค์กรที่รัฐจัดตั้งขึ้น (แต่ทั้งนี้ไม่รวมองค์กรมหาชนและรัฐวิสาหกิจ) และองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น) โดยกำหนดให้หน่วยงานราชการต้องปฏิบัติตาม กฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง เช่น พระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ กรณีมีเอกชน-ผู้สนับสนุนโครงการร่วมดำเนินโครงการและกำหนดให้พื้นที่โครงการ ต้องเป็นไปตามกฎหมายผังเมืองและกฎหมายอื่น ๆ ซึ่งจะไม่มีการยกเว้นเป็นกรณีพิเศษสำหรับโครงการนี้ และ (2) กลุ่มสหกรณ์ภาคการเกษตร ซึ่งได้แก่ สหกรณ์ประเภทสหกรณ์การเกษตร สหกรณ์ประมง และสหกรณ์นิคม จะต้องเป็นสหกรณ์ที่ผ่านการประเมินมาตรฐานคุณภาพในรอบปีที่ผ่านมาตามประกาศ ของกรมส่งเสริมสหกรณ์ เป็นต้น3.2 สำหรับรัฐวิสาหกิจและองค์การมหาชน เนื่องจากวัตถุประสงค์ของรัฐวิสาหกิจและองค์การมหาชนมีวัตถุประสงค์เฉพาะใน การจัดตั้งเพื่อดำเนินธุรกิจ โดยเฉพาะการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ซึ่งเป็นรัฐวิสาหกิจเป็นผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในการซื้อขายไฟฟ้า จึงไม่ควรมีสิทธิในการเข้าร่วมโครงการฯ3.3 กำหนดให้มีการประกาศจุดเชื่อมต่อที่สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการได้ โดยประกาศของ กกพ. โดยจะประกาศเป็นเขตพื้นที่เพื่อให้ผู้ยื่นเสนอโครงการเลือกยื่นเสนอตามจุด เชื่อมต่อที่ประกาศ ทั้งนี้ คาดว่าจะดำเนินการภายหลังจากที่โครงการ FiT Bidding แล้วเสร็จ3.4 กำหนดการยื่นเข้าร่วมโครงการ เจ้าของโครงการต้องเป็นผู้ยื่นข้อเสนอโครงการเองและต้องคัดเลือกผู้สนับสนุน โครงการมาพร้อมการยื่นใบสมัคร สำหรับสหกรณ์ภาคการเกษตร ควรกำหนดให้เจ้าของโครงการฯ ที่เป็นสหกรณ์ภาคการเกษตรเข้าร่วมโครงการได้เพียง 1 โครงการ เพื่อเป็นการกระจายโครงการให้ทั่วถึงสหกรณ์ภาคการเกษตรทั่วประเทศ3.5 กำหนดจำนวนที่เจ้าของโครงการสามารถยื่นเข้าร่วมได้มากกว่า 1 โครงการ และในกรณีที่เจ้าของโครงการเป็นหน่วยงานราชการที่มีหลายส่วนงานและมีหลาย พื้นที่ดำเนินการกระจายในหลายจังหวัด สามารถเข้าร่วมโครงการได้ไม่เกิน 1 โครงการต่อ 1 ส่วนงานต่อ 1 พื้นที่ดำเนินการ (สำหรับหน่วยงานราชการให้พิจารณาส่วนงานภายใต้หน่วยงานราชการตามการแบ่งส่วน ราชการที่ปรากฏในกฎหมายหรือระเบียบว่าด้วยการแบ่งส่วนราชการนั้น) เพื่อให้เกิดการกระจายตัวของโครงการ ตัวอย่างเช่น ส่วนราชการที่มีหน่วยงานย่อยหลายส่วนงานอยู่ในพื้นที่บริเวณเดียวกัน จะเข้าร่วมโครงการได้ตามการแบ่งส่วนงานของส่วนราชการนั้น ๆ โดยแต่ละส่วนงานสามารถสมัครเข้าร่วมโครงการได้ไม่เกิน 1 โครงการต่อ 1 ส่วนงาน ต่อ 1 พื้นที่ดำเนินการ3.6 กำหนดคุณสมบัติขั้นต่ำของผู้สนับสนุนโครงการ พิจารณาจากความพร้อม 5 ด้าน ได้แก่ (1) เป็นนิติบุคคลประเภทบริษัทจำกัด หรือบริษัทมหาชน ที่จดทะเบียนในประเทศไทย โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า (2) มีความพร้อมด้านเทคโนโลยี (3) มีความพร้อมด้านเงินลงทุน (4) เป็นบริษัทที่มีประสบการณ์หรือมีบุคลากรที่มีประสบการณ์ และ (5) เป็นผู้ที่ไม่อยู่ในบัญชีรายชื่อผู้ทิ้งงานของทางราชการ3.7 การกำหนดคุณสมบัติของผู้สนับสนุนโครงการฯ ควรทบทวนเรื่องข้อจำกัดไม่ให้มีผู้สนับสนุนโครงการฯ หลายโครงการมากเกินไป โดยอาจกำหนดให้ผู้สนับสนุนโครงการฯ ยื่นเสนอรวมกันได้ไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ (MWp) เพื่อให้เกิดการกระจายตัวและไม่เกิดการผูกขาด3.8 กำหนดวิธีคัดเลือกโครงการ กรณีมีผู้ยื่นเสนอโครงการมากเกินกว่าเป้าหมายการรับซื้อที่ 800 เมกะวัตต์ (MWp) โดยใช้วิธีการจับฉลากรวม (ไม่แบ่งเป้าหมายการรับซื้อระหว่างหน่วยราชการและสหกรณ์การเกษตร) โดยพิจารณาสายจำหน่ายและสายส่งไฟฟ้าในการรองรับโครงการ โดยพิจารณาตามลำดับดังนี้ (1) ไม่เกินศักยภาพและจำนวนโครงการที่รับได้ระดับ Feeder ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (2) ไม่เกินศักยภาพระดับหม้อแปลง (Transformer) และ (3) ไม่เกินศักยภาพระดับ Substation ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ตามลำดับ จนเต็ม 800 เมกะวัตต์ (MWp) หากยังรับซื้อไม่ครบ 800 เมกะวัตต์ (MWp) หลักเกณฑ์ฯ พร้อมกำหนดให้ กกพ. มีอำนาจในการพิจารณาดำเนินการอย่างหนึ่งอย่างใดเพื่อรับซื้อให้ครบ 800 เมกะวัตต์ (MWp) หากมีโครงการเสนอปริมาณพลังไฟฟ้าเกินกว่าปริมาณเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าคง เหลือของเขตพื้นที่ กำหนดให้เจ้าของโครงการจะต้องแสดงความยินยอมที่จะลดปริมาณพลังไฟฟ้าลง โดยไม่เกินศักยภาพของระบบไฟฟ้าคงเหลือและไม่เกินปริมาณเป้าหมายการรับซื้อ ไฟฟ้าคงเหลือของเขตพื้นที่นั้น
4. การดำเนินโครงการให้เกิดประสิทธิผลในภาพรวมต้องใช้ระยะเวลาดำเนินการ ได้แก่ การกำหนดพื้นที่รับซื้อตามศักยภาพสายส่งซึ่งต้องให้การรับซื้อไฟฟ้าในระบบ FiT Bidding แล้วเสร็จก่อน การให้เวลาหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตรดำเนินการตามระเบียบ การจัดเตรียมเอกสาร การขออนุญาตใช้พื้นที่จากกรมธนารักษ์ การจัดหาผู้สนับสนุนโครงการ การพิจารณาข้อเสนอและการคัดเลือกโครงการ เป็นต้น ทั้งนี้ จากข้อมูลเบื้องต้นของ กฟผ. พบว่าสายส่งไฟฟ้าอาจไม่สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการได้ทั้งหมดในปี 2560 – 2561 ดังนั้น จึงต้องแบ่งระยะเวลาการขายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) เป็น 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1 ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2560 สำหรับพื้นที่ทั่วประเทศที่มีศักยภาพสายส่งรองรับได้ และระยะที่ 2 ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 สำหรับพื้นที่ที่สายส่งไม่สามารถรองรับได้ในระยะที่ 1 โดยสรุปแผนการดำเนินงานได้ดังนี้ (1) กันยายน 2558 – มกราคม 2559 ประกาศหลักเกณฑ์และเตรียมข้อเสนอโครงการ (2) พฤศจิกายน 2558 ประกาศจุดเชื่อมต่อโครงการหรือประกาศ Zoning (3) กุมภาพันธ์ถึงมีนาคม 2559 ยื่นใบสมัครและปรับปรุงให้ข้อมูลครบถ้วน (4) เมษายนถึงพฤษภาคม 2559 พิจารณาข้อเสนอโครงการและคัดเลือกด้วยการจับฉลาก (5) มิถุนายนถึงกันยายน 2559 ทำสัญญาขายไฟฟ้า หรือ PPA กับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (6) ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2560 ขายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ หรือ SCOD ระยะแรกสำหรับพื้นที่ที่ไม่มีข้อจำกัดสายส่ง และ (7) ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 ขายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์หรือ SCOD ระยะที่ 2 สำหรับพื้นที่ที่สายส่งไม่สามารถรองรับได้ในระยะที่ 1
มติของที่ประชุม
1. รับทราบร่างหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการ การกลั่นกรองและคัดเลือกโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบน พื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ตามที่คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ ความเห็นชอบและมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. เห็นชอบการเลื่อนวันกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ หรือ SCOD ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วย งานราชการและสหกรณ์การเกษตรออกไป จากเดิมภายใน 30 มิถุนายน 2559 เป็นให้มีการทยอยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ เป็นระยะ ๆ โดยมีกำหนด SCOD ครั้งแรกภายในวันที่ 30 กันยายน 2559 สำหรับพื้นที่ที่มีความพร้อมด้านระบบสายส่งไฟฟ้า และไม่เกินภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 สำหรับพื้นที่ที่เหลือ โดยให้มีการปรับปรุงการกำหนดเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามกลุ่มเป้าหมาย ให้ชัดเจน เช่น 400 เมกะวัตต์ สำหรับกลุ่มสหกรณ์ภาคการเกษตร และอีก 400 เมกะวัตต์ สำหรับหน่วยงานราชการ หรือกลุ่มละประมาณกึ่งหนึ่งของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าโดยรวมของโครงการ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เห็นชอบให้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา (อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และ อำเภอนาทวี) โดยสนับสนุนส่วนเพิ่มพิเศษจากอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในพื้นที่ดังกล่าว ทั้งรูปแบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) และรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) แต่ปัจจุบันระบบสายส่งในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้มีข้อจำกัด ทำให้ไม่สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมได้ เนื่องจากบริเวณดังกล่าว มีโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน รวมกำลังผลิต 1,638.1 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนร่วม จะนะชุดที่ 1 และ 2 (1,531 เมกะวัตต์) โรงไฟฟ้าเขื่อนบางลาง (72 เมกะวัตต์) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 35.1 เมกะวัตต์ และที่รอจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบอีก 82.5 เมกะวัตต์ ในขณะที่ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดในบริเวณดังกล่าวในปี 2559 - 2561 มีค่าประมาณ 250 – 310 เมกะวัตต์ ทำให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าส่วนที่เหลือจ่ายไหลผ่านระบบส่งไฟฟ้าขึ้นไปยังตอนบน ของภาคใต้ กฟผ. จึงจำเป็นต้องปฏิเสธการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ดังกล่าว จำนวน 9 ราย (180.95 เมกะวัตต์) ได้แก่ โรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงขยะน้ำเสีย 1 ราย และโรงไฟฟ้าชีวมวล 8 ราย
2. ภาคเอกชนมีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน ขอให้พิจารณาส่งเสริมโรงไฟฟ้าชีวมวลในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา (อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี) เพื่อให้เกิดการลงทุนที่ยั่งยืน การสร้างงานและกระจายรายได้ให้ชุมชน ซึ่งกระทรวงพลังงานได้มีหนังสือให้ข้อคิดเห็นนำเสนอ กกพ. เพื่อพิจารณา 2 ประเด็น คือ (1) ควรทดสอบระบบการรับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT-Bidding ในพื้นที่ที่มีความพร้อม เช่น ชีวมวลควรเปิดคัดเลือกในพื้นที่จังหวัดยะลา ปัตตานี นราธิวาส และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา (จะนะ เทพา สะบ้าย้อย และนาทวี) ที่ไม่มีปัญหาการแย่งซื้อชีวมวล โดยมีแนวทางที่จะให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนจากภาคเอกชนภายใต้รูป แบบ VSPP ได้ประมาณ 50 เมกะวัตต์ จากมาตรการพิเศษที่จะขอให้ กฟผ. ลดการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าจะนะเป็นการชั่วคราว ซึ่งจะต้องได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และ (2) ให้มีการเปิดคัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ (ของเสีย/น้ำเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) ในพื้นที่ที่มีความพร้อมภายใต้ระบบ FiT-Bidding ในพื้นที่ทั้งประเทศที่มีความสามารถของระบบสายส่งที่พร้อม ทั้งนี้ เพื่อให้การกำกับดูแลการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) ในแบบ Feed-in Tariff สอดคล้องกับนโยบายเพิ่มเติมการรับซื้อไฟฟ้า เมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม 2558 ต่อมา กกพ. จึงได้ออกประกาศเลื่อนการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP รวมทั้งหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนด้วยวิธี การคัดเลือกโดยการแข่งขันทางด้านราคา (Competitive Bidding) ของโครงการดังกล่าว จากเดิมที่ กพช. เห็นชอบให้ดำเนินการภายในเดือนกรกฎาคม 2558 โดยเลื่อนการออกประกาศฯ และหลักเกณฑ์ฯ ดังกล่าวออกไปก่อน ทั้งนี้ ส่วนหนึ่งเพื่อรอการพิจารณาของ กพช. เพื่อให้เกิดความชัดเจนในทางปฏิบัติ
3. คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในการประชุม เมื่อวันที่ 23 กรกฎาคม 2558 ได้เห็นชอบตามข้อเสนอของคณะกรรมการประสานงานเพื่อขับเคลื่อนพันธกิจด้าน พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก โดยเห็นว่าควรเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้และ 4 อำเภอของจังหวัดสงขลาเพิ่มเติม และให้ กฟผ. บริหารจัดการลดกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าจะนะ (โดยวิธี Operation) ลง 50 เมกะวัตต์ เป็นการชั่วคราว ซึ่งคาดว่าอาจจะส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้า (Ft) ประมาณ 0.5 สตางค์ต่อหน่วย (เฉลี่ยประมาณ 977 ล้านบาทต่อปี) ประมาณ 3 ปี ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารฯ พิจารณาแล้ว เห็นว่ามีความคุ้มค่าในการดำเนินการ เนื่องจากจะเกิดผลประโยชน์โดยรวมในการกระตุ้นเศรษฐกิจผ่านการลงทุนและสร้าง งานสร้างรายได้จากโรงไฟฟ้าประเภทชีวมวลและก๊าซชีวภาพแก่ประชาชน ควบคู่ไปกับการสนับสนุนการสร้างเศรษฐกิจที่เข้มแข็งขึ้น นำสู่สังคมที่มั่นคงในพื้นที่3 จังหวัดชายแดนภาคใต้และ 4 อำเภอของจังหวัดสงขลา
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้มีการเปิดรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนจาก VSPP เชื้อเพลิงชีวมวล ขยะ และ ก๊าซชีวภาพในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ (จังหวัดปัตตานี จังหวัดยะลา และจังหวัดนราธิวาส) และ 4 อำเภอ ในจังหวัดสงขลา (อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี) ในปริมาณกำลังผลิตติดตั้งประมาณ 50 เมกะวัตต์ ด้วยวิธีการแข่งขันด้านราคา (FiT Bidding ยกเว้นเชื้อเพลิงขยะ) โดยแบ่งเป็นเชื้อเพลิง ชีวมวล กำลังผลิตติดตั้งประมาณ 30 – 40 เมกะวัตต์ และเชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพกำลังผลิตติดตั้งประมาณ 10 - 20 เมกะวัตต์ โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยลดกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าจะนะ (โดยวิธี Operation)
2. ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงประเภทขยะให้การรับซื้อไฟฟ้าสอดคล้อง และเป็นไปตาม Roadmap ของกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
3. เห็นชอบให้มีการส่งผ่านค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นจากการดำเนินการตามข้อ 1 ให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดย อัตโนมัติ
4. เห็นชอบให้เลื่อนกำหนดวันประกาศรับข้อเสนอภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (FiT Bidding) จากเดิมที่กำหนดให้ดำเนินการภายในเดือนกรกฎาคม 2558 ออกไปก่อน และให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศรับข้อเสนอขอขาย ไฟฟ้าภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (FiT Bidding) ซึ่งครอบคลุมการดำเนินงานตามข้อ 1 ให้แล้วเสร็จโดยเร็วต่อไป
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 เห็นชอบแนวทางการดำเนินการเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้าภาคใต้ เพื่อให้มีแหล่งผลิตไฟฟ้าในพื้นที่เพียงพอ และระบบไฟฟ้าในภาคใต้มีความมั่นคงเพื่อรองรับภาวะฉุกเฉินต่างๆ โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพิ่มชั่วโมงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่เต็มกำลังผลิต และให้พิจารณาใช้น้ำมันปาล์มดิบในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากระบี่ในสัดส่วน ประมาณไม่เกินร้อยละ 10 ของปริมาณการใช้น้ำมันเตา โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าเป็นสำคัญ รวมทั้งค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตร การปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำกับดูแลการดำเนินการ
2. วันที่ 22 เมษายน 2558 กระทรวงพาณิชย์มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานขอความร่วมมือ ให้ กฟผ. พิจารณารับซื้อน้ำมันปาล์มเพื่อใช้ทดแทนน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม ตามมติคณะอนุกรรมการเพื่อบริหารจัดการปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มด้านการตลาด ทั้งนี้ เพื่อเป็นหนึ่งในมาตรการที่จะช่วยระบายน้ำมันปาล์มดิบส่วนเกินออกจากตลาด ในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงธันวาคม 2558 โดยจะขอให้ กฟผ. รับซื้อเพิ่มอีกประมาณ 15,000 ตัน ต่อมาเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2558 กฟผ. มีหนังสือถึงประธาน กกพ. ขอให้พิจารณาอนุญาตนำค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าจ่ายตามนโยบายของ รัฐในค่า Ft และเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2558 สำนักงาน กกพ. มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) แจ้งว่าการดำเนินการดังกล่าว จะทำให้สัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มดิบในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากระบี่สูงขึ้น เป็นร้อยละ 23 เกินกว่าที่ กพช. เคยมีมติอนุมัติไว้
3. สำหรับด้านการปฏิบัติงาน กฟผ. ได้ปรับปรุงอุปกรณ์ที่โรงไฟฟ้ากระบี่แล้วเสร็จเดือนเมษายน 2558 ทำให้มีความสามารถที่จะรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบจำนวน 15,000 ตันได้ ประกอบด้วยถังเก็บน้ำมันปาล์มดิบความจุ 1.5 ล้านลิตร จำนวน 1 ถัง และหัว Burner ให้สามารถเผาน้ำมันปาล์มได้ 18 ตันต่อชั่วโมง (เดิม 4 ตันต่อชั่วโมง) โดยหาก กฟผ. ปฏิบัติตามที่กระทรวงพลังงานประสานขอมา จะให้ กฟผ. รับซื้อน้ำมันปาล์มดิบในราคา 25 บาทต่อกิโลกรัม หรือมีค่าเทียบเท่ากับราคาน้ำมันเตาประมาณ 26.44 บาทต่อลิตร ในขณะที่ราคาน้ำมันเตา ณ เดือนมีนาคม 2558 อยู่ที่ 12.97 บาทต่อลิตร กรณีนำน้ำมันปาล์มดิบมาผสมน้ำมันเตาเพื่อผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่จำนวน 15,000 ตัน นอกจากจะทำให้สัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มดิบในการผลิตไฟฟ้าสูงขึ้นเป็นร้อยละ 23 ยังทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นประมาณ 213 ล้านบาท หรือคิดเป็นค่า Ft เฉลี่ยประมาณ 0.19 สตางค์ต่อหน่วย
4. กฟผ. ได้เสนอให้ภาครัฐกำหนดเป็นนโยบายเพื่อให้สามารถนำน้ำมันปาล์มดิบมาผสมน้ำมัน เตาเพื่อผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ โดย ให้โรงไฟฟ้ากระบี่สามารถเดินเครื่องเพิ่มขึ้นและสามารถส่งผ่านต้นทุนการผลิต ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นไปยังค่าไฟฟ้าได้ รวมทั้ง ให้ยกเว้นการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) เฉพาะประเด็นเรื่องสัดส่วนการผสมน้ำมันปาล์มดิบมาเป็นเชื้อเพลิงของโรงไฟฟ้า ซึ่ง กกพ. ได้มีความเห็นว่าการนำน้ำมันปาล์มดิบมาผสมน้ำมันเตาเพื่อผลิตไฟฟ้าที่โรง ไฟฟ้ากระบี่จำนวน 15,000 ตัน จะส่งผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นประมาณ 0.19 สตางค์ต่อหน่วย และหากผสมมากกว่า 15,000 ตัน จะต้องลดกำลังการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า จะนะ 2 ที่มีต้นทุนถูกกว่าลง โดยทุก 1,000 ตันของน้ำมันปาล์มดิบที่เพิ่มขึ้น จะส่งผลกระทบต่อต้นทุนค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นประมาณ 68 ล้านบาท หรือคิดเป็นค่า Ft ที่เพิ่มขึ้นประมาณ 0.06 สตางค์ต่อหน่วย เป็นต้น
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า เห็นควรให้ กฟผ. เพิ่มชั่วโมงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่ โดยพิจารณาใช้น้ำมันปาล์มดิบผสมน้ำมันเตาในสัดส่วนที่เหมาะสมเพื่อผลิตไฟฟ้า ของโรงไฟฟ้ากระบี่ไม่เกิน 15,000 ตันต่อปี โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าเป็นสำคัญ รวมทั้งค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตร การปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ ทั้งนี้ กฟผ. ควรดำเนินการเสนอขอเปลี่ยนแปลงลักษณะโครงการโรงไฟฟ้ากระบี่ กรณีนำน้ำมันปาล์มดิบมาใช้ในการผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาต่อหน่วยงานอนุญาต ให้พิจารณาตามขั้นตอนของกฎหมายต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพิ่มชั่วโมงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่ โดยพิจารณารับซื้อน้ำมันปาล์มดิบปริมาณไม่เกิน 15,000 ตัน ในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงธันวาคม 2558 โดยนำน้ำมันปาล์มดิบมาใช้ทดแทนน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากระบี่ใน สัดส่วนที่เหมาะสมแต่ไม่เกิน ร้อยละ 23 เพื่อให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ในการช่วยเหลือเกษตรกรสวนปาล์ม และให้ กฟผ. ดำเนินการโดยคำนึงถึงมาตรการที่กระทรวงพาณิชย์และกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ จะได้ดำเนินการช่วยเหลือเกษตรกร สวนปาล์มที่มีปริมาณปาล์มล้นตลาดอยู่ 200,000 ตัน ทั้งนี้ โดยในส่วนของค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นจากการที่ กฟผ. รับซื้อน้ำมันปาล์มดิบมาผสมทดแทนน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ ให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดย อัตโนมัติ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน กำกับดูแลการดำเนินงาน โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และผลกระทบต่อราคาไฟฟ้าเป็นสำคัญ
เรื่องที่ 8 การทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554 - 2558 โดยให้ประกาศใช้ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าในรอบเดือนกรกฎาคม 2554 เป็นระยะเวลา 2 ปี และให้ทบทวนในปี 2556 เพื่อการประกาศใช้ต่อไปอีก 3 ปี ต่อมาคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ประกาศใช้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าตามหลักเกณฑ์ดังกล่าว และได้ปรับปรุงการอุดหนุน ค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่เป็นกลุ่มผู้มีรายได้น้อยจากเดิม 90 หน่วยต่อเดือน ลงเหลือ 50 หน่วยต่อเดือน ตามมติคณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมิถุนายน 2555 เป็นต้นมา
2. สำนักงาน กกพ. ได้ทบทวนโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ในปี 2554 และปี 2556 และจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 - 2560 โดยคำนึงถึงประมาณการฐานะการเงินของการไฟฟ้าภายใต้นโยบายของภาครัฐและแนว โน้มเศรษฐกิจที่เปลี่ยนแปลงไป แนวทางการกำกับดูแลการดำเนินงานของการไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพ และเป็นธรรมต่อผู้ใช้พลังงานและผู้ประกอบกิจการไฟฟ้า สำนักงาน กกพ. เห็นควรนำเสนอหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 - 2560 ซึ่งสอดคล้องกับนโยบายโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2554 -2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 เสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบเพื่อดำเนินการต่อไป
3. การทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 โดย กกพ. ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 - 2560 สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้
3.1 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ควรสะท้อนต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์ สอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจและสังคม ลักษณะการใช้ไฟฟ้าของประเทศ และมีการส่งสัญญาณราคาให้ผู้ใช้ไฟฟ้าปรับเปลี่ยนพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าไปใช้ ไฟฟ้าในช่วงที่ระบบมีความต้องการใช้ไฟฟ้าต่ำ (Off-Peak)3.2 ประมาณการความต้องการรายได้ของการไฟฟ้า ในระดับที่เพียงพอให้สามารถดำเนินกิจการและขยายการดำเนินงานในอนาคต ภายใต้การกำกับดูแลค่าใช้จ่ายการดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพ โดยคำนึงถึงความสามารถในการลงทุน และระดับผลกระทบต่อราคาไฟฟ้า3.3 กำหนดหลักเกณฑ์ทางการเงิน (Financial Criteria) ที่สอดคล้องกับสถานภาพของการไฟฟ้าที่ยังคงเป็นรัฐวิสาหกิจพร้อมกับริเริ่ม การ กำหนดระดับผลตอบแทนการลงทุนแยกตามประเภทของสินทรัพย์ที่มีลักษณะแตกต่างกัน ตามวัตถุประสงค์ของการดำเนินงาน เพื่อให้เป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้ามากขึ้น โดยกำหนดอัตราส่วนรายได้สุทธิต่อการชำระหนี้ (Debt Service Coverage Ratio: DSCR) มากกว่าหรือเท่ากับ 1.5 อัตราส่วนหนี้สินต่อส่วนทุน (Debt/Equity Ratio น้อยกว่าหรือเท่ากับ 1.5 อัตราส่วนการลงทุนจากเงินรายได้ (Self-Financial Ratio: SFR) มากกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25 และอัตราผลตอบแทนการลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC) น้อยกว่าต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average Cost of Capital: WACC) โดยแบ่งเป็น(1) เงินลงทุนปกติ กำหนด ROIC ในระดับที่ใกล้เคียงแต่ไม่สูงกว่า WACC โดยกิจการระบบผลิตไฟฟ้า (กฟผ.) อยู่ที่ร้อยละ 5.85 – 6.17 กิจการระบบส่งไฟฟ้า (กฟผ.) อยู่ที่ร้อยละ 5.51 – 5.80 และกิจการระบบจำหน่ายไฟฟ้า (กฟน. และ กฟภ.) อยู่ที่ร้อยละ 4.70 – 4.73(2) เงินลงทุนโครงการที่มีวัตถุประสงค์พิเศษ เช่น มีเงินลงทุนสูงกว่าเงินลงทุนปกติ กำหนด ROIC ในระดับที่ต่ำกว่าเงินลงทุนปกติ โดยกำหนดผลตอบแทนในระดับเท่ากับอัตราเงินกู้หลังหักภาษี และ(3) เงินลงทุนเพื่อสนับสนุนการดำเนินงานที่ไม่เกี่ยวเนื่องกับกิจการไฟฟ้าโดยตรง ให้คิดเฉพาะค่าเสื่อมราคาในการคำนวณ ROIC โดยไม่มีการให้ผลตอบแทนเงินลงทุน นอกจากนี้ ให้พิจารณาผลตอบแทนเงินลงทุนต่อทรัพย์สินในรูปแบบของสินทรัพย์ที่มีการใช้ งานและเกิดประโยชน์ตามแนวทางเดียวกับการกำกับดูแลที่ดีในต่างประเทศ (Benchmarking) รวมทั้ง ตรวจสอบสินทรัพย์ที่ไม่มีการใช้ประโยชน์สำหรับการดำเนินงานระยะต่อไป3.4 ส่งเสริมให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงานของการไฟฟ้าให้ดีขึ้นอย่าง ต่อเนื่อง ได้แก่ การปรับปรุงค่ามาตรฐานความสูญเสียในระบบ (Loss Rate) การกำหนดอัตราการใช้ค่าความร้อน (Heat Rate) สำหรับโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการกำหนดกรอบค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพ โดยนำค่าตัวประกอบการปรับปรุงประสิทธิภาพ (ค่า X-Factor) มาใช้สำหรับกิจการผลิตไฟฟ้าในอัตราร้อยละ 1.1 กิจการระบบส่งและกิจการระบบจำหน่ายไฟฟ้าในอัตราร้อยละ 1.63.5 กำหนดให้มีกลไกการกำหนดบทปรับและค่าเสียโอกาสของผู้ใช้ไฟฟ้าจากการดำเนินงาน ที่ไม่มีประสิทธิภาพ โดยกำหนดค่าเสียโอกาสทางการเงินของผู้ใช้ไฟฟ้าในอัตราไม่น้อยกว่า MLR เฉลี่ยของธนาคารพาณิชย์ 5 ลำดับแรกของประเทศไทย บวกสอง (MLR + 2) รวมทั้ง กำหนดกลไกการดูแลในกรณีที่ การไฟฟ้าสามารถลงทุนได้จริงสูงกว่าเงินที่ใช้ในการจัดทำโครงสร้างอัตราค่า ไฟฟ้าร่วมด้วย ทั้งนี้ กกพ. จะพิจารณานำเงินลงทุนที่ต่ำกว่าแผนและค่าเสียโอกาสทางการเงินจากเงินลงทุน ที่ต่ำกว่าแผนของการไฟฟ้า ในปี 2554 - 2556 มาปรับลดค่าไฟฟ้าในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 - 2560 (Claw Back) ประมาณ 3,220 ล้านบาท
4. แนวทางการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 - 2560
4.1 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ให้ กฟผ. มีฐานะการเงินตามหลักเกณฑ์ทางการเงินที่กำหนด โดยโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งที่ กฟผ. ขายให้ กฟน. และ กฟภ. เป็นโครงสร้างเดียวกัน ซึ่งมีความแตกต่างกันตามระดับแรงดันและช่วงเวลาของการใช้4.2 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ให้ กฟน. และ กฟภ. มีฐานะการเงินตามหลักเกณฑ์ทางการเงินที่กำหนด โดยที่ (1) ยังให้คงนโยบายการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันเป็น อัตราเดียวกันทั่วประเทศ (Uniform Tariff) ยกเว้นผู้ใช้ไฟฟ้าพิเศษสำหรับธุรกิจบนเกาะ ให้แตกต่างกันตามประเภทผู้ใช้ไฟฟ้า ที่สะท้อนถึงการส่งสัญญาณให้มีการใช้ไฟฟ้าอย่างประหยัดและมีประสิทธิภาพ กำหนดอัตราค่าบริการรายเดือนที่สะท้อนต้นทุนและมีมาตรฐานเดียวกันสำหรับ กฟน. และ กฟภ. รวมทั้งการอุดหนุนอัตราค่าไฟฟ้าผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้ น้อยตามนโยบายของรัฐตามความจำเป็น เช่น นโยบายอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน เป็นต้น (2) อัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก คำนึงถึงภาระค่าใช้จ่ายของการไฟฟ้าในผลิต การจัดส่ง การจัดจำหน่าย และการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าที่สอดคล้องกับการประมาณการค่าไฟฟ้าตาม สูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติเดือนพฤษภาคมถึงสิงหาคม 25584.3 ค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (ค่าไฟฟ้าผันแปร หรือค่า Ft) (1) ปรับ ค่า Ft ทุก 4 เดือน เพื่อสะท้อนการเปลี่ยนแปลงต้นทุนที่อยู่นอกเหนือการควบคุมของการไฟฟ้า (2) ให้มีการบริหารการใช้เชื้อเพลิงและการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่มี ประสิทธิภาพ โดยกำหนดมาตรฐานอัตราการใช้ ความร้อน (Heat Rate) สำหรับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. การกำกับดูแลแผนการใช้เชื้อเพลิงและการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า ในการส่งผ่านค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้า (3) ค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐในการส่งผ่านค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft ประกอบด้วย การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามนโยบายของรัฐ เงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า และค่าใช้จ่ายตามมาตรการ Demand Response เพื่อส่งเสริมการลดการใช้ไฟฟ้า4.4 ให้มีกลไกการกำกับดูแลการปรับปรุงเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าและการ กำกับดูแลการดำเนินงานตามแผนการลงทุนของการไฟฟ้า โดยกำหนดค่าปรับกรณีไม่จัดส่งข้อมูลภายในระยะเวลาที่กำหนดในอัตรา 1 แสนบาทต่อวัน เพื่อนำไปปรับลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนผ่านค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft4.5 ให้มีการพัฒนาระบบฐานข้อมูลเพื่อใช้ในการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้า เพื่อใช้ในการติดตามและตรวจสอบการดำเนินงานของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ในช่วงระยะเวลาที่อัตราค่าไฟฟ้ามีผลบังคับใช้
5. การทบทวนมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย ที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน มีข้อเสนอการทบทวนดังนี้ (1) ปัญหาการจ่ายภาษีมูลค่าเพิ่มที่ซ้ำซ้อนในทางปฏิบัติ เนื่องจากผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มดังกล่าวได้รับภาระภาษีมูลค่าเพิ่มแทนผู้ใช้ไฟฟ้า บ้านอยู่อาศัยแล้ว แต่ยังมีการเรียกเก็บภาษีมูลค่าเพิ่มจากค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับบ้านอยู่อาศัย เพื่อนำส่งกรมสรรพากรตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือน กรกฎาคม 2554 ถึงเดือนพฤษภาคม 2558 เป็นเงินรวมประมาณ 1,457 ล้านบาท และ (2) ภาระการอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรี 50 หน่วย มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องเป็นประมาณ 3,784 – 4,250 ล้านบาทต่อปี ทำให้ต้องปรับอัตราอุดหนุนค่าไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจากปัจจุบัน 2.65 สตางค์ต่อหน่วย เป็น 3.44 สตางค์ต่อหน่วย ในปี 2558 - 2560 ดังนั้น จึงควรทบทวนมาตรการดังกล่าว ให้มุ่งเน้นดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีรายได้น้อยที่แท้จริงตั้งแต่ค่าไฟฟ้าเดือน มกราคม 2559 เป็นต้นไป โดยมีเงื่อนไขว่าผู้ที่ได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีต้องไม่เป็นนิติบุคคล (เพื่อปรับลดบ้านอยู่อาศัยของโครงการบ้านจัดสรร/องค์กร ประมาณ 2 แสนราย คิดเป็นเงินประมาณ 110 ล้านบาทต่อปี) มีการติดตั้งมิเตอร์ขนาด 5(15) แอมแปร์ และมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ติดต่อกันเป็นระยะเวลา ไม่น้อยกว่า 3 เดือน ซึ่งคาดว่าจะมีผู้ใช้ไฟฟ้าลดลงประมาณ 0.94 ล้านราย จาก 4.4 ล้านรายในปัจจุบัน คิดเป็นเงินที่ลดลงได้ประมาณ 1,400 ล้านบาทต่อปี หรือคิดเป็นเงินที่ลดลงได้ประมาณร้อยละ 38
6. ข้อเสนอของ กกพ.
6.1 ปัจจุบันสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) อยู่ระหว่างการจัดทำนโยบายการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2559 – 2563 ซึ่งหลังจากนโยบายดังกลก่าวได้รับความเห็นชอบจาก กพช. สำนักงาน กกพ. ต้องใช้ระยะเวลาศึกษาและจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า รวมทั้งรับฟังความเห็นจากผู้เกี่ยวข้อง เป็นระยะเวลา 1 - 2 ปี ดังนั้น กกพ. จึงเห็นควรนำเสนอการทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในระยะ สั้นระหว่างปี 2558 - 2560 ภายใต้กรอบนโยบายโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2554 - 2558 เพื่อประกาศใช้ภายในปี 2558 ไปพลางก่อน และเมื่อ กพช. เห็นชอบนโยบายโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2559 - 2563 แล้ว กกพ. จะทบทวนหลักเกณฑ์การจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าฯ ใหม่ เพื่อประกาศใช้สำหรับปี 2561 ต่อไป และ6.2 ขอให้ทบทวนมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้ น้อย โดยขอยกเว้นมูลค่าของฐานภาษีในการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม กรณีส่วนลดค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสตามนโยบายของรัฐ ในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าฟรีสำหรับบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ขนาด 5(15) แอมแปร์ และมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนตุลาคม 2558 เป็นต้นไป โดยให้ กกพ. ประสานกับกรมสรรพากรเพื่อดำเนินการให้เกิดผลในทางปฏิบัติ และพิจารณาแนวทางแก้ไขปัญหาภาษีมูลค่าเพิ่มที่ผ่านมาเพื่อมิให้เป็นภาระกับ ผู้ใช้ไฟฟ้า รวมทั้งขอความเห็นชอบการกำหนดเงื่อนไขสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มี รายได้น้อยที่ได้รับการอุดหนุนตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2559 เป็นต้นไป โดยผู้ที่ได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีจะต้องไม่เป็นนิติบุคคล และจะต้องมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ติดต่อกันเป็นระยะเวลาไม่น้อยกว่า 3 เดือน
7. จากหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 - 2560 ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นในประเด็นต่างๆ ดังนี้ (1) การกำหนดหลักเกณฑ์ทางการเงิน ในส่วนของการกำหนดระดับผลตอบแทนการลงทุนในประเภทที่ 2 สำหรับโครงการที่มีวัตถุประสงค์พิเศษ ที่มีความสำคัญกับประเทศ และมีความจำเป็นต้องดำเนินงาน หรือเป็นไปตามนโยบายของภาครัฐ เห็นควรมีการพิจารณาระดับผลตอบแทนการลงทุนเป็นรายโครงการ ว่าควรกำหนด ROIC ในระดับเดียวกับเงินลงทุนปกติ หรือต่ำกว่าเงินลงทุนปกติ โดยมี กกพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องร่วมกันพิจารณา (2) ค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft ควรเพิ่มเติมในส่วนของค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐ เช่น การส่งเสริมการลงทุนในโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอของจังหวัดสงขลา และการให้ กฟผ. เพิ่มสัดส่วนการรับน้ำมันปาล์มดิบมาผสมเพิ่มเติมที่จังหวัดกระบี่ เป็นต้น (3) เนื่องจากนโยบายการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2559 - 2563 คาดว่าจะแล้วเสร็จภายใน ปี 2558 เห็นควรให้ กกพ. ทบทวนหลักเกณฑ์การจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่สอดคล้องกับนโยบายโครง สร้างอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าว เพื่อประกาศใช้ภายในปี 2560 และ (4) สำนักงาน กกพ. ควรเร่งดำเนินการตามกรอบนโยบายโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2554 – 2558 ตามที่ กพช. มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 ดังนี้ โดยการกำหนดบทปรับการลงทุนของการไฟฟ้าซึ่งไม่เป็นไปตามแผนการลงทุนที่เหมาะ สมที่ใช้ในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าหรือการลงทุนในโครงการที่ไม่มี ความจำเป็นหรือไม่มีประสิทธิภาพ (Claw Back) และดำเนินการปรับให้เสร็จสิ้นภายในปี 2558 และการประกาศอัตราค่าไฟฟ้าอัตราพิเศษสำหรับธุรกิจบนเกาะ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ ซึ่งสอดคล้องกับนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการ พลังงานตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 โดยนำความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ ไปเร่งดำเนินการและใช้เป็นหลักเกณฑ์ในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อ ประกาศใช้ภายในปี 2558 ต่อไป ดังนี้
(1) การกำหนดหลักเกณฑ์ทางการเงิน ในส่วนของการกำหนดระดับผลตอบแทนการลงทุน ในประเภทที่ 2 เงินลงทุนโครงการที่มีวัตถุประสงค์พิเศษ ซึ่งมีมูลค่าเงินลงทุนสูงกว่าเงินลงทุนปกติที่มีความสำคัญกับประเทศ และมีความจำเป็นต้องดำเนินงาน หรือเป็นไปตามนโยบายของภาครัฐ เห็นควรมีการพิจารณาระดับผลตอบแทนการลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC) เป็นรายโครงการ ว่าควรกำหนด ROIC ในระดับเดียวกับเงินลงทุนปกติ หรือต่ำกว่าเงินลงทุนปกติ โดยมี กกพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่นสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกันพิจารณา(2) ค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (ค่าไฟฟ้าผันแปรหรือค่า Ft) ควรเพิ่มเติมในส่วนของค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐในการส่งผ่านค่าไฟฟ้าตาม สูตร Ft เช่น การส่งเสริมการลงทุน ในโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอของจังหวัดสงขลา และการให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยเพิ่มสัดส่วนการรับน้ำมันปาล์มดิบมา ผสมที่โรงไฟฟ้ากระบี่ เป็นต้น(3) มอบหมายให้สำนักงาน กกพ. เร่งรัดดำเนินการตามกรอบนโยบายโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2554 – 2558 เพื่อให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 ดังนี้(3.1) การกำหนดบทปรับการลงทุนของการไฟฟ้าซึ่งไม่เป็นไปตามแผนการลงทุน ที่เหมาะสมที่ใช้ในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าหรือการลงทุนในโครงการที่ ไม่มีความจำเป็นหรือไม่มีประสิทธิภาพ (Claw Back) และดำเนินการปรับให้เสร็จสิ้นภายในปี 2558(3.2) การประกาศอัตราค่าไฟฟ้าอัตราพิเศษสำหรับธุรกิจบนเกาะ
2. เนื่องจากปัจจุบัน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) อยู่ระหว่างการจัดทำนโยบายการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2559 - 2563 ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จภายในปลายปี 2558 ดังนั้น จึงเห็นควรให้ กกพ. ดำเนินการทบทวนหลักเกณฑ์การจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่สอดคล้องกับ นโยบายโครงสร้างอัตรา ค่าไฟฟ้าดังกล่าว เพื่อประกาศใช้ภายในปี 2560 ต่อไป
3. เห็นชอบการทบทวนมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย ดังนี้
(1) เห็นชอบการยกเว้นมูลค่าของฐานภาษีในการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม กรณีส่วนลดค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสตามนโยบายของรัฐ ในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าฟรีสำหรับบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ขนาด 5(15) แอมแปร์ และมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนตุลาคม 2558 เป็นต้นไป และมอบหมายให้ กกพ. ประสานงานร่วมกับกรมสรรพากร ในการดำเนินการให้เกิดผลในทางปฏิบัติ รวมทั้งพิจารณาแนวทางแก้ไขปัญหาภาษีมูลค่าเพิ่มที่ผ่านมา เพื่อมิให้เป็นภาระกับผู้ใช้ไฟฟ้าต่อไป(2) เห็นชอบการกำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีราย ได้น้อยที่ได้รับการอุดหนุนตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2559 เป็นต้นไป โดยผู้ที่ได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีจะต้อง ไม่เป็นนิติบุคคล และจะต้องมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ติดต่อกันเป็นระยะเวลาไม่น้อยกว่า 3 เดือน ถึงจะเข้าข่ายที่จะได้รับการอุดหนุน
เรื่องที่ 9 ข้อเสนอให้โครงการห้วยลำพันใหญ่ที่ สปป. ลาว เป็นส่วนหนึ่งของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสด
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) เริ่มมีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างกันมาตั้งแต่ปี 2517 โดยเป็นการแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าระหว่างกัน ซึ่ง ฟฟล. จะขายไฟฟ้าส่วนที่เกินจากความต้องการใช้ไฟฟ้าภายในสาธารณรัฐประชาธิปไตย ประชาชนลาว (สปป. ลาว) ให้กับไทย และ ฟฟล. จะซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ในช่วงที่การผลิตไฟฟ้าภายใน สปป. ลาว ไม่เพียงพอ ปัจจุบัน กฟผ. กับ ฟฟล. มีสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าในลักษณะความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างรัฐต่อรัฐที่มีทั้ง ซื้อ-ขายและแลกเปลี่ยนกัน 2 สัญญา คือ (1) สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 (2) สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด
2. สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด เป็นสัญญาที่ ฟฟล. ขายไฟฟ้าส่วนที่เกินจากความต้องการใช้ไฟฟ้าภายใน สปป. ลาว ที่ผลิตจากโครงการเซเสด 1 (45 เมกะวัตต์) และเซเสด 2 (76 เมกะวัตต์) ให้ กฟผ. ผ่านบริเวณจังหวัดอุบลราชธานี โดยลงนามในสัญญาฯ วันที่ 30 เมษายน 2544 และสิ้นสุดอายุสัญญาวันที่ 30 เมษายน 2560 ต่อมาได้มีการแก้ไขสัญญาเพิ่มเติมอีก 4 ครั้ง ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2548 เพื่อใช้อัตราค่าไฟฟ้าใหม่ในช่วงวันที่ 1 พฤษภาคม 2548 ถึง 30 เมษายน 2556 โดยเป็นอัตราค่าไฟฟ้าเดียวกันกับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 (2) เมื่อวันที่ 13 พฤษภาคม 2552 เพื่อให้ ฟฟล. สามารถนำพลังงานไฟฟ้าส่วนที่ขายให้ กฟผ. มากกว่าซื้อพลังงานไฟฟ้าจาก กฟผ. ภายใต้สัญญาฯ เซเสด (ตั้งแต่ปีสัญญา 2554 จนสิ้นสุดสัญญา) มาใช้คืนพลังงานไฟฟ้าให้ กฟผ. ตามเงื่อนไขที่กำหนดในสัญญาฯ น้ำงึม 1 ได้ (3) เมื่อวันที่ 28 สิงหาคม 2552 เพื่อให้ ฟฟล. สามารถส่งไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด 2 ให้ กฟผ. ผ่านจุดเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้า 115 เควี สิรินธร (ฝั่งไทย) - บังเยาะ (ฝั่ง สปป. ลาว) ได้ โดยให้ถือว่าเป็นพลังงานไฟฟ้าที่ซื้อขายผ่านสัญญาฯ เซเสด และ (4) เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2556 เพื่อขยายอายุสัญญาฯ เซเสดออกไปอีก 4 ปี (1 พฤษภาคม 2556 ถึง 30 เมษายน 2560) และเพื่อปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้าซื้อขายรายเดือนใหม่ให้เป็นอัตรา ค่าไฟฟ้าเดียวกันกับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนพฤษภาคม 2556 สำหรับอัตราค่าไฟฟ้าส่วนเกินให้ใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ. ที่ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟน. และ กฟภ.) แทนอัตราขายให้ประเทศเพื่อนบ้าน โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่ตั้งแต่ปีสัญญา 2555 เป็นต้นไป
3. วันที่ 19 พฤศจิกายน 2555 สปป. ลาว มีหนังสือถึงประธานคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่าง ไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน เพื่อเสนอขายไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากความต้องการใช้ไฟฟ้าจากโครงการห้วยลำพัน ใหญ่ขนาด 88 เมกะวัตต์ ผ่านสัญญาฯ เซเสด โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขเดียวกับสัญญาฯ เซเสด โดยโครงการห้วยลำพันใหญ่ ตั้งอยู่ที่แขวงเซกอง สปป. ลาว เป็นเขื่อนประเภทมี อ่างเก็บน้ำ กำลังการผลิต 88 เมกะวัตต์ การผลิตพลังงานไฟฟ้าประมาณ 480 ล้านหน่วยต่อปี ระบบส่งไฟฟ้า 115 เควี สิรินธร (ฝั่งไทย) - บังเยาะ (ฝั่ง สปป. ลาว) มีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) ปี 2558
4. เมื่อวันที่ 4 กรกฎาคม 2557 ฟฟล. มีหนังสือถึง กฟผ. เพื่อเสนอขายไฟฟ้าจากโครงการ ห้วยลำพันใหญ่ ขนาด 88 เมกะวัตต์ ผ่านสัญญาฯ เซเสด โดยได้ประชุมหารือร่วมกันหลายครั้งจนเห็นชอบร่วมกันให้ผนวกโครงการห้วยลำพัน ใหญ่เข้าเป็นส่วนหนึ่งของสัญญาฯ โครงการเซเสด โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขเดียวกับสัญญาฯ เซเสด และได้ร่วมกันจัดทำร่างสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสด ครั้งที่ 5 สรุปส่วนที่จะแก้ไข ดังนี้ (1) การเพิ่มชื่อโครงการห้วยลำพันใหญ่เป็นส่วนหนึ่งของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการ เซเสด และ (2) การเพิ่มวิธีปฏิบัติทางด้านเทคนิคที่มีผลมาจากการเปลี่ยนแปลง ปรับปรุง เพิ่มเติมระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับพลังงานไฟฟ้าจากโครงการห้วยลำพันใหญ่ ต่อมาเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2557 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้เห็นชอบร่างสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสด ครั้งที่ 5 ทั้งนี้ ในการเพิ่มวิธีปฏิบัติทางเทคนิค เนื่องจากจุดเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้า 115 เควี สิรินธร (ฝั่งไทย) - บังเยาะ (ฝั่ง สปป. ลาว) มีข้อจำกัดที่สามารถรองรับปริมาณพลังไฟฟ้าได้ไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ จึงต้องปรับปรุงระบบส่งใหม่เพื่อให้สามารถรองรับโครงการห้วยลำพันใหญ่ได้ และช่วงระหว่างที่การปรับปรุงระบบส่งยังไม่แล้วเสร็จ จะให้มีแนวทางการบริหารจัดการโรงไฟฟ้าใน สปป. ลาว และใช้ Load Shedding Scheme เพื่อควบคุมกำลังไฟฟ้าที่ไหลผ่านสายส่ง 115 เควี สิรินธร – บังเยาะ ไม่ให้เกิน 100 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสด ครั้งที่ 5 และให้การไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยลงนามสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสด ครั้งที่ 5 ต่อไป
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 และคณะรัฐมนตรี ในการประชุมวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 เห็นชอบให้บริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป และให้นำเสนอ กพช. เพื่อขอความเห็นชอบให้ ลงนามสัญญาซื้อขาย LNG (LNG Sale and Purchase Agreement: LNG SPA) จากนั้นรายงานให้คณะรัฐมนตรีเพื่อทราบต่อไป ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2555 และคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 เห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว ที่สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2555 - 2573 (ฉบับปรับปรุง ครั้งที่ 3) (PDP 2010 Rev.3) โดยเพิ่มเติมหลักเกณฑ์การจัดหา LNG โดยให้การจัดหา LNG หลังปี 2558 ต้องจัดหา LNG ส่วนใหญ่ด้วยสัญญาระยะยาว รวมทั้งเห็นชอบสัญญาซื้อ LNG ระยะยาว เป็นเวลา 20 ปี กับบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited (Qatargas) ประเทศกาตาร์ ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี โดยเริ่มส่งมอบ LNG ตั้งแต่เดือนมกราคม 2558
2. ตามแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว ที่สอดคล้องกับแผน PDP 2010 Rev.3 ในปี 2558 มีความต้องการ LNG ในปริมาณถึง 5.3 ล้านตันต่อปี ปตท. จึงจำเป็นต้องจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวเพิ่มเติมจากสัญญา Qatargas โดยที่ประชุมคณะกรรมการบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เมื่อวันที่ 26 เมษายน 2556 มีมติเห็นชอบให้ ปตท. จัดหา LNG ในสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม จากบริษัท Shell และ BP ในปริมาณรายละ 1 ล้านตันต่อปี (รวม 2 ล้านตันต่อปี) ลงนามสัญญา Heads of Agreement (HOA) ในลักษณะ non-binding กับบริษัท Shell และ BP ในวันที่ 10 พฤษภาคม 2556 ซึ่งได้แจ้งให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ทราบด้วยแล้ว
3. ปตท. ได้เริ่มเจรจาสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell และ BP ตั้งแต่เดือนเมษายน 2556 แต่เนื่องจากความต้องการ LNG ปรับลดลงจากที่คาดไว้จากแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาวฯ โดยมีความต้องการ LNG ในปี 2558 เพียง 2.6 ล้านตันต่อปี (เดิมคาดไว้ 5.3 ล้านตันต่อปี) ทำให้ ปตท. ต้องเลื่อนการ ส่งมอบ LNG จากบริษัท Shell และ BP จากปี 2558 เป็นปี 2559 และจากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกได้ปรับตัวลดลงอย่างมากตั้งแต่ช่วงปลาย ปี 2557 เป็นต้นมา ปตท. จึงได้เจรจากับ Shell และ BP เพื่อขอปรับลดราคาลงให้สะท้อนสภาวะตลาดให้มากขึ้น ต่อมาในวันที่ 26 มิถุนายน 2558 คณะกรรมการบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เห็นชอบการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ระยะยาวจากบริษัท Shell และ BP ในปริมาณรายละ 1 ล้านตันต่อปี (รวมปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี) ตั้งแต่ปี 2559 เป็นเวลา 15 ปี และ 20 ปี ตามลำดับ และเมื่อวันที่ 9 กรกฎาคม 2558 ได้นำ LNG SPA ทั้ง 2 ฉบับ เสนอสำนักงานอัยการสูงสุดเพื่อให้ความเห็น รวมทั้งเสนอ กพช. เพื่อขอความเห็นชอบในการลงนาม LNG SPA โดยสัญญา LNG จำนวน 2 ฉบับ สรุปได้ดังนี้
3.1 สัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell ผู้ขายคือ Shell Eastern Trading (PTE) LTD ปริมาณซื้อขาย 0.5 ล้านตันต่อปี ในเดือนเมษายน 2559 (Ramp up) และตั้งแต่ปี 2560 เป็นต้นไป ในปริมาณ 1.0 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนเมษายน 2559 (ปีสัญญาเมษายนถึงมีนาคม) อายุสัญญา 15 ปี (ขยายเวลาได้ 5 ปี กรณีคู่สัญญาเห็นชอบร่วมกัน) แหล่งที่มาของ LNG จาก SHELL’s Portfolio ได้แก่ โครงการ Gorgon LNG ในออสเตรเลีย โครงการ Nigeria LNG โครงการ Sakhalin II LNG ในรัสเซีย และโครงการ Elba LNG ในสหรัฐอเมริกา เป็นต้น3.2 สัญญา LNG SPA กับบริษัท BP ผู้ขายคือ บริษัท BP Singapore PTE. Limited ปริมาณซื้อขาย 0.317 ล้านตันต่อปี ในเดือนเมษายน 2559 (ช่วง Ramp up) และตั้งแต่ปี 2560 เป็นต้นไปในปริมาณ 1.0 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนมกราคม 2559 (ปีสัญญามกราคมถึงธันวาคม) อายุสัญญา 20 ปี (ขยายเวลาได้ 5 ปี กรณีคู่สัญญาเห็นชอบร่วมกัน) แหล่งที่มาของ LNG จาก BP’s Portfolio โดยมีแหล่งที่มาหลักในช่วงปี 2559 - 2563 จากโครงการ Trinidad and Tobago LNG และตั้งแต่ปี 2564 เป็นต้นไปจากโครงการ Freeport LNG ในสหรัฐอเมริกา เป็นต้น
4. กระทรวงพลังงานอยู่ระหว่างจัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ที่สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015) และจากนโยบายปรับลดสัดส่วนเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า ทำให้ความต้องการ LNG ในปี 2558 ลดลงอยู่ที่ประมาณ 2.6 ล้านตันต่อปี (จากเดิมคาดไว้ประมาณ 5.3 ล้านตันต่อปี) และจะเพิ่มขึ้นเกิน 10 ล้านตันต่อปี ในปี 2565 และจากการวิเคราะห์สถานการณ์ LNG ตลาดโลกพบว่า ตั้งแต่ปี 2558 - 2561 ตลาด LNG จะมีอุปทานสูงกว่าความต้องการ เนื่องจากจะมี LNG ผลิตจากโครงการใหม่ๆ เข้าสู่ตลาดเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องในขณะที่ความต้องการ LNG ลดลง ประกอบกับราคาน้ำมันในตลาดโลกที่ปรับตัวลดลงอยู่ในระดับ 50 - 70 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล จึงสามารถสรุปได้ว่าในช่วงปี 2558 - 2561 เป็นช่วงเวลาที่เหมาะสมในการเจรจาจัดหา LNG ภายใต้สัญญาระยะยาว เนื่องจากผู้ซื้อมีอำนาจในการเจรจาต่อรอง อีกทั้งการจัดหา LNG ภายใต้สัญญาระยะยาว จะสามารถเพิ่มศักยภาพด้านความมั่นคงทางพลังงานให้กับประเทศด้านการจัดหา LNG ให้กับผู้ใช้ก๊าซฯ
5. ปตท. มีความเห็นดังนี้ (1) บริษัท Shell และ BP เป็นหนึ่งใน Portfolio Suppliers ที่มีศักยภาพ และมีความน่าเชื่อถือ โดยล่าสุดบริษัท Shell ได้เข้าซื้อบริษัท BG ซึ่งจะทำให้บริษัท Shell เป็นผู้ค้า LNG รายใหญ่ในอนาคต และ (2) ราคาที่ ปตท. สามารถต่อรองได้จากบริษัท Shell และ BP ถือเป็นข้อเสนอที่ดี เป็นสูตรราคา Hybrid โดยมีสูตรราคาแบบลอยตัวทั้ง 100% โดยสัดส่วนที่เป็น Oil Link 50% และ Henry Hub Link 50% ทำให้ ปตท.สามารถจัด LNG ที่อิงราคา Henry Hub ไม่ต้องรับความเสี่ยงที่กับโครงการในสหรัฐอเมริกา ทั้งนี้ ปตท. มีสัญญากับ Qatargas ซึ่งอิงราคาน้ำมัน JCC (Japanese Crude Cocktail) 100% แล้ว การที่ ปตท. ซื้อ LNG ในสูตรราคา Hybrid จะทำให้มีราคาที่อิงกับ Henry Hub Index เข้ามาใน Portfolio ประมาณ 25% เพื่อเป็นการกระจายความเสี่ยงด้านดัชนีราคา
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท Shell Eastern Trading (PTE) LTD และ บริษัท BP Singapore PTE. Limited และให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) กับบริษัท Shell Eastern Trading (PTE) LTD และ บริษัท BP Singapore PTE. Limited ภายหลังจากที่ร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติอีก
2. เห็นชอบให้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท Shell Eastern Trading (PTE) LTD และ บริษัท BP Singapore PTE. Limited ใช้เงื่อนไขการระงับ ข้อพิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการ
เรื่องที่ 11 การขยายระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อไปยังภาคเหนือและภาคตะวันออกเฉียงเหนือ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ปัจจุบันการขนส่งน้ำมันทางท่อดำเนินการโดยเอกชน 2 ราย ได้แก่ บริษัท ท่อส่งปิโตรเลียมไทย จำกัด (THAPPLINE) มีท่อขนส่งน้ำมันจากระยองมายังศรีราชา ไปลำลูกกา สิ้นสุดที่สระบุรี และบริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จำกัด (FPT) มีท่อจากโรงกลั่นบางจากและคลังน้ำมันช่องนนทรี มายังดอนเมืองไปสิ้นสุด ที่บางปะอิน และทั้งสองบริษัทจัดตั้งขึ้นตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 5 มิถุนายน 2533 และมีท่อส่งน้ำมันอากาศยานให้สนามบินดอนเมืองและสนามบินสุวรรณภูมิ
2. ปัจจุบันการขนส่งน้ำมันไปยังภาคเหนือและภาคตะวันออกเฉียงเหนือใช้การขนส่ง ทางรถขนส่งน้ำมันเป็นหลัก ถึงแม้ว่าจะได้เปรียบในด้านการเข้าถึง (Accessibility) มีความสะดวกและความยืดหยุ่นในการขนส่ง แต่หากขนส่งน้ำมันในสัดส่วนที่สูงมากกว่านี้ ก็อาจก่อให้เกิดปัญหาด้านจราจรติดขัดบนถนน ปัจจุบันการขนส่งน้ำมันทางรถขนส่งมีการจำกัดช่วงเวลาการวิ่งและกำหนดเขต พื้นที่ห้ามรถขนส่งน้ำมันวิ่งในเขตเมืองหลัก ทำให้การรับ-จ่ายน้ำมันของคลังน้ำมัน และการขนส่งน้ำมันให้สถานีบริการน้ำมันและลูกค้าทำได้ในช่วงเวลาจำกัด นอกจากนี้ยังอาจก่อให้เกิดปัญหาด้านการเกิดอุบัติเหตุซึ่งจะส่งผลกระทบในวง กว้างต่อประชาชน สังคม และสิ่งแวดล้อม
3. กระทรวงพลังงานโดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ศึกษาแนวทางการส่งเสริมให้มีการต่อขยายระบบขนส่งน้ำมันทางท่อไปยังภาค เหนือและภาคตะวันออกเฉียงเหนือ เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพการขนส่งน้ำมันของประเทศ รองรับการขยายตัวด้านการใช้น้ำมันของภูมิภาคดังกล่าว และเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันของประเทศไทย โดยที่ผ่านมาได้ศึกษาเกี่ยวกับแนวทางดังกล่าว จำนวน 4 ครั้ง ดังนี้
3.1 ครั้งที่ 1 (ปี 2547) ได้ดำเนินงานโครงการจัดทำแผนแม่บทโครงสร้างพื้นฐานการขนส่งและการสำรอง น้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งผลการศึกษาพบว่า โครงสร้างของระบบขนส่งน้ำมันทางท่อยังขาดการเชื่อมโยงไปภาคเหนือและภาคตะวัน ออกเฉียงเหนือ ดังนั้น ควรต่อขยายท่อเชื่อมโยงให้ครอบคลุมการขนส่งในภาคเหนือและภาคตะวันออกเฉียง เหนือซึ่งมีศักยภาพและความคุ้มค่าเพียงพอที่จะลงทุนในการก่อสร้างระบบท่อขน ส่งน้ำมัน โดยควรขยายท่อส่งน้ำมันจากสระบุรีไปจังหวัดลำปางและจังหวัดขอนแก่น ตามลำดับ ส่วนภาคใต้ที่มีลักษณะภูมิประเทศที่การขนส่งทางทะเลเข้าถึงได้ง่าย การขนส่งน้ำมันทางเรือบรรทุกน้ำมันน่าจะมีประสิทธิภาพดีกว่า3.2 ครั้งที่ 2 (ปี 2552) ได้ดำเนินงานโครงการเพิ่มประสิทธิภาพการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศ โดยศึกษารายละเอียดของการสำรวจและรวบรวมข้อมูลพื้นฐานต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง เช่น ข้อมูลโรงกลั่นและคลังน้ำมันทั่วประเทศ ข้อมูลประชากร สภาพชุมชนรอบโรงกลั่นและคลังน้ำมัน ระบบการรับและจ่ายน้ำมัน ข้อมูลการนำเข้า ส่งออก การแลกเปลี่ยนน้ำมัน ศึกษาและวิเคราะห์ความต้องการการใช้น้ำมันหลัก 4 ชนิด ได้แก่ น้ำมันเบนซิน น้ำมันดีเซล น้ำมันเครื่องบิน (รวมน้ำมันก๊าด) และน้ำมันเตา ในแต่ละพื้นที่ทั่วประเทศ การเพิ่มประสิทธิภาพระบบการขนส่งทางท่อ ทางราง ทางรถยนต์ และทางเรือ ให้มีประสิทธิภาพสูงสุด กำหนดแนวทาง มาตรการ รูปแบบการขนส่ง การออกแบบระบบขนส่งน้ำมัน ระบบการรับ-จ่ายน้ำมัน พร้อมทั้งศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อมเบื้องต้น (IEE) ผลตอบแทนทางการเงิน (FIRR) ผลตอบแทนทางเศรษฐศาสตร์ (EIRR) และด้านอื่นๆ3.3 ครั้งที่ 3 (ปี 2555) ได้ดำเนินงานโครงการหาแนวทางการลงทุนเพื่อจัดสร้างท่อขนส่งน้ำมัน ซึ่งสรุปผลการศึกษาได้ดังนี้ (1) รูปแบบของระบบท่อส่งและคลังน้ำมันในปัจจุบันและส่วนต่อขยายควรเป็นระบบเดียว กัน (Integrated System) และรูปแบบของการบริหารระบบ ควรเป็นรูปแบบที่มีผู้บริหารเดียวกัน และเปิดเสรีในการใช้บริการท่อขนส่งน้ำมัน (2) แผนการลงทุนท่อขนส่งน้ำมันส่วนต่อขยายในระยะแรก ควรสร้างส่วน ต่อขยายไปยังภาคตะวันออกเฉียงเหนือ คือ จากคลังสระบุรีไปยังโคราชและขอนแก่น และไปยังภาคเหนือ คือ จากคลังสระบุรีไปยังพิษณุโลก และระยะที่สองจากพิษณุโลกไปยังลำปาง (3) โครงการมีผลตอบแทนการลงทุน ไม่จูงใจให้เอกชนลงทุน ดังนั้น กองทุนรวมโครงสร้างพื้นฐานจึงเป็นเครื่องมือการลงทุนที่มีต้นทุนต่ำ โดยผ่านกลไกของตลาดหลักทรัพย์ และมีประชาชนเป็นผู้ถือหน่วยลงทุน และ (4) หากโครงการได้รับความช่วยเหลือด้านการเงินและการจัดหาเงินกู้จากกองทุนของ รัฐที่มีเงื่อนไขผ่อนปรน เพื่อลดภาระทางการเงินให้สามารถชำระดอกเบี้ยและเงินต้นได้ภายในระยะเวลา โครงการ จะทำให้รัฐสามารถกำหนดนโยบายราคาน้ำมัน ณ คลังศูนย์จ่ายตามแนวท่อส่งน้ำมันทั่วประเทศ (Levelized Tariff) ได้3.4 ครั้งที่ 4 (ปี 2557) ได้ดำเนินงานโครงการการประเมินผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมเพื่อจัดสร้างท่อขนส่ง น้ำมันจากจังหวัดระยองไปยังภาคเหนือและภาคตะวันออกเฉียงเหนือ โดยศึกษาสำรวจรายละเอียดเส้นทางแนวท่อที่เหมาะสม การออกแบบระบบท่อน้ำมันและคลังน้ำมันเบื้องต้น การจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมที่เกิดขึ้นในบริเวณพื้นที่ ศึกษาของโครงการเส้นทางแนวท่อ ซึ่งผลการศึกษาได้ข้อสรุปดังนี้ (1) สายภาคตะวันออก เริ่มต้นจากโรงกลั่นในจังหวัดระยอง ผ่านจังหวัดชลบุรี โดยมีจุดรับน้ำมันจากโรงกลั่นน้ำมันในอำเภอศรีราชา ผ่านจังหวัดฉะเชิงเทราโดยเป็นจุดตั้งคลังน้ำมันเพื่อรองรับการใช้น้ำมัน ของกรุงเทพฯ และปริมณฑล ผ่านจังหวัดนครนายกมาสิ้นสุดที่จังหวัดสระบุรีและเป็นจุดตั้งคลังน้ำมัน ระยะทางรวมประมาณ 315.95 กิโลเมตร เงินลงทุนประมาณ 25,152 ล้านบาท (2) สายภาคเหนือ เริ่มต้นจากคลังน้ำมันจังหวัดสระบุรี ผ่านจังหวัดลพบุรี สิงห์บุรี ชัยนาท นครสวรรค์ กำแพงเพชร (จุดตั้งคลังน้ำมัน) ผ่านจังหวัดตากมาสิ้นสุดที่จังหวัดลำปางและเป็นจุดตั้งคลังน้ำมัน ระยะทางรวมประมาณ 410.40 กิโลเมตร เงินลงทุนประมาณ 21,696 ล้านบาท และ (3) สายภาคตะวันออกเฉียงเหนือ เริ่มต้นจากคลังน้ำมันจังหวัดสระบุรีผ่านจังหวัดนครราชสีมา (จุดตั้งคลังน้ำมัน) มาสิ้นสุดที่จังหวัดขอนแก่นและเป็นจุดตั้งคลังน้ำมัน ระยะทางรวม 441.16 กิโลเมตร เงินลงทุนประมาณ 17,920 ล้านบาท รวมทั้งโครงการมีระยะทางรวมประมาณ 1,167.51 กิโลเมตร และเงินลงทุนรวมประมาณ 64,768 ล้านบาท
4. ประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับ (1) รัฐสามารถกำหนดนโยบายด้านการขนส่งน้ำมัน และโครงสร้างราคาค่าขนส่งน้ำมันได้อย่างมีประสิทธิภาพ (2) สร้างความมั่นคงทางด้านพลังงาน การสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ไว้ในคลังศูนย์จ่ายน้ำมันตามแนวท่อ (3) เพิ่มประสิทธิภาพของระบบการขนส่งน้ำมัน ตอบสนองต่อการขยายตัวของความต้องการใช้น้ำมัน (4) ประหยัดน้ำมันเชื้อเพลิงในการขนส่ง ซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของแผนอนุรักษ์พลังงาน (5) ลดอุบัติเหตุทางถนนที่เกิดจากรถขนส่งน้ำมัน (6) ลดปริมาณคาร์บอนไดออกไซด์จากรถขนส่งน้ำมันและรักษาสิ่งแวดล้อม และ (7) ลดอัตราการสึกหรอของผิวจราจรและค่าบูรณะซ่อมแซมถนน
5. กฎหมายที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ (1) พระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 มาตรา 31 กำหนดอำนาจของคณะรัฐมนตรีที่อาจอนุมัติให้หน่วยงานของรัฐเป็นผู้ดำเนินการ จัดให้มีคลังน้ำมันเชื้อเพลิงหรือระบบการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงทางท่อ โดยหน่วยงานของรัฐที่ดำเนินการต้องปฏิบัติตามหลักเกณฑ์ที่กำหนดในกฎกระทรวง และมาตรา 43 คณะรัฐมนตรีอาจอนุมัติให้เอกชนรายใดเป็นผู้รับสัมปทานในการจัดให้มีคลัง น้ำมันเชื้อเพลิงหรือระบบการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงทางท่อ เป็นต้น รวมทั้ง กฎกระทรวง กำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขเกี่ยวกับการแจ้ง การอนุญาตและอัตราค่าธรรมเนียมเกี่ยวกับการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง และการกำหนดให้ระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อ เป็นกิจการควบคุมประเภทที่ 3 ซึ่งต้องได้รับอนุญาตก่อนจึงจะประกอบการได้ และ (2) พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เกี่ยวกับการปรับปรุงแก้ไขนิยามคำว่ากิจการพลังงาน และวัตถุประสงค์ของพระราชบัญญัติฯ
6. โครงการการขนส่งน้ำมันทางท่อ สามารถดำเนินการได้ 3 แนวทาง ดังนี้ (1) ให้เป็นกิจการที่เอกชนดำเนินการได้โดยเสรีแต่ต้องได้รับอนุญาตก่อน ซึ่งปัจจุบันมีบริษัทเอกชน 2 ราย ที่ได้รับใบอนุญาตให้ประกอบกิจการระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อ ได้แก่ บริษัท ท่อส่งปิโตรเลียมไทย จำกัด (THAPPLINE) และบริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จำกัด (FPT) (2) ให้เอกชนเป็นผู้รับสัมปทาน โดยการอนุมัติจากคณะรัฐมนตรี ซึ่งปัจจุบันยังไม่มีการประกาศกฎกระทรวงใช้บังคับ และ (3) ให้หน่วยงานของรัฐเป็นผู้ดำเนินการโดยการอนุมัติจากคณะรัฐมนตรี
7. กระทรวงพลังงาน มีความเห็นดังนี้ (1) การก่อสร้างระบบขนส่งน้ำมันทางท่อไปยังภาคเหนือและภาคตะวันออกเฉียงเหนือ เป็นโครงการที่มีประโยชน์ ก่อให้เกิดประสิทธิภาพและเสถียรภาพในการขนส่งน้ำมันของประเทศโดยรวม จึงควรผลักดันให้มีการดำเนินการ และเนื่องจากในปัจจุบันมีเอกชน 2 รายดำเนินการอยู่แล้ว เพื่อไม่ให้เกิดความยุ่งยากในการบริหารจัดการและการสิ้นเปลืองงบประมาณของ ภาครัฐ จึงเห็นควรให้ผู้ประกอบการรายเดิม หรือผู้ค้าน้ำมัน หรือเอกชนรายอื่นเป็นผู้ลงทุนในโครงการ (2) โครงการมีผลตอบแทนทางเศรษฐศาสตร์ (EIRR) สูงแต่ก็มีผลตอบแทนทางการเงิน (FIRR) ค่อนข้างต่ำ จึงไม่จูงใจผู้ลงทุน ผู้สนใจที่จะดำเนินการโครงการต้องการให้ภาครัฐกำหนดนโยบายที่ชัดเจนและให้ การสนับสนุนเกี่ยวกับสิทธิ์ในการเช่าที่ดินในเขตทางเพื่อวางท่อขนส่งน้ำมัน ในอัตราและระยะเวลาที่เหมาะสม รวมทั้งได้รับการส่งเสริมการลงทุนและการสนับสนุนจากภาครัฐในการพัฒนาโครงการ และ (3) ปัจจุบันยังไม่มีหน่วยงานของรัฐที่ทำหน้าที่กำกับดูแลเกี่ยวกับค่าบริการขน ส่งน้ำมันทางท่อ การป้องกันการผูกขาดทางการค้า และการคุ้มครองผู้ค้าน้ำมันและประชาชนให้ได้รับบริการที่เป็นธรรม ดังนั้น เห็นควรให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ซึ่งมีหน้าที่กำกับดูแลก๊าซธรรมชาติในลักษณะเช่นเดียวกันนี้อยู่แล้วเป็นผู้ กำกับดูแลการขนส่งน้ำมันทางท่อเพิ่มเติม และในระหว่างช่วงเปลี่ยนผ่านเห็นควรมอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ปฏิบัติหน้าที่กำกับดูแลก่อนที่ กกพ. จะมีการปรับปรุงกฎหมายให้เรียบร้อยต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ผู้ประกอบการรายเดิม หรือผู้ค้าน้ำมัน หรือเอกชนรายอื่น เป็นผู้ดำเนินการพัฒนาโครงการขยายระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อไปยังภาคเหนือและ ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ เพื่อให้เกิดการแข่งขันอย่างเสรี โดยให้หน่วยงานของรัฐให้การสนับสนุนโครงการ
2. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้รับผิดชอบในการกำกับดูแลค่าบริการขนส่งน้ำมันทางท่อ เพื่อป้องกันการมีอำนาจเหนือตลาด ป้องกันการผูกขาด ให้ความคุ้มครองผู้ค้าน้ำมันและประชาชนให้สามารถเข้าถึงและได้รับบริการที่ เป็นธรรม จนกว่าคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จะทำการกำหนด ปรับปรุง หรือแก้ไขกฎหมายให้ครอบคลุมการกำกับดูแลระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อแล้วเสร็จ
3. ให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมธุรกิจพลังงานและผู้สนใจที่จะลงทุน ร่วมกันพิจารณารายละเอียดโครงการฯ เพื่อให้ระบบการขนส่งน้ำมันของประเทศมีประสิทธิภาพและเกิดประโยชน์สูงสุด
เรื่องที่ 12 การยกเลิกสิทธิพิเศษของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ในการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม จำนวนตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2539 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบตามมาตรการที่คณะกรรมการป้องกันและปราบปรามการ ทุจริตแห่งชาติ (ป.ป.ป.) เสนอสำหรับหน่วยงานของรัฐในการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงตั้งแต่ 10,000 ลิตร ขึ้นไป ต้องสั่งซื้อโดยตรงจากบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) หรือองค์กรที่ได้รับสิทธิพิเศษตามมติคณะรัฐมนตรี ต่อมาเมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2542 คณะรัฐมนตรีได้อนุมัติตามมติคณะกรรมการพิจารณาสิทธิพิเศษของหน่วยงานและรัฐ วิสาหกิจ ในการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป ต้องจัดซื้อจาก ปตท. โดยตรงโดยวิธีกรณีพิเศษ
2. เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2545 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบตามที่คณะกรรมการพิจารณาสิทธิพิเศษของหน่วยงานและรัฐ วิสาหกิจเสนอให้สิทธิพิเศษแก่ ปตท. ในการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์จากปิโตรเลียมโดยกำหนดให้ส่วน ราชการ รัฐวิสาหกิจ และหน่วยงานอื่นของรัฐถือปฎิบัติในการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) การจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงจำนวนไม่ถึง 10,000 ลิตร ต้องปฏิบัติตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการพัสดุ หรือว่าด้วยระเบียบว่าด้วยการพัสดุของหน่วยงานนั้น และ (2) การจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจจำนวนตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป ต้องจัดซื้อจาก ปตท. หรือคลังน้ำมัน หรือสถานีจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของ ปตท. โดยตรง โดยวิธีกรณีพิเศษเท่านั้น ยกเว้นการจัดซื้อน้ำมันเตาของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป ให้จัดซื้อจาก ปตท. ร้อยละ 80 ส่วนที่เหลือร้อยละ 20 ให้จัดซื้อตามข้อบังคับของ กฟผ. ว่าด้วยการพัสดุโดยให้มีการแข่งขันด้านราคา
3. เมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2551 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 13 พฤศจิกายน 2551 โดยให้คงสิทธิพิเศษเกี่ยวกับการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ ปิโตรเลียมของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจที่มีการจัดซื้อตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป และการจัดซื้อน้ำมันเตาของ กฟผ. สำหรับ ปตท. ต่อไป จนกว่าจะพ้นสภาพการเป็นรัฐวิสาหกิจ หรือจนกว่ารัฐบาลมีนโยบายเป็นอย่างอื่นตามที่ กพช. จะมีมติต่อไป
4. เพื่อความคล่องตัวในการจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงของ กฟผ. โดยมุ่งเน้นให้เกิดการแข่งขันที่โปร่งใส เป็นธรรม สอดคล้องกับหลักการภายใต้พระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้า โดยในส่วนของการจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ซึ่งปัจจุบันมี ปตท. เป็นผู้นำเข้าเพียงรายเดียว ดังนั้น หากยกเลิกสิทธิพิเศษเกี่ยวกับการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ ปิโตรเลียมระหว่าง ปตท. และ กฟผ. จะทำให้เกิดการแข่งขันด้านการจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม มากขึ้น
5. การยกเลิกสิทธิพิเศษในการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม ตั้งแต่ 10,000 ลิตร ขึ้นไป ระหว่างบริษัท ปตท. กับ กฟผ. ทั้ง ปตท. และ กฟผ. ไม่ขัดข้อง และสามารถดำเนินการได้ทันทีหลังจากมีมติคณะรัฐมนตรีมารองรับ โดยจะใช้ระยะเวลาประมาณ 6 เดือน ข้อเสนอนี้เป็นการยกเลิกสิทธิพิเศษของ ปตท. กับ กฟผ. เท่านั้น ไม่รวมหน่วยงานของรัฐและรัฐวิสาหกิจอื่นๆ ซึ่งกระทรวงพลังงานจะต้องหารือร่วมกับคณะกรรมการพิจารณาสิทธิพิเศษของหน่วย งานและรัฐวิสาหกิจ เพื่อจัดทำแนวทางในเรื่องดังกล่าวต่อไป อย่างไรก็ตาม ในกรณีเกิดสภาวะวิกฤติด้านพลังงานและสถานกาณ์ฉุกเฉินต่างๆ อาทิเช่น การปิดซ่อมบำรุงแหล่งผลิตพลังงานหรือเหตุการณ์ภัยพิบัติที่ก่อให้เกิดการขาด แคลนด้านพลังงาน ปตท. ยังจะต้องเป็นผู้ดำเนินการจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมให้ กฟผ. ทันที และรายงานให้กระทรวงพลังงานทราบทุกครั้ง
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้มีการยกเลิกสิทธิพิเศษของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม ตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) แจ้งคณะกรรมการพิจารณาสิทธิพิเศษของหน่วยงานและรัฐวิสาหกิจเพื่อดำเนินการ ตามระเบียบต่อไป ทั้งนี้ ในกรณีเกิดสภาวะวิกฤติด้านพลังงานและสถานการณ์ฉุกเฉินต่าง ๆ ปตท. ยังจะต้องเป็นผู้ดำเนินการจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมให้ กฟผ. ทันที และรายงานผลการดำเนินการดังกล่าวต่อกระทรวงพลังงานทราบทุกครั้ง
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดย สนพ. ไปประสานกับคณะกรรมการพิจารณาสิทธิพิเศษ ของหน่วยงานและรัฐวิสาหกิจ เพื่อนำหลักการที่จะยกเลิกสิทธิพิเศษของ ปตท. ในการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม ตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป ให้แก่ส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจอื่น ๆ เพื่อให้สอดคล้องพระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้าฉบับปรับปรุงใหม่ต่อไป
กพช. ครั้งที 2 วันพฤหัสบดีที่ 14 พฤษภาคม 2558
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2558 (ครั้งที่ 2)
วันพฤหัสบดีที่ 14 พฤษภาคม 2558 เวลา 09.00 น.
2.ผลการดำเนินมาตรการโครงการความร่วมมือลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) ครั้งที่ 1/2558
3.ความก้าวหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์
4.รายงานความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
5.สถานะของระบบส่งไฟฟ้าที่เหลือเพื่อรองรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
7.รายงานประจำปี 2556 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานและสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
9.การสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อความมั่นคงด้านพลังงาน
10.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015)
11.กรอบแนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุในปี พ.ศ. 2565-2566
12.บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (มหาชน) ขอขยายกำหนดเวลาจำหน่ายหุ้นให้กับประชาชน
13.แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายชวลิต พิชาลัย) กรรมการและเลขานุการ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) ได้มีคำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติที่ 54/2557 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ลงวันที่ 6 มิถุนายน 2557 โดยมีหัวหน้า คสช. เป็นประธานกรรมการ และมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ ซึ่งการประชุม กพช. เป็นไปตามคำสั่ง คสช. ดังกล่าว ต่อมาเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2557 ได้มีการแต่งตั้งคณะรัฐมนตรีเพื่อบริหารประเทศแทน คสช. สำนักงานเลขาธิการนายกรัฐมนตรี ได้มีหนังสือหารือสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) เกี่ยวกับสถานะของประกาศและคำสั่งของ คสช. บางฉบับที่มิได้นำบทบัญญัติเกี่ยวกับองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่ของคณะ กรรมการตามกฎหมายและระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีมาบังคับใช้ ซึ่ง สคก. ได้มีความเห็นว่าสมควรใช้คณะกรรมการตามที่กฎหมายกำหนดไว้ ส่วนคณะกรรมการตามคำสั่ง คสช. ให้หยุดปฏิบัติหน้าที่ไว้ก่อน ดังนั้น การประชุม กพช. จึงเป็นไปตามพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม โดยมีนายกรัฐมนตรีเป็นประธานกรรมการ
2. เมื่อวันที่ 16 ตุลาคม 2557 สำนักงานเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ได้มีหนังสือถึง สคก. แจ้งว่า หัวหน้า คสช. มีนโยบายให้คณะกรรมการที่แต่งตั้งขึ้นโดยประกาศหรือคำสั่งของ คสช. บางคณะ ประกอบด้วย คณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน คณะกรรมการส่งเสริมวิสาหกิจขนาดกลางและขนาดย่อม คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และคณะกรรมการกองทุน เพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ยังคงสามารถปฏิบัติหน้าที่ต่อไป ดังนั้น สคก. จึงยกร่างพระราชบัญญัติเพื่อยกสถานะของคำสั่ง คสช. ซึ่งต่อมา พระราชบัญญัติการปฏิบัติหน้าที่ของคณะกรรมการที่แต่งตั้งตามประกาศและคำสั่ง ของคณะรักษาความสงบแห่งชาติบางฉบับ พ.ศ. 2558 ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา ลงวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2558 และมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 14 กุมภาพันธ์ 2558 ส่งผลให้ กพช. ตามคำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติที่ 54/2557 เป็น กพช. แต่งตั้งขึ้นตามกฎหมายว่าด้วย กพช.
3. เพื่อให้ กพช. สามารถบริหารงานได้อย่างต่อเนื่องและสอดคล้องกับโครงสร้างการบริหารราชการ ในปัจจุบัน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอหัวหน้า คสช. ขอเปลี่ยนแปลงองค์ประกอบ กพช. ซึ่งหัวหน้า คสช. ได้ลงนามในคำสั่งหัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติที่ 2/2558 เรื่อง เปลี่ยนแปลงองค์ประกอบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ตามคำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติที่ 54/2557 แล้วเมื่อวันที่ 16 มีนาคม 2558 โดยมีการเปลี่ยนแปลงองค์ประกอบ กพช. ดังนี้ (1) ประธานกรรมการ จากเดิม หัวหน้า คณะรักษาความสงบแห่งชาติ เป็น นายกรัฐมนตรี (2) รองประธานกรรมการ จากเดิม รองหัวหน้าคณะรักษา ความสงบแห่งชาติ (หัวหน้าฝ่ายเศรษฐกิจ) เป็น รองนายกรัฐมนตรี (หม่อมราชวงศ์ปรีดิยาธร เทวกุล) (3) กรรมการมีการเปลี่ยนแปลงจากปลัดกระทรวงที่เกี่ยวข้อง เป็นรัฐมนตรีว่าการกระทรวงที่เกี่ยวข้อง จำนวน 11 ตำแหน่ง คือตำแหน่งที่ 3 – 9 และ 11 - 14 และ (4) เพิ่มเติมกรรมการ จำนวน 2 ตำแหน่ง คือ รัฐมนตรี ว่าการกระทรวงพลังงาน และเลขาธิการนายกรัฐมนตรี รวมทั้ง หัวหน้า คสช. ได้บัญชาให้ทุกการประชุม กพช. มีผู้แทนคณะกรรมการขับเคลื่อนยุทธศาสตร์ของคณะรักษาความสงบแห่งชาติเข้าร่วม ประชุมด้วย เพื่อทราบนโยบายทุกเรื่อง นำไปสู่การขับเคลื่อนให้สอดคล้องกัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 ผลการดำเนินมาตรการโครงการความร่วมมือลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) ครั้งที่ 1/2558
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบและรับทราบตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เรื่อง การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย โดยในหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ข้อ 6.8.7 ได้กำหนดให้มีอัตราค่าไฟฟ้าประเภทส่งเสริมการประหยัดการใช้ไฟฟ้าซึ่งเรียก ว่า Demand Response Rate ที่ใช้หลักการที่ผู้ใช้ไฟฟ้า ลดการใช้ไฟฟ้าในช่วงที่ระบบเกิดวิกฤต จะได้รับเงินเป็นค่าตอบแทน หรือได้รับส่วนลดค่าไฟฟ้า
2. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้เริ่มดำเนินโครงการนำร่อง Thailand Demand Response ตั้งแต่ปี 2557 โดยเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2556 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบการดำเนินงานโครงการ นำร่องฯ ในช่วงวันที่ 8 - 10 มกราคม 2557 ทั่วประเทศ เวลา 13.00 ถึง 20.00 น. มีเป้าหมายลดการใช้กำลังไฟฟ้า 200 เมกะวัตต์ เพื่อลดความเสี่ยงจากการเกิดสภาวะขาดแคลนพลังไฟฟ้าในช่วงที่มีการหยุดซ่อม ระบบส่งก๊าซธรรมชาติเยตากุน โดยได้รับความร่วมมือจากผู้ใช้ไฟฟ้า 305 มิเตอร์ ลดการใช้ไฟฟ้าได้ 2.05 ล้านหน่วย และลดการใช้กำลังไฟฟ้าได้สูงสุด 70.7 เมกะวัตต์ ต่อมาเมื่อวันที่ 12 มิถุนายน 2557 กกพ. มีมติเห็นชอบให้ดำเนินมาตรการลดความต้องการใช้ไฟฟ้าสำหรับเสริมความมั่นคง ระบบไฟฟ้าภาคใต้รองรับการ หยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 โดยดำเนินการในช่วงวันที่ 19 - 26 มิถุนายน 2557 เฉพาะผู้ใช้ไฟฟ้าในภาคใต้ เวลา 18.30 ถึง 22.30 น. มีเป้าหมายลดการใช้กำลังไฟฟ้า 250 เมกะวัตต์ และจ่ายค่าชดเชยในอัตรา 4 บาทต่อหน่วย ให้ผู้ที่เข้าร่วมโครงการและมีมิเตอร์ในระบบอ่านมิเตอร์อัตโนมัติ (Automatic Meter Reading: AMR) ผลการดำเนินมาตรการได้รับความร่วมมือจากผู้ใช้ไฟฟ้า 334 มิเตอร์ ลดการใช้ไฟฟ้าลงได้ 2.32 ล้านหน่วย และลดการใช้กำลังไฟฟ้าไฟฟ้าได้สูงสุด 48 เมกะวัตต์ มีค่าใช้จ่ายในการดำเนินมาตรการทั้งสิ้น 9.29 ล้านบาท ซึ่ง กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 มีมติเห็นชอบให้ส่งผ่านค่าใช้จ่ายดังกล่าวเป็นองค์ประกอบของค่าใช้จ่าย ตามนโยบายรัฐบาลในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าอัตโนมัติ (Ft) ในงวดเดือนมกราคม - เมษายน 2558 โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) จ่ายค่าชดเชยให้แก่ผู้ประกอบการที่เข้าร่วมโครงการ
3. ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2558 และวันที่ 11 มีนาคม 2558 กกพ. ได้มีมติให้ดำเนินมาตรการลดความต้องการใช้ไฟฟ้ารองรับการหยุดจ่ายก๊าซ ธรรมชาติ เดือนเมษายน 2558 เพื่อเตรียมความพร้อมในการรองรับเหตุการณ์วิกฤตด้านความมั่นคงไฟฟ้า ในระหว่างวันที่ 10 17 18 และ 20 เมษายน 2558 โดยกำหนดเป้าหมายของหน่วยใช้ไฟฟ้าที่จะลดลงได้ 500 เมกะวัตต์ อัตราชดเชย 3 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง โดยเป็นรายการค่าใช้จ่ายนโยบายภาครัฐ ซึ่งมีกลไกการส่งผ่านค่าใช้จ่ายผ่านสูตร Ft และให้ กฟผ. การไฟฟ้า นครหลวง (กฟน.) และ กฟภ. เป็นผู้รวบรวมการใช้ไฟฟ้า ติดตามและคำนวณผลการลดความต้องการใช้ไฟฟ้ารวมทั้งค่าชดเชย ซึ่งมีภาคอุตสาหกรรม ห้างสรรพสินค้า Hypermart และโรงแรมทั่วประเทศ สมัครเข้าร่วมโครงการ 937 มิเตอร์ แบ่งเป็น กฟผ. 4 มิเตอร์ กฟน. 38 มิเตอร์ และ กฟภ. 895 มิเตอร์ มีผู้ที่ผ่านคุณสมบัติ 851 มิเตอร์ รวมกำลังไฟฟ้าเสนอลด 747.64 เมกะวัตต์ โดยในวันที่ 17 เมษายน 2558 ช่วงเวลา 14.00 ถึง 17.00 น. มีผู้เสนอลดกำลังไฟฟ้าสูงสุดถึง 741.56 เมกะวัตต์ สรุปการดำเนินมาตรการ 4 วัน ได้ดังนี้ (1) การลดความต้องการใช้ไฟฟ้ารวมสูงสุด เกิดขึ้นในวันที่ 17 เมษายน 2558 ช่วงเวลา 10.00 น. ถึง 12.00 น. ลดลงได้สูงสุดประมาณ 507 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็นร้อยละ 101 ของเป้าหมาย (2) การลดการใช้กำลังไฟฟ้าตลอด 4 วันของโครงการ เฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 322 เมกะวัตต์ และ (3) มีผู้ร่วมโครงการกว่า 800 มิเตอร์ สูงกว่าในเดือนมกราคม 2557 และลดการใช้ไฟฟ้าสูงสุดได้ตามเป้าหมาย 500 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 ความก้าวหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน: เป้าหมายรวม 2,800 เมกะวัตต์ และ กพช. ได้มีมติให้รับซื้อเพิ่มสำหรับโครงการที่ยื่นเสนอขายไฟฟ้าไว้ก่อนที่จะปิด รับซื้อในเดือนมิถุนายน 2553 จำนวน 178 โครงการ ในอัตรารับซื้อแบบ Feed-in Tariff (FiT) ที่ 5.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา 25 ปี และกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในเดือนธันวาคม 2558 โดยโครงการส่วนที่สายส่งรองรับไม่ได้ ให้ยื่นขอเปลี่ยนจุดจำหน่ายไฟฟ้าจากพื้นที่ที่เสนอไว้เดิมได้ ซึ่งปัจจุบันได้ดำเนินการเปลี่ยนที่ตั้งแล้วเสร็จ ทั้งหมดแล้ว ดังนี้ (1) โครงการที่ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนให้ตอบรับซื้อได้มี 172 โครงการ รวมกำลังการผลิตติดตั้ง 989.675 เมกะวัตต์สูงสุด พร้อมสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า และ (2) มี 6 โครงการ รวม 23.7 เมกะวัตต์สูงสุด ที่ไม่เสนอให้ตอบรับซื้อ เนื่องจาก 3 โครงการยื่นเสนอขายไฟฟ้าหลังจากที่ กฟภ. ประกาศชะลอรับซื้อไฟฟ้าเมื่อวันที่ 9 เมษายน 2553 และอีก 3 โครงการติดปัญหาสายส่งและผังเมือง แต่ไม่มายื่นเปลี่ยนที่ตั้งภายในกำหนดวันที่ 31 มีนาคม 2558
2. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop): กพช. เห็นชอบให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าประเภทโครงการขนาดเล็กสำหรับที่พักอาศัย ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง ไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ เพิ่มอีก 69.36 เมกะวัตต์ เพิ่มเติมให้เต็มเป้าหมายเดิม 100 เมกะวัตต์ อัตรา FiT 6.85 บาทต่อหน่วย กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 ต่อมา กพช. เห็นชอบให้ขยายเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์สำหรับโครงการที่ ผูกพันกับภาครัฐแล้ว 131 เมกะวัตต์ จากเดิมภายในเดือนธันวาคม 2556 เป็นภายในสิ้นเดือนมิถุนายน 2558 ซึ่ง สกพ. ได้ออกระเบียบรับซื้อไฟฟ้าในส่วนนี้และประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2558 รวมทั้งออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 โดยเริ่มให้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าได้ตั้งแต่วันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2558 เป็นต้นไป ปัจจุบัน มีผู้สนใจยื่นเสนอโครงการ 2,543 ราย รวม 21.570 เมกะวัตต์สูงสุด แบ่งเป็น กฟน. ยื่นขอ 333 ราย 2.432 เมกะวัตต์ และตอบรับไปแล้ว 176 ราย 1.303 เมกะวัตต์ และ กฟภ. ยื่นขอ 2,210 ราย 19.139 เมกะวัตต์ ซึ่งยังไม่ตอบรับซื้อ
3. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การ เกษตร: ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ อัตรา FIT 5.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 และขยายไปจนถึงเดือนมิถุนายน 2559 ปัจจุบัน คณะกรรมการบริหารมาตรการฯ แต่งตั้งคณะอนุกรรมการกำหนดหลักเกณฑ์ กลั่นกรอง และคัดเลือกโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและ สหกรณ์การเกษตร เมื่อวันที่ 31 มีนาคม 2558 เพื่อกำหนดหลักเกณฑ์เข้าร่วมโครงการและกลั่นกรองและคัดเลือกโครงการ ปัจจุบันอยู่ระหว่างดำเนินการ คาดว่าจะแล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2558 และ สกพ. จัดทำระเบียบรับซื้อไฟฟ้าฯ แล้วเสร็จและลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2558 ปัจจุบันอยู่ระหว่างการจัดทำร่างประกาศรับซื้อไฟฟ้าฯ โดยรอหลักเกณฑ์จากคณะอนุกรรมการกำหนดหลักเกณฑ์ฯ
4. สรุปสถานภาพ ณ ปัจจุบัน แบ่งเป็น (1) ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 761 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,558 เมกะวัตต์ (2) ลงนามในสัญญาแล้วแต่ยังไม่ขายไฟฟ้าเข้าระบบ 2,431 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 223 เมกะวัตต์ (3) ตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ลงนามในสัญญาแบ่งเป็นแบบติดตั้งบนพื้นดิน 173 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 991 เมกะวัตต์ และแบบติดตั้งบนหลังคา 176 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1.30 เมกะวัตต์ และ (4) ยื่นคำขอเสนอขายไฟฟ้าแต่ยังไม่ได้ตอบรับซื้อ 2,549 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 45.70 เมกะวัตต์ รวมทั้ง 4 ส่วน 2,819 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
รับทราบและมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและกระทรวงกลาโหมร่วมกันศึกษาแนวทาง การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์เพื่อความมั่นคง ภายใต้โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ การเกษตร โดยให้ผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้ภายในหน่วยงานเป็นหลักและให้ถือปฏิบัติอย่างเคร่ง ครัด
เรื่องที่ 4 รายงานความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการประชุมเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 มีมติรับทราบความคืบหน้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมีสัญญาซื้อขาย ไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการต่อไป โดย กกพ. มีแนวทางการดำเนินการ ดังนี้ (1) โครงการที่เลยกำหนด COD แล้วจำนวน 72 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 366.20 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 281.22 เมกะวัตต์ จะกำกับให้การไฟฟ้าดำเนินการยกเลิกสัญญาตามขั้นตอนและระเบียบที่เกี่ยวข้อง และ (2) โครงการที่ยังไม่ถึงกำหนด COD จำนวน 91 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 1,523.43 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 1,351.31 เมกะวัตต์ จะกำกับให้การไฟฟ้าติดตามการดำเนินโครงการอย่างใกล้ชิดและให้รายงาน กกพ. เป็นระยะ ทั้งนี้ มีโครงการที่รอจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 6 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 31.75 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 29.50 เมกะวัตต์
2. กกพ. ได้กำกับการดำเนินของการไฟฟ้าทั้งสามแห่งในฐานะคู่สัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยสรุปสถานภาพการดำเนินงาน ณ เดือนกุมภาพันธ์ 2558 ได้ ดังนี้
2.1 โครงการที่รอจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 6 โครงการ แบ่งเป็น (1) COD แล้ว 1 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 20 เมกะวัตต์ และปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 18 เมกะวัตต์ (2) เลยกำหนด COD แล้ว 5 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 11.75 เมกะวัตต์ และปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 11.50 เมกะวัตต์2.2 โครงการที่เลยกำหนด COD แล้ว 72 โครงการ แบ่งเป็น (1) COD แล้ว 4 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 137.73 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 98.63 เมกะวัตต์ (2) ยกเลิก PPA แล้ว 3 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 3.49 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 2.89 เมกะวัตต์ (3) โครงการคงเหลือ 65 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 224.98 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 179.70 เมกะวัตต์ โดยมี 38 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 110.73 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 88.05 เมกะวัตต์ ที่ครบกำหนดการหักหลักค้ำประกันแล้วและการไฟฟ้ายกเลิกสัญญาซื้อขายฯ และมีโครงการที่เลยกำหนด COD เพิ่มเติมอีก 34 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 129.51 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 99.84 เมกะวัตต์ ดังนั้น สรุปโครงการที่เลยกำหนด COD รวม 99 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 354.49 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 279.54 เมกะวัตต์2.3 โครงการที่ยังไม่ถึงกำหนด COD 91 โครงการ แบ่งเป็น (1) COD แล้ว 2 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 75 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 62 เมกะวัตต์ (2) เลยกำหนด COD 29 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 117.76 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 88.34 เมกะวัตต์ (3) โครงการคงเหลือ 60 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 1,330.67 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 1,200.98 เมกะวัตต์ และ (4) มีโครงการที่ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมจากที่ได้รายงาน กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 อีก 23 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 162 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 140.2 เมกะวัตต์ ดังนั้น สรุปโครงการที่ยังไม่ถึงกำหนด COD รวม83 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 1,492.67 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 1,341.18 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 สถานะของระบบส่งไฟฟ้าที่เหลือเพื่อรองรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการ ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) และประกาศรับข้อเสนอขอขายไฟฟ้าภายใต้ กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ตลอดจนการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT
2. กกพ. ได้หารือร่วมกับกระทรวงพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้า นครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เพื่อจัดทำข้อมูลศักยภาพระบบโครงข่ายไฟฟ้า ต่อมาเมื่อวันที่ 30 เมษายน 2558 กฟผ. ได้จัดส่งข้อมูลศักยภาพระบบโครงข่ายในระดับระบบส่งไฟฟ้าให้ กกพ. พิจารณา โดยมีสมมติฐานและศักยภาพระบบโครงข่าย ดังนี้
2.1 สมมติฐานที่ กฟผ. ใช้ในการศึกษา Grid Capacity ได้แก่ (1) ข้อมูลพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้ารายสถานี และข้อมูลโรงไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า PDP 2010 Rev.3 (2) ข้อมูล VSPP ที่ PEA ส่งให้เมื่อวันที่ 24 - 25 เมษายน 2558 (3) งานก่อสร้างและปรับปรุงระบบส่งของ กฟผ. กำหนดให้แล้วเสร็จ ตามแผน (4) พิจารณาการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าหลักจากเหตุผลด้านความมั่นคงและราคาต้นทุน การผลิตไฟฟ้า และ (5) การศึกษาเฉพาะการไหลของกำลังไฟฟ้าแต่ไม่ได้พิจารณาเรื่องค่ากระแสลัดวงจร2.2 ศักยภาพระบบโครงข่ายในระดับระบบส่งในช่วงปี 2559 – 2561 แบ่งเป็น (1) รวมเขตภูมิภาค (ภาคเหนือ ภาคกลาง ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ภาคตะวันออก รอบเขตกรุงเทพ ภาคใต้ และภาคตะวันตก) ปี 2559 – 2561 มีศักยภาพรวมอยู่ที่ 1,628 1,628 และ 2,008 เมกะวัตต์ ตามลำดับ ทั้งนี้ สำหรับระบบสายส่งของภาคตะวันออกเฉียงเหนือในปี 2559 – 2560 มีศักยภาพเต็มแล้วเนื่องจากในช่วงที่ผ่านมามีการรับซื้อพลังงานหมุนเวียน จำนวนมาก คงเหลือในปี 2561 รับได้ 240 เมกะวัตต์ และ (2) เขตกรุงเทพฯ และปริมณฑลอยู่ที่ 1,767.2 1,815.3 และ 1,870.3 เมกะวัตต์ ตามลำดับ สรุปศักยภาพระบบโครงข่ายในระดับระบบส่งในช่วงปี 2559 – 2561 ของทั้งประเทศอยู่ที่ 3,395.2 3,443.3 และ 3,878.3 เมกะวัตต์ ตามลำดับ ทั้งนี้ กกพ. จะนำข้อมูลศักยภาพระบบโครงข่ายในระดับระบบส่งไปใช้ประกอบการออกหลักเกณฑ์การ รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ FiT ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา โดยคาดว่าจะประกาศหลักเกณฑ์ดังกล่าวภายในเดือนกรกฎาคม 2558
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 และวันที่ 22 ตุลาคม 2557 กพช. มีมติรับทราบการดำเนินการของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ในการจัดทำข้อบังคับว่าด้วยการจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือ เชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Regime: TPA Regime) และให้ประกาศใช้ข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซ ธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Code: TPA Code) ได้ภายในเดือนมีนาคม 2558 ซึ่งเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2557 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบ TPA Regime และแจ้งผู้รับใบอนุญาตที่เกี่ยวข้องให้จัดทำ TPA Code ภายใต้กรอบของ TPA Regime และเสนอ กกพ. พิจารณาก่อนการประกาศใช้ต่อไป ต่อมา TPA Code ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 13 ตุลาคม 2557 เป็นต้นไป
2. เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2558 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบ TPA Code ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และบริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) พร้อมให้ดำเนินงานตามแผนเตรียมความพร้อมการเปิด TPA Code โดยให้รายงานผลการดำเนินงานพร้อมทั้งปัญหาและอุปสรรคที่ต่อ กกพ. ทุก 3 เดือน ทั้งนี้ ปตท. และ PTTLNG ได้ประกาศใช้ TPA Code เรียบร้อยแล้ว เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2558
3. การดำเนินการที่สำคัญในระยะต่อไป มีดังนี้ (1) การเตรียมการของผู้รับใบอนุญาตเพื่อรองรับการเปิด TPA ในส่วนของ ปตท. ซึ่งเป็นผู้รับใบอนุญาตขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ จะจัดทำและติดตั้งระบบปฏิบัติการในการบริหารจัดการรับส่งก๊าซ ระบบการจองความสามารถการให้บริการ การติดตั้งระบบการวัดคุณภาพและปริมาณก๊าซ การจัดทำระบบการขอเชื่อมต่อ การจัดทำคู่มือการปฏิบัติการ คู่มือการให้บริการ และคู่มืออื่นที่เกี่ยวข้อง การเตรียมความพร้อมสำหรับการเปิด TPA ท่อในทะเล และพัฒนาระบบปฏิบัติการที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งการจัดทำสัญญามาตรฐานที่เกี่ยวข้องกับการเปิด TPA และในส่วนของ PTTLNG ซึ่งเป็นผู้รับใบอนุญาตเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ จะเตรียมการระบบปฏิบัติการ จัดทำคู่มือการปฏิบัติงานที่เกี่ยวข้อง เตรียมการด้านสัญญามาตรฐาน ด้าน Code of Conduct และด้าน Open Season สำหรับผู้ใช้บริการรายใหม่ (2) การกำกับดูแล โดยให้รายงานผลการดำเนินงาน พร้อมปัญหาอุปสรรคจากการให้บริการตาม TPA Code ต่อ กกพ. รายไตรมาส มีการกำกับดูแลความสามารถ ในการให้บริการ (Capacity) ที่มีสัญญาผูกพันแล้ว และความสามารถในการให้บริการคงเหลือที่สามารถเปิดให้บุคคลที่สามเข้ามาใช้ หรือเชื่อมต่อได้ ตลอดจนการกำกับดูแลสัญญามาตรฐาน และอัตราค่าบริการที่เกี่ยวข้องด้วย และ (3) กกพ. และ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานอยู่ระหว่างการศึกษาทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคา ก๊าซธรรมชาติเพื่อให้รองรับกับโครงสร้างการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติ ที่จะเกิดขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 46 กำหนดให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต้องจัดทำรายงานประจำปี เสนอ กพช. คณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนฯ และวุฒิสภา ทุกสิ้นปีงบประมาณ
2. ผลการดำเนินงานสำคัญในปี 2556 ประกอบด้วย มีการออกใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติรวม 165 ฉบับ (ประกอบกิจการไฟฟ้า 159 ฉบับและประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ 6 ฉบับ) ออกประกาศประมวลหลักการปฏิบัติ (COP) สำหรับเชื้อเพลิงชีวมวลประเภทเชื้อเพลิงแข็ง พิจารณาอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft ปี 2556 รวม 4 ครั้ง พิจารณาปรับอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ตามคู่มือของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ออกระเบียบว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติด ตั้งบนหลังคา พ.ศ. 2556 กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP กำลังการผลิตรวม 5,000 เมกะวัตต์ พิจารณาเรื่องร้องเรียนจากผู้ใช้พลังงานและผู้ที่ได้รับผลกระทบจากการประกอบ กิจการพลังงาน แล้วเสร็จ 19 เรื่อง จาก 59 เรื่อง การบริหารจัดการกองทุนพัฒนาไฟฟ้า อนุมัติกรอบงบประมาณ ในการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นรอบโรงไฟฟ้าเป็นเงินประมาณ 2,600 ล้านบาท กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP SPP และ VSPP ให้เป็นไปตามแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 (ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (พ.ศ. 2555 - 2564) และจัดประชุมเครือข่ายความร่วมมือ ASEAN Energy Regulators’ Network (AERN) ครั้งที่ 2 และในส่วนการรายงาน งบการเงินและบัญชีทำการ ปีงบประมาณ 2556 มีรายได้จากการดำเนินงาน 832,355,430.94 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 690,975,427.72 บาท และมีรายได้แผ่นดินรอนำส่งคลัง 56,008,253.84 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้มีมติมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการประกาศหยุดรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยให้มีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ และให้ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนใน รูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) และประกาศรับข้อเสนอขอขายไฟฟ้าภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ตลอดจนดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT และเมื่อวันที่ 16 มกราคม 2558 สำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือถึงการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ให้ประกาศหยุดรับคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยให้มีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ โดยการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ได้ออกประกาศหยุดรับคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder เมื่อวันที่ 23 มกราคม 2558 ส่วนการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้ออกประกาศดังกล่าวเมื่อวันที่ 29 และ 30 มกราคม 2558 ต่อมาเมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2558 กกพ. ได้ออกระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ Feed-in Tariff (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) พ.ศ. 2558 โดยมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 6 มีนาคม 2558
2. ปัจจุบัน กกพ. อยู่ระหว่างประสานกับกระทรวงพลังงานเพื่อขอรับทราบเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ลำดับความสำคัญของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง และการจัดทำศักยภาพระบบไฟฟ้าให้สอดคล้องกับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อ ประกอบการจัดทำหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าด้วยกลไกการแข่งขัน ดังนั้น เพื่อให้การรับซื้อไฟฟ้าฯ สอดคล้องกับเป้าหมายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและศักยภาพ ของระบบไฟฟ้าที่มีอยู่ จึงจำเป็นต้องขยายเวลาการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ FiT ด้วยกลไกการแข่งขันด้านราคา และเนื่องจากเชื้อเพลิงแต่ละประเภทมีข้อจำกัดและคุณลักษณะเฉพาะที่แตกต่าง กัน โดยเฉพาะน้ำที่มีเพียงบางพื้นที่ที่มีความเหมาะสมในการจัดทำโครงการ และขยะที่รัฐบาลมีนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากขยะเป็นการเฉพาะ ดังนั้น จึงเห็นควรให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานน้ำและขยะเป็นการเฉพาะแยกออกจาก การรับซื้อไฟฟ้าฯ ในครั้งนี้ ดังนั้น กกพ. จึงขอความเห็นชอบให้เลื่อนกำหนดวันประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนใน แบบ FiT จากเดิมที่กำหนดให้ดำเนินการภายในไตรมาสแรกของปี 2558 เป็นภายในเดือนกรกฎาคม 2558 โดยไม่รวมพลังงานน้ำและขยะในการประกาศรับซื้อรอบนี้ อีกทั้งรัฐบาลมีแนวนโยบายที่จะให้โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเป็นส่วนหนึ่งใน การรองรับนโยบายอื่น เช่น Roadmap การจัดการขยะของกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติฯ หรือโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเพื่อความมั่นคงของกระทรวงกลาโหม หรือโรงไฟฟ้าพลังน้ำ ซึ่งยังขาดข้อมูลบางประการที่จำเป็นต้องใช้ประกอบการพิจารณาออกประกาศรับ ซื้อไฟฟ้าในอนาคต จึงเห็นสมควรให้มีการศึกษาเพิ่มเติมโดยนำเอาข้อมูลศักยภาพระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Grid Capacity) ไปใช้ประกอบการเตรียมการออกหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าตามนโยบายนี้ในอนาคต ด้วย
3. การดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT โดย กกพ. ได้ออกประกาศ ที่เกี่ยวข้องกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) ในช่วงเปลี่ยนผ่านจากแบบ Adder เป็น FiT รวม จำนวน 3 ฉบับ ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 23 มกราคม 2558 ออกประกาศเรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) ในช่วงเปลี่ยนผ่านจากแบบ Adder เป็น FiT พ.ศ. 2558 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและยังไม่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ หรือได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าเมื่อปี 2557 หรือที่ได้ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าแล้วก่อนวันที่ 16 ธันวาคม 2558 ที่มีความประสงค์จะเปลี่ยนจากแบบ Adder เป็นแบบ FiT (2) เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 ออกประกาศตามข้อ (1) เพิ่มเติมเพื่อใช้เป็นแนวทางดำเนินงานสำหรับผู้ที่ได้ยื่นความประสงค์ของ เปลี่ยนจากแบบ Adder เป็น FiT และ (3) เมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2558 ออกประกาศตามข้อ (1) เพิ่มเติมฉบับที่ 2 เพื่อขยายกรอบระยะเวลาการรับคำขอยกเลิกและคำขอขายไฟฟ้าใหม่จากวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 และ 27 กุมภาพันธ์ 2558 เป็นวันที่ 31 มีนาคม 2558 ทั้งนี้ เพื่อให้มีความชัดเจนและอำนวยความสะดวกแก่ผู้สนใจเข้าร่วมโครงการ กกพ. จะรวมประกาศทั้ง 3 ฉบับข้างต้นเป็นฉบับเดียว รวมทั้งเพื่อให้ผู้ที่ประสงค์จะเข้าร่วมโครงการมีโอกาสพิจารณาการเปลี่ยนจาก Adder เป็น FiT ได้มากขึ้น จึงเห็นควรให้ขยายระยะเวลาการยื่นคำขอยกเลิกและคำขอขายไฟฟ้าใหม่จากวันที่ 31 มีนาคม 2558 เป็นวันที่ 31 กรกฎาคม 2558
4. การยื่นคำขอยกเลิกและการยื่นคำขอขายไฟฟ้าใหม่ เพื่อเปลี่ยนจากแบบ Adder เป็น FiT ในช่วงวันที่ 26 มกราคม 2558 - 31 มีนาคม 2558 มีผู้มายื่นคำขอยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้า หรือคำขอขายไฟฟ้าเดิมในระบบ Adder รวม 124 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 667.83 เมกะวัตต์ และมีผู้มายื่นคำขอขายไฟฟ้าใหม่ในแบบ FiT 122 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 652.50 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้เลื่อนกำหนดวันประกาศรับข้อเสนอขอขายไฟฟ้าภายใต้กลไกการแข่งขัน ด้านราคา (Competitive Bidding) จากเดิมที่กำหนดให้ดำเนินการภายในไตรมาสแรกของปี 2558 เป็นภายในเดือนกรกฎาคม 2558 สำหรับพลังงานน้ำและขยะให้ดำเนินการรับซื้อด้วยวิธีอื่น
2. เห็นชอบให้ศึกษาความสามารถในการรองรับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เพิ่มเติม ในอนาคตโดยเฉพาะโครงการภายใต้นโยบายของรัฐบาล เช่น โรงไฟฟ้าพลังน้ำ โรงไฟฟ้าขยะตาม Roadmap ของกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเพื่อความมั่นคงตามนโยบายของกระทรวงกลาโหม เป็นต้น รวมทั้งการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ที่อาจจะเปิดให้มีการรับซื้อในอนาคต
3. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการยื่นคำขอยกเลิกและคำขอขายไฟฟ้าใหม่เพื่อขอเปลี่ยน จาก Adder เป็นแบบ FiT สำหรับโครงการที่ยังไม่ได้ดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าที่มีสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าแล้ว หรือโครงการที่ได้รับอนุมัติตอบรับซื้อไฟฟ้าในปี 2557 จากวันที่ 31 มีนาคม 2558 เป็นวันที่ 31 กรกฎาคม 2558
4. เห็นชอบให้มีการส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) เช่นเดียวกับการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Adder และการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ในแบบพลังงานแสงอาทิตย์ที่ให้พิจารณาส่วนต่างค่ารับซื้อไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจาก การรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT กับค่าซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยเป็นค่าใช้จ่าย ตามนโยบายภาครัฐใน Ft
5. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน รับไปแก้ไขปัญหาข้อร้องเรียนของโครงการพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Adder ที่หยุดรับซื้อไฟฟ้า ซึ่งมีผลถัดจากวันที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีมติเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ทำให้ผู้ยื่นขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder ไม่สามารถจะยื่นขอได้ทัน และเมื่อได้ข้อยุติแล้วให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 9 การสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อความมั่นคงด้านพลังงาน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. พระราชบัญญัติน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2509 มีวัตถุประสงค์เพื่อควบคุมการกลั่นและค้าน้ำมันเชื้อเพลิงให้เป็นไปโดยเหมาะ สม เกี่ยวกับคุณภาพของน้ำมันเชื้อเพลิงและการให้มีการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงไว้ มีปริมาณพอควร เพื่อประโยชน์แก่ประเทศและประชาชน ประเทศไทยจึงเริ่มสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง โดยภาคเอกชน (ผู้ค้าน้ำมัน) ตั้งแต่ปี 2509 เป็นต้นมา โดยคำนวณจากระยะเวลาจัดหาน้ำมันดิบจากแหล่งตะวันออกกลางถึงประเทศไทยและระยะ เวลาในการกลั่นเป็นน้ำมันสำเร็จรูปใช้เวลารวมทั้งสิ้นประมาณ 18 วัน เมื่อคำนวณเปรียบเทียบกับการสำรองในระยะเวลา 1 ปี (365 วัน) ส่งผลให้มีอัตราสำรองเท่ากับร้อยละ 5 รัฐบาลในขณะนั้น จึงได้กำหนดให้สำรองทั้งน้ำมันดิบร้อยละ 5 (เพียงพอใช้ได้ 18 วัน) และน้ำมันสำเร็จรูป ร้อยละ 5 (เพียงพอใช้ได้ 18 วัน) ทำให้ประเทศมีน้ำมันเพียงพอใช้ได้รวมทั้งสิ้น 36 วัน ด้วยเหตุผลว่า การมีสำรองน้ำมันดิบเพื่อให้โรงกลั่นสามารถมีน้ำมันดิบเข้ากลั่นได้ตลอดเวลา และการสำรองน้ำมันสำเร็จรูปเพื่อให้ผู้บริโภค (ประชาชน) มีน้ำมันใช้ตลอดเวลาเช่นเดียวกัน
2. ในช่วงที่ผ่านมา น้ำมันสำรองได้มีการนำออกมาใช้ตามความจำเป็นในเหตุการณ์ต่างๆ เช่น กรณีน้ำมันดิบ เกิดเหตุท่าเรือส่งออกน้ำมันดิบจากตะวันออกกลางปิดชั่วคราวเนื่องจากสภาพ อากาศแปรปรวน มีคลื่นสูง เรือเลื่อนกำหนดถึงท่าเรือประเทศไทย เหตุท่อรับน้ำมันดิบรั่วในทะเล เป็นต้น ส่วนกรณีน้ำมันสำเร็จรูป เกิดไฟไหม้โรงกลั่นน้ำมันจำเป็นต้องหยุดซ่อมไม่น้อยกว่า 1 เดือน ไม่สามารถกลั่นน้ำมันสำเร็จรูปได้ เหตุน้ำท่วมเขตปริมณฑลทำให้การรับส่งน้ำมันจากโรงกลั่นไปคลังน้ำมันหลักใน ภูมิภาคมีปัญหา ส่งผลให้ผู้ค้าน้ำมันที่รับน้ำมันสำเร็จรูปจากโรงกลั่นจำเป็นต้องขอลดสำรอง น้ำมันสำเร็จรูป เพื่อนำน้ำมันสำรองดังกล่าว ไปจำหน่ายให้แก่ประชาชน นอกจากนี้ ในอดีตรัฐบาลก็เคยมีประกาศปรับลดและเพิ่มอัตราสำรองตามความเหมาะสมของ สถานการณ์ เช่น ปรับอัตราสำรองลดลงในช่วงภาวะน้ำมันล้นตลาด สามารถจัดหาได้ง่ายขึ้น หรือปรับเพิ่มขึ้นในช่วงที่มีสถานการณ์สู้รบในตะวันออกกลาง ส่งผลต่อความไม่แน่นอนในการจัดหาน้ำมัน ในต่างประเทศ เกิดเหตุวินาศกรรมในสหรัฐอเมริกา เป็นต้น
3. ปัจจุบันประเทศมีการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง 2 ส่วน คือ (1) น้ำมันดิบ อัตราสำรองร้อยละ 6 เทียบเท่าจำนวนวันสำรอง 21.5 วัน และ (2) น้ำมันสำเร็จรูป อัตราสำรองร้อยละ 6 เทียบเท่าจำนวนวันสำรอง 21.5 วัน โดยอัตราสำรองร้อยละ 6 เป็นอัตราสำรองที่ปรับเพิ่มขึ้นเมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2556 ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อเพิ่มความมั่นคงทางด้านพลังงานให้แก่ประเทศ ส่งผลให้มีจำนวนวันสำรองเทียบเท่า 43 วัน ซึ่งในขณะนั้นราคาน้ำมันดิบอยู่ที่ระดับประมาณ 100 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ทำให้ผู้ค้าน้ำมันในประเทศมีภาระต้นทุนที่สูงขึ้น โดยราคาต้นทุนสำรองสำหรับน้ำมันดิบประมาณ 1.5 สตางค์ต่อลิตร และน้ำมันสำเร็จรูปประมาณ 2.3 สตางค์ต่อลิตร (อัตราแลกเปลี่ยน 33 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ)
4. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกได้ปรับตัวลดลงตั้งแต่ช่วงปลายปี 2557 ที่ระดับราคาประมาณ 100 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ต่อเนื่องมาจนถึงปัจจุบันราคาน้ำมันดิบอยู่ที่ระดับราคาประมาณ 60 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เนื่องจากความไม่สมดุลของอุปสงค์และอุปทาน รวมทั้งโอเปคยังคงรักษาระดับกำลังการผลิตไว้ที่เดิม และไม่มีแนวโน้มลดกำลังการผลิตลง ส่งผลให้เกิดภาวะน้ำมันล้นตลาด สามารถจัดหาน้ำมันดิบง่ายขึ้น ดังนั้น เพื่อใช้โอกาสในช่วงสถานการณ์ราคาน้ำมันที่เป็นขาลง จึงเห็นควรผ่อนคลายระดับการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมาย โดยพิจารณาจากระยะเวลาการจัดหาน้ำมันดิบจากแหล่งในตะวันออกกลาง ที่ประมาณ 15 วัน และระยะเวลาในการจัดหาน้ำมันสำเร็จรูปที่จัดหาได้ง่ายขึ้นกว่าอดีตที่ประมาณ 7 วัน รวมระยะเวลาจัดหาสำเร็จรูปจากสิงคโปร์ประมาณ 4 วัน ดังนั้น เมื่อรวมกับการสำรองเพื่อการค้า (Working Stock) ของผู้ค้าน้ำมันเองอีกประมาณ 4 วัน รวมมีสำรองทั้งประเทศประมาณ 30 วัน ซึ่งน่าจะเพียงพอกับสถานการณ์ในขณะนี้
5. กระทรวงพลังงาน เห็นควรให้ลดอัตราสำรองน้ำมันตามกฎหมายลงเฉพาะน้ำมันสำเร็จรูปให้เหลือร้อย ละ 1 ส่วนน้ำมันดิบยังคงเดิมไว้ที่ร้อยละ 6 เนื่องจากใช้ระยะเวลาในการจัดหานาน ซึ่งประโยชน์ที่ได้รับ มีดังนี้ (1) เกิดสภาพคล่องของน้ำมันในตลาดเพิ่มขึ้น ประชาชนจะได้ประโยชน์จากการแข่งขันด้านราคาน้ำมัน (2) ผู้ค้าน้ำมันมีพื้นที่ถังเก็บเพิ่มมากขึ้น สามารถนำไปใช้ให้เกิดประโยชน์ในทางธุรกิจอื่นได้ เพิ่มศักยภาพในการแข่งขันให้ผู้ประกอบการ และ (3) สามารถลดต้นทุนบางส่วนของผู้ค้าน้ำมันลงได้ ส่งผลให้ราคาขายปลีกลดลง ทั้งนี้ หากมีสถานการณ์อย่างหนึ่งอย่างใดอันก่อให้เกิดความเสี่ยงภัยต่อการขาดแคลน น้ำมันเชื้อเพลิงภายในประเทศ กระทรวงพลังงานจะเสนอให้ปรับอัตราสำรองเพิ่มขึ้นได้ทันที
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการให้ลดอัตราสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมายให้เหลือจำนวนวัน สำรองประมาณ 25 วัน โดยแบ่งเป็นอัตราสำรองน้ำมันดิบร้อยละ 6 และน้ำมันสำเร็จรูปร้อยละ 1
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการปรับลดอัตราสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมาย พร้อมทั้งกำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการที่เหมาะสมต่อไป
เรื่องที่ 10 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 มีมติเห็นชอบแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) โดยให้มีระยะเวลาของแผนสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติของ สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) พร้อมทั้งจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Development Plan: EEDP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558 - 2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015 ต่อมาเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. มีมติเห็นชอบหลักการ และแนวทางการจัดทำ PDP 2015 โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ไปจัดทำร่างแผน PDP 2015 ในรายละเอียด และนำร่างแผน PDP 2015 ไปรับฟังความคิดเห็นก่อนนำเสนอ กพช. ต่อไป
2. กระทรวงพลังงานได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็น “ทิศทางพลังงานไทย” 4 ภูมิภาค (สิงหาคมถึง กันยายน 2557) ในส่วนกลาง ณ กรุงเทพมหานคร และส่วนภูมิภาค ได้แก่ ภาคเหนือ ณ จังหวัดเชียงใหม่ ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ณ จังหวัดขอนแก่น และภาคใต้ ณ จังหวัดสุราษฎร์ธานี เพื่อรวบรวมความคิดเห็นและข้อเสนอแนะจากการสัมมนามาพิจารณาประกอบการจัดทำ ร่างแผน PDP 2015
3. การพิจารณาค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาวของประเทศ สมมติฐานและจัดทำร่างแผน PDP 2015 จะให้ความสำคัญในประเด็น ดังนี้ (1) เน้นความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศ (Security) เพื่อให้มีความมั่นคงครอบคลุมทั้งระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจำหน่ายไฟฟ้ารายพื้นที่ (2) ต้นทุนค่าไฟฟ้าอยู่ในระดับที่เหมาะสม (Economy) ราคาค่าไฟฟ้ามีความเหมาะสม และมีเสถียรภาพ ประชาชนไม่แบกรับภาระสูงเกินไป รวมถึงจะต้องสะท้อนต้นทุนในการผลิตและจำหน่าย และไม่เป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาประเทศในระยะยาว และ (3) ผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม (Ecology) ปริมาณการปลดปล่อย CO2 ไม่สูงกว่าแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 รวมทั้งส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน และส่งเสริมการมีส่วนร่วมเพื่อให้เกิดการพัฒนาอย่างยั่งยืน ต่อมากระทรวงพลังงาน ได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นกลุ่มย่อย (Focus Group) และสัมมนารับฟังความคิดเห็น (Public Hearing) จากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียต่อร่างแผน PDP 2015 เมื่อวันที่ 8 และ 28 เมษายน 2558 ตามลำดับ และได้นำความคิดเห็นและข้อเสนอแนะจากการสัมมนารับฟังความคิดเห็นทั้ง 2 ครั้ง มาประกอบการพิจารณาปรับปรุงร่างแผน PDP 2015
4. แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015)
4.1 การพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าระยะยาว : การจัดทำ PDP 2015 กำหนดสมมติฐานการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาว ดังนี้ (1) พยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระดับจำหน่าย ได้แก่ การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (PEA) โดยใช้แบบจำลองของมหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์ ได้แก่ แบบจำลองทางเศรษฐมิติ (Econometric Model) และแบบจำลอง End – Use Model (2) ใช้ข้อมูลการใช้พลังงานไฟฟ้าที่เป็นค่าจริง 10 เดือนของปี 2557 เป็นฐานในการพยากรณ์ฯ (3) ใช้ค่าพยากรณ์การเติบโตทางเศรษฐกิจหรือผลิตภัณฑ์มวลรวมของประเทศ (GDP) ปี 2557 - 2579 จาก สศช. เมื่อวันที่ 2 กันยายน 2557 ซึ่งรวมโครงการโครงสร้างพื้นฐานของรัฐบาล มีอัตราการเจริญเติบโตเฉลี่ยในช่วงปี 2557 - 2579 อยู่ที่ร้อยละ 3.94 ต่อปี (4) ใช้จำนวนประชากรและข้อมูลการพยากรณ์จำนวนประชากรของประเทศจาก สศช. มีอัตราการเติบโตเฉลี่ยในช่วงปี 2557 - 2579 อยู่ที่ร้อยละ 0.03 ต่อปี (5) พยากรณ์พลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak Load) โดยใช้ Load Profile ปี 2556 (6) เป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนตามแผน AEDP ณ ปี 2579 เท่ากับ 19,635 เมกะวัตต์ และ (7) เป้าหมายการประหยัดพลังงานไฟฟ้าตามแผน EEDP ณ ปี 2579 เท่ากับ 89,672 ล้านหน่วย ทั้งนี้ ใช้ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าตามมติการประชุมคณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำ แผนพัฒนา กำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ เมื่อวันที่ 9 มกราคม 2558 โดยกรณีฐานพิจารณาที่ร้อยละ 100 ของแผนอนุรักษ์พลังงาน (EE100%)4.2 แผนอนุรักษ์พลังงาน: การจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงานในช่วงปี พ.ศ. 2558 - 2579 (Energy Efficiency Development Plan: EEDP 2015 - 2036) ได้ทบทวนแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 -2573) โดยปรับค่าพื้นฐานและสมมติฐานอื่นๆ ให้สอดคล้องกับการพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าและการพยากรณ์ความต้องการใช้ น้ำมันเชื้อเพลิง และปรับเป้าหมายที่จะลดความเข้มการใช้พลังงานลงร้อยละ 30 ในปี 2579 เมื่อเทียบกับปี 2553 หรือประมาณ 56,142 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) ซึ่งปี 2556 ความเข้มการใช้พลังงานเมื่อเทียบกับปี 2553 ลดลงประมาณ 4,442 ktoe ทั้งนี้ ในช่วงปี 2558 - 2579 จะผลักดันมาตรการต่างๆ ให้เกิดผลประหยัดพลังงานอีกประมาณ 51,700 ktoe โดยร้อยละ 15 เป็นส่วนการลดการใช้พลังงานไฟฟ้า 7,641 ktoe หรือเทียบเท่า 89,672 ล้านหน่วย (GWh) และร้อยละ 85 เป็นส่วนการลดการใช้พลังงานความร้อน 44,059 ktoe พร้อมทั้งทบทวนแผนอนุรักษ์พลังงานใน 4 ภาคเศรษฐกิจ ได้แก่ บ้านที่อยู่อาศัย อุตสาหกรรม อาคารธุรกิจ และขนส่ง โดยมีแนวทางการดำเนินงาน ดังนี้ (1) ยกเลิก/ทบทวนการอุดหนุนราคาพลังงาน เพื่อส่งสัญญาณให้ผู้บริโภคตระหนักเรื่องราคาให้เป็นไปตามกลไกตลาด (2) มาตรการทางภาษี สนับสนุนมาตรการภาษีเพื่อสนับสนุนอุปกรณ์ที่มีการใช้พลังงานอย่างมี ประสิทธิภาพ (3) เร่งรัดการสนับสนุนมาตรการด้านการเงิน เพื่อให้มีการเปลี่ยนอุปกรณ์ และเกิดการบริหารจัดการพลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ (4) มาตรฐานการใช้พลังงานในอาคารและโรงงาน (Building Energy Code: BEC) โดยประสานกับกระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงมหาดไทย เพื่อผลักดันให้เป็นมาตรการบังคับ (5) รณรงค์ด้านพฤติกรรมการใช้พลังงานและการปลูกจิตสำนึก (6) กำหนดให้ผู้ผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าขนาดใหญ่ดำเนินมาตรการประหยัดพลังงานให้ ลูกค้า (Energy Efficiency Resources Standard: EERS)จากมาตรการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานทั้งหมด 34 มาตรการ เมื่อพิจารณาตามแนวทางข้างต้น เฉพาะด้านไฟฟ้าจะมี 6 มาตรการที่มีศักยภาพและมีโอกาสเห็นสูงร้อยละ 100 ซึ่งคาดว่า จะปรับปรุงปริมาณการใช้ไฟฟ้าจากกรณีปกติ ณ ปี 2579 ได้ 89,672 ล้านหน่วย ทั้งนี้ เมื่อพิจารณาแยกเป็น รายภาคเศรษฐกิจจะได้ผลประหยัดจากภาคที่อยู่อาศัยเท่ากับ 13,633 ล้านหน่าย (คิดเป็นร้อยละ 15) ภาคอุตสาหกรรมเท่ากับ 31,843 ล้านหน่วย (คิดเป็นร้อยละ 36) ภาคอาคารธุรกิจเท่ากับ 37,052 ล้านหน่วย (คิดเป็นร้อยละ 41) และภาคอาคารรัฐเท่ากับ 7,144 ล้านหน่วย (คิดเป็นร้อยละ 8)4.3 แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก: แนวทางในการจัดทำแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP 2015 - 2036) มียุทธศาสตร์ในการส่งเสริมพลังงานชีวภาพ ได้แก่ (1) ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะ ชีวมวล และก๊าซชีวภาพให้ได้เต็มตามศักยภาพเป็นลำดับแรก โดยการสำรวจศักยภาพคงเหลือในปัจจุบันสามารถผลิตไฟฟ้าจากขยะได้ประมาณ 500 เมกะวัตต์ และผลิตไฟฟ้าจากชีวมวลได้อีกประมาณ 2,500 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ ได้ประสานงานร่วมกับนโยบาย Zoning ของกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ ทำให้สามารถเพิ่มศักยภาพเชื้อเพลิงเพื่อผลิตไฟฟ้าได้อีกประมาณ 1,500 เมกะวัตต์ (2) กำหนดเป้าหมายการพัฒนาพลังงานหมุนเวียนตาม รายภูมิภาค โดย Zoning ให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าและศักยภาพพลังงานหมุนเวียน (3) ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าแสงอาทิตย์และลมในลำดับถัดไป เมื่อต้นทุนสามารถแข่งขันได้กับการผลิตไฟฟ้าจาก LNG และส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าที่เกิดการสร้างชุมชนที่เข้มแข็ง และการลดการนำเข้าพลังงานจากฟอสซิล และ (4) ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนด้วยวิธีการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมทั้งผู้ผลิตและผู้บริโภค ทั้งนี้ ได้มีการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานทดแทนจากปัจจุบันที่ร้อยละ 8 เป็นร้อยละ 20 ของปริมาณความต้องการไฟฟ้ารวมของประเทศในปี 2579 คิดเป็นกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรวมทั้งสิ้นประมาณ 19,635 เมกะวัตต์4.4 สมมติฐานการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย 1) ปรับปรุงค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าที่ใช้ในแผน PDP 2015 กรณีฐาน ตามที่คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศพิจารณา ในวันที่ 9 มกราคม 2558 โดยได้พิจารณาถึงเป้าหมายตามแผนอนุรักษ์พลังงาน และเป้าหมายแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 2) คำนึงถึงแผนอนุรักษ์พลังงานซึ่งจะปรับลดความเข้มการใช้พลังงานให้ลดลงร้อยละ 30 เทียบกับปี 2556 โดยในส่วนการลดการใช้พลังงานไฟฟ้าคิดเป็น 89,672 ล้านหน่วย 3) ความมั่นคงของระบบไฟฟ้า: (1) พิจารณาเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า บริเวณที่มีจุดเสี่ยงและมีความสำคัญของประเทศ ได้แก่ ระบบไฟฟ้าภาคใต้ และระบบไฟฟ้าในพื้นที่กรุงเทพฯ (2) กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15 ของความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (3) การจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าและกำหนดสัดส่วนเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าโดยกำหนด สัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าสอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กำหนดโรงไฟฟ้าที่มีภาระผูกพันแล้วและไม่ต่ออายุการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต ไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) ที่จะหมดอายุสัญญาในช่วงปี 2558 - 2579 เว้นแต่ระบบไฟฟ้ามีความต้องการและโรงไฟฟ้ามีประสิทธิภาพสูง โดยยึดแนวทางการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ลดการพึ่งพาก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลัก โดยปลายแผนกำหนดให้ ไม่เกินร้อยละ 40 จากปัจจุบันอยู่ที่ร้อยละ 65 เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานทดแทนจากปัจจุบันที่ ร้อยละ 8 เป็นร้อยละ 20 ของปริมาณความต้องการพลังงานไฟฟ้ารวมในปี 2579 คิดเป็นกำลังผลิตไฟฟ้า รวมประมาณ 19,635 เมกะวัตต์ เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาด และในส่วนการจัดหาไฟฟ้าจากต่างประเทศให้คำนึงถึงศักยภาพที่สามารถจัดหาได้ และมีราคาที่เหมาะสม โดยกระจายแหล่งผลิตไฟฟ้าในประเทศเพื่อนบ้านหลายประเทศ กำหนดไม่เกินร้อยละ 20 ของกำลังผลิตไฟฟ้าในระบบ นอกจากนี้ กำหนดสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ไว้ปลายแผนไม่เกินร้อยละ 5 หรือ 2,000 เมกะวัตต์ ของกำลังผลิตไฟฟ้าในระบบ และ (4) กำหนดให้การปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ลดลงร้อยละ 20 เทียบกับ ปี 2556 (การปลดปล่อย CO2 ปี 2556 มีค่าเท่ากับ 0.506 kgCO2/kWh) 4) แผนการลงทุนโครงสร้างพื้นฐานของระบบไฟฟ้า: (1) การพัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า การจัดทำแผน PDP2015 ให้สอดรับกับการพัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อรองรับประชาคมเศรษฐกิจ อาเซียน (AEC) โดยเชื่อมโยงกับประเทศเพื่อนบ้าน และเป็นจุดเริ่มในการพัฒนาการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศ (Bilateral trading) ของประเทศในกลุ่ม GMS รวมถึงรองรับการพัฒนาพลังงานทดแทน และ (2) ระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) ในแผน PDP 2015 จะให้ความสำคัญกับการพัฒนาระบบ Smart grid เพื่อรองรับการพัฒนาระบบไฟฟ้าขนาดเล็กแบบกระจายศูนย์ (Decentralized Generation: DG) และรองรับการส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ
5. สรุปแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015)
5.1 การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ในช่วง ปี 2558 - 2579: พยากรณ์ความต้องพลังงานไฟฟ้ารวมสุทธิ (Energy) และพลังไฟฟ้าสูงสุดสุทธิ (Peak) ของประเทศมีค่าเท่ากับ 326,119 ล้านหน่วย และ 49,655 เมกะวัตต์ ตามลำดับ5.2 ภาพรวมของกำลังการผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2558 - 2579 : ณ ธันวาคม 2557 มีกำลังผลิตไฟฟ้าอยู่ที่ 37,612 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2558 - 2579 มีกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP2015 อยู่ที่ 57,459 เมกะวัตต์ มีการปลัดกำลังผลิตของโรงไฟฟ้าเก่าออกจากระบบ 24,736 เมกะวัตต์ ดังนั้น กำลังผลิตไฟฟ้ารวมสุทธิถึงปี 2579 อยู่ที่ 70,335 เมกะวัตต์5.3 สรุปกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ในช่วงปี 2558 - 2579 รวม 57,459 เมกะวัตต์ แยกตามประเภทโรงไฟฟ้าได้ดังนี้ (1) ถ่านหินเทคโนโลยีสะอาด 7,390 เมกะวัตต์ (2) ความร้อนร่วม (ก๊าซธรรมชาติ) 17,478 เมกะวัตต์ (3) พลังงานนิวเคลียร์ 2,000 เมกะวัตต์ (4) กังหันแก๊ส 1,250 เมกะวัตต์ (5) ระบบ Cogeneration 4,119 เมกะวัตต์ (6) พลังงานหมุนเวียน 12,105 เมกะวัตต์ (7) พลังน้ำสูบกลับ 2,101 เมกะวัตต์ และ (8) รับซื้อจากต่างประเทศ 11,016 เมกะวัตต์5.4 สัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง แบ่งเป็น (1) พลังงานหมุนเวียน (รวมพลังน้ำในประเทศ) ร้อยละ 20 (2) พลังน้ำต่างประเทศ ร้อยละ 15 (3) ก๊าซธรรมชาติ ร้อยละ 37 (4) ถ่านหินและลิกไนต์ ร้อยละ 23 และ (5) นิวเคลียร์ ร้อยละ 55.5 การปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2): เมื่อเทียบการปลดปล่อย CO2 ต่อหน่วยพลังงานไฟฟ้าในปี 2573 ของแผนเดิมและแผนใหม่อยู่ที่ 0.385 และ 0.342 kgCO2/kWh ตามลำดับ และการปลดปล่อย CO2 ต่อหน่วยพลังงานไฟฟ้าของปี 2579 อยู่ที่ 0.319 kgCO2/kWh หรือคิดเป็นการปลดปล่อย CO2 ประมาณ 104,075 พันตัน5.6 ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserved Margin: RM) ณ ปลายแผน PDP 2015 ในปี 2579 กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองอยู่ที่ร้อยละ 15.3 ของความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด5.7 ประมาณการค่าไฟฟ้าขายปลีก: ราคาค่าไฟฟ้าขายปลีกจะเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 1.89 ต่อปี โดยมี Levelised price ปี 2558 - 2579 เท่ากับ 4.587 บาทต่อหน่วย (Discount Rate 10%)5.8 แผนพัฒนาระบบส่งไฟฟ้า จะมีการดำเนินการโครงการระบบส่งไฟฟ้าตามแผน PDP 2015 ประกอบด้วยโครงการหลักต่างๆ 6 ส่วน ได้แก่ (1) โครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าเพื่อสนองความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น (2) โครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าเพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า (3) โครงการปรับปรุงและขยายระบบส่งไฟฟ้าที่เสื่อมสภาพตามอายุการใช้งาน (4) โครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรองรับการเชื่อมต่อโรงไฟฟ้า (5) โครงการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าระหว่างประเทศแบบระบบต่อระบบ และ (6) โครงการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าสมาร์ทกริด (Smart Grid)
6. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานได้มีความเห็นต่อร่างแผน PDP 2015 สรุปได้ดังนี้ (1) การวางแผนการจัดหากำลังผลิตไฟฟ้าควรสอดคล้องกับความต้องการไฟฟ้าที่เกิดขึ้น ในแต่ละช่วง โดยอาจกำหนดให้มีการศึกษารูปแบบ แนวทาง หลักเกณฑ์ และราคารับซื้อไฟฟ้าเพื่อรองรับ Base Load Intermediate Load และ Peak Load ของประเทศ (2) ควรให้ความสำคัญกับการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้วของระบบ ไฟฟ้า ระบบส่ง และระบบท่อก๊าซธรรมชาติให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุด เพื่อประหยัดค่าใช้จ่ายในการลงทุนสร้างแหล่งผลิต (3) การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาวโดยนำเป้าหมายการประหยัดพลังงานตามแผน EEDP (EE100%) ณ ปี 2579 มาใช้จำนวน 89,672 ล้านหน่วย ควรมีแผนประเมินผลการดำเนินมาตรการ และแผนติดตามเป็นระยะ ๆ และควรพิจารณาภาระค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นเทียบกับผลการประหยัดพลังงาน (4) การจัดทำแผน AEDP ที่เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในสัดส่วนที่สูงจากร้อยละ 8 ในปัจจุบัน เป็นร้อยละ 20 ในปี 2579 จะต้องคำนึงถึงความพึ่งพาได้ของพลังงานหมุนเวียนบางประเภท เช่น พลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์ โดยพิจารณาจัดหาพลังงานสำรองจากเชื้อเพลิงอื่นที่เหมาะสม นอกจากนี้ ควรคำนึงถึงความมั่นคงของการจัดหาพลังงานและความเชื่อมโยงกับแผนพัฒนาระบบ โครงข่ายด้วย และ (5) ควรจัดให้มีรายละเอียดเกี่ยวกับแผนพัฒนาระบบส่งและแผนการพัฒนาระบบ Smart Grid อย่างเป็นรูปธรรม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ทั้งนี้ แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าฯ ควรมีการทบทวนเมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัย ที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนอย่างมีนัยสำคัญ
2. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน รับไปบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ (Reserved Margin) ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมต่อไป
เรื่องที่ 11 กรอบแนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุในปี พ.ศ. 2565-2566
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ผู้รับสัมปทานภายใต้พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ที่เป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติหลักของประเทศมี 2 ราย คือ (1) แปลงสำรวจหมายเลข B10, B11, B12 และ B13 (สัมปทานปิโตรเลียมหมายเลข 1/2515/5 และ 2/2515/6) ของกลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณและใกล้เคียง ปัจจุบันดำเนินงานโดยบริษัท เชฟรอนสำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (ปัจจุบันผลิตอยู่ที่อัตรา DCQ เท่ากับ 1,240 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) และ (2) แปลงสำรวจหมายเลข B15, B16 และ B17 (สัมปทานปิโตรเลียมหมายเลข 3/2515/7 และ 5/2515/9) ของแหล่งก๊าซธรรมชาติบงกช ดำเนินงานโดยบริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (ปัจจุบันผลิตอยู่ที่อัตรา DCQ เท่ากับ 870 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) ซึ่งปัจจุบันทั้งสองรายการเป็นแหล่งก๊าซธรรมชาติหลักที่ใช้ในการผลิตกระแส ไฟฟ้าของประเทศและใช้เป็นวัตถุดิบต้นทางของอุตสาหกรรม ปิโตรเคมีและก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) รวมกำลังผลิตเฉลี่ยปี 2557 ประมาณ 2,214 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือประมาณร้อยละ 76 ของปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย (ไม่รวมก๊าซธรรมชาติจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย)
2. สัมปทานปิโตรเลียม (4 สัมปทานใน 7 แปลงสำรวจ) ทั้งสองรายการดังกล่าวกำลังจะสิ้นสุดอายุสัมปทานลงในเดือนเมษายน 2565 และมีนาคม 2566 ภายหลังจากที่ได้รับการต่อระยะเวลาผลิตเป็นเวลา 10 ปีไปแล้วหนึ่งครั้ง (เมื่อปี 2555 และ 2556) ทั้งนี้ตามกฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียมจะไม่สามารถต่ออายุสัมปทานได้อีก โดยบรรดาทรัพย์สินที่จะตกเป็นทรัพย์สินของรัฐ อย่างไรก็ดี แหล่งก๊าซธรรมชาติในสัมปทานที่จะสิ้นอายุในปี 2565 - 2566 เชื่อว่าจะยังมีปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติที่สามารถผลิตขึ้นมาใช้ได้ต่อไปอีก ประมาณ 10 ปี
3. ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากสัมปทานที่กำลังจะสิ้นสุดอายุนี้ เป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติหลักของประเทศไทย ดังนั้น ความต่อเนื่องในการผลิตของแหล่งทั้งสองจึงมีความสำคัญอย่างยิ่งต่อความมั่น คงด้านการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศ การพิจารณาตัดสินใจของรัฐบาลเกี่ยวกับแนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซ ธรรมชาติในแปลงสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุจึงมีความจำเป็นที่จะต้องมีความ ชัดเจน อย่างช้าภายในปี 2560 (หรือ 5 ปีก่อนสิ้นอายุสัมปทาน) เพื่อไม่ให้กระทบต่อการลงทุนเพื่อพัฒนาแหล่งผลิต และรักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติไม่ให้ลดต่ำลง
4. กรอบแนวทางการดำเนินงาน : สามารถสรุปกรอบแนวทางการบริหารจัดการในพื้นที่สัมปทานดังกล่าว ได้ดังนี้ (1) ความต่อเนื่องในการดำเนินการพัฒนาแหล่งก๊าซเพื่อรักษาระดับการผลิตก๊าซ ธรรมชาติไม่ให้ลดต่ำลงถือเป็นประเด็นที่มีความสำคัญอย่างมาก แต่ทั้งนี้ก็จำเป็นจะต้องเปิดให้มีการเจรจาหาผู้ดำเนินงานปรับปรุงเพิ่มสัด ส่วนการถือครองของในแหล่งก๊าซธรรมชาติ การปรับปรุงระบบการจัดเก็บผลประโยชน์เข้ารัฐให้เหมาะสม รวมถึงการพิจารณาราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติไปพร้อมกันด้วย (2) ระบบการบริหารจัดการฯ จัดเก็บผลประโยชน์เข้ารัฐ ในเบื้องต้นสามารถเป็นได้ทั้งระบบสัมปทานตามกฎหมายปิโตรเลียม หรือระบบสัญญาอื่นๆ ได้แก่ ระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต (Production Sharing Contract: PSC) ซึ่งทุกแนวทางจะต้องมีการแก้ไขกฎหมายเพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุด อนึ่งหากจะนำระบบ PSC มาใช้ก็อาจต้องมีการปรับโครงสร้างองค์กรของรัฐ และจะต้องเตรียมความพร้อมของบุคลากรควบคู่ไปด้วย และ (3) การเพิ่มสัดส่วนของรัฐในการถือครองแหล่งก๊าซ ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมและเป็นธรรม โดยนำศักยภาพปริมาณสำรองปิโตรเลียมที่ยังเหลืออยู่ในพื้นที่ผลิต รวมทั้งสิ่งก่อสร้างและอุปกรณ์การผลิตที่จะตกเป็นของรัฐตามกฎหมายเมื่อสิ้น สุดอายุสัมปทาน มาประกอบการพิจารณาด้วย ซึ่งอาจเจรจาเพื่อการลดสัดส่วนการถือสิทธิของผู้รับสัมปทานและเพิ่มการถือ สิทธิของรัฐในพื้นที่แหล่งผลิต หรือการเรียกเก็บโบนัสการลงนามหรือโบนัสการผลิตต่างๆ เพิ่มขึ้น
5. การเตรียมการของกระทรวงพลังงาน: ปัจจุบันอยู่ระหว่างการศึกษาในประเด็นต่างๆ ดังนี้ (1) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ว่าจ้างบริษัทผู้เชี่ยวชาญที่ปรึกษาเพื่อทำการประเมินปริมาณสำรอง และปริมาณทรัพยากรของกลุ่มแหล่งก๊าซเอราวัณ และแหล่งก๊าซบงกช (2) ชธ. จัดทำบัญชีสิ่งติดตั้ง/อุปกรณ์ การผลิต โดยแยกสิ่งติดตั้งที่เป็นของผู้รับสัมปทาน กับสิ่งติดตั้ง/อุปกรณ์การผลิตที่เป็นการเช่าเพื่อใช้งาน เพื่อพิจารณาว่าส่วนใดบ้างจะต้องเป็นของรัฐ และ (3) คณะกรรมการปิโตรเลียมได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาพิจารณาเสนอแนะแนว ทางดำเนินการคัดเลือกผู้ดำเนินงานและระบบบริหารจัดการที่เหมาะสม รวมถึงการปรับแก้ไขกฎหมาย กฎระเบียบที่เกี่ยวข้องเพื่อเสนอกระทรวงพลังงานและคณะรัฐมนตรีพิจารณาตาม กรอบแนวทางการดำเนินงานในข้อ 4
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการดำเนินการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นอายุ ตามกรอบแนวทาง การดำเนินงานรวมทั้งรับทราบการเตรียมการของกระทรวงพลังงาน และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและคณะกรรมการปิโตรเลียมรับไปพิจารณาดำเนินการ ให้ได้ข้อยุติที่เป็นรูปธรรมภายในหนึ่งปี
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรีมีมติเมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2557 รับทราบมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 ที่เห็นชอบ (ร่าง) สัญญาแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 3) “สัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม” และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการทำสัญญากับ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (มหาชน) (SPRC) รวมทั้งเห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ลดสัดส่วนการถือหุ้นในโรงกลั่น SPRC ลงเพื่อจำหน่ายให้กับประชาชนไม่น้อยกว่าร้อยละ 30 ของทุนจดทะเบียน โดยให้ SPRC จำหน่ายหุ้นให้กับประชาชนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยภายในไตรมาสที่ 2 ของปี 2558 หรือ ภายใน 6 เดือน ภายหลังจากวันที่ลงนามในสัญญาแล้วแต่ระยะเวลาใดจะสิ้นสุดช้ากว่า ต่อมาเมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2558 กระทรวงพลังงาน ได้ทำสัญญาแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 3) “สัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม” กับ SPRC
2. SPRC ไม่สามารถดำเนินการเพื่อจำหน่ายหุ้นให้กับประชาชนในตลาดหลักทรัพย์แห่ง ประเทศไทย ให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือนได้ เนื่องจากกระบวนการพิจารณาอนุมัติการเสนอขายหลักทรัพย์ฯ ได้เปลี่ยนแปลงไป และปัจจุบันคณะกรรมการกำกับหลักทรัพย์และตลาดหลักทรัพย์ (ก.ล.ต.) จะต้องใช้เวลาตรวจสอบเอกสาร คำร้องเพื่อเสนอขายหลักทรัพย์ฯ ประมาณ 4 - 6 เดือน จากเดิมที่ประมาณการว่าจะใช้เวลาเพียง 2 เดือน ดังนั้น จึงจำเป็นต้องใช้ระยะเวลาดำเนินการอย่างน้อย 8 เดือน ในการเสนอขายหลักทรัพย์ฯ ให้แล้วเสร็จ
3. SPRC วางแผนจะยื่นคำขอและเอกสารประกอบคำขอจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ ต่อ ก.ล.ต. ในช่วงต้นเดือนมิถุนายน 2558 จึงจำเป็นต้องแก้ไขสัญญาให้แล้วเสร็จภายในเดือนพฤษภาคม 2558 มิเช่นนั้นจะมีผลต่อการจัดทำข้อมูลเพื่อเปิดเผยในหนังสือชี้ชวนในเรื่องการ เปิดเผยความเสี่ยงในกรณีที่ SPRC อาจผิดสัญญาไม่สามารถทำการเสนอขายหลักทรัพย์ฯ ได้ภายในกำหนด SPRC จึงมีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน ขอแก้ไขสัญญาแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 3) สัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม โดยขอขยายกำหนดเวลาจำหน่ายหุ้นให้กับประชาชนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศ ไทยออกไปเป็นภายในปี 2558
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการจำหน่ายหุ้นของบริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (มหาชน) (SPRC) ให้แก่ประชาชนเป็นภายในปี พ.ศ. 2558 และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการแก้ไขสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรง กลั่นปิโตรเลียมต่อไป
2. ในกรณีที่สภาวะตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยในช่วงเวลาสิ้นปี พ.ศ. 2558 ไม่เอื้ออำนวยให้ได้ราคาหุ้นที่สะท้อนมูลค่าที่แท้จริง มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปเจรจากับ SPRC เพื่อกำหนดระยะเวลาเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยและจำหน่าย หุ้นที่เหมาะสมขึ้นใหม่ และดำเนินการแก้ไขสัญญาฯ ต่อไป
เรื่องที่ 13 แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เรื่องแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว และแผนโครงการ LNG Receiving Terminal ระยะที่ 2 รวมทั้งแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ครั้งที่ 2 เพื่อให้สามารถส่งก๊าซธรรมชาติรองรับกับความต้องการที่เพิ่มขึ้น โดยให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เป็นผู้ดำเนินโครงการ ต่อมา เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2558 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เรื่อง หลักการและแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) โดยมอบหมายให้ไปจัดทำร่างแผน PDP 2015 พร้อมทั้งรับฟังความคิดเห็นก่อนนำเสนอต่อ กพช. ต่อไป ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้จัดรับฟังความคิดเห็นร่างแผน PDP 2015 เมื่อวันที่ 28 เมษายน 2558 ซึ่งร่างแผน PDP 2015 ได้ส่งผลต่อการประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคการผลิตไฟฟ้าอย่าง มีนัยสำคัญ
2. ประมาณการความต้องการก๊าซธรรมชาติและการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ในระยะยาว (ปี 2558 - 2579) ของประเทศไทย
2.1 ประมาณการความต้องการก๊าซธรรมชาติ: ในช่วงปี 2553 – 2557 มีอัตราการขยายตัวเฉลี่ยอยู่ที่ร้อยละ 5.6 ต่อปี และในปี 2557 อยู่ที่ 4,714 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ส่วนใหญ่อยู่ในภาคการผลิตไฟฟ้า และในช่วงปี 2558 – 2562 ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติจะเพิ่มสูงขึ้นทั้งในภาคการผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคขนส่ง ซึ่งโดยรวมคาดว่าจะเพิ่มขึ้นจาก 4,714 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็น 5,099 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562 หรืออัตราเติบโตเฉลี่ยร้อยละ 1.6 ต่อปี สำหรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในระยะยาว คาดว่าจะลดลงจากภาครัฐมีนโยบายลดการพึ่งพาการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า ซึ่งส่งผลให้ปี 2579 สัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับผลิตไฟฟ้าจะลดลงเหลือประมาณร้อยละ 37 (ตามร่างแผน PDP 2015) จากปี 2557 ที่มีสัดส่วนอยู่ที่ร้อยละ 59 จากสมมติฐานดังกล่าว ประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในระยะยาว (ปี 2563 - 2579) ของประเทศจะลดลง โดยในปี 2563 คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติโดยรวม (กรณีฐาน หรือ Base case) จะอยู่ประมาณ 4,915 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และในช่วงท้ายแผนในปี 2579 จะลดลงอยู่ที่ประมาณ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ทั้งนี้ ในกรณีที่โรงไฟฟ้าถ่านหินที่ระบุในร่างแผน PDP 2015 อาจไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนด รวมถึงแผนพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) และแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Development Plan: EEDP) ที่อาจไม่สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมาย ดังนั้น จึงพิจารณาความเป็นไปได้ของปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในกรณีที่มี ความเป็นไปได้สูงที่สุด (Most likely case) สำหรับใช้ผลิตไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มสูงขึ้นจากกรณีฐาน เนื่องจากนำไปใช้เป็นเชื้อเพลิงทดแทนโรงไฟฟ้าถ่านหินที่ไม่สามารถดำเนินการ ได้ตามกำหนดรวมทั้งสิ้นประมาณ 3,340 เมกะวัตต์ และความต้องการใช้ในการผลิตไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มสูงขึ้น จากการนำไปใช้ผลิตไฟฟ้าทดแทนในกรณีที่แผน AEDP และ EEDP สามารถดำเนินการตามเป้าหมายได้เพียงร้อยละ 70 ทั้งนี้ ปริมาณความต้องการก๊าซธรรมชาติในปี 2579 ของกรณี Most likely case จะปรับเพิ่มขึ้นจากกรณีฐานที่ระดับ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็นที่ระดับประมาณ 5,652 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน2.2 การจัดหาก๊าซธรรมชาติ: แบ่งเป็น 3 ส่วน ได้แก่ (1) แหล่งก๊าซธรรมชาติภายในประเทศทั้งบนบกและในทะเล (อ่าวไทย) รวมถึงพื้นที่พัฒนาร่วมระหว่างประเทศ ผ่านทางระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (2) นำเข้าก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซธรรมชาติในประเทศเพื่อนบ้าน (ประเทศสหภาพเมียนมา) ผ่านทางระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และ (3) นำเข้าในรูปแบบก๊าซธรรมชาติเหลว (Liquefied Natural Gas: LNG) โดยในปี 2557 จัดหาก๊าซธรรมชาติรวม 4,691 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน แบ่งเป็น จัดหาจากแหล่งภายในประเทศฯ ประมาณ 3,657 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (ร้อยละ 78) การนำเข้าจากแหล่งในประเทศเพื่อนบ้านฯ ประมาณ 843 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (ร้อยละ 18) และการนำเข้า LNG ที่ 191 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (ร้อยละ 4) สำหรับในระยะยาว ยังคงต้องมีการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่มีอยู่เดิม และจากสัญญาใหม่จากทั้ง 2 แหล่ง นอกจากนี้ยังจำเป็นต้องนำเข้า LNG อย่างต่อเนื่อง และมีแนวโน้มที่จะปรับเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติของแหล่งในประเทศมีจำกัดและลดลงตามอายุการ ผลิต ประกอบกับเมียนมามีนโยบายที่จะไม่ส่งออกก๊าซธรรมชาติมายังประเทศไทยเพิ่ม เติม ทำให้ในปี 2579 คาดว่าจะต้องนำเข้า LNG สูงถึงประมาณ 31.4 ล้านตันต่อปี หรือประมาณ 4,400 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (ภายใต้กรณีที่มีความเป็นไปได้สูงที่สุด หรือ Most likely case)
3. แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง แบ่งเป็น 2 ส่วน ดังนี้
3.1 โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Natural Gas Pipeline Network) เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงในการจัดหาและจัดส่งก๊าซธรรมชาติของประเทศ เงินลงทุนรวม 143,000 ล้านบาท ประกอบด้วย (1) ระยะที่ 1 เงินลงทุน 13,900 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จภายในปี 2560 – 2562 ได้แก่ โครงการเกี่ยวกับการปรับปรุงแท่นผลิต อุปกรณ์และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติให้โรงไฟฟ้าขนอมใหม่ ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลเชื่อมแหล่งอุบล และสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติวังน้อย-แก่งคอย (2) ระยะที่ 2 เงินลงทุน 117,100 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2564 ได้แก่ โครงการเกี่ยวกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ บนบกเส้นที่ 5 จากระยองไปไทรน้อย–โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ/พระนครใต้ และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากสถานีควบคุมความดันก๊าซธรรมชาติ ราชบุรี-วังน้อย ที่ 6 (RA#6) ไปจังหวัดราชบุรี และ (3) ระยะที่ 3 เงินลงทุน 12,000 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2564 ได้แก่ โครงการเกี่ยวกับสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ราชบุรี-วังน้อย และสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติกลางทางบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ บนบกเส้นที่ 53.2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) เพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้า LNG ในปริมาณที่สูงกว่า 10 ล้านตันต่อปี ซึ่งเป็นการเตรียมความพร้อมสำหรับการจัดหา LNG มาทดแทนการจัดหาก๊าซธรรมชาติผ่านทางโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ทั้งจากในประเทศ (แหล่งในอ่าวไทยและแหล่งบนบก) และนำเข้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ที่มีแนวโน้มลดลงและหมดไปในอนาคต เงินลงทุนรวม 65,000 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2565 – 2567 ได้แก่ โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง และโครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ (อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา)
4. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีความเห็นต่อแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานฯ ดังนี้ (1) เห็นควรสนับสนุนแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่น คง ช่วยเสริมสร้างความมั่นคงของระบบโครงข่ายพลังงานของประเทศในระยะยาว (2) เห็นควรให้ ปตท. ศึกษาเปรียบเทียบต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา ในรูปแบบ LNG ผ่าน Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) กับการก่อสร้างโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติบนระบบท่อส่งก๊าซ ธรรมชาติ ราชบุรี – วังน้อย โครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติกลางทางบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก เส้นที่ 5 และโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก จากสถานีควบคุมความดันก๊าซธรรมชาติราชบุรี – วังน้อย ที่ 6 (RA#6) ไปยังจังหวัดราชบุรี เพื่อความมั่นคงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติ สำหรับการผันก๊าซธรรมชาติจากฝั่งตะวันออกไปยังฝั่งตะวันตก (กรณีที่ไม่สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติจากเมียนมาได้) และ (3) เห็นควรให้ ปตท. จัดทำแผนการบริหารจัดการความเสี่ยงของการดำเนินโครงการตามแผนฯ และพิจารณาให้ความสำคัญกับการประเมินและศึกษาผลกระทบที่อาจจะเกิดขึ้นจากการ ดำเนินโครงการ ในกรณีที่ไม่สามารถดำเนินการได้ทันตามแผนฯ
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นดังนี้ (1) เห็นควรให้ ปตท. เร่งดำเนินโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ วังน้อย-แก่งคอย เพื่อใช้จัดส่งก๊าซธรรมชาติให้โรงไฟฟ้าพระนครใต้ (ทดแทน) ชุดที่ 1 ของ กฟผ. ที่จะดำเนินการเชิงพาณิชย์ในเดือนเมษายน 2562 ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เนื่องจากมีความสำคัญต่อความมั่นคงของระบบการผลิตและจ่ายไฟฟ้าของพื้นที่ กรุงเทพฯ และปริมณฑล และ (2) เพื่อให้โครงการเร่งด่วนดังกล่าวแล้วเสร็จตามกำหนดการ จำเป็นต้องขอความร่วมมือและขอความสนับสนุนจากหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง ทุกหน่วยงานในกระบวนการขออนุญาตต่างๆ จากภาครัฐ เช่น กระบวนการพิจารณาให้ความเห็นชอบรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) จากสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม คณะกรรมการผู้ชำนาญการพิจารณารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม และคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ กระบวนการส่งมอบพื้นที่เพื่อเข้าดำเนินการก่อสร้างทั้งในส่วนของภาครัฐและ เอกชน กระบวนการพิจารณาค่าทดแทนทรัพย์สิน/ค่ารอนสิทธิ์ในการใช้พื้นที่เพื่อดำเนิน โครงการจาก กกพ. เป็นต้น
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติ ดังนี้
1. เห็นชอบโครงการลงทุนในระยะที่ 1 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Natural Gas Pipeline Network) โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เป็นผู้ดำเนินการโครงการ จำนวน 3 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 13,900 ล้านบาท
2. เห็นชอบในหลักการสำหรับการดำเนินการลงทุนในระยะที่ 2 และ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่ง ก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) (ส่วนที่ 2) มอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ไปดำเนินการศึกษารายละเอียดตามข้อเสนอแนะของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และให้นำผลการดำเนินการเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อ ทราบต่อไป
3. มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้การสนับสนุนในกระบวนการขออนุญาตต่างๆ ได้แก่ สำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม คณะกรรมการผู้ชำนาญการพิจารณารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม คณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เพื่อให้โครงการแล้วเสร็จตามแผนระบบรับส่งและแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซ ธรรมชาติต่อไป
กพช. ครั้งที 1 วันจันทร์ที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2558 (ครั้งที่ 1)
วันจันทร์ที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 เวลา 14.00 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1.ร่างปฏิทินการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ปี 2558
2.สถานการณ์พลังงานปี 2557 และแนวโน้มปี 2558
3.ความก้าวหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์
4.แผนการหยุดซ่อมบำรุงแหล่งก๊าซธรรมชาติ ปี 2558
5.รายงานงบการเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีบัญชี 2555 และ 2556
7.อัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2558 - 2562
9.แผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579
11.รายงานความก้าวหน้าการปรับโครงสร้างราคาพลังงาน
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายชวลิต พิชาลัย) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 ร่างปฏิทินการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ปี 2558
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
เพื่อให้การดำเนินนโยบายด้านพลังงานด้านต่างๆ สอดคล้องเชื่อมโยงกัน กระทรวงพลังงานจึงได้จัดทำร่างปฏิทินการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่ง ชาติ (กพช.) ในช่วงปี 2558 ทั้งนี้ นโยบาย แผนงานและมาตรการในร่างปฏิทินฯ เสนอโดยหน่วยงานในสังกัดกระทรวงพลังงาน ในเบื้องต้นมีเรื่องเสนอ กพช. เพื่อพิจารณา ดังนี้ (1) ในช่วงเดือนมีนาคมถึงเดือนเมษายน 2558 นำเสนอเรื่อง แผนแม่บทพลังงานของประเทศ (ประกอบด้วย แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศแผนอนุรักษ์พลังงาน แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก แผนน้ำมัน และแผนก๊าซธรรมชาติ) การผลิตน้ำมันจากขยะอุตสาหกรรม การก่อสร้างระบบขนส่งน้ำมันทางท่อ และแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติ (2) ในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงเดือนมิถุนายน 2558 นำเสนอเรื่องแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว (พ.ศ. 2558 – 2579) และการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ (3) ในช่วงเดือนกรกฎาคมถึงเดือนสิงหาคม 2558 นำเสนอเรื่อง ร่างกฎกระทรวงกำหนดอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง (เครื่องยนต์และปั๊มความร้อนจากอากาศถ่ายเทให้แก่น้ำ) และการปรับปรุงกฎหมายของกระทรวงพลังงาน และ (4) ในช่วงเดือนกันยายนถึงเดือนตุลาคม 2558 นำเสนอเรื่องการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน (สปป.ลาว กัมพูชาและเมียนมาร์) และหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 สถานการณ์พลังงานปี 2557 และแนวโน้มปี 2558
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. สถานการณ์พลังงานปี 2557 โดยภาพรวมการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.2 เมื่อเทียบกับปีก่อน สอดคล้องกับอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจของไทย (GDP) ที่คาดว่าทั้งปี 2557 จะขยายตัวร้อยละ 1.0 ทั้งนี้ เศรษฐกิจไทยในไตรมาสแรกอยู่ในภาวะหดตัวและเริ่มปรับตัวดีขึ้นในช่วงไตรมาส ที่ 2 ภายหลังจากสถานการณ์ทางการเมืองเปลี่ยนแปลงไปในทางที่ดีขึ้น โดยการจัดหา การใช้ และมูลค่าพลังงาน สรุปได้ดังนี้ (1) การผลิตพลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นในประเทศลดลงร้อยละ 0.6 ขณะที่การนำเข้าพลังงาน เชิงพาณิชย์ขั้นต้น (สุทธิ) เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.8 ซึ่งคิดเป็นร้อยละ 57 ของการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้น (2) การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้น ก๊าซธรรมชาติมีสัดส่วนการใช้มากที่สุดคิดเป็นร้อยละ 45 เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.8 และน้ำมันเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.3 ถ่านหิน/ลิกไนต์เพิ่มขึ้นร้อยละ 11.2 การใช้ไฟฟ้าพลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้าลดลงร้อยละ 1.8 (3) มูลค่าการนำเข้าพลังงานรวม 1,408,807 ล้านบาท ลดลงร้อยละ 0.5 ทั้งนี้ มูลค่าการนำเข้าน้ำมันสำเร็จรูปของปี 2557 เพิ่มขึ้นร้อยละ 54.9 เนื่องจากโรงกลั่นน้ำมันปิดซ่อมบำรุงหลายแห่ง และ (4) มูลค่าการส่งออกพลังงานรวม 330,254 ล้านบาท ลดลงร้อยละ 12.1
2. สถานการณ์พลังงานแต่ละชนิด แบ่งเป็น (1) น้ำมันสำเร็จรูป มีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.6 เทียบกับปี 2556 โดยน้ำมันกลุ่มเบนซิน มีปริมาณการใช้เฉลี่ย 23.3 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.8 เนื่องจากปริมาณรถใหม่ที่เพิ่มขึ้นประกอบกับราคาขายปลีกลดลงส่งผลให้มีการ ใช้มากขึ้น การใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลเพิ่มจาก 20.5 ล้านลิตรต่อวัน เป็น 21.9 ล้านลิตรต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 6.83 ในปี 2556 ปัจจัยหลักมาจากมาตรการจูงใจทางด้านราคาน้ำมันกลุ่มแก๊สโซฮอลที่ถูกกว่า น้ำมันเบนซิน รวมทั้งสถานีบริการมีจำนวนมากขึ้น น้ำมันดีเซลมีปริมาณการใช้เฉลี่ย 57.7 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.9 เนื่องจากรถบางส่วนเปลี่ยนไปใช้ NGV และการเพิ่มขึ้นของรถใหม่ที่ใช้น้ำมันดีเซลเริ่มชะลอตัวลง น้ำมันเครื่องบิน มีปริมาณการใช้เฉลี่ย 15.1 ล้านลิตรต่อวัน ลดลงร้อยละ 0.9 เนื่องจากนักท่องเที่ยวต่างชาติมีจำนวนลดลงต่อเนื่องมาตั้งแต่ปลายปี 2556 จากปัญหาทางการเมืองของไทย น้ำมันเตามีการใช้ลดลงร้อยละ 3.8 ซึ่งเป็นการใช้ที่มีแนวโน้มลดลงมาอย่างต่อเนื่อง และ LPG มีการใช้ลดลงร้อยละ 0.9 ส่วนหนึ่งเป็นผลมาจากนโยบายการปรับราคา LPG ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง (2) ไฟฟ้า มีการผลิตไฟฟ้าปริมาณ 181,452 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.3 โดยส่วนใหญ่เป็นการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 66 และมีปริมาณการใช้ไฟฟ้า 167,882 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.2 จากความเชื่อมั่นของผู้บริโภคและการขยายตัวทางเศรษฐกิจหลังสถานการณ์ทางการ เมืองภายในประเทศปรับตัวไปในทิศทางที่ดีขึ้น โดยภาคอุตสาหกรรมมีสัดส่วนการใช้ไฟฟ้ามากที่สุดคิดเป็นร้อยละ 44 โดยเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.9 ส่วนภาคครัวเรือนและภาคธุรกิจเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.3 และ 1.4 ตามลำดับ
3. แนวโน้มพลังงานปี 2558 โดยมีสมมติฐานการขยายตัวทางเศรษฐกิจที่ร้อยละ 3.5 – 4.5 จากการประมาณการของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) มีปัจจัยสนับสนุนจากการส่งออกและการท่องเที่ยวที่คาดว่าจะปรับตัวดีขึ้นตาม การฟื้นตัวของเศรษฐกิจโลก รวมทั้ง การลงทุนของภาคเอกชนและภาครัฐ ประกอบกับการลดลงของราคาน้ำมันดิบในตลาดโลก ดังนี้ (1) ความต้องการพลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้น คาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.0 ตามภาวะเศรษฐกิจที่คาดว่าจะขยายตัว คาดว่าความต้องการน้ำมันเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.4 การใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.2 การใช้ถ่านหินและลิกไนต์เพิ่มขึ้นร้อยละ 1.8 และการใช้พลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้าเพิ่มขึ้นร้อยละ 16.6 (2) น้ำมันสำเร็จรูป คาดว่าการใช้น้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.5 น้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.2 น้ำมันเครื่องบินเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.8 การใช้ LPG เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.8 เนื่องจากความต้องการใช้ในรถยนต์ที่เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง ขณะที่การใช้น้ำมันเตาคาดว่าลดลงร้อยละ 2.9 จากแนวโน้มการใช้ที่ลดลงมาอย่างต่อเนื่อง โดยภาพรวมการใช้น้ำมันสำเร็จรูปคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.5 และ (3) ไฟฟ้า คาดว่าการผลิตไฟฟ้าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.0 ตามเศรษฐกิจที่คาดว่าจะมีการขยายตัวอย่างต่อเนื่องจากการฟื้นตัวของเศรษฐกิจ โลก
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 ความก้าวหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน เป้าหมายรวม 2,800 เมกะวัตต์ และ กพช. ได้มีมติให้รับซื้อเพิ่มสำหรับโครงการที่ยื่นเสนอขายไฟฟ้าไว้ก่อนที่จะปิด รับซื้อในเดือนมิถุนายน 2553 จำนวน 178 โครงการ ในอัตรารับซื้อแบบ Feed-in Tariff (FiT) ที่ 5.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา 25 ปี และกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในเดือนธันวาคม 2558 โดยโครงการส่วนที่สายส่งรองรับไม่ได้ ให้ยื่นขอเปลี่ยนจุดจำหน่ายไฟฟ้าจากพื้นที่ที่เสนอไว้เดิมได้ มีความก้าวหน้าการดำเนินงานดังนี้ (1) มีโครงการที่ผ่านการพิจารณาจากคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนให้สามารถตอบรับซื้อได้ 25 โครงการ รวมกำลังการผลิตติดตั้ง 138.35 เมกะวัตต์สูงสุด (2) โครงการที่ติดปัญหาสายส่งรองรับไม่ได้รวม 153 โครงการ รวมกำลังการผลิตติดตั้ง 875.025 เมกะวัตต์สูงสุด ให้เปลี่ยนพื้นที่ตั้งได้ภายในวันที่ 31 มีนาคม 2558 มีโครงการยืนยันว่าที่ตั้งเดิมไม่ติดปัญหา 27 โครงการ (204.50 เมกะวัตต์สูงสุด) อยู่ระหว่างตรวจสอบข้อมูลเบื้องต้น มีโครงการขอเปลี่ยนที่ตั้งใหม่เนื่องจากมีปัญหาสายส่งและปัจจุบันมีความ พร้อมเรื่องสายส่งและการใช้ที่ดินแล้ว 7 โครงการ (56 เมกะวัตต์สูงสุด) ได้ส่งเอกสารขอเปลี่ยนที่ตั้งใหม่แล้ว อยู่ระหว่างรอคณะกรรมการบริหารมาตรการฯ ตอบรับซื้อและส่งให้การไฟฟ้าทำสัญญา มีโครงการอยู่ระหว่างเสนอขอเปลี่ยนที่ตั้งและตรวจสอบความพร้อมสายส่งไฟฟ้า 50 โครงการ และส่วนที่เหลือ 69 โครงการ ยังไม่มีการดำเนินการ ทั้งนี้ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) ได้ออกระเบียบรับซื้อไฟฟ้าในส่วนนี้ (1,013.375 เมกะวัตต์สูงสุด) และประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้วเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2558
2. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) กพช. เห็นชอบให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าประเภทโครงการขนาดเล็กสำหรับที่พักอาศัย ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง ไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ เพิ่มอีก 69.36 เมกะวัตต์ เพิ่มเติมให้เต็มเป้าหมายเดิม 100 เมกะวัตต์ โดยกำหนดอัตรา FiT 6.85 บาทต่อหน่วย มีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 ต่อมา กพช. เห็นชอบให้ขยายเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์สำหรับโครงการที่ ผูกพันกับภาครัฐแล้ว จำนวน 131 เมกะวัตต์ จากเดิมภายในเดือนธันวาคม 2556 เป็นภายในสิ้นเดือนมิถุนายน 2558 ปัจจุบัน สกพ. ได้ออกระเบียบรับซื้อไฟฟ้าในส่วนนี้และประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2558 และออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 โดยเริ่มให้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าได้ตั้งแต่วันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2558 เป็นต้นไป
3. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การ เกษตร ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FIT 5.66 บาทต่อหน่วย มีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 ปัจจุบันคณะกรรมการบริหารมาตรการฯ อยู่ระหว่างพิจารณาแนวทางและหลักเกณฑ์ในการคัดเลือกโครงการ และคาดว่าจะแล้วเสร็จภายในประมาณเดือนกุมภาพันธ์ 2558 และทั้งนี้ สกพ. จัดทำร่างระเบียบว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยว ข้องเสร็จเรียบร้อยแล้วและรอประกาศในราชกิจจานุเบกษา
4. สรุปสถานภาพโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ณ วันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2558 แบ่งเป็น (1) ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 645 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,414 เมกะวัตต์ (2) ลงนามในสัญญาแล้วแต่ยังไม่ขายไฟฟ้าเข้าระบบ 2,563 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 346 เมกะวัตต์ (3) ตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ลงนามในสัญญาแบ่งเป็นแบบติดตั้งบนพื้นดิน 26 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 140 เมกะวัตต์ และแบบติดตั้งบนหลังคา 1,232 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 12 เมกะวัตต์ และ (4) ยื่นคำขอเสนอขายไฟฟ้าแต่ยังไม่ได้ตอบรับซื้อ 153 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 875 เมกะวัตต์ รวมทั้ง 4 ส่วน 2,787 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 แผนการหยุดซ่อมบำรุงแหล่งก๊าซธรรมชาติ ปี 2558
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ในปี 2557 ประเทศไทยจัดหาก๊าซธรรมชาติได้ประมาณ 4,925 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน แบ่งเป็นจัดหาจากภายในประเทศไทยประมาณ 3,730 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน นำเข้า LNG ประมาณ 182 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และนำเข้าจากสหภาพเมียนมาร์ประมาณ 1,013 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยมาจาก 3 แหล่งผลิต คือ แหล่งยาดานา เยตากุน และซอติก้า
2. ผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติในสหภาพเมียนมาร์ มีแผนการหยุดซ่อมบำรุงแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติ แหล่ง ยาดานา (Yadana) และแหล่งเยตากุน (Yetagun) ระหว่างวันที่ 10 - 19 เมษายน 2558 และแหล่งซอติกา (Zawtika) ระหว่างวันที่ 20 - 27 เมษายน 2558 นอกจากนี้ ในช่วงครึ่งหลังของปี 2558 จะมีแผนการหยุดซ่อมบำรุงแหล่งก๊าซฯ JDA A-18 ในพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย ในช่วงเดือนมิถุนายนและกันยายน 2558 ทำให้ ไม่สามารถจ่ายก๊าซฯ ให้โรงไฟฟ้าจะนะ หน่วยที่ 1 และ 2 จังหวัดสงขลา ซึ่งมีกำลังผลิตคิดเป็นร้อยละ 57 ของกำลังผลิตไฟฟ้าในเขตภาคใต้ทั้งหมด
3. แหล่งก๊าซธรรมชาติยาดานาและเยตากุนในสหภาพเมียนมาร์หยุดซ่อมบำรุง ระหว่างวันที่ 10 - 19 เมษายน 2558 เนื่องจากแหล่งยาดานา มีแผนปรับปรุงทางเชื่อมระหว่างแท่นผลิตกลางและแท่นอื่นๆ และแหล่งเยตากุน มีแผนเปลี่ยนอุปกรณ์ที่ใช้เผาก๊าซฯ บนแท่นผลิต และตรวจสอบอุปกรณ์ต่างๆ บนแท่นผลิต ทำให้ ไม่สามารถจ่ายก๊าซฯ ให้ผู้ใช้ก๊าซฯ ฝั่งตะวันตกรวมปริมาณ 1,200 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ส่งผลให้โรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก กำลังผลิตรวมประมาณ 7,411 เมกะวัตต์ ไม่สามารถเดินเครื่องได้ด้วยก๊าซฯ ที่โดยปกติรับจากสหภาพเมียนมาร์ ทำให้บางส่วนต้องใช้เชื้อเพลิงจากแหล่งอื่น เช่น น้ำมันดีเซล น้ำมันเตา และก๊าซฯ จาก ฝั่งตะวันออก ทั้งนี้ กฟผ. สามารถจัดการกำลังผลิตให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าได้ตลอดช่วงการทำงาน เนื่องจากในช่วงเทศกาลสงกรานต์มีความต้องการใช้ไฟฟ้าต่ำ โดยใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเพื่อเสริมระบบชดเชย สำหรับโรงไฟฟ้าที่ไม่สามารถเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงอื่นแทนได้และต้องหยุด เดินเครื่อง ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครใต้ชุดที่ 3 และโรงไฟฟ้าราชบุรีเวิลด์ (SPP) ประเมินว่าระบบไฟฟ้าจะสูญเสียกำลังผลิตรวมประมาณ 2,615 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ แนวทางแก้ไขปัญหาด้านก๊าซธรรมชาติ ผู้ใช้ก๊าซฯ บนเส้นท่อฝั่งตะวันตกจะถูกจัดสรรให้ใช้ก๊าซที่คงค้างในท่อ (Line Pack) และบางส่วนจะถูกจัดสรรให้ SPP ภาคขนส่ง และภาคอุตสาหกรรมใช้ก๊าซฯ จากระบบท่อฝั่งตะวันออก โดย ปตท. ต้องขอผ่อนผันข้อกำหนดคุณภาพก๊าซฯ NGV บนเส้นท่อดังกล่าว และให้ผู้ผลิตก๊าซฯ ทุกราย ท่ารับ LNG และระบบท่อส่งก๊าซฯ เตรียมความพร้อมในการจ่ายก๊าซฯ เต็มกำลังการผลิต จัดทำแผนรองรับและแนวทางการบริหารจัดการกรณีเกิดเหตุการณ์ที่มีผลกระทบซ้ำ ซ้อน จัดตั้งศูนย์ติดตามสถานการณ์การหยุดจ่ายก๊าซฯ จากเมียนมาร์ เพื่อติดตามการดำเนินงาน ส่วนแนวทางแก้ไขปัญหาด้านไฟฟ้า จะใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเดินเครื่องให้โรงไฟฟ้า โดยปรับปรุงโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครเหนือชุดที่ 1 ให้สามารถเดินเครื่องได้ด้วยก๊าซฯ ฝั่งตะวันออก และประสานงานโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวให้เดิน เครื่องเต็มความสามารถ ซื้อไฟฟ้าในส่วน Enhance Capacity จากโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงอื่นๆ เพิ่มจากกรณีปกติ รวมทั้งจัดหาและสำรองน้ำมันให้เพียงพอก่อนเริ่มหยุดจ่ายก๊าซฯ
4. แหล่งก๊าซธรรมชาติซอติก้า ในสหภาพเมียนมาร์หยุดซ่อมบำรุงระหว่างวันที่ 20-27 เมษายน 2558 เนื่องจากมีแผนตรวจสอบอุปกรณ์และซ่อมบำรุงอุปกรณ์เพิ่มความดัน ส่งผลทำให้ปริมาณจัดส่งก๊าซฯ จากฝั่งตะวันตกจะลดลงประมาณ 430 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ทำให้โรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซฯ ฝั่งตะวันตกบางส่วน ไม่สามารถเดินเครื่องได้ด้วยก๊าซฯ ซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลัก ต้องเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงรอง ได้แก่ น้ำมันเตาสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อน และน้ำมันดีเซลสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม ทั้งนี้ กฟผ. สามารถจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าและรักษา มาตรฐานความมั่นคงได้ตลอดช่วงการทำงาน ทั้งนี้ แนวทางแก้ไขปัญหาด้านก๊าซธรรมชาติ ได้แก่ ประสานกับผู้ผลิตก๊าซฯ ถึงความเป็นไปได้ในการเลื่อนเข้ามาหยุดซ่อมบำรุงในช่วงเดียวกับเยตากุนและ ยาดานา เพิ่มการรับก๊าซฯ จากอ่าวไทยเต็มที่ เพิ่มการ send out LNG ตามข้อจำกัดด้านคุณภาพก๊าซฯ ประสานผู้ผลิตก๊าซฯ ทุกราย ท่ารับ LNG และระบบท่อส่งก๊าซฯ ให้เตรียมความพร้อมในการจ่ายก๊าซฯ เต็มกำลังการผลิต รวมทั้งพิจารณาเลื่อนแผนการทำงานที่มีผลกระทบต่อการจ่ายก๊าซฯ และงดการทำงานที่มีความเสี่ยงต่อการจ่ายก๊าซฯ ส่วน NGV ไม่ได้รับผลกระทบ ในด้านไฟฟ้าจะใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเดินเครื่องโรงไฟฟ้า เปลี่ยนเชื้อเพลิงโรงไฟฟ้าพระนครเหนือพลังความร้อนร่วมชุดที่ 1 กลับไปใช้ก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก และเริ่มเดินเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครใต้ชุดที่ 3 ด้วยเชื้อเพลิงก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก และประสานโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวให้เดินเครื่อง เต็มความสามารถ รวมทั้งสำรองน้ำมันให้เพียงพอก่อนเริ่มหยุดจ่ายก๊าซฯ
5. แหล่งก๊าซธรรมชาติ JDA A-18 ในพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย หยุดซ่อมบำรุงในช่วงเดือนมิถุนายนและเดือนกันยายน 2558 โดยแหล่ง JDA A-18 มีแผนติดตั้งทางเชื่อมระหว่างแท่นผลิต (Booster tie-in and Bridge installation) ระหว่างวันที่ 7 - 13 มิถุนายน 2558 (7 วัน) และมีแผนทดสอบระบบเพิ่มความดันที่ติดตั้งใหม่ (Commissioning Compressor) ระหว่างวันที่ 30 สิงหาคม - 8 กันยายน 2558 (10 วัน) ในช่วงดังกล่าวจะไม่มีก๊าซฯ จากแหล่ง JDA A-18 จ่ายให้โรงไฟฟ้าจะนะ และกระทบต่อปริมาณการผลิต NGV ที่จะนะ 176 ตันต่อวัน ในด้านไฟฟ้าทำให้โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1 ต้องเดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซลแทน (โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 2 ไม่สามารถเดินเครื่องได้ด้วยน้ำมันดีเซล) โดยจะมีการใช้น้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ และน้ำมันดีเซลที่โรงไฟฟ้าสุราษฎ์ธานีเพื่อเสริมระบบชดเชย ทั้งนี้ ระบบไฟฟ้ายังคงมีกำลังผลิตเพียงพอต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าในเขตภาคใต้ ส่วนแนวทางแก้ไขปัญหาด้านก๊าซธรรมชาติ ในภาคขนส่งช่วงเดือนมิถุนายน ยังจัดสรรก๊าซฯ ค้างท่อให้ได้โดยไม่มีผลกระทบ และช่วงเดือนกันยายน จัดสรรก๊าซฯ ค้างท่อ และจัดสรร NGV จาก ภาคกลางทดแทนได้เพิ่มเติมประมาณ 50 ตันต่อวัน ด้านไฟฟ้า ใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเดินเครื่องโรงไฟฟ้า โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1 เดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซล ตรวจสอบโรงไฟฟ้าภาคใต้ทั้งหมดให้พร้อมใช้งาน ก่อนเริ่มหยุดจ่ายก๊าซฯ งดการหยุดเครื่องบำรุงรักษาโรงไฟฟ้าภาคใต้ ในช่วงหยุดจ่ายก๊าซฯ ประสานการไฟฟ้ามาเลเซียขอซื้อไฟฟ้าผ่านระบบ HVDC สำรองน้ำมันให้เพียงพอก่อนเริ่มหยุดจ่ายก๊าซฯ เต็มความสามารถจัดเก็บ ได้แก่ น้ำมันเตาสำหรับโรงไฟฟ้ากระบี่ และน้ำมันดีเซลสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ และโรงไฟฟ้าสุราษฎ์ธานี ประสานงาน ปตท. จัดส่งน้ำมันระหว่างงานเพื่อให้สามารถรองรับงานล่าช้า 3 วัน รวมทั้งรณรงค์ลดการใช้ไฟฟ้าและใช้มาตรการลดการใช้พลังงาน โดยเฉพาะช่วงเวลา 18.00 - 21.30 น. ที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงในเขตภาคใต้
6. กระทรวงพลังงาน มีการดำเนินการดังนี้ (1) จัดซ้อมแผนรองรับสภาวะฉุกเฉินด้านพลังงานของประเทศ ประจำปี 2558 ในวันที่ 18 มีนาคม 2558 (2) กำกับการดำเนินงานของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทั้งหมดเพื่อให้มีความพร้อมและ ดำเนินการเป็นไปตามแผน และ (3) รณรงค์ให้ทุกภาคส่วนร่วมกันประหยัดพลังงานในช่วงที่มีการหยุดซ่อมบำรุงแหล่ง ก๊าซฯ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานงบการเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีบัญชี 2555 และ 2556
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 มาตรา 34/2 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดย มาตรา 15 แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จัดทำงบการเงินส่งสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) หรือบุคคลภายนอกซึ่งคณะกรรมการกองทุนแต่งตั้งโดยความเห็นชอบของ สตง. เป็นผู้สอบบัญชีของกองทุนและให้ตรวจสอบและรับรองบัญชีและการเงินทุกประเภท ของกองทุนภายใน 90 วัน นับแต่วันสิ้นปีงบประมาณทุกปี และจัดทำรายงานผลการสอบและรับรองบัญชีฯ เสนอคณะกรรมการกองทุนภายใน 150 วันนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณเพื่อเสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ จากนั้นให้รัฐมนตรีเสนอต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อนำเสนอต่อรัฐสภาเพื่อทราบและ ประกาศในราชกิจจานุเบกษา ซึ่ง สตง. ได้ตรวจสอบรับรองบัญชีและงบการเงินกองทุนฯ สำหรับปีบัญชี 2555 เมื่อวันที่ 16 ตุลาคม 2556 และปีบัญชี 2556 เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2557 เรียบร้อยแล้ว โดยกองทุนมีสินทรัพย์สุทธิ ณ สิ้นปีบัญชี 2555 จำนวนเงิน 30,025.86 ล้านบาท และ ณ สิ้นปีบัญชี 2556 จำนวน 32,441.54 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ปัจจุบันมีผู้ผลิตไฟฟ้าที่ขายไฟฟ้าให้กับ กฟผ. ด้วยสัญญา Firm ระบบ Cogeneration จำนวนทั้งสิ้น 82 โครงการ คิดเป็นปริมาณไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญา (Contracted Capacity) รวม6,901 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น (1) ระเบียบสัญญารอบก่อนปี 2550 จำนวน 25 โครงการ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 1,787 เมกะวัตต์ และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว (2) ระเบียบสัญญารอบปี 2550 จำนวน 18 โครงการ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 1,604 เมกะวัตต์ จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วจำนวน 16 โครงการ ปริมาณไฟฟ้า 1,414 เมกะวัตต์ ยังไม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบจำนวน 2 โครงการ ปริมาณไฟฟ้า 180 เมกะวัตต์ และ (3) ระเบียบสัญญารอบปี 2553 จำนวน 39 โครงการ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 3,510 เมกะวัตต์ ยังไม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ ไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015) โดยได้ระบุถึงเรื่อง SPP ที่จะหมดอายุลงว่า จะไม่พิจารณาต่ออายุสัญญา เว้นแต่ระบบไฟฟ้ามีความต้องการและโรงไฟฟ้ามีประสิทธิภาพสูง SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มที่รับซื้อในรอบก่อนปี 2550 จำนวน 25 โครงการ กำลังจะเริ่มทยอยสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560-2568 ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อภาคอุตสาหกรรมที่มีความต้องการใช้ไอน้ำ จึงจำเป็นต้องมีการกำหนดแนวทางการดำเนินการที่ชัดเจนและสอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557
2. กระทรวงพลังงาน ได้เสนอแนวทางการส่งเสริม SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาให้สามารถดำเนินการผลิตได้อย่างต่อเนื่อง เพื่อให้เกิดความมั่นคงด้านพลังงานในภาคอุตสาหกรรม ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 30 มกราคม 2558 ซึ่ง กบง. ได้เห็นชอบหลักการ และแนวทางการดำเนินการกับ SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
3. หลักการดำเนินการกับ SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 มีดังนี้ (1) การต่ออายุสัญญาโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ที่เป็นเทคโนโลยีเก่าและมีประสิทธิภาพต่ำ ควรมีการเจรจาเพื่อปรับปรุงอัตรารับซื้อไฟฟ้าใหม่ให้เหมาะสมและเป็นธรรมต่อ ผู้ใช้ไฟฟ้า เนื่องจากผู้ประกอบการได้รับผลตอบแทนในส่วนของการลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าคืน ทั้งหมดแล้ว ดังนั้นราคารับซื้อไฟฟ้าที่ปรับปรุงใหม่ ควรจะสะท้อนต้นทุนที่เกิดขึ้นจริงจากการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น และ (2) ในกรณีก่อสร้างโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ใหม่ ควรส่งเสริมให้เกิดการผลิตไฟฟ้ารูปแบบกระจายศูนย์ (Distributed Generation) เพื่อลดความสูญเสียการส่งพลังงานไฟฟ้าในระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อให้การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วย SPP ระบบ Cogeneration เกิดประโยชน์สูงสุด
4. กระทรวงพลังงานขอเสนอแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญา ภายในปี 2560 – 2568 โดยแบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม ดังนี้ (1) กลุ่มที่ 1 ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561 เห็นควรให้ได้รับการต่ออายุสัญญาเดิมออกไปอีก 3 - 5 ปี โดยรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมเข้าสู่ ระบบของ กฟผ. ในปริมาณที่น้อยสุด ด้วยสัญญาที่เหมาะสมและเป็นธรรม ทั้งนี้ จะต้องปรับปรุงอัตรารับซื้อไฟฟ้าใหม่ให้เหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า สะท้อนต้นทุนที่เกิดขึ้นจริงจากการเดินโรงไฟฟ้าเท่านั้น และเมื่อสิ้นสุดการขยายสัญญาแล้ว ให้ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ในลักษณะเดียวกับกลุ่มที่ 2 และ (2) กลุ่มที่ 2 ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 เห็นควรให้ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียง เฉพาะโรงไฟฟ้าที่มีสถานที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม หรือกลุ่มโรงงานขนาดใหญ่ที่มีการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำหรือน้ำเย็นปริมาณมากเท่า นั้น โดยโรงไฟฟ้าใหม่จะต้องมีขนาดกำลังการผลิตเหมาะสมกับปริมาณความต้องการใช้ไอ น้ำของลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรม โดยมีอายุสัญญาไม่เกิน 20 ปี และกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าไม่ให้สูงกว่าที่รับซื้อจากโรงไฟฟ้า IPP และรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมเข้าสู่ ระบบของ กฟผ. ในปริมาณที่น้อยที่สุดไม่เกินร้อยละ 20 ของกำลังการผลิตตามสัญญาเดิมที่เคยขายเข้าระบบ ด้วยสัญญาที่เหมาะสมและเป็นธรรม ทั้งนี้ จะต้องมีการปรับปรุงระเบียบที่มีความรัดกุมสามารถกำกับดูแลโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ให้ดำเนินการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำเป็นไปตามวัตถุประสงค์ของการผลิตไฟฟ้าด้วย ระบบ Cogeneration โดยมีประสิทธิภาพการใช้เชื้อเพลิงปฐมภูมิสูงกว่าโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ซึ่งมีการ ก่อสร้างใหม่และมีการผลิตไฟฟ้าอย่างเดียว
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการและแนวทางการดำเนินการกับ SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ
2. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานรับหลักการและแนวทางที่คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติให้ความเห็นชอบ ไปพิจารณาดำเนินการในรายละเอียดเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติต่อไป
เรื่องที่ 7 อัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2558 - 2562
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. รัฐบาลกำหนดให้การจัดการขยะเป็นวาระแห่งชาติที่ต้องดำเนินการอย่างเร่งด่วน เนื่องจาก มีขยะตกค้างและขยะที่มีการจัดการไม่ถูกต้องอยู่เป็นจำนวนมาก เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT เพื่อที่จะประกาศใช้ในปี 2558 สำหรับพลังงานหมุนเวียน (ยกเว้นพลังงานแสงอาทิตย์) ประกอบด้วย พลังงานลม ขยะ (ใช้เชื้อเพลิงจากขยะชุมชน) ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ เพื่อให้สามารถส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ครบทุกประเภท เชื้อเพลิง และเพื่อให้การจัดการขยะเป็นไปอย่างครบวงจรและครอบคลุมขยะทุกประเภท ประกอบกับกระทรวงอุตสาหกรรมและกระทรวงกลาโหม ได้ร่วมมือกันเพื่อพัฒนานิคมอุตสาหกรรมบริหารจัดการกากอุตสาหกรรม ดังนั้น กระทรวงพลังงาน จึงได้จัดทำนโยบายอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมตามนโยบายรัฐบาล และรองรับการดำเนินโครงการความร่วมมือในพื้นที่นำร่อง “นิคมอุตสาหกรรมบริหารจัดการกากอุตสาหกรรม”
2. คำนิยาม “ขยะชุมชน” (Municipal solid waste) คือขยะที่เกิดจากกิจกรรมต่างๆ ในชุมชน รวมทั้งเศษวัสดุก่อสร้าง แต่ไม่รวมของเสียอันตรายและมูลฝอยติดเชื้อ ส่วน “ขยะหรือกากอุตสาหกรรม” (Industrial waste) คือสิ่งของที่ไม่ใช้แล้วหรือของเสียทั้งหมดที่เกิดขึ้นจากการประกอบกิจการ โรงงาน รวมถึงของเสียจากวัตถุดิบ ของเสียที่เกิดขึ้นในกระบวนการผลิตของเสียที่เป็นผลิตภัณฑ์เสื่อมคุณภาพ และน้ำทิ้งที่มีองค์ประกอบหรือมีคุณลักษณะที่เป็นอันตราย โดยแบ่งประเภทขยะอุตสาหกรรมเป็น (1) กากอุตสาหกรรมไม่อันตราย (Non Hazardous Waste) หมายถึง สิ่งปฏิกูลหรือวัสดุที่ไม่ใช้แล้วที่ไม่มีองค์ประกอบหรือปนเปื้อนสารอันตราย หรือมีลักษณะเช่นเดียวกับมูลฝอยชุมชน ยกเว้นของเสียที่เกิดจากอาคารสำนักงานและบ้านพักคนงาน เช่น หนังสือพิมพ์ เศษอาหาร ขยะมูลฝอยทั่วไป เป็นต้น และ (2) กากอุตสาหกรรมที่เป็นอันตราย (Hazardous Waste) หมายถึง สิ่งปฏิกูลหรือวัสดุที่ไม่ใช้แล้วที่มีองค์ประกอบหรือปนเปื้อนสารอันตราย หรือมีคุณสมบัติอย่างใดอย่างหนึ่งหรือหลายอย่าง ดังนี้ สารไวไฟสารกัดกร่อน สารพิษ สารที่มีองค์ประกอบของสิ่งเจือปนที่เป็นสารอันตรายเกินค่ามาตรฐานที่กําหน ดไว้
3. สถานการณ์ขยะของประเทศไทย ปี 2556 สรุปได้ดังนี้ (1) ขยะมูลฝอยชุมชน 26.8 ล้านตัน (2) ของเสียอันตราย 0.56 ล้านตัน (3) มูลฝอยติดเชื้อ 50,500 ตัน (4) กากอุตสาหกรรมที่ไม่เป็นอันตราย 30.63 ล้านตัน และ (5) กากอุตสาหกรรมที่เป็นอันตราย 2.69 ล้านตัน ทั้งนี้ จากการประเมินเบื้องต้น พบว่า ขยะอุตสาหกรรมในระบบที่ยังกำจัดไม่ถูกต้องหรือส่งออกนอกระบบมีอยู่ประมาณ 5 แสนตันต่อปี คาดว่าจะมีศักยภาพในการผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 50-100 เมกะวัตต์ โดยที่ผ่านมาขยะอุตสาหกรรมโดยเฉพาะขยะอุตสาหกรรมที่เป็นอันตรายไม่เคยมีนโย บายส่งเสริมให้นำมาผลิตเป็นไฟฟ้า แต่ในระยะเริ่มต้นเพื่อส่งเสริมให้ขยะอุตสาหกรรมที่อาจเคยมีการลักลอบทิ้ง ออกสู่ชุมชนเข้าสู่ระบบการจัดการขยะที่ถูกต้อง และสามารถจัดการขยะอุตสาหกรรมได้อย่างครบวงจร กระทรวงพลังงาน จึงเสนอให้กำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม 50 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2558 - 2562
4. กระทรวงพลังงาน ได้จัดทำ “ข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 – 2562” เพื่อรองรับนโยบายเร่งด่วนของรัฐบาล ในการจัดการขยะอุตสาหกรรมทั้งที่เป็นอันตรายและไม่เป็นอันตราย ซึ่งการกำจัดกากขยะอุตสาหกรรมที่เป็นอันตราย ต้องได้รับการรับรองจากกระทรวงอุตสาหกรรม โดยอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรม แบ่งออกเป็น 3 กลุ่ม ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าที่ต่อยอดจากเตาเผาขยะอุตสาหกรรมเดิมที่มีอยู่ก่อนวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 และมีสถานที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม (2) โรงไฟฟ้าใหม่ที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรมหรือนิคมอุตสาหกรรมบริหารจัดการกาก อุตสาหกรรม และ (3) โรงไฟฟ้าใหม่ที่ใช้เทคโนโลยี พลาสม่าและตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรมหรือนิคมอุตสาหกรรมบริหารจัดการกาก อุตสาหกรรม โดยอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 – 2562 สรุปได้ดังนี้
5. ข้อเสนอแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมของกระทรวงพลังงาน มีดังนี้ (1) มอบหมายให้ กบง. แต่งตั้งคณะอนุกรรมการ โดยให้มีองค์ประกอบจากกระทรวงพลังงาน กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง โดยมีอำนาจหน้าที่ในการออกหลักเกณฑ์การคัดเลือกและพิจารณาผู้เข้าร่วม โครงการ รวมถึงกำหนดประเภทขยะอุตสาหกรรมที่จะส่งเสริม และรายงานผลการดำเนินงานให้ กพช. ทราบเป็นระยะต่อไป (2) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ไปดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะ อุตสาหกรรม ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2558 และ (3) มอบหมายให้การไฟฟ้าที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมที่จะได้รับคัดเลือกจากคณะอนุกรรมการตาม ข้อ (1) เป็นกรณีพิเศษ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 - 2562 ในปริมาณ 50 เมกะวัตต์ โดยให้นับเป็นส่วนเพิ่มจากเป้าหมายตามกรอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงาน ทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP)
2. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 - 2562
3. เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ความคืบหน้าการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสง อาทิตย์และพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2558
1.1 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน โดยคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ออกระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้ง บนพื้นดิน สำหรับผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) เดิม พ.ศ. 2557 และได้ประกาศลงราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2558 โดยมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 10 มกราคม 2558 ทั้งนี้ การไฟฟ้าอยู่ระหว่างจัดทำแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายใต้เงื่อนไของระเบียบการ รับซื้อไฟฟ้าฯ เพื่อใช้ลงนามกับโครงการที่กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานเจรจา แล้วเสร็จต่อไป1.2 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) สำหรับกลุ่มบ้านอยู่อาศัย โดยได้ออกระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มให้ครบ 100 เมกะวัตต์) พ.ศ. 2557 และได้ประกาศลงราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2558 มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 10 มกราคม 2558 และเมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 กกพ. ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ระเบียบดังกล่าว โดยให้ผู้สนใจสามารถยื่นคำขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ตั้งแต่วันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2558 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2558 โดยมีปริมาณรับซื้อไฟฟ้าในพื้นที่ กฟน. จำนวน 35.691 เมกะวัตต์ และ กฟภ. จำนวน 32.530 เมกะวัตต์1.3 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร โดย กกพ. ได้หารือเพิ่มเติมกับหน่วยงานราชการต่างๆ และสหกรณ์ภาคการเกษตรที่เกี่ยวข้อง ปัจจุบันได้จัดทำระเบียบฯ ในส่วนนี้แล้วเสร็จและอยู่ระหว่างประกาศในราชกิจจานุเบกษา โดยมีประเด็นสำคัญดังนี้ (1) นิยามของหน่วยงานราชการ และสหกรณ์ภาคการเกษตร (2) ความเป็นเจ้าของโครงการ (3) ที่ตั้งโครงการ สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร และ (4) ขั้นตอนการดำเนินโครงการ โดยต้องยื่นความจำนงขอเข้าร่วมโครงการตามหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขตามที่คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนกำหนด ทั้งนี้ เมื่อได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วให้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายใน 60 วัน กรณีที่ไม่สามารถดำเนินโครงการได้ทันให้สามารถเลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้า ระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ได้ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2558 อย่างไรก็ตาม เนื่องจากข้อจำกัดของหน่วยงานราชการในการขอใช้ที่ราชพัสดุ และการดำเนินการตามพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 ซึ่งมีขั้นตอนและกระบวนการขอยกเว้นซึ่งต้องใช้ระยะเวลาหนึ่ง ทำให้หน่วยงานราชการไม่สามารถที่จะดำเนินการโครงการให้สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้า ระบบเชิงพาณิชย์ (COD) ได้ทันภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2558 ดังนั้น จึงได้เสนอขอขยายกรอบกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์จากเดิมภายในปี 2558 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559
2. ความคืบหน้าการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2558 (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์)
2.1 กกพ. ได้สั่งการให้การไฟฟ้าทั้งสามแห่งออกประกาศหยุดรับคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยให้มีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ ปัจจุบัน กกพ. อยู่ระหว่างการยกร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนในรูปแบบ FiT (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) สำหรับปี 2558 ตามกำหนดการเดิมต้องแล้วเสร็จภายในวันที่ 30 มกราคม 2558 ในส่วนของระเบียบและประกาศรับข้อเสนอ ขายไฟฟ้า จะต้องมีการกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขต่างๆ ซึ่งรวมถึงเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้าที่จะรับซื้อ พื้นที่รับซื้อไฟฟ้า ตลอดจนวิธีการคัดเลือกด้วยวิธี Competitive Bidding ซึ่งต้องพิจารณาอย่างรอบคอบเพื่อให้การคัดเลือกดำเนินการด้วยความเป็นธรรม และโปร่งใส นอกจากนั้น ในขณะนี้ภาครัฐอยู่ระหว่างการกำหนดเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียนรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 ประกอบกับในส่วนของศักยภาพของพื้นที่จะรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (Zoning) อยู่ระหว่างการดำเนินการร่วมกันระหว่าง สำนักงาน กกพ. และ พพ. ดังนั้น เพื่อให้เกิดความชัดเจนและความเป็นไปได้ในทางปฏิบัติ จึงเห็นควรให้เลื่อนกำหนดระยะเวลาการออกระเบียบรับซื้อไฟฟ้าจากเดิมที่ให้ แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 มกราคม 2558 เป็นภายในวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 25582.2 แนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT กกพ. ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) ในช่วงเปลี่ยนผ่านจากแบบ Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) พ.ศ. 2558 เมื่อวันที่ 23 มกราคม 2558 โดยให้โครงการที่จะยกเลิกสัญญาเดิมหรือคำขอขายไฟฟ้าเดิมมายกเลิกสัญญาหรือคำ ขอภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 และให้ยื่นขอขายไฟฟ้าเพื่อรับอัตรา FiT ภายในวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2558 ณ สำนักงาน กกพ. และต่อมาเมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 ได้ออกประกาศเพิ่มเติม โดยสำหรับโครงการกลุ่มที่ 1 ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วนั้น ให้การไฟฟ้าสามารถพิจารณายกเลิกข้อตกลงของสัญญาในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการ รับซื้อไฟฟ้าในแบบ Adder และแก้ไขเพิ่มเติมข้อตกลงในสัญญาเดิมให้สอดคล้องกับการรับซื้อไฟฟ้าในแบบ FiT ได้ โดยมิต้องยกเลิกสัญญาทั้งฉบับ และให้จัดทำเป็นเอกสารแนบท้ายสัญญาเดิม เนื่องจากผู้ผลิตไฟฟ้ายังมีสิทธิหน้าที่และข้อผูกพันอื่นๆ ตามสัญญาเดิม และเพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อคู่สัญญาและบุคคลอื่นที่เกี่ยวข้อง ตลอดจนส่งผลให้กระบวนการดำเนินการตามสิทธิที่มีอยู่เดิมหยุดชะงัก ทั้งนี้ กกพ. ได้กำหนดกรอบระยะเวลาการลงนามในเอกสารแนบท้ายสัญญาเดิมให้ดำเนินการให้แล้ว เสร็จภายในวันที่ 20 มีนาคม 2558 ณ สำนักงาน กกพ. และโครงการกลุ่มที่ 2 ที่ได้รับอนุมัติตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว ให้มีการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 20 พฤษภาคม 2558 ณ สำนักงาน กกพ. สำหรับโครงการกลุ่มที่ 3 จะต้องมายื่นคำขอขายไฟฟ้าตามแบบ FiT ในรูปแบบการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ภายใต้ระเบียบ กกพ. ที่จะออกต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ขยายกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ของโครงการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การ เกษตร จากเดิมภายใน สิ้นเดือนธันวาคม 2558 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559
2. เห็นชอบระยะเวลาในการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) สำหรับปี 2558 จากเดิมที่ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 มกราคม 2558 ออกไปเป็นภายในวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2558
3. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการยื่นขอยกเลิกสัญญาเดิมและคำร้องขอขายไฟฟ้าเดิม จากเดิมภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 เป็นภายในวันที่ 31 มีนาคม 2558
เรื่องที่ 9 แผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กระทรวงพลังงาน ได้ศึกษา และติดตามความก้าวหน้า ทิศทางการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของโลกตั้งแต่ต้นปี 2554 และได้ผลักดันให้มีการจัดทำนโยบายการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดอย่างเป็น รูปธรรม โดยเมื่อวันที่ 31 มกราคม 2555 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติแต่งตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาและจัดทำร่างแผนการพัฒนาระบบโครง ข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย และเมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2556 คณะอนุกรรมการฯ ได้เห็นชอบร่างแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย ต่อมา สนพ. ได้ทบทวนแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย เพื่อให้ระยะเวลาของแผนฯ สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP2015) ก่อนนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และคณะรัฐมนตรี เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ
2. ปัจจัยการขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย มีดังนี้ (1) สภาพปัญหาของระบบโครงข่ายไฟฟ้าของประเทศในปัจจุบัน ได้แก่ ความต้องการความน่าเชื่อถือของระบบไฟฟ้า และคุณภาพของพลังงานไฟฟ้า ความต้องการพลังงานไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้นจากการพัฒนาด้านเศรษฐกิจและสังคม ปริมาณเชื้อเพลิงฟอสซิลที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าเหลือน้อยลง และปัญหาการไหลย้อนกลับทิศทางของพลังงานไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในระบบ ไฟฟ้า (2) แนวโน้มทิศทางการพัฒนาด้านพลังงานของโลกและของไทย ได้แก่ การพัฒนาระบบไฟฟ้าแบบกระจายศูนย์ การรักษาสิ่งแวดล้อมควบคู่กับการพัฒนาด้านพลังงานอย่างยั่งยืน การพัฒนารถยนต์ไฟฟ้าที่จะมีในอนาคต และการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับประเทศเพื่อนบ้าน (ASEAN Power Grid / GMS Power Trade) และ (3) นโยบายการพัฒนาของภาครัฐที่เกี่ยวข้องกับด้านพลังงาน ได้แก่ แผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP2015) แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก
3. ปัจจุบัน มีหน่วยงานที่พัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดตามภารกิจหน้าที่ของตนเองไปบาง ส่วนแล้ว โดยได้จัดทำโครงการนำร่องการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดขึ้น ประกอบด้วย (1) กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ได้ดำเนินการโครงการนำร่องการพัฒนา Samui Low Carbon Development ในพื้นที่เกาะสมุย จังหวัดสุราษฎร์ธานี (2) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ได้ดำเนินการโครงการนำร่องการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด ในพื้นที่อำเภอเมือง จังหวัดแม่ฮ่องสอน (3) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ได้ดำเนินการโครงการนำร่องการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดในพื้นที่เมือง พัทยา จังหวัดชลบุรี (Smart Meter, AMI) โครงการพัฒนาระบบไฟฟ้าแบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (Micro Grid) ในพื้นที่อำเภอแม่สะเรียง จังหวัดแม่ฮ่องสอน และโครงการพัฒนาระบบผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานหมุนเวียนบนพื้นที่เกาะกูด เกาะหมาก จังหวัดตราด และ (4) การไฟฟ้านครหลวง ได้ดำเนินการโครงการพัฒนาระบบบริหารจัดการพลังงานไฟฟ้า ในระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Distribution Management System: DMS) นอกจากนี้ หน่วยงานการไฟฟ้าได้จัดทำแผนที่นำทางการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด (Smart Grid Roadmap) ของแต่ละหน่วยงานขึ้นมา ดังนั้น เพื่อให้การพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศเป็นไปในทิศทางเดียวกัน กระทรวงพลังงาน จึงได้จัดทำแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของไทย พ.ศ. 2558 - 2579 ขึ้น เพื่อวางกรอบแนวทางการพัฒนานโยบายระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดในภาพรวม เพื่อให้แต่ละหน่วยงานซึ่งมีงบประมาณในการพัฒนาของตนเอง สามารถกำหนดทิศทางการพัฒนาและลงทุนที่สอดคล้องกับกรอบการพัฒนาตามนโยบายของ ประเทศ อันจะส่งผลให้เกิดการลงทุนที่ไม่ซ้ำซ้อน สามารถบูรณาการข้อมูลระหว่างหน่วยงาน และประสานการทำงานแต่ละส่วนร่วมกันได้
4. แผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้
4.1 วิสัยทัศน์ “ส่งเสริมให้เกิดการจัดหาไฟฟ้าได้อย่างเพียงพอ มีประสิทธิภาพ ยั่งยืน มีคุณภาพการบริการที่ดี และเกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ” โดยการบูรณาการแผนลงทุนโครงสร้างพื้นฐานด้านระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของทุก หน่วยงาน เพื่อพัฒนาระบบไฟฟ้าตามทิศทางการพัฒนาของประเทศ4.2 ยุทธศาสตร์การพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย แบ่งเป็น 5 ยุทธศาสตร์ ดังนี้ (1) ด้านการพัฒนาความเชื่อถือได้และคุณภาพของไฟฟ้า (Power Reliability and Quality) (2) ด้านความยั่งยืนและประสิทธิภาพของการผลิตและใช้พลังงาน (Energy Sustainability and Efficiency) (3) ด้านการพัฒนาการทำงานและการให้บริการของหน่วยงานการไฟฟ้าฯ (Utility Operation and Service) (4) ด้านการกำหนดมาตรฐานความเข้ากันได้ของอุปกรณ์ (Integration and Interoperability) และ (5) ด้านการพัฒนาศักยภาพการแข่งขันทางเศรษฐกิจและอุตสาหกรรม (Economic and Industrial Competitiveness)4.3 แผนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด แบ่งเป็น 3 ด้าน ดังนี้ (1) การยกระดับความสามารถของระบบไฟฟ้า (Smart System) ได้แก่ การพัฒนาระบบไฟฟ้าให้สามารถรองรับการปฏิบัติงานและการพัฒนาอย่างยั่งยืนใน ระยะยาว (2) การยกระดับคุณภาพบริการที่มีต่อผู้ใช้ไฟฟ้า (Smart Life) เป็นแนวทางการส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพผ่านการมีส่วน ร่วมของผู้ใช้ไฟฟ้าในการช่วยบริหารจัดการความต้องการใช้พลังงาน โดยใช้เทคโนโลยีระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดเข้ามาช่วยบริหารจัดการ (3) การยกระดับโครงสร้างระบบไฟฟ้าที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม (Green Society) ได้แก่ การพัฒนาด้านพลังงานไฟฟ้าควบคู่ไปกับการรักษาสิ่งแวดล้อมอย่างยั่งยืน4.4 กรอบเวลาการดำเนินงาน แบ่งเป็น 4 ระยะ ดังนี้ (1) ระยะเตรียมการ (พ.ศ. 2558 - 2559) เป็นการเตรียมการด้านนโยบายต่างๆ เพื่อรองรับการขับเคลื่อนการพัฒนาทั้งระบบ (2) ระยะสั้น (พ.ศ. 2560 – 2564) เป็นการพัฒนาโครงการนำร่องเพื่อทดสอบความเหมาะสมทางเทคนิคและความคุ้มค่าของ การลงทุนในแต่ละเทคโนโลยี (3) ระยะปานกลาง (พ.ศ. 2565 - 2574) เป็นการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานต่างๆ ที่จำเป็นสำหรับการเปลี่ยนผ่านไปสู่ระบบโครงข่ายไฟฟ้ายุคใหม่ และ (4) ระยะยาว (พ.ศ. 2575 - 2579) เป็นการเริ่มปรับปรุงความสามารถของระบบไฟฟ้าเพิ่มเติมโดยใช้เทคโนโลยีที่ ต่อยอดจากโครงสร้างพื้นฐานที่ได้พัฒนาขึ้น
5. ผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับ มีดังนี้ (1) ด้านการยกระดับความสามารถของระบบไฟฟ้า (Smart System) (ระบบไฟฟ้าเพื่อความมั่นคงและมีประสิทธิภาพ) ลดความจำเป็นในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าสำรอง กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserved Margin: RM) ลดจำนวนครั้ง และโอกาสการเกิดไฟฟ้าตก ไฟฟ้าดับ รวมทั้ง ลดพลังงานไฟฟ้าสูญเสียที่เกิดขึ้นในระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า (2) ด้านการยกระดับคุณภาพบริการที่มี ต่อผู้ใช้ไฟฟ้า (Smart Life) (เทคโนโลยีการใช้พลังงานในอนาคต) พัฒนาและเพิ่มช่องทางให้ผู้ใช้ไฟฟ้ามีส่วนร่วม ในการบริหารจัดการพลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ โดยติดตั้งเทคโนโลยีระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดประเภทต่างๆ ช่วยลดค่าใช้จ่ายและความผิดพลาดในการคิดค่าใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท ต่างๆ และ (3) ด้านการยกระดับโครงสร้างระบบไฟฟ้าที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม (Green Society) (สังคมพลังงานสีเขียวและคาร์บอนต่ำ) เพิ่มความสามารถในการรองรับพลังงานไฟฟ้าจากแหล่งผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ในระบบไฟฟ้า และรองรับการพัฒนาระบบไฟฟ้าแบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (Micro Grid) เพื่อการพัฒนาพลังงานอย่างยั่งยืนในชุมชน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 และมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงมหาดไทย คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้านครหลวง การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และหน่วยงานอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดตามแผนแม่บทต่อไป ทั้งนี้ จะต้องคำนึงถึงความคุ้มค่าของการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดและให้มีผล กระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนให้น้อยที่สุด
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อใช้ในการขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาอนุมัติในรายละเอียดต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) มีหน้าที่ออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 มาตรา 6 วรรคสอง และมาตรา 23 วรรคหนึ่ง (2) และ (3) และวรรคสาม ซึ่งที่ผ่านมา พพ. ได้ศึกษาหาค่าประสิทธิภาพพลังงานของเครื่องจักรอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุต่างๆ ไปแล้วรวม 53 ผลิตภัณฑ์ ดังนี้ (1) ประกาศเป็นกฎกระทรวงบังคับใช้แล้ว จำนวน 8 ฉบับ (8 ผลิตภัณฑ์) (2) อยู่ในกระบวนการเพื่อกำหนดเป็นกฎกระทรวง จำนวน 34 ฉบับ (33 ผลิตภัณฑ์) แบ่งเป็นอยู่ระหว่างการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา 27 ฉบับ (26 ผลิตภัณฑ์) อยู่ในขั้นตอนนำเสนอคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน จำนวน 4 ฉบับ (4 ผลิตภัณฑ์) อยู่ในขั้นตอนนำเสนอ กพช. จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) และ (3) ศึกษาแล้ว มีศักยภาพประหยัดพลังงานได้น้อย ทบทวนใหม่/ไม่ดำเนินการต่อ จำนวน 11 ฉบับ (11 ผลิตภัณฑ์)
2. พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานเพิ่มเติม จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งการกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงในกฎกระทรวงฯ ดังกล่าว สรุปได้ดังนี้ (1) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเตาอบไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดตามขนาดความจุของเตาอบไฟฟ้าที่ผู้ผลิตระบุ (12 ถึงมากกว่า 65 ลิตร) โดยค่าปริมาณไฟฟ้าที่ใช้เฉลี่ยของเตาอบไฟฟ้าอยู่ในช่วง 0.4 – 1.0 กิโลวัตต์ชั่วโมง ซึ่งเมื่อเปรียบเทียบเกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานกับประเทศอื่น พบว่าในเอเชียยังไม่มีประเทศใดกำหนดเกณฑ์ประสิทธิภาพพลังงาน และการกำหนดเกณฑ์ฯ ในร่างกฎกระทรวงฯ เป็นเกณฑ์เดียวกับกลุ่มสหภาพยุโรป ระดับ A (2) ร่างกฎกระทรวงกำหนดกระทะไฟฟ้าก้นตื้นที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดตามขนาดกำลังไฟฟ้า (วัตต์) ของกระทะไฟฟ้าก้นตื้นที่ผู้ผลิตระบุ โดยทุกขนาดต้องมีค่าประสิทธิภาพพลังงานร้อยละ 78 – 85 ทั้งนี้ กระทะไฟฟ้าก้นตื้นมีใช้เฉพาะในเอเชีย และยังไม่มีประเทศใดกำหนดเกณฑ์ประสิทธิภาพพลังงาน จึงไม่มีข้อมูลการเปรียบเทียบเกณฑ์ฯ และ (3) ร่างกฎกระทรวงกำหนด ตู้น้ำเย็นบริโภคและตู้น้ำร้อนน้ำเย็นบริโภคที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดตามประเภทของตู้ที่ผู้ผลิตระบุ ได้แก่ ตู้น้ำเย็นบริโภค และตู้น้ำร้อนน้ำเย็นบริโภค มีค่าประสิทธิภาพพลังงานอยู่ที่ 0.16 – 0.10 และ 1.20 – 0.80 กิโลวัตต์ชั่วโมงต่อวัน ตามลำดับ ซึ่งเป็นเกณฑ์เดียวกับสหรัฐอเมริกาและฮ่องกง (ในเอเชียมีเฉพาะฮ่องกงที่กำหนดเกณฑ์ประสิทธิภาพพลังงานไว้)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 3 ผลิตภัณฑ์ ได้แก่ เตาอบไฟฟ้า กระทะไฟฟ้าก้นตื้น ตู้น้ำเย็นบริโภคและตู้น้ำร้อนน้ำเย็นบริโภค และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงฯ เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบและส่งให้สำนักงานคณะกรรมการ กฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
2. มอบหมายให้กระทรวงการคลังไปพิจารณาออกพระราชกฤษฎีกาลดหย่อนภาษีสำหรับอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง
เรื่องที่ 11 รายงานความก้าวหน้าการปรับโครงสร้างราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) ราคาพลังงานต้องสะท้อนต้นทุนแท้จริง (2) ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่ง ควรจะมีอัตราภาษีสรรพสามิตที่ใกล้เคียงกัน (3) กองทุนน้ำมันฯ ใช้เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาและส่งเสริมพลังงานทดแทน (4) ลดการชดเชยข้ามประเภทเชื้อเพลิง (5) ค่าการตลาดควรอยู่ในระดับที่เหมาะสม (6) ช่วยเหลือกลุ่มผู้มีรายได้น้อย และ (7) เก็บเงินกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละประเภทในอัตราที่ใกล้เคียงกันตามค่าความร้อน
2. เพื่อให้เป็นไปตามมติ กพช. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาภายใต้แนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) ปรับอัตราภาษีสรรพสามิตของกลุ่มน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลให้ใกล้เคียงกัน มากขึ้น อยู่ในช่วง 2.85 ถึง 5.55 บาทต่อลิตร โดยให้สะท้อนต้นทุนมลภาวะและถนนชำรุด (2) ให้กำหนดส่วนต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม (3) ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลโดยเฉลี่ยควรอยู่ในระดับที่ เหมาะสมและเป็นธรรม ทั้งนี้ จากราคาน้ำมันตลาดโลกที่ปรับลดลง กบง. ได้พิจารณาปรับเพิ่มภาษีสรรพสามิตน้ำมันและปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุน น้ำมันฯ ส่งผลทำให้โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเปลี่ยนแปลง โดยในช่วงตั้งแต่วันที่ 15 ธันวาคม 2557 ถึงวันที่ 11 กุมภาพันธ์ 2558 ราคาน้ำมันขายปลีกมีการปรับตัวลดลง โดยในกลุ่มน้ำมันเบนซินมีราคาลดลงประมาณ 3.70 – 4.90 บาทต่อลิตร (ยกเว้นน้ำมันแก๊สโซฮอล E85) อันเนื่องมาจากราคาน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดโลกลดลง และปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล E85 ลดลงเพียง 0.40 บาทต่อลิตร เนื่องจากราคาเอทานอลซึ่งเป็นส่วนผสมหลักยังอยู่ในระดับที่สูงอยู่ (27-28 บาทต่อลิตร) และยังคงใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ อุดหนุนอยู่ 8.23 บาทต่อลิตร คงเดิม นอกจากนี้ยังมีการปรับเพิ่มภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 2.50 บาทต่อลิตร ทำให้รายได้ภาษีสรรพสามิตจากน้ำมันเพิ่มขึ้นประมาณ 3,952 ล้านบาทต่อเดือน จากมีรายรับ 5,485 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายรับ 9,437 ล้านบาทต่อเดือน
3. เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 กบง. ได้พิจารณาภายใต้แนวทางในการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ที่ กพช. ได้เห็นชอบ โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 เป็นต้นไป สรุปได้ดังนี้ (1) เห็นชอบการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติกและนำเข้า) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน (2) เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุน โดยกำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 498 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เป็นราคาตลาดโลก (CP) ลบ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้าเป็นราคาตลาดโลก (CP) บวก 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ทั้งนี้ ราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหาจะเปลี่ยนแปลงทุกเดือน และมีการทบทวนราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหาทุก 3 เดือน และ (3) ขอความร่วมมือให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับผิดชอบโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน (ครัวเรือนรายได้น้อย)
4. จากการปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่น การกำหนดต้นทุนใหม่ ส่งผลให้โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เปลี่ยนแปลงไป โดยไม่จำเป็นต้องใช้เงินจากกองทุนน้ำมันฯ มาชดเชยในการผลิตและจัดหาก๊าซ LPG และทำให้ราคาตั้งต้นของก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงและใช้เป็นวัตถุดิบของปิโตรเคมีเท่ากัน อยู่ที่ 16.3978 บาทต่อกิโลกรัม ในเดือนกุมภาพันธ์ 2558 และยังมีเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ 0.5380 บาทต่อกิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ มีรายได้จากก๊าซ LPG ประมาณ 217 ล้านบาทต่อเดือน นอกจากนี้ราคาขายปลีกของก๊าซ LPG ที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงยังคงเท่าเดิมคือ 24.16 บาทต่อกิโลกรัม ในระยะต่อไปราคาขายปลีกก๊าซ LPG จะปรับตัวตามราคาตลาดโลกและสะท้อนต้นทุนจริง แต่ยังคงอยู่ในการกำกับดูแลโดย กบง. เพื่อให้ราคาขายปลีก อยู่ในระดับที่เหมาะสมต่อไป
5. การปรับโครงสร้างราคาก๊าซ NGV เพื่อให้เป็นไปตามมติ กพช. โดยเมื่อวันที่ 30 มกราคม 2558 กบง. เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 31 มกราคม 2558 โดยรถยนต์ส่วนบุคคลปรับเพิ่มขึ้น 0.50 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.00 บาทต่อกิโลกรัม และรถโดยสารสาธารณะปรับเพิ่มขึ้น 0.50 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.00 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) คาดว่าราคาน้ำมันดิบเฉลี่ยในปี 2558 จะมีค่าเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และได้ประมาณการราคาก๊าซ NGV รายเดือนสำหรับปี 2558 พบว่าในช่วงเดือนเมษายน – มิถุนายน 2558 ราคาต้นทุน NGV อยู่ที่ประมาณ 15.03 -15.15 บาทต่อกิโลกรัม และมีแนวโน้มลดต่ำลงถึง 13.42 - 13.56 บาทต่อกิโลกรัม ในช่วงปลายปี
6. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2558 มีสินทรัพย์รวม 35,911 ล้านบาท มีหนี้สิน 8,606 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 27,305 ล้านบาท ปัจจุบันกองทุนน้ำมันฯ มีรายรับสุทธิประมาณ 6,800 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 147 - วันจันทร์ที่ 15 ธันวาคม 2557
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2557 (ครั้งที่ 147)
วันจันทร์ที่ 15 ธันวาคม 2557 เวลา 14.00 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1.ความก้าวหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์
5.หลักการ และแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558–2579 (PDP 2015)
6.กรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายชวลิต พิชาลัย) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 ความก้าวหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน เป้าหมายรวม 2,000 เมกะวัตต์ ต่อมาเมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติให้เพิ่มปริมาณ การรับซื้อไฟฟ้าอีก 800 เมกะวัตต์ โดยโครงการส่วนที่สายส่งรองรับไม่ได้ ให้ยื่นขอเปลี่ยนจุดจำหน่ายไฟฟ้าจากพื้นที่ที่เสนอไว้เดิมได้ ปัจจุบันมีโครงการที่ขายไฟฟ้าแล้ว 294 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 1,322 เมกะวัตต์ มีโครงการที่ยื่นเสนอขายยังไม่ได้พิจารณาตอบรับซื้อรวม 178 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 1,013.37 เมกะวัตต์สูงสุด และผ่านการพิจารณาให้สามารถตอบรับซื้อได้จากคณะกรรมการบริหารมาตรการส่ง เสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแล้ว 25 โครงการ รวม 138.35 เมกะวัตต์สูงสุด และอีก 153 โครงการ รวม 875.02 เมกะวัตต์สูงสุด ที่ติดปัญหาสายส่งรองรับไม่ได้และต้องเปลี่ยนพื้นที่ตั้งภายในวันที่ 31 มีนาคม 2558 โดยต้องขายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558
2. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) กพช. เห็นชอบให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าประเภทโครงการขนาดเล็กสำหรับที่พักอาศัยขนาด กำลังการผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ เพิ่มอีกประมาณ 69.36 เมกะวัตต์ เพื่อให้เต็มเป้าหมายเดิม 100 เมกะวัตต์ อัตรา FiT 6.85 บาทต่อหน่วย มีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 และเห็นชอบให้ขยายเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์สำหรับโครงการ ที่ผูกพันกับภาครัฐแล้ว 131 เมกะวัตต์ เป็นภายในสิ้นเดือนมิถุนายน 2558 ปัจจุบันมีโครงการที่ขายไฟฟ้าแล้ว 194 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 32 เมกะวัตต์
3. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การ เกษตรขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ อัตรา FIT 5.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 ปัจจุบัน คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน อยู่ระหว่างการพิจารณาแนวทางและหลักเกณฑ์ในการคัดเลือกโครงการและคาดว่าจะ แล้วเสร็จภายในเดือนธันวาคม 2557
4. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) ได้จัดรับฟังความคิดเห็นร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ทั้ง 3 ฉบับ พบว่ามี 3 ประเด็นหลัก ที่มติ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 อาจจะยังไม่ชัดเจน กกพ. จึงพิจารณาให้ครอบคลุมตามวัตถุประสงค์ของ กพช. ประกอบด้วย (1) การกำหนดนิยามหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตรที่สามารถเข้าร่วมโครงการได้ โดยหน่วยงานราชการให้รวมถึงองค์การที่รัฐจัดตั้งขึ้น และสหกรณ์การเกษตรให้รวมถึงสหกรณ์นิคม และสหกรณ์ประมงด้วย (2) พื้นที่การดำเนินโครงการของหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร รวมทั้งรูปแบบการดำเนินโครงการ และ (3) เป้าหมาย การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการ Solar PV Rooftop จะดำเนินการรับซื้อไฟฟ้ากลุ่มบ้านอยู่อาศัยเพิ่มให้ครบ 100 เมกะวัตต์ ตามเป้าหมายเดิม ทั้งนี้ กกพ. อยู่ระหว่างการพิจารณาปรับปรุงร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าฯ ทั้ง 3 ฉบับ และคาดว่าจะสามารถจัดส่งระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าฯ ลงประกาศในราชกิจนุเบกษาเพื่อให้มีผลบังคับใช้ภายในเดือนธันวาคม 2557 ต่อไป
5. สรุปสถานภาพโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ แบ่งเป็น (1) ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 488 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,354 เมกะวัตต์ (2) ลงนามในสัญญาแล้วแต่ยังไม่ขายไฟฟ้าเข้าระบบ 2,608 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 384 เมกะวัตต์ (3) ตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ลงนามในสัญญาแบ่งเป็นแบบติดตั้งบนพื้นดิน 1 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1.5 เมกะวัตต์ และแบบติดตั้งบนหลังคา 1,346 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 11 เมกะวัตต์ และ (4) ยื่นคำขอเสนอขายไฟฟ้าแต่ยังไม่ได้ตอบรับซื้อ 178 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,013 เมกะวัตต์ รวมทั้ง 4 ส่วน 2,764 เมกะวัตต์ และหากรวมโครงการฯ ของส่วนราชการและสหกรณ์การเกษตร คาดว่าจะมีโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์เข้าระบบภายในสิ้นปี 2558 ประมาณ 3,600 เมกะวัตต์ จากเป้าหมาย 3,800 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. นายกรัฐมนตรีได้สั่งการในที่ประชุมคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2557 ให้กระทรวงพลังงานตรวจสอบรายละเอียดโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่ มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement: PPA) แล้ว แต่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (Commercial Operation Date: COD) ให้แล้วเสร็จภายใน 15 วัน และนำเสนอคณะรัฐมนตรีภายในวันที่ 16 ธันวาคม 2557 ซึ่งสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ให้การไฟฟ้าทั้งสามแห่งจัดส่งข้อมูลโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ที่มี PPA แต่ยังไม่ COD (ข้อมูล ณ วันที่ 1 ธันวาคม 2557) และได้ลงพื้นที่ตรวจสอบความคืบหน้าโครงการ สรุปผลได้ ดังนี้
1.1 สถานภาพโครงการที่มี PPA แล้วแต่ยังไม่ COD จำนวนรวม 169 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 1,921.38 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญา 1,662.03 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น (1) แสงอาทิตย์ 16 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 256.76 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 250.52 เมกะวัตต์ (2) ชีวมวล 56 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 501.18 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 337.57 เมกะวัตต์ (3) พลังงานลม 30 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 924.92 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 864.77 เมกะวัตต์ (4) ก๊าซชีวภาพ 45 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 95.42 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 76.61 เมกะวัตต์ (5) พลังงานจากขยะ 13 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 129.37 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 119.06 เมกะวัตต์ และ (6) พลังงานน้ำ 9 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 13.74 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 13.51 เมกะวัตต์1.2 ผลการลงพื้นที่ตรวจสอบโครงการจำนวน 169 โครงการ กำลังผลิตติดตั้งรวม 1,921.38 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 1,662.03 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น (1) โครงการที่รอจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 6 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 31.75 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 29.5 เมกะวัตต์ (2) โครงการที่เลยกำหนด COD แล้ว 72 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 366.2 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 281.22 เมกะวัตต์ และ (3) โครงการที่ยังไม่ถึงกำหนด COD 91 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 1,523.43 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 1,351.31 เมกะวัตต์1.3 สถานภาพโครงการที่เลยกำหนด COD แล้ว 72 โครงการ กำลังผลิตติดตั้งรวม 366.2 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 281.22 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น (1) แสงอาทิตย์ 7 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 104.54 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 101.02 เมกะวัตต์ (2) ชีวมวล 24 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 173.03 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 115.25 เมกะวัตต์ (3) พลังงานลม 11 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 26.47 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 16.95 เมกะวัตต์ (4) ก๊าซชีวภาพ 15 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 33.69 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 21.66 เมกะวัตต์ (5) พลังงานจากขยะ 7 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 14.77 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 12.86 เมกะวัตต์ และ (6) พลังงานน้ำ 8 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 13.70 เมกะวัตต์ พลังไฟฟ้าเสนอขาย 13.48 เมกะวัตต์
2. แนวทางการดำเนินการมีดังนี้ (1) โครงการที่เลยกำหนด COD แล้วจำนวน 72 โครงการ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จะกำกับให้การไฟฟ้าดำเนินการยกเลิกสัญญาตามกระบวนการและขั้นตอนของสัญญา ระเบียบ ประกาศ และมติต่างๆ ที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัดต่อไป และ (2) โครงการที่ยังไม่ถึงกำหนด COD จำนวน 91 โครงการ กกพ. จะกำกับให้การไฟฟ้าติดตามการดำเนินโครงการอย่างใกล้ชิดและให้รายงานต่อ กกพ. เป็นระยะ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบและมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการ ตามความเห็นของที่ประชุมต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 และ 22 ตุลาคม 2557 มีมติรับทราบการดำเนินการของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ในการจัดทำข้อบังคับว่าด้วยการจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือ เชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Regime: TPA Regime) โดยหลังจากนี้ผู้รับใบอนุญาตจะต้องจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือ เชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Code: TPA Code) และให้ประกาศใช้ได้ภายในเดือนมีนาคม 2558 ต่อมาเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2557 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบ TPA Regime และได้แจ้งมติให้ผู้รับใบอนุญาตที่เกี่ยวข้อง เพื่อจัดทำ TPA Code เสนอ กกพ. พิจารณาก่อนการประกาศใช้ต่อไป ทั้งนี้ TPA Regime ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเพื่อให้มีผลบังคับใช้แล้วตั้งแต่วันที่ 13 ตุลาคม 2557 เป็นต้นไป
2. สำนักงาน กกพ. ได้ประชุมชี้แจงรายละเอียดการจัดทำ TPA Code ภายใต้กรอบของ TPA Regime ที่ กกพ. กำหนด และให้ผู้รับใบอนุญาตฯ รายงานความคืบหน้าการจัดทำ TPA Code ต่อ สำนักงาน กกพ. อย่างน้อยเดือนละ 1 ครั้ง โดยผู้รับใบอนุญาตเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ ได้จัดส่ง (ร่าง) TPA Code ต่อสำนักงาน กกพ. ในวันที่ 10 พฤศจิกายน 2557 เพื่อพิจารณาในเบื้องต้น และผู้รับใบอนุญาตขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ คาดว่าจะจัดส่ง (ร่าง) TPA Code ได้ภายในสัปดาห์แรกของเดือนมกราคม 2558 จากนั้นผู้รับใบอนุญาตฯ จะนำ (ร่าง) TPA Code ไปรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนเกี่ยวข้องในช่วงสัปดาห์ที่ 3 ของเดือนมกราคม 2558 และนำผลการรับฟังความคิดเห็นมาปรับปรุง TPA Code ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมกราคม 2558 เพื่อเสนอ กกพ. พิจารณาให้ความเห็นชอบ ทั้งนี้ คาดว่าผู้รับใบอนุญาตฯ จะสามารถประกาศใช้ TPA Code ได้ภายในเดือนมีนาคม 2558
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 กพช. ได้อนุมัติหลักการในการปรับเปลี่ยนมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนในระบบ Adder เป็นระบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนชนิดอื่น (ยกเว้นพลังงานแสงอาทิตย์ ซึ่งมีการปรับไปก่อนหน้านี้แล้ว) โดยกระทรวงพลังงานได้จัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT เพื่อที่จะประกาศใช้ในปี 2558 สำหรับพลังงานหมุนเวียน (ยกเว้นพลังงานแสงอาทิตย์) ประกอบด้วย พลังงานลม ขยะ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ เพื่อให้สามารถส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ครบทุกประเภท เชื้อเพลิง พร้อมทั้งแนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT ตามที่ กพช. มอบหมาย
2. เหตุผลในการใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ได้แก่ (1) สอดคล้องกับต้นทุนพลังงานหมุนเวียนในแต่ละประเภทอย่างแท้จริง และมีการทบทวนต้นทุนอย่างต่อเนื่อง (2) ช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของประชาชน เนื่องจากมีการอุดหนุนอัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบค่อยเป็นค่อยไปตามช่วงเวลาของ โครงการ ซึ่งมีระยะเวลาสนับสนุนยาวนานกว่ารูปแบบ Adder (3) ภาครัฐสามารถวางแผนการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้อย่างชัดเจน เนื่องจากผู้ประกอบการจะดำเนินโครงการอย่างต่อเนื่องตลอดอายุสัญญา และ (4) ผู้ประกอบการสามารถมีรายได้จากการขายไฟฟ้า โดยมีผลตอบแทนการลงทุนที่เหมาะสม สอดคล้องกับต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจริง ทำให้เกิดความเป็นธรรมกับผู้ประกอบการและประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า
3. ข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 มีดังนี้
3.1 การจัดทำอัตรา FiT คิดจากต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่แท้จริง บวกด้วยผลตอบแทนการลงทุน (IRR) ที่เหมาะสม โดยศึกษาสมมติฐานทางการเงิน เช่น ผลตอบแทนการลงทุน สัดส่วนหนี้สินต่อทุน อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ ระยะเวลาใช้คืนเงินกู้ ฯลฯ และสมมติฐานทางด้านเทคนิค เช่น ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่ได้จากการสำรวจล่าสุด ทั้งต้นทุนของเครื่องจักร และค่าดำเนินการและบำรุงรักษา ค่าเชื้อเพลิง ที่จะมีการปรับตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation) ผลตอบแทนการลงทุนในระดับประมาณ 12% ระยะเวลา คืนทุนไม่เกิน 6 ปี โดยกำหนดรูปแบบอัตรา FiT เป็น 2 กลุ่ม ได้แก่ (1) กลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง (ลม น้ำ) จะกำหนด FiT คงที่ตลอดอายุสัญญา และ (2) กลุ่มที่มีต้นทุนเชื้อเพลิง (ขยะ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ) จะมีการปรับต้นทุนเชื้อเพลิงทุกปี
3.2 เพื่อให้การจัดทำอัตรา FiT มีความสมบูรณ์ กระทรวงพลังงานได้จัดรับฟังความคิดเห็นและแลกเปลี่ยนข้อมูลที่ใช้ในการกำหนด สมมติฐานเพื่อจัดทำอัตรา FiT กับกลุ่มผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในกลุ่มที่มีต้นทุนเชื้อ เพลิง (ขยะ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ) รวมทั้งรับฟังข้อเสนอแนะต่างๆ ในการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน3.3 ปัจจุบันโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมีข้อจำกัดทางศักยภาพระบบส่ง ไฟฟ้า ซึ่งกระทรวงพลังงานร่วมกับ 3 การไฟฟ้า อยู่ระหว่างการกำหนดปริมาณรายพื้นที่เพื่อส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียน และให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าเพื่อให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่ม ขึ้นได้ในอนาคต ดังนั้น ในระหว่างที่ยังมีข้อจำกัดศักยภาพระบบส่งไฟฟ้า จึงเสนอให้กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการที่มีขนาดเล็กกว่า 10 เมกะวัตต์ (VSPP) พร้อมทั้งกำหนดปริมาณที่จะใช้ประกาศรับซื้อในปี 2558 ก่อน ซึ่งการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรอบใหม่จะมีการปรับปรุงรูปแบบ จากการรับซื้อจากระบบรับซื้อตามลำดับการยื่นข้อเสนอที่มีความพร้อมก่อน (First-come First-serve) เป็นการคัดเลือกข้อเสนอโครงการโดยใช้รูปแบบการแข่งขันทางด้านราคา (Competitive Bidding)3.4 กระทรวงพลังงาน ได้จัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมาก (VSPP) แยกตามประเภทเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ยกเว้นพลังงานแสงอาทิตย์) เพื่อใช้เป็นราคาเริ่มต้นในการแข่งขันทางด้านราคา (Competitive Bidding) โดยกำหนดการคัดเลือกจากข้อเสนอโครงการที่เสนอส่วนลดสูงสุดของอัตรารับซื้อ ไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ในส่วนคงที่ (FiT) ก่อน และเรียงลำดับตามส่วนลดที่เสนอจนครบปริมาณตามเป้าหมาย รวมถึงได้มีการรวมอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT พิเศษ (FiT Premium) เพิ่มเติมจากอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ปกติ สำหรับบางประเภทเทคโนโลยี เพื่อสร้างแรงจูงใจการลงทุนสำหรับโครงการตามนโยบายรัฐบาล และโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงทางด้านพลังงานในพื้นที่ ซึ่งสามารถสรุปได้ดังนี้
4. แนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT โดยกระทรวงพลังงาน ได้เปิดโอกาสให้ผู้ประกอบการซึ่งได้ยื่นคำร้องเสนอขายไฟฟ้าในระบบ Adder มีทางเลือกในการปรับเปลี่ยนการขายไฟฟ้าจากรูปแบบ Adder เป็น FiT ได้ ดังนี้
4.1 ประกาศหยุดรับคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยมีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ4.2 โครงการที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder แล้ว แต่สนใจเข้าร่วมโครงการภายใต้รูปแบบ FiT เห็นควรให้ดำเนินการดังนี้ (1) กลุ่มโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว (COD แล้ว) ผู้ประกอบการได้รับการสนับสนุนอัตรา Adder ไปแล้วบางส่วน (จำนวนปีไม่เท่ากัน) หากมีการอนุมัติให้ปรับรูปแบบเป็น FiT จะต้องแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งจะเกิดความไม่เท่าเทียมกันระหว่างสัญญาและอายุโครงการที่เหลืออยู่ ดังนั้น จึงให้คงอยู่ในระบบ Adder ต่อไป (2) กลุ่มโครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว หรือได้รับการอนุมัติตอบรับซื้อไฟฟ้าในปี 2557 สามารถเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ได้ แต่ต้องยังไม่เคยต่ออายุโครงการหรือไม่เลยกำหนดวัน SCOD โดยจะต้องขอยกเลิกสัญญาเดิม โดยไม่มีการหักเงินค้ำประกัน (Bond) ภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 และให้ยื่นคำร้องใหม่ในรูปแบบ FiT กับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน โดยได้รับอัตรา FiT ตามตารางที่ 1 และให้มีกำหนดจ่ายไฟฟ้าตามที่เคยได้ยื่นไว้ในระบบ Adder เดิม และ (3) สำหรับกลุ่มโครงการที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าแล้ว แต่ยังไม่ได้รับอนุมัติการตอบรับซื้อไฟฟ้า (ยังไม่มีข้อผูกพันกับภาครัฐ) สามารถปรับเปลี่ยนเป็นระบบ FiT ได้ แต่ต้องยกเลิกคำร้องเดิมโดยไม่มีการหักเงินค้ำประกัน (Bond) ทั้งนี้ต้องยกเลิกคำร้องภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 และยื่นคำร้องใหม่ในรูปแบบ FiT โดยการรับซื้อไฟฟ้าจะเป็นรูปแบบการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) เสมือนเป็นโครงการเสนอใหม่ กับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 เพื่อใช้เป็นราคาเริ่มต้นในการแข่งขันทางด้านราคา โดยทำการคัดเลือกจากข้อเสนอโครงการใหม่ที่เสนอส่วนลดสูงสุดของอัตรารับซื้อ ไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ในส่วนคงที่ (FiTF) ก่อน ตามข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 ตามตารางที่ 1 ทั้งนี้ อัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT พิเศษ สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ให้รวมถึงโครงการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานแสงอาทิตย์ด้วย เพื่อให้เกิดความเท่าเทียมกัน
2. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน รับไปดำเนินการประกาศหยุดรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยให้มีผลถัดจากวันที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีมติ และให้ดำเนินการ ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 มกราคม 2558 และดำเนินการประกาศรับข้อเสนอขอขายไฟฟ้าภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ภายในไตรมาสแรกของปี 2558
3. เห็นชอบแนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT และมอบให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการตามแนวทางดัง นี้
3.1 ประกาศหยุดรับคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยมีผลถัดจากวันที่คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติมีมติ
3.2 โครงการที่ได้ดำเนินการยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder แล้ว แต่มีความสนใจที่จะเข้าร่วมโครงการภายใต้รูปแบบ FiT เห็นควรให้ดำเนินการดังนี้
(1) สำหรับกลุ่มโครงการที่ดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ให้โครงการดังกล่าวคงอยู่ในระบบ Adder ต่อไป
(2) สำหรับกลุ่มโครงการที่ยังไม่ได้ดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว หรือเป็นโครงการที่ได้รับการอนุมัติตอบรับซื้อไฟฟ้าในปี 2557 สามารถปรับเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ได้ ทั้งนี้ โครงการที่จะเปลี่ยนรูปแบบดังกล่าว จะต้องเป็นโครงการที่ยังไม่เคยมีการต่ออายุโครงการหรือโครงการ ที่ไม่เลยกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ โดยจะต้องขอยกเลิกสัญญาเดิมโดยไม่มีการหักเงินค้ำประกัน ภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 และให้ยื่นคำร้องใหม่ในรูปแบบ FiT กับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน โดยได้รับอัตรา FiT ตามอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 และ ให้มีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามที่เคยได้ยื่นไว้ในระบบ Adder เดิม
(3) สำหรับกลุ่มโครงการที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าแล้ว แต่ยังไม่ได้รับอนุมัติการตอบรับซื้อไฟฟ้า (ยังไม่มีข้อผูกพันกับภาครัฐ) สามารถปรับเปลี่ยนเป็นระบบ FiT ได้ แต่ต้องยกเลิกคำร้องเดิมโดยไม่มีการหักเงินค้ำประกัน ทั้งนี้ต้องยกเลิกคำร้องภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 และยื่นคำร้องใหม่ในรูปแบบ FiT โดยการรับซื้อไฟฟ้าจะเป็นรูปแบบการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) เสมือนเป็นโครงการเสนอใหม่ กับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
เรื่องที่ 5 หลักการ และแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558–2579 (PDP 2015)
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 กพช. มีมติเห็นชอบแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) โดยให้มีระยะเวลาของแผนสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติของ สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) พร้อมทั้งจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558 - 2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015
2. หลักการในการจัดทำแผน PDP 2015 โดยกระทรวงพลังงาน ได้วางกรอบแผนบูรณาการพลังงานแห่งชาติ โดยจัดทำเป็น 5 แผนหลัก ได้แก่ แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย แผนอนุรักษ์พลังงาน แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของไทย และแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้ การจัดทำแผนบูรณาการพลังงานแห่งชาติ และแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (แผน PDP 2015) จะให้ความสำคัญในประเด็นดังนี้ (1) ด้านความมั่นคงทางพลังงาน (Security) ตอบสนองปริมาณความต้องการไฟฟ้าเพื่อรองรับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ โดยจะสอดคล้องกับอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ อัตราเพิ่มของประชากร และอัตราการขยายตัวของเขตเมือง รวมถึงการกระจายสัดส่วนเชื้อเพลิง (Fuel diversification) ที่ใช้ผลิตไฟฟ้าให้มีความเหมาะสม (2) ด้านเศรษฐกิจ (Economy) คำนึงถึงต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม ประชาชนและภาคธุรกิจยอมรับได้และไม่เป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาทางเศรษฐกิจและ สังคมของประเทศในระยะยาว การใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพในภาคเศรษฐกิจต่างๆ เพื่อชะลอการสร้างโรงไฟฟ้าและลดการนำเข้าพลังงานจากต่างประเทศ และ (3) ด้านสิ่งแวดล้อม (Ecology) ต้องลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม โดยเฉพาะมีเป้าหมายลดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ต่อหน่วยการผลิตไฟฟ้าจากการปลด ปล่อยของโรงไฟฟ้าในปลายแผนได้
3. แนวทางการจัดทำแผน PDP 2015
3.1 การพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าระยะยาว : ต้องจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าในอนาคตให้สอดคล้องกับการคาดการณ์ การเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ โดยพิจารณาโครงการลงทุนขนาดใหญ่ของภาครัฐ และนโยบายของรัฐที่เกี่ยวกับการเปลี่ยนแปลงเศรษฐกิจเชิงโครงสร้างอันจะส่งผล ต่อการใช้พลังงาน โดยความต้องการใช้ไฟฟ้ากรณีปกติ (Business as usual; BAU) จะสอดคล้องกับอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ (GDP) ปี 2556 - 2579 ซึ่งจัดทำและประมาณการโดย สศช. เมื่อวันที่ 2 กันยายน 2557 (กรณีฐาน) โดยเฉลี่ยที่ร้อยละ 3.94 เทียบอัตราเฉลี่ยในแผนเดิมที่ร้อยละ 4.50 โดยพิจารณาการเติบโตของประชากร ชุมชนเมือง (Urbanization) และการเติบโตของจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้ารายเศรษฐกิจ (Sector) และจัดทำโดยใช้แบบจำลอง End-Use model และ Econometrics model ซึ่งจัดทำโดยมหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์
3.2 แผนอนุรักษ์พลังงาน : จากความต้องการใช้ไฟฟ้ากรณีปกติ จะปรับปรุงความต้องการใช้ไฟฟ้าโดยคำนึงถึงแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Development Plan: EEDP 2015 - 2036) โดยแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ซึ่งจะปรับลดความเข้มการใช้พลังงานลดร้อยละ 30 เทียบกับปี 2556 โดยในส่วนการลดการใช้พลังงานไฟฟ้า คิดเป็น 89,672 ล้านหน่วย มีแนวทางโดย (1) ยกเลิก/ทบทวนการอุดหนุนราคาพลังงาน เพื่อส่งสัญญาณให้ผู้บริโภคตระหนักเรื่องราคาเป็นไปตามกลไกตลาด (2) มาตรการทางภาษี สนับสนุนมาตรการภาษีเพื่อสนับสนุนอุปกรณ์ที่มีการใช้พลังงานอย่างมี ประสิทธิภาพ (3) เร่งรัดการสนับสนุนมาตรการด้านการเงิน เพื่อให้มีการเปลี่ยนอุปกรณ์ และเกิดการบริหารจัดการพลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ (4) มาตรฐานการใช้พลังงานในอาคาร (Building Code) และโรงงาน โดยประสานร่วมมือกับกระทรวงอุตสาหกรรม และมหาดไทย เพื่อผลักดันมาตรการบังคับ และ (5) รณรงค์ด้านพฤติกรรมการใช้พลังงานและการปลูกจิตสำนึก
3.3 แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก : แนวทางในการจัดทำแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP 2015 - 2036) โดยมียุทธศาสตร์ในการส่งเสริมพลังงานชีวภาพ ได้แก่ พลังงานจากขยะ ชีวมวล และก๊าซชีวภาพ เป็นอันดับแรก ซึ่งศักยภาพคงเหลือในปัจจุบัน สามารถผลิตไฟฟ้าจากขยะได้อีกประมาณ 600 เมกะวัตต์ และจากชีวมวลได้อีกประมาณ 2,500 เมกะวัตต์ และมีการประสานงานร่วมกับนโยบาย Zoning ของกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ ที่จะต้องการเพิ่มพื้นที่เพาะปลูกอ้อยและปาล์ม และเพิ่มผลผลิตมันสำปะหลังจาก 3.5 ตันต่อไร่ต่อปี เป็น 7 ตันต่อไร่ต่อปี ซึ่งสามารถเพิ่มศักยภาพเชื้อเพลิงเพื่อผลิตไฟฟ้าได้อีก 3,500 เมกะวัตต์ แต่ข้อสำคัญต้องมีผลผลิต (Productivity) ที่ดี มิเช่นนั้นจะเป็นภาระกับผู้ใช้และควรเลือกพืชพลังงานอื่นแทนที่คุ้มค่ากว่า และใช้แนวคิดการจัดสรรปริมาณการผลิตไฟฟ้าด้วยเทคโนโลยีพลังงานทดแทนประเภท ต่างๆ เป็นเชิงพื้นที่รายภูมิภาคและรายจังหวัด (RE Zoning รายจังหวัด) รวมถึงการเปลี่ยนแปลงเทคโนโลยีพลังงานทดแทนในอนาคตที่อาจจะสามารถแข่งขันได้ กับการผลิตไฟฟ้าจาก LNG ตลอดจนการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าที่เกิดการสร้างชุมชนที่เข้มแข็งและการลดการ นำเข้าพลังงานจากฟอสซิล ทั้งนี้ จะทำการเพิ่มสัดส่วนการการผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานทดแทนจากปัจจุบันที่ร้อยละ 8 เป็นร้อยละ 20 ของปริมาณความต้องการไฟฟ้ารวมของประเทศในปี 2579 คิดเป็นกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรวมประมาณ 17,000 เมกะวัตต์
3.4 แนวทางการจัดสรรกำลังผลิตและกำหนดสัดส่วนเชื้อเพลิงในแผน PDP 2015 มีดังนี้ (1) ให้ความสำคัญกับความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศ เพื่อให้มีความมั่นคงครอบคลุมทั้งระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจำหน่ายไฟฟ้ารายพื้นที่ (2) นโยบายการกระจายเชื้อเพลิง เพื่อลดความเสี่ยงการพึ่งพิงเชื้อเพลิงชนิดใดชนิดหนึ่ง และคำนึงถึงต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม ประชาชนและภาคธุรกิจสามารถยอมรับได้ โดยไม่เป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาประเทศในระยะยาว โดยลดการพึ่งพาก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลัก เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากถ่านหินโดยใช้เทคโนโลยีสะอาด จัดหาไฟฟ้าจากต่างประเทศโดยคำนึงถึงศักยภาพการจัดหา ราคาที่เหมาะสม โดยกระจายแหล่งผลิตไฟฟ้าในประเทศเพื่อนบ้านหลายๆ ประเทศ ไม่เกินร้อยละ 20 ของกำลังผลิตไฟฟ้าในระบบ ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยคำนึงถึงความสามารถของระบบ ส่งไฟฟ้า และจัดสรรโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ไว้ปลายแผนตามแผนเดิม โดยให้มีการศึกษาด้านเทคนิค ความปลอดภัย สถานที่ตั้ง พร้อมทั้งส่งเสริมกระบวนการเรียนรู้ให้ประชาชนเข้าใจต่อประเด็นโรงไฟฟ้า นิวเคลียร์อย่างต่อเนื่อง (3) กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) กำหนดไว้เช่นเดียวกับแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15 ของกำลังผลิตพึ่งได้ และ (4) นโยบายผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) จะดำเนินการตามสัญญาของโรงไฟฟ้าเอกชนที่มีข้อผูกพัน (Commit) แล้ว ทั้งนี้ สำหรับโรงไฟฟ้า IPP และ SPP ที่จะหมดอายุลงจะไม่พิจารณาต่ออายุ เว้นแต่ระบบไฟฟ้ามีความต้องการและโรงไฟฟ้า มีประสิทธิภาพสูง
3.5 แผนการลงทุนของการไฟฟ้า (1) การพัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า การจัดทำแผน PDP2015 ให้สอดรับกับการพัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อรองรับประชาคมเศรษฐกิจ อาเซียน (AEC) โดยเชื่อมโยงกับประเทศเพื่อนบ้าน และเป็นจุดเริ่มในการพัฒนาการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศ (Bilateral trading) และการพัฒนา ASEAN Power Grid (2) การพัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าสำหรับพลังงานทดแทน การวางแผนการลงทุนและแผนการขยายระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าของทั้ง 3 การไฟฟ้าจะพิจารณาวางแผนเพื่อรองรับการส่งเสริมพลังงานทดแทนในรายพื้นที่ให้ สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก และ (3) ระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) เพื่อรองรับการพัฒนาระบบไฟฟ้าขนาดเล็กแบบกระจายศูนย์ (Decentralized Generation: DG) และรองรับการส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ
3.6 ผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจากแผน PDP2015 มีดังนี้ (1) เพิ่มศักยภาพการแข่งขันของประเทศในด้านราคา (Cost competitiveness) (2) เพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานไฟฟ้าของประเทศ และ (3) เพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนที่เป็นพลังงานสะอาดมากขึ้น โดยจะช่วยลดการนำเข้าเชื้อเพลิงฟอสซิลจากต่างประเทศ โดยเฉพาะ LNG และเป็นการส่งเสริมการใช้วัสดุทางการเกษตรในประเทศกว่า 80 ล้านตันต่อปี
มติของที่ประชุม
เห็นชอบหลักการ และแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015) โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานรับหลักการ และแนวทางดังกล่าว ไปจัดทำร่างแผน PDP 2015 ในรายละเอียด หลังจากนั้นมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน นำร่างแผน PDP 2015 ไปรับฟังความคิดเห็นก่อนนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
เรื่องที่ 6 กรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คำแถลงนโยบายของคณะรัฐมนตรีต่อสภานิติบัญญัติแห่งชาติ ในข้อ 6.9 เรื่องนโยบายการปฏิรูปโครงสร้างราคาเชื้อเพลิงประเภทต่างๆ ให้สอดคล้องกับต้นทุนและให้มีภาระภาษีที่เหมาะสมระหว่างน้ำมันต่างชนิดและ ผู้ใช้ต่างประเภท เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานของประเทศและให้ผู้บริโภคระมัดระวังที่ จะไม่ใช้อย่างฟุ่มเฟือย
2. การเปลี่ยนแปลงของราคาน้ำมันในตลาดโลกกับของไทย ในช่วงวันที่ 22 พฤษภาคม ถึงวันที่ 14 ธันวาคม 2557 ราคาน้ำมันดิบดูไบตลาดสิงคโปร์ ได้ปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่องจาก 112.7 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เป็น 67.8 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ลดลง 44.9 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล หรือลดลงร้อยละ 39.8 เนื่องจากเศรษฐกิจของยุโรปที่เผชิญกับภาวะเงินฝืด และการชะลอตัวของความต้องการใช้น้ำมันของจีนและสหรัฐอเมริกา ในขณะที่กลุ่มประเทศโอเปกยังไม่มีท่าทีที่จะปรับลดกำลังการผลิตน้ำมันดิบ ส่งผลให้ความต้องการใช้น้ำมันต่ำกว่าปริมาณการผลิต ส่วนราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก ได้ปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่องจาก 816 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ เดือนพฤษภาคม 2557 เป็น 558 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ เดือนธันวาคม 2557 โดยลดลง 258 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือร้อยละ 31.6 เนื่องจากการชะลอตัวของภาวะเศรษฐกิจโลกและการปรับลดลงตามราคาน้ำมันดิบ
3. ในช่วงวันที่ 22 พฤษภาคม ถึงวันที่ 14 ธันวาคม 2557 ราคาขายปลีกน้ำมันสำเร็จรูปในประเทศ ได้ปรับตัวลดลงตามราคาน้ำมันดิบ ดังนี้ (1) น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 ปรับลดลงจาก 41.13 บาทต่อลิตร เป็น 32.30 บาทต่อลิตร ลดลง 8.83 บาทต่อลิตร หรือร้อยละ 21.5 ซึ่งปรับลดลงรวม 17 ครั้ง (2) น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 ปรับลดลงจาก 38.68 บาทต่อลิตร เป็น 30.28 บาทต่อลิตร ลดลง 8.40 บาทต่อลิตร หรือร้อยละ 21.7 ซึ่งปรับลดลงรวม 17 ครั้ง (3) น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ปรับลดลงจาก 29.99 บาทต่อลิตร เป็น 27.89 บาทต่อลิตร ลดลง 2.10 บาทต่อลิตร หรือร้อยละ 7 ซึ่งปรับลดลงรวม 6 ครั้ง และ (4) ราคาขายปลีกก๊าซ LPG เฉลี่ย ปรับลดลงจาก 24.71 บาทต่อกิโลกรัม ณ เดือนพฤษภาคม 2557 เป็น 24.16 บาทต่อกิโลกรัม ณ เดือนธันวาคม 2557 โดยลดลง 0.55 บาทต่อกิโลกรัม หรือร้อยละ 2 โดยมีการปรับราคาภาคครัวเรือน 2 ครั้ง ภาคขนส่งขึ้น 4 ครั้ง และภาคอุตสาหกรรมราคาลดลงตามราคาตลาดโลก โดยสาเหตุที่ราคาน้ำมันสำเร็จรูปและก๊าซ LPG ของไทยไม่ลดลงมากเท่าราคาน้ำมันโลกในช่วงเวลาดังกล่าว เนื่องจากมีการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันสำเร็จรูปเพิ่มขึ้น โดยเฉพาะน้ำมันดีเซล ในส่วนของก๊าซ LPG ราคาก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมลดลง ในขณะที่ราคาก๊าซ LPG ภาคขนส่งและครัวเรือนปรับขึ้นเล็กน้อย เนื่องจากจำเป็นต้องมีการปรับราคาขายปลีกให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ทั้งนี้ การเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพิ่มขึ้น ทำให้สถานะเงินกองทุนฯ ดีขึ้น จากติดลบ 7,335 ล้านบาท มีสถานะเป็นบวกที่ 12,539 ล้านบาท
4. กรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง มีดังนี้ (1) ราคาพลังงานต้องสะท้อนต้นทุนแท้จริง (2) ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่ง ควรจะมีอัตราภาษีสรรพสามิตที่ใกล้เคียงกัน (3) กองทุนน้ำมันฯ ใช้เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาและส่งเสริมพลังงานทดแทน (4) ลดการชดเชยข้ามประเภทเชื้อเพลิง (Cross Subsidy) (5) ค่าการตลาดควรอยู่ในระดับที่เหมาะสม (6) ช่วยเหลือกลุ่มผู้มีรายได้น้อย และ (7) เก็บเงินกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละประเภท ในอัตราที่ใกล้เคียงกันตามค่าความร้อน
5. รายละเอียดของแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง มีดังนี้ (1) ปรับอัตราภาษีสรรพสามิตของกลุ่มเบนซินและดีเซลให้ใกล้เคียงกันมากขึ้น อยู่ในช่วง 2.85 ถึง 5.55 บาทต่อลิตร โดยให้สะท้อนต้นทุนมลภาวะและถนนชำรุด (2) ให้กำหนดส่วนต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม (3) ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันดีเซลและเบนซินโดยเฉลี่ยควรอยู่ในระดับที่เหมาะสม และเป็นธรรม (4) ควรมีการเก็บภาษีสรรพสามิตของก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) เช่นเดียวกับน้ำมันเชื้อเพลิงชนิดอื่นๆ และ (5) สำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ให้ยกเลิกการกำหนดราคา ณ โรงกลั่นของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่ระดับ 332.7549 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน รับไปกำหนดราคา ณ โรงกลั่นของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม และกำหนดราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซปิโตรเลียมเหลวสำหรับการใช้ประเภทต่างๆ ให้อยู่ในระดับเดียวกัน รวมทั้งปรับเงินจ่ายเข้า/ออกกองทุนน้ำมันฯ ให้มีค่าใกล้ศูนย์
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
1.1 กรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
(1) ราคาพลังงานต้องสะท้อนต้นทุนแท้จริง
(2) ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่ง ควรจะมีอัตราภาษีสรรพสามิตที่ใกล้เคียงกัน
(3) กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงใช้เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาและส่งเสริมพลังงานทดแทน
(4) ลดการชดเชยข้ามประเภทเชื้อเพลิง (Cross Subsidy)
(5) ค่าการตลาดควรอยู่ในระดับที่เหมาะสม
(6) ช่วยเหลือกลุ่มผู้มีรายได้น้อย
(7) เก็บเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละประเภท ในอัตรา ที่ใกล้เคียงกันตามค่าความร้อน
1.2 รายละเอียดของแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
(1) ปรับอัตราภาษีสรรพสามิตของกลุ่มน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลให้ใกล้เคียงกัน มากขึ้น อยู่ในช่วง 2.85 ถึง 5.55 บาทต่อลิตร โดยให้สะท้อนต้นทุนมลภาวะและถนนชำรุด
(2) ให้กำหนดส่วนต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม
(3) ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลโดยเฉลี่ยควรอยู่ในระดับ ที่เหมาะสมและเป็นธรรม
(4) ควรมีการเก็บภาษีสรรพสามิตของก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) เช่นเดียวกับน้ำมันเชื้อเพลิงชนิดอื่นๆ
(5) สำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
(5.1) ให้ยกเลิกการกำหนดราคา ณ โรงกลั่นของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่ระดับ 332.7549 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยเห็นควรมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน รับไปกำหนดราคา ณ โรงกลั่นของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมต่อไป
(5.2) กำหนดราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซปิโตรเลียมเหลวสำหรับการใช้ประเภทต่างๆ ให้อยู่ในระดับเดียวกัน
(5.3) ปรับเงินจ่ายเข้า/ออกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้มีค่าใกล้ศูนย์
2. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานรับไปดำเนินการปรับโครงสร้างราคา น้ำมันเชื้อเพลิงในรายละเอียด ภายใต้กรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป
กพช. ครั้งที่ 146 - วันพุธที่ 22 ตุลาคม 2557
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2557 (ครั้งที่ 146)
วันพุธที่ 22 ตุลาคม 2557 เวลา 9.00 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1.มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 1/2557 (ครั้งที่ 1)
2.รายงานผลความคืบหน้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3.รายงานผลความคืบหน้าและการรับฟังความคิดเห็นทิศทางพลังงานไทย
4.การเตรียมการประกาศเชิญชวนผู้ลงทุนเพื่อให้สิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม รอบที่ 21
5.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2556
7.การแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
8.อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ (นายชวลิต พิชาลัย)
เรื่องที่ 1 มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 1/2557 (ครั้งที่ 1)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งที่ 1/2557 (ครั้งที่ 1) เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 ได้มีการพิจารณาและได้มีมติในเรื่องต่างๆ จำนวน 4 เรื่อง สรุปได้ดังนี้
1.1 เรื่องที่ 1 แนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ.2558 – 2579 (PDP 2015) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ.2558 – 2579 (Power Development Plan: PDP 2015) โดยให้มีระยะเวลาสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ และให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายใน 3 เดือน เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณา พร้อมทั้งจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Development Plan : EEDP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan : AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558 - 2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015 ความคืบหน้าในปัจจุบัน อยู่ระหว่างรวบรวมข้อมูลเพื่อประกอบการจัดทำร่างแผน PDP 2015 จากนั้นจะจัดรับฟังความคิดเห็นต่อร่างแผน PDP 2015 ภายในเดือนพฤศจิกายน 2557 และนำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบภายในเดือนธันวาคม 25571.2 เรื่องที่ 2 การแยกกิจการระบบส่งก๊าซของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจีแก่ บุคคลที่สาม (Third Party Access Regime : TPA Regime) ได้มีมติ เห็นชอบในหลักการให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) แยกกิจการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติออกไปในรูปบริษัท จำกัด ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2558 และให้ยกเว้นภาษีต่างๆ และค่าธรรมเนียม ในการโอนทรัพย์สินจาก ปตท. ให้บริษัทฯ ที่จะจัดตั้งขึ้นใหม่ แต่ให้ชะลอการดำเนินการไว้ก่อน จนกว่าผลการหารือระหว่างสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) และสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) ในเรื่องการตรวจสอบการแบ่งแยกทรัพย์สินของ ปตท. จะได้ข้อยุติ พร้อมทั้งรับทราบการดำเนินการของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ในการจัดทำข้อบังคับว่าด้วยหลักเกณฑ์การจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับ TPA Regime โดยให้ประกาศใช้ได้ภายในเดือนมีนาคม 2558 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ กกพ. ทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้สามารถรองรับกับโครงสร้างการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติที่จะ เกิดขึ้น และให้นำเสนอ กพช. ซึ่งความคืบหน้าการดำเนินงาน โดยเมื่อวันที่ 20 สิงหาคม 2557 หัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติ รับทราบรายงานการตรวจสอบการแบ่งแยกทรัพย์สินของ ปตท. และให้ สตง. เสนอเรื่องให้ สคก. ตีความในเรื่องที่มีข้อโต้แย้ง โดยให้ชะลอเรื่องท่อ/การจัดตั้งบริษัทใหม่ไว้ก่อน ปัจจุบัน สตง. ยังไม่ได้เสนอเรื่องให้ สคก. และในส่วนของ TPA Regime ได้ประกาศลงราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 13 ตุลาคม 2557 โดยผู้รับใบอนุญาตจะส่ง TPA Codes ให้สำนักงาน กกพ. ภายในเดือนมกราคม 2558 สำหรับการศึกษาและทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ สนพ. และสำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างจัดทำ TOR เพื่อจ้างที่ปรึกษา1.3 เรื่องที่ 3 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ Feed-in Tariff ได้มีมติ (1) เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2557 - 2558 ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี ดังนี้ แบบติดตั้งบนพื้นดิน กำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 90 MWp อัตรา 5.66 บาทต่อหน่วย แบบติดตั้งบนหลังคา แบ่งเป็นกลุ่มบ้านอยู่อาศัย กำลังผลิตติดตั้ง 0 - 10 kWp อัตรา 6.85 บาทต่อหน่วย กลุ่มอาคารธุรกิจ/โรงงาน กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 - 250 kWp อัตรา 6.40 บาทต่อหน่วย และกลุ่มอาคารธุรกิจ/โรงงาน กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 250 - 1,000 kWp อัตรา 6.01 บาทต่อหน่วย และแบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร อัตรา 5.66 บาทต่อหน่วย (2) เห็นชอบให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ประเภท ต่างๆ ให้ครบตามเป้าหมาย ได้แก่ แบบติดตั้งบนพื้นดิน ในส่วนที่เหลืออีก 576 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 แบบติดตั้งบนหลังคา ให้ขยายเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์สำหรับโครงการที่ผูกพันกับ ภาครัฐแล้ว 130.64 เมกะวัตต์ จากเดิมภายในเดือนธันวาคม 2556 เป็นภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2557 และเปิดรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มสำหรับโครงการขนาดเล็กสำหรับที่พักอาศัยขนาดไม่ เกิน 10 กิโลวัตต์อีก 69.36 เมกะวัตต์ เพื่อให้ครบเป้าหมาย 200 เมกะวัตต์ โดยกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 และแบบติดตั้งในพื้นที่ชุมชน ให้เปลี่ยนเป็นโครงการสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 พร้อมทั้งให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงอุตสาหกรรมและกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม หารือร่วมกันเพื่อกำหนดแนวทางบริหารจัดการและกำจัดกากขยะอันเกิดจากโครงการฯความคืบหน้าในปัจจุบัน กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) อยู่ระหว่างพิจารณารายชื่อโครงการที่สามารถรับซื้อได้ให้แล้วเสร็จในช่วงต้น เดือนพฤศจิกายน 2557 ส่วนโครงการฯ แบบติดตั้งบนหลังคาที่ผูกพันกับภาครัฐ 130.64 เมกะวัตต์ ผู้ประกอบการไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ทันภายในเดือนธันวาคม 2557 เนื่องจากติดปัญหาการแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้อง และกระทรวงพลังงานตรวจสอบแล้วเห็นว่ายังมีโครงการค้างอยู่ตั้งแต่วันที่ 28 มิถุนายน 2553 จำนวน 1,054 เมกะวัตต์ และต้องการรองรับผู้ยื่นข้อเสนอคงค้างทั้งหมด ซึ่งส่วนหนึ่งสายส่งรองรับได้ อีกส่วนหนึ่งสายส่งรองรับไม่ได้ ดังนั้น เพื่อสนับสนุนและส่งเสริมการเพิ่มกำลังการผลิตของพลังงานหมุนเวียน จึงเห็นควรให้เพิ่มเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มจากเดิม 576 เมกะวัตต์ เพิ่มอีก 800 เมกะวัตต์ สำหรับโครงการส่วนที่สายส่งรองรับไม่ได้ให้ยื่นขอเปลี่ยนจุดจำหน่ายไฟฟ้าจาก พื้นที่ที่เสนอไว้เดิมได้1.4 เรื่องที่ 4 การเตรียมความพร้อมเพื่อเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยของ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (มหาชน) (SPRC) ได้มีมติเห็นชอบ (ร่าง) สัญญาแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 3) สัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม โดยให้กระทรวงพลังงานทำสัญญากับ SPRC และให้ ปตท. ลดสัดส่วนการถือหุ้นโรงกลั่นน้ำมัน SPRC ลง เพื่อจำหน่ายให้กับประชาชนไม่น้อยกว่าร้อยละ 30 ของทุนจดทะเบียน และให้ SPRC จำหน่ายหุ้นให้ประชาชนในตลาดหลักทรัพย์ฯ ภายในไตรมาสที่ 2 ของปี 2558 หรือภายใน 6 เดือนภายหลังจากวันที่ลงนามในสัญญาฯ แล้วแต่ระยะเวลาใดจะสิ้นสุดช้ากว่า ความคืบหน้าในปัจจุบัน กรมธุรกิจพลังงาน ได้จัดเตรียมร่างสัญญาฯ เพื่อให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานลงนาม ภายหลังจากคณะรัฐมนตรีได้มีมติอนุมัติให้แก้ไขสัญญาแล้ว
2. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาแล้ว เห็นควรเสนอให้ กพช. เพื่อพิจารณาเพิ่มเติมในเรื่องที่ 3 ดังนี้ (1) ขออนุมัติให้ขยายระยะเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาที่ผูกพันกับภาครัฐแล้ว 130.64 เมกะวัตต์ จากเดิมภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2557 เป็นภายในสิ้นเดือนมิถุนายน 2558 เนื่องจากติดปัญหาการแก้ไขร่างกฎกระทรวงตามพระราชบัญญัติโรงงาน พ.ศ. 2535 และร่างกฎกระทรวงว่าด้วยการติดตั้งแผงเซลล์แสงอาทิตย์ ภายใต้พระราชบัญญัติควบคุมอาคาร พ.ศ. 2522 (2) สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ การเกษตร เห็นควรให้บริษัทจัดการพลังงาน (ESCO) เข้ามาเป็นที่ปรึกษา เพื่อให้ เกิดความยั่งยืน และผลิตไฟฟ้าได้อย่างประสิทธิภาพตามเป้าหมาย และ (3) ขอเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนพื้นดิน จากเดิม 576 เมกะวัตต์ เพิ่มอีก 800 เมกะวัตต์ โดยโครงการส่วนที่สายส่งรองรับไม่ได้ ให้ยื่นขอเปลี่ยนจุดจำหน่ายไฟฟ้าจากพื้นที่ที่เสนอไว้เดิมได้
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 1/2557 (ครั้งที่ 1) ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557
2. เห็นชอบให้แก้ไขเพิ่มเติมมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 1/2557 (ครั้งที่ 1) เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 ในเรื่องที่ 3 ดังนี้
(1) ให้ขยายระยะเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) ที่ผูกพันกับภาครัฐแล้ว 130.64 เมกะวัตต์ จากเดิมภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2557 เป็นภายในสิ้นเดือนมิถุนายน 2558(2) สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ การเกษตร เห็นควรให้บริษัทจัดการพลังงาน (ESCO) เข้ามาเป็นที่ปรึกษา เพื่อให้คำแนะนำในการพัฒนาโครงการฯ ให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพยิ่งขึ้นต่อไป(3) ให้เพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบ ติดตั้งบนพื้นดิน จากเดิม 576 เมกะวัตต์ เพิ่มอีก 800 เมกะวัตต์ เพื่อให้ครอบคลุมกับปริมาณไฟฟ้าของโครงการที่ได้ยื่นข้อเสนอไว้แล้วทั้งหมด จำนวน 1,054 เมกะวัตต์ โดยหากมีโครงการใดที่ไม่สามารถดำเนินการผลิตไฟฟ้าในพื้นที่ ที่เสนอไว้เดิมได้ก็ให้โครงการนั้นสามารถเปลี่ยนพื้นที่ผลิตเพื่อจำหน่าย ไฟฟ้าในพื้นที่ใหม่ได้
เรื่องที่ 2 รายงานผลความคืบหน้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. สรุปรายงานผลความคืบหน้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ วันที่ 13 ตุลาคม 2557 มีโครงการฯ ที่ผูกพันแล้ว จำนวน 5,046 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 7,910 เมกะวัตต์ ต่ำกว่าเป้าหมายตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) อยู่ 6,017 เมกะวัตต์ จากเป้าหมายรวมจำนวน 13,927 เมกะวัตต์ โดยในส่วนที่ผูกพันมีการขายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์แล้ว 608 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 4,145 เมกะวัตต์
2. ภายใต้การบริหารงานของคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) ในช่วงเดือนกรกฎาคมถึงตุลาคม 2557 มีโครงการฯ ที่ได้รับอนุมัติจากคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานและคณะ กรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้ (1) พลังงานขยะ 12 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 110.9 เมกะวัตต์ (2) ชีวมวล 23 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 118.22 เมกะวัตต์ (3) ก๊าซชีวภาพ 18 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 30.03 เมกะวัตต์ และ (4) พลังงานแสงอาทิตย์ 33 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 9.971 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานผลความคืบหน้าและการรับฟังความคิดเห็นทิศทางพลังงานไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. จากมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 เห็นชอบแนวทางการจัดทำแผน PDP 2015 โดยให้มีระยะเวลาสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ พร้อมทั้งจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (EEDP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนปี 2558 – 2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015 โดยให้กระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการตามข้อสังเกตของที่ประชุม และจัดทำแผน PDP2015 ให้เสร็จใน 3 เดือน
2. กระทรวงพลังงาน ได้จัดรับฟังความคิดเห็นทิศทางพลังงานไทย ระหว่างวันที่ 29 สิงหาคมถึงวันที่19 กันยายน 2557 ในพื้นที่กรุงเทพฯ ขอนแก่น เชียงใหม่ และสุราษฎร์ธานี มีผู้เข้าร่วมแห่งละประมาณ 500 คน นำเสนอ 4 แผน ซึ่งสรุปผลโดยรวมดังนี้ (1) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า : หากต้องการก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหินควรต้องจัดการด้านสิ่งแวดล้อมให้ได้ มาตรฐาน ควรศึกษาและประเมินผลกระทบเกี่ยวกับการสร้างโรงไฟฟ้านิวเคลียร์อย่างรอบคอบ จัดทำ Zoning ในการสร้างโรงไฟฟ้าให้เหมาะสมกับศักยภาพของพื้นที่ รับฟังความคิดเห็นก่อนกำหนดพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้า รวมทั้งสร้างความรู้ความเข้าใจให้กับประชาชนเกี่ยวกับการก่อสร้างโรงไฟฟ้า (2) แผนอนุรักษ์พลังงาน : ควรสนับสนุนให้มีการใช้ระบบรางในภาคขนส่งให้มากขึ้น มีมาตรการภาษีเพื่อส่งเสริมอุปกรณ์ประหยัดพลังงาน มีการจัดเก็บภาษีรถยนต์ตามอัตราการประหยัดพลังงาน ประสานความร่วมมือระหว่างหน่วยงานกับภาคอุตสาหกรรมในการประหยัดพลังงาน รวมทั้งควรมีการสื่อสารประชาสัมพันธ์และรณรงค์การประหยัดพลังงานให้ทั่วถึง (3) แผนพัฒนาพลังงานทดแทน : ควรมีการส่งเสริมและสนับสนุนนโยบายด้านพลังงานทดแทนอย่างต่อเนื่อง มีการปรับปรุงกฎหมายเพื่อลดขั้นตอนการอนุญาตขอตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน มีการจัดทำ Zoning พลังงานทดแทนตามศักยภาพเชื้อเพลิงและสายส่งไฟฟ้า พร้อมทั้งส่งเสริมให้ชุมชนเข้ามาเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้า สนับสนุนให้มีการพัฒนาเทคโนโลยีสะสมพลังงาน และควรมีการพัฒนาการจัดการขยะอย่างครบวงจร และ (4) แผนจัดหาเชื้อเพลิงพลังงาน : ควรมีการทบทวนสิทธิประโยชน์ระหว่างรัฐกับผู้รับสัมปทาน และตรวจสอบผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม มีการสร้างความรู้ความเข้าใจต่อภาคประชาสังคมเกี่ยวกับระบบสัมปทานระบบแบ่ง ปันผลผลิต การสำรวจปิโตรเลียม รวมทั้งสร้างเข้าใจกับประชาชนในพื้นที่ก่อนที่จะเข้ามาสำรวจปิโตรเลียมใน พื้นที่
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 การเตรียมการประกาศเชิญชวนผู้ลงทุนเพื่อให้สิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม รอบที่ 21
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงพลังงานเห็นควรดำเนินการออกประกาศเชิญชวนให้ยื่นคำขอสิทธิสำรวจและ ผลิตปิโตรเลียมสำหรับแปลงสำรวจบนบกและในทะเลอ่าวไทย ครั้งที่ 21 ด้วยเห็นว่า ประเทศไทยมีความต้องการใช้พลังงานเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง จึงจำเป็นต้องเพิ่มปริมาณสำรองปิโตรเลียมโดยเฉพาะก๊าซธรรมชาติให้เพียงพอ ต่อความต้องการใช้ในอนาคตซึ่งจะเป็นการช่วยลดปริมาณการนำเข้าพลังงาน และก่อให้เกิดความมั่นคงในการผลิตไฟฟ้าและการลงทุนในอุตสาหกรรมต่อเนื่อง ทั้งนี้ จากการวิเคราะห์เปรียบเทียบระบบสัมปทานไทยและระบบแบ่งปันผลผลิตของประเทศ เพื่อนบ้าน เห็นว่าการให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมภายใต้ระบบสัมปทาน Thailand III ในปัจจุบันมีความเป็นธรรมและเหมาะสมกับศักยภาพทางธรณีวิทยาของไทยแล้ว
2. แปลงสำรวจที่จะเปิดให้ยื่นขอสิทธิฯ ครั้งที่ 21 กำหนดไว้ 29 แปลงสำรวจ แบ่งเป็นแปลงสำรวจ บนบกบริเวณภาคเหนือและภาคกลาง 6 แปลง ภาคอีสาน 17 แปลง และในทะเลอ่าวไทย 6 แปลง โดยกระทรวงพลังงานได้กำหนดเงื่อนไขให้ผู้ยื่นขอเสนอผลประโยชน์พิเศษเพิ่ม เติม นอกเหนือไปจากการชำระค่าภาคหลวง/ภาษีเงินได้ปิโตรเลียมและผลประโยชน์ตอบแทน พิเศษตามกฎหมายผู้ยื่นขอต้องเสนอผลประโยชน์พิเศษเพิ่มเติม ประกอบด้วย (1) การสนับสนุนเงินเพื่อการศึกษาและ/หรือการพัฒนาชุมชนในท้องถิ่น (2) เงินให้เปล่าในการ ลงนาม (3) เงินให้เปล่าในการผลิต (4) การให้นิติบุคคลไทยที่คณะกรรมการปิโตรเลียมเห็นชอบเข้าร่วมประกอบกิจการ ปิโตรเลียม (5) การใช้บริการยานพาหนะ การก่อสร้าง และอื่นๆ ที่มีอยู่ในประเทศไทย เพื่อให้ประเทศได้รับผลประโยชน์จากการเปิดสัมปทานได้เหมาะสมยิ่งขึ้น ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้ออกประกาศเชิญชวนเอกชนให้เข้ามายื่นรับสัมปทานปิโตรเลียม รอบที่ 21 ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการประกาศลงราชกิจจานุเบกษา คาดว่าจะสามารถยื่นขอสำรวจได้ภายใน 120 วัน นับตั้งแต่วันที่กระทรวงพลังงานออกประกาศ โดยใช้ระยะเวลาในการสำรวจประมาณ 2 ปี
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2556
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามระเบียบ กพช. ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 กำหนดให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่น ปิโตรเลียม เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และ กพช. เพื่อทราบ
2. ปีงบประมาณ 2556 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินให้หน่วยงานต่างๆ ประกอบด้วย สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน สนพ. กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และกรมบัญชีกลาง เป็นเงิน 25,139,520.00 บาท ในการสนับสนุนเงินทุนศึกษาและฝึกอบรม วงเงิน 23,320,772.00 บาท การเดินทางเพื่อศึกษาดูงานประชุม อบรม และสัมมนา วงเงิน 1,178,748.00 บาท และค่าใช้จ่ายบริหารงาน 640,000.00 บาท และเมื่อสิ้นปีงบประมาณ 2556 มีการเบิกจ่ายทั้งสิ้น 190,009.62 บาท เป็นค่าใช้จ่ายในหมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน สำหรับหมวดรายจ่ายอื่นๆ เนื่องจากการอนุมัติคำขอรับการสนับสนุนปีงบประมาณ 2556 ล่าช้ากว่ากำหนด ดังนั้น ณ วันที่ 30 กันยายน 2556 จึงยังไม่มีการเบิกจ่าย
3. รายงานสถานะเงินกองทุน ณ วันที่ 30 กันยายน 2556 (1) งบแสดงฐานะการเงิน ปีงบประมาณ 2556 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ มีจำนวน 446.612 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 10.744 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 2.47 หนี้สินรวมของกองทุน มีจำนวน 0.097 ล้านบาท ลดลง 0.713 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 88.03 และทุนของกองทุนฯ มีจำนวน 446.514 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 435.058 ล้านบาท เป็นเงิน 11.456 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 2.64 และ (2) งบแสดงผลการดำเนินงาน ปีงบประมาณ 2556 รายได้รวมจากการดำเนินงานของกองทุนฯ มีจำนวน 19.901 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 0.427 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 2.20 ค่าใช้จ่ายรวมจากการดำเนินงานของกองทุน มีจำนวน 8.444 ล้านบาท ลดลง 13.018 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 60.66 และรายได้สุทธิ มีจำนวน 11.457 ล้านบาท เพิ่มขึ้น 13.445 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 676.31
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 46 กำหนดให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต้องจัดทำรายงานประจำปี เสนอ กพช. คณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนฯ และวุฒิสภาทุกสิ้นปีงบประมาณ
2. ผลการดำเนินงานสำคัญในปี 2554 ประกอบด้วย มีการออกใบอนุญาต 103 ฉบับ (ประกอบกิจการไฟฟ้า 97 ฉบับและประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ 6 ฉบับ) พัฒนาคู่มือตรวจติดตามสถานประกอบกิจการพลังงาน พิจารณาอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft รวม 4 ครั้ง พิจารณาอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภทสัญญา Firm รวม 3,500 เมกะวัตต์ กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP กำลังการผลิต 4,400เมกะวัตต์ และมีการพิจารณาเรื่องร้องเรียนจากผู้ใช้พลังงานและผู้ได้รับผลกระทบจากการ ประกอบกิจการพลังงาน แล้วเสร็จ 46 เรื่อง จาก 77 เรื่อง และผลการดำเนินงานที่สำคัญในปี 2555 ได้แก่ กำกับกระบวนการออกใบอนุญาต และตรวจสอบมาตรฐานคุณภาพทางวิศวกรรม ความปลอดภัย และสิ่งแวดล้อม พิจารณาอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft รวม 4 ครั้ง กำกับอัตราค่าไฟฟ้า โดยปรับลดหน่วยการใช้ไฟฟ้าตามมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีภาคครัวเรือน จากไม่เกิน 90 หน่วย เป็นไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP SPP และ VSPP ให้เป็นไปตามแผน PDP 2010 Rev.3 และ AEDP จัดตั้งเครือข่ายความร่วมมือ ASEAN Energy Regulators’ Network (AERN) และจัดตั้งคณะกรรมการผู้ใช้พลังงานประจำเขต (คพข.) ตลอดจนกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อเป็นกลไกการสร้างการมีส่วนร่วมของภาคส่วนต่างๆ ในการพัฒนาระบบพลังงานและการประกอบกิจการไฟฟ้า
3. รายงานงบการเงินและบัญชีทำการ ปีงบประมาณ 2554 มีรายได้จากการดำเนินงาน671,036,166.82 บาท หักค่าใช้จ่ายแล้วจะมีรายได้แผ่นดินรอนำส่งคลัง 86,057,893.81 บาท ส่วนปีงบประมาณ 2555 มีรายได้จากการดำเนินงาน 698,809,557.04 บาท หักค่าใช้จ่ายแล้วจะมีรายได้แผ่นดินรอนำส่งคลัง 31,135,258.05 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 การแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 มิถุนายน 2557 คณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) ได้มีคำสั่ง คสช. ที่ 55/2557 แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานขึ้นใหม่ โดยเปลี่ยนแปลงตำแหน่งประธานกรรมการ จากเดิม รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เป็นรองหัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (หัวหน้าฝ่ายเศรษฐกิจ) โดยอำนาจหน้าที่ไม่เปลี่ยนแปลง
2. ต่อมาได้มีการแต่งตั้งคณะรัฐมนตรีขึ้น รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานจึงได้สั่งการให้จัดทำร่างคำสั่งแต่งตั้ง กบง. ขึ้นใหม่ โดยเปลี่ยนแปลงตำแหน่งประธานกรรมการ จากเดิมรองหัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (หัวหน้าฝ่ายเศรษฐกิจ) เป็นรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน โดยอำนาจหน้าที่ไม่เปลี่ยนแปลง
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอร่างคำสั่งให้ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติลงนามต่อไป
เรื่องที่ 8 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้เห็นชอบให้ปรับเปลี่ยนมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน จากระบบ Adder เป็นระบบ Feed-in Tariff (FiT) โดยให้ทบทวนรูปแบบและอัตราการส่งเสริมฯ ทุกปี และประกาศรับซื้อเป็นรอบๆ ต่อมาเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 กพช. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ FiT ประกอบด้วยโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบติดตั้งบนหลังคาบ้าน และแบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร
2. กระทรวงพลังงานได้จัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับพลังงานหมุนเวียน (ยกเว้นพลังงานแสงอาทิตย์) ประกอบด้วย พลังงานลม ขยะ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ เพื่อส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ครบทุกประเภทเชื้อเพลิง โดยเหตุผลในการส่งเสริมฯ ในรูปแบบ FiT ได้แก่ (1) อัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT จะสอดคล้องกับต้นทุนพลังงานหมุนเวียนในแต่ละประเภทอย่างแท้จริง และมีการทบทวนต้นทุนอย่างต่อเนื่อง (2) ช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของประชาชน เนื่องจากมีการอุดหนุนอัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบค่อยเป็นค่อยไปตามช่วงเวลาของ โครงการ (3) ภาครัฐสามารถวางแผนการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้อย่างชัดเจน เนื่องจากผู้ประกอบการจะดำเนินโครงการอย่างต่อเนื่องตลอดอายุสัญญา และ (4) ผู้ประกอบการสามารถคาดการณ์ราคารับซื้อไฟฟ้าและผลตอบแทนการลงทุนที่ชัดเจนใน การพัฒนาโครงการได้ เกิดความเป็นธรรมกับผู้ประกอบการและประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า
3. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 คิดจากต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่แท้จริง บวกด้วยผลตอบแทนการลงทุน (IRR) ที่เหมาะสม โดยศึกษาสมมติฐานทางการเงิน เช่น ผลตอบแทนการลงทุน สัดส่วนหนี้สินต่อทุน อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ ระยะเวลาใช้คืนเงินกู้ ฯลฯ และสมมติฐานทางด้านเทคนิค เช่น ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ค่าดำเนินการและบำรุงรักษา ค่าตัวประกอบโรงไฟฟ้า ค่าเชื้อเพลิง (สำหรับกลุ่มพลังงานชีวภาพ) ฯลฯ โดยกำหนดรูปแบบอัตรา FiT เป็น 2 กลุ่ม ได้แก่ (1) กลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง (แสงอาทิตย์ ลม น้ำ) จะกำหนด FiT คงที่ตลอดอายุสัญญา และ (2) กลุ่มที่มีต้นทุนเชื้อเพลิง (ขยะ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ) จะปรับต้นทุนเชื้อเพลิงทุกปี ซึ่งปัจจุบันโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมีข้อจำกัดทางศักยภาพระบบ ส่งไฟฟ้า ซึ่งกระทรวงพลังงานอยู่ระหว่างการกำหนดปริมาณรายพื้นที่ และให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าเพื่อให้สามารถรับ ซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นได้ในอนาคต ดังนั้น ในระหว่างที่ยังมีข้อจำกัดศักยภาพระบบส่งไฟฟ้า จึงเสนอให้กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการที่มีขนาดน้อยกว่า 10 เมกะวัตต์ (VSPP) ก่อน สำหรับโครงการที่มีขนาดมากกว่า 10 เมกะวัตต์ (SPP) จะกำหนดรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558
2. อนุมัติในหลักการในการปรับเปลี่ยนมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนจากระบบ Adder เป็นระบบ FiT โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงานไปพิจารณาแนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่าน จากระบบ Adder เป็น FiT ให้ได้ข้อยุติ เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) มีหน้าที่ออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 มาตรา 6 วรรคสอง และมาตรา 23 วรรคหนึ่ง (2) และ (3) และวรรคสาม ซึ่ง ที่ผ่านมา พพ. ได้นำเสนอร่างกฎกระทรวงฯ มาแล้ว ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 กพช. ได้เห็นชอบร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 8 ผลิตภัณฑ์ และได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 8 เมษายน 2552 (2) คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 วันที่ 2 เมษายน 2555 และวันที่ 22 ตุลาคม 2555 ได้เห็นชอบร่างกฎกระทรวงฯ ตามมติ กพช. จำนวน 6 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์) 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) และ 11 ฉบับ (11 ผลิตภัณฑ์) ตามลำดับ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา
2. พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานเพิ่มเติม จำนวน 7 ผลิตภัณฑ์ ซึ่งการกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงในกฎกระทรวงฯ ดังกล่าว สรุปได้ดังนี้ (1) ร่างกฎกระทรวงกำหนดรถจักรยานยนต์ที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดตามประเภท (เกียร์ธรรมดาและเกียร์อัตโนมัติ) และขนาดเครื่องยนต์ของรถจักรยานยนต์ที่ผู้ผลิตระบุ (2) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องยนต์ดีเซลขนาดเล็กระบายความร้อนด้วยน้ำที่มี ประสิทธิภาพสูง กำหนดตามความเร็วรอบ (1,500 ถึงน้อยกว่า 2,500 รอบต่อนาที) และกำลังที่กำหนดตามที่ผู้ผลิตระบุ (3.7 – 14.7 กิโลวัตต์) (3) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องยนต์แก๊สโซลีนขนาดเล็กระบายความร้อนด้วยอากาศที่ มีประสิทธิภาพสูง กำหนดตามความเร็วรอบ (5,000 รอบ ต่อนาทีขึ้นไป และน้อยกว่า 5,000 รอบต่อนาที) และกำลังสูงสุดที่ผู้ผลิตระบุ (1.0 – 12.5 กิโลวัตต์) (4) ร่างกฎกระทรวงกำหนดฉนวนใยแก้วเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน กำหนดตามค่าความต้านทานความร้อน (Thermal Resistance) หรือ R-value ของฉนวนใยแก้วที่ผู้ผลิตระบุ (5) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องซักผ้าที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดตามประเภทของเครื่องซักผ้าที่ผู้ผลิตระบุ (เครื่องซักผ้าฝาบน แบ่งเป็นแบบถังเดี่ยว/ถังคู่ และเครื่องซักผ้าฝาหน้า) (6) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องสูบน้ำในครัวเรือนที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดตามประเภท (ชนิดใบเฟืองและชนิดใบธรรมดา) และขนาดของเครื่องสูบน้ำในครัวเรือนที่ผู้ผลิตระบุ และ (7) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องอัดอากาศขนาดเล็กแบบลูกสูบที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดตามขนาดของเครื่องอัดอากาศขนาดเล็กแบบลูกสูบ (0.2 – 11.0 กิโลวัตต์) และความดันสูงสุดที่ผู้ผลิตระบุ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 7 ผลิตภัณฑ์ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงฯ เสนอคณะรัฐมนตรี เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบและส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อ ไป
2. มอบหมายให้กระทรวงการคลังไปพิจารณาออกพระราชกฤษฎีกาลดหย่อนภาษีสำหรับอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง
กพช. ครั้งที่ 1 - วันศุกร์ที่ 15 สิงหาคม 2557
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2557 (ครั้งที่ 1)
วันศุกร์ที่ 15 สิงหาคม 2557 เวลา 09.00 น.
1.แนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2578 (PDP 2015)
3.แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ Feed-in Tariff
4.การจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
5.การเตรียมความพร้อมเพื่อเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย ของบริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (มหาชน)
หัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายชวลิต พิชาลัย) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 แนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2578 (PDP 2015)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 โดยเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2555 - 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (Power Development Plan : PDP 2010 Rev.3) ซึ่งปรับให้สอดคล้องกับนโยบายของรัฐบาลที่แถลงต่อรัฐสภาเมื่อวันที่ 19 สิงหาคม 2554 และสอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (Alternative Energy Development Plan : AEDP 2012-2021) และแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) (Energy Efficiency Development Plan : EEDP 20 ปี) ปัจจุบันการวางแผนกำลังการผลิตไฟฟ้ายังคงยึดตามแผน PDP 2010 Rev 3
2. จากแนวโน้มการขยายตัวทางเศรษฐกิจของไทย และแผนการลงทุนโครงสร้างพื้นฐาน 2.4 ล้านล้านบาท ตามนโยบายรัฐบาล รวมทั้งการเตรียมการเข้าสู่ประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน (ASEAN Economic Community : AEC) ในปี 2558 จะส่งผลต่อการใช้ไฟฟ้าของประเทศไทยโดยรวม ดังนั้นจึงควรมีการจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่จะเกิดขึ้น โดยคำนึงถึง (1) ความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศ ครอบคลุมทั้งระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจำหน่ายไฟฟ้า รายพื้นที่ (2) สัดส่วนเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า โดยพิจารณาถึงผลประโยชน์สูงสุดทางด้านเศรษฐกิจในประเด็นสำคัญ 4 ด้าน ได้แก่ ความยั่งยืนทางพลังงานของประเทศ (Sustainability) ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า (Cost Effectiveness) การกระจายแหล่งเชื้อเพลิง (Fuel Diversification) และผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม (Emission) และ (3) ความสอดคล้องกับแผนอนุรักษ์พลังงานและแผนพัฒนาพลังงานหมุนเวียนของประเทศ
3. แนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (Power Development Plant) ของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2578 (PDP 2015) ประกอบด้วย
3.1 กรอบระยะเวลา ได้แก่ (1) แผน PDP ฉบับปัจจุบัน มีระยะเวลาระหว่างปี พ.ศ. 2553 – 2573 (ปี ค.ศ. 2010 - 2030) ทั้งนี้ ทบวงพลังงานโลก (International Energy Agency: IEA) ได้จัดทำทิศทางพลังงานของโลก World Energy Outlook โดยมีระยะเวลาถึงปี 2578 (ปี 2035) ดังนั้น เพื่อให้การจัดทำแผน PDP สอดคล้องกับการวางแผนทิศทางพลังงานโลก จึงควรขยายกรอบเวลาแผน PDP ออกไปโดยมีระยะเวลาระหว่างปี พ.ศ. 2558 - 2578 (ค.ศ. 2015 - 2035) (2) กรอบระยะเวลาแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) (Energy Efficiency Development Plan : EEDP 20 ปี) การจัดทำแผน PDP2010 Rev.3 ได้คำนึงถึงความสามารถในการดำเนินการตามแผน EEDP 20 ปี มีระยะเวลาดำเนินการระหว่างปี พ.ศ. 2554 – 2573 ดังนั้น เพื่อให้การจัดทำแผน EEDP สอดคล้องกับแผน PDP จึงควรขยายกรอบเวลาในการจัดทำแผน EEDP 20 ปี ออกไปโดยให้สิ้นสุดในปี 2578 และ (3) กรอบระยะเวลาแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan : AEDP 2555-2564) ปัจจุบันไม่สอดคล้องกับช่วงเวลาของแผน PDP ทำให้เกิดความไม่ชัดเจนในการกำหนดปริมาณโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนภายหลัง ปี 2564 ดังนั้น จึงควรจัดทำให้แผน AEDP ให้สอดคล้องกับแผน PDP โดยสิ้นสุดที่ปี 25783.2 ขั้นตอน/สาระสำคัญ ในการจัดทำแผน PDP 1) จัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า (Load Forecast) ให้สอดคล้องกับการคาดการณ์การเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ พิจารณาถึงโครงการลงทุนภาครัฐขนาดใหญ่ที่มีผลต่อการเปลี่ยนแปลงความต้องการ ใช้ไฟฟ้าในอนาคต และนโยบายของรัฐเกี่ยวกับการเปลี่ยนแปลงเศรษฐกิจเชิงโครงสร้างที่ส่งผลต่อ การใช้พลังงาน รวมถึงพิจารณาผลการดำเนินการตามแผนอนุรักษ์พลังงาน (แผน EEDP) ร่วมด้วย 2) จัดทำร่างแผน PDP : คำนึงถึงประเด็นสำคัญดังนี้ (1) การกำหนดสัดส่วนเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า ประเทศไทยใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าสูงถึงร้อยละ 67 ซึ่งถือเป็นความเสี่ยงในการจัดหาเชื้อเพลิงและการผลิตไฟฟ้า จึงจำเป็นต้องพิจารณาสัดส่วนเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าให้เหมาะสม ตลอดจนพิจารณาข้อดี ข้อเสียของโรงไฟฟ้าประเภทต่างๆ การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน (2) ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม ควรพิจารณาเลือกเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าที่เกิดผลกระทบต่อสิ่งแวด ล้อมไม่สูงเกินไป และ (3) กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ (Reserve Margin) ปัจจุบันได้กำหนดไว้ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15 ของกำลังผลิตติดตั้งทั้งหมด การพิจารณากำลังผลิตไฟฟ้าสำรองให้เหมาะสมจึงจำเป็นต้องพิจารณาเงื่อนไขความ สามารถของระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดรายพื้นที่ โดยเฉพาะพื้นที่ที่มีความสำคัญทางเศรษฐกิจและต้องการความมั่นคงสูง 3) การรับฟังความคิดเห็นจากทุกภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ หน่วยงานราชการ สถาบันการศึกษา องค์กรไม่แสวงหาผลกำไร ภาคเอกชน รวมถึงภาคประชาชน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (Power Development Plan: PDP 2015) โดยให้มีระยะเวลาสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ของ สศช. พร้อมทั้งจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Development Plan : EEDP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan : AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558 - 2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015 โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการตามข้อสังเกตของที่ประชุม และรับไปจัดทำแผน PDP 2015 ให้แล้วเสร็จภายใน 3 เดือน เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2542 เห็นชอบโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะยาว โดยมอบหมายให้ ปตท. ใช้เป็นแนวทางในการแปรสภาพ ปตท. เป็นบริษัทจำกัด ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ซึ่งกำหนดให้มีการแยกระบบท่อส่งและท่อจำหน่าย (Transportation & Distribution Pipelines) และการจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Gas Traders) ออกจากกัน โดยการจัดตั้งบริษัท ที่ดำเนินการด้านท่อส่งก๊าซฯ ออกต่างหาก รวมทั้งการส่งเสริมการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติ โดยการเปิดให้บุคคลที่สามสามารถใช้บริการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติได้ ทั้งนี้ จะต้องมีการกำกับดูแลโดยองค์กรกำกับดูแลอิสระ เพื่อกำหนดราคา ที่เป็นธรรม และเกิดความเท่าเทียมกันในการใช้บริการ ต่อมาคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2543 รับทราบแนวทางการแปรรูปของ ปตท. ตามที่กระทรวงอุตสาหกรรมเสนอ โดย ในส่วนของกิจการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติจะแยกออกมาจัดตั้งเป็นบริษัท ปตท. ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2542 โดยมี บมจ. ปตท. เป็นผู้ถือหุ้นร้อยละ 100 นอกจากนี้ แนวทางดังกล่าวยังเห็นควรจัดตั้งบริษัท ปตท. ท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด เพื่อให้สอดคล้องกับ แผนกลยุทธ์ในการขยายการจำหน่ายก๊าซฯ เพิ่มขึ้น
2. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 10 กรกฎาคม 2544 ได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2544 เรื่องแนวทางการแปรรูปการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ภายใต้พระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542 และได้มอบหมายให้ ปตท. รับไปดำเนินการแยกกิจการท่อก๊าซธรรมชาติออกจากกิจการจัดหาและจำหน่าย รวมทั้งจัดทำแผนการลงทุนระยะยาวของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยให้มีการแยกกิจการเป็น ลักษณะการแบ่งแยกทางบัญชี (Account Separation) ก่อนการระดมทุนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย และลักษณะการแบ่งแยกทางกฎหมาย (Legal Separation) หลังการระดมทุนฯ ภายใน 1 ปี รวมถึงให้องค์กรอิสระกำกับดูแลที่จัดตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบ กิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ทำหน้าที่กำกับดูแล ทั้งนี้ เห็นชอบให้ ปตท. คงการถือหุ้นในกิจการดังกล่าวในสัดส่วนร้อยละ 100 นอกจากนี้ มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (ปัจจุบันเปลี่ยนชื่อเป็น สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน หรือ สนพ.) ร่วมกับกระทรวงอุตสาหกรรม และ ปตท. เร่งดำเนินการเปิดให้บริการขนส่งก๊าซฯ ทางท่อแก่บุคคลที่สาม และเปิดให้มีการแข่งขันในแหล่งก๊าซฯ และตลาดก๊าซฯ ใหม่
3. เมื่อวันที่ 14 มีนาคม 2546 กระทรวงพลังงานได้นำเสนอเรื่องการแยกกิจการท่อส่งก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ต่อคณะกรรมการกลั่นกรองเรื่องเสนอคณะรัฐมนตรีคณะที่ 7 (ฝ่ายโครงสร้างพื้นฐานและฝ่ายกฎหมายและระบบราชการ) เพื่อพิจารณา ต่อมาเมื่อวันที่ 28 กรกฎาคม 2546 กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือขอถอนเรื่องดังกล่าว เพื่อพิจารณาปรับปรุงให้สอดคล้องกับทิศทางการ แปรรูปรัฐวิสาหกิจของประเทศต่อไปก่อน ซึ่งเมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2546 เลขาธิการคณะรัฐมนตรีรับทราบและยุติการดำเนินการเสนอวาระ
4. เมื่อวันที่ 14 กุมภาพันธ์ 2556 ที่ประชุมผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงานได้มอบหมายให้ ปตท. ศึกษาปัญหาและอุปสรรคจากนโยบาย Third Party Access (TPA) ต่อระบบท่อส่งก๊าซฯ และศึกษาการตั้งบริษัท ปตท. ท่อส่งก๊าซฯ ของรัฐ โดยให้ ปตท. เป็นผู้บริหารจัดการเพื่อให้เป็นไปตามนโยบาย TPA ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานมีแนวความคิดเบื้องต้นให้ ปตท. แยกบัญชีทรัพย์สินของกิจการท่อส่งก๊าซฯ เพื่อรองรับการแยกกิจการท่อส่งก๊าซฯ ซึ่ง ปตท. ได้ร่วมกับที่ปรึกษากฎหมายศึกษาทบทวนประเด็นกฎหมายและภาษี การโอนทรัพย์สินและสิทธิ ขั้นตอนเพื่อดำเนินการแยกบริษัท และประเด็นอื่นที่เกี่ยวข้อง และ ปตท. ได้เสนอผลการศึกษาเบื้องต้นต่อที่ประชุมคณะกรรมการจัดการ ปตท. เมื่อวันที่ 8 กรกฎาคม 2556 ซึ่งที่ประชุมได้มีมติรับทราบผลการศึกษาเบื้องต้นและให้ศึกษาการแยกกิจการ โดยละเอียดและจัดตั้งบริษัทตามนโยบายกระทรวงพลังงาน ต่อมาเมื่อวันที่ 25 ตุลาคม 2556 คณะกรรมการ ปตท. ได้มีมติอนุมัติให้มีโครงสร้างกลุ่มธุรกิจพื้นฐาน เพื่อรับผิดชอบการกำกับดูแล ตลอดจนบริหารจัดการภาพรวมการดำเนินธุรกิจของหน่วยธุรกิจ และมีแผนในการแยกโครงสร้างสายงานระบบท่อส่งก๊าซฯ ออกมาจากกลุ่มธุรกิจก๊าซฯ เพื่อทำหน้าที่หลักในการทำธุรกิจขนส่งก๊าซฯ ผ่านระบบท่อ โดยกำหนดแผนงานหลักในระยะแรก ประกอบด้วย การดำเนินการแยกบัญชีทรัพย์สินสายงานระบบท่อส่งก๊าซฯ การออกแบบและการวางระบบรองรับต่างๆ เช่น การถ่ายโอนข้อมูลบนระบบ การเตรียมบุคลากร เป็นต้น ซึ่งมีกำหนดการแล้วเสร็จภายในปี 2557
5. เพื่อให้เป็นไปตามนโยบายของรัฐ ในการกำหนดทิศทางโครงสร้างกิจการก๊าซฯ ในประเทศระยะยาวในอนาคต และส่งเสริมให้มีการแข่งขันอย่างเสรีในกิจการก๊าซฯ ในประเทศ เกิดความเป็นธรรม และเพิ่มประสิทธิภาพในการจัดหาพลังงาน รวมถึงเปิดให้บุคคลที่สาม (Third Party) สามารถใช้บริการระบบท่อส่งก๊าซฯ ได้ ภายใต้การกำกับดูแลที่มีความสมดุล และโปร่งใส มีธรรมาภิบาล ในราคาที่เป็นธรรม และเกิดความเท่าเทียมกันในการใช้บริการ ประกอบกับบริหารจัดการผู้มีส่วนได้เสียให้มีความสมดุลและโปร่งใส มีธรรมาภิบาล จึงควรมีการดำเนินการในส่วนของการแยกกิจการระบบส่งก๊าซของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และการส่งเสริมการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติดังนี้
5.1 การดำเนินการแยกกิจการท่อส่งก๊าซธรรมชาติออกจากกิจการจัดหาและจำหน่าย ก๊าซธรรมชาติในลักษณะการแบ่งแยกตามกฎหมาย (Legal Separation) โดย (1) ให้ บมจ.ปตท. จัดตั้งบริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด และให้ บมจ.ปตท. ยังคงสัดส่วนการถือหุ้นร้อยละ 100 และให้ บมจ. ปตท. โอนท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลักที่มีอยู่ในปัจจุบัน รวมถึงท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลักต่างๆ ที่อยู่ระหว่างการก่อสร้าง ให้แก่บริษัทท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่จัดตั้งขึ้นใหม่ ทั้งนี้ บริษัทท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่จัดตั้งขึ้นใหม่ดังกล่าวจะเป็นผู้รับผิดชอบ ดำเนินกิจการท่อส่งก๊าซโดยทำหน้าที่บริหารสินทรัพย์ที่ได้รับโอนมาจาก บมจ.ปตท. ส่วนการก่อสร้าง ปฏิบัติการ และบำรุงรักษานั้น บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด จะดำเนินการเองหรือว่าจ้างบุคคลอื่นดำเนินการก็ได้ โดยให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2558 (2) ในส่วนของการยกเว้นภาษีและค่าธรรมเนียมที่เกี่ยวข้องในการโอนทรัพย์สินจาก บมจ.ปตท. ให้แก่บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด ที่จัดตั้งขึ้นใหม่เพื่อให้เป็นไปตามนโยบายของรัฐบาลนั้น ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กระทรวงการคลัง กรมสรรพากร กรมสรรพสามิต กรมศุลกากร กระทรวงมหาดไทย กรมที่ดิน กรมส่งเสริมการปกครองส่วนท้องถิ่น กรุงเทพมหานคร องค์การบริหารส่วนจังหวัด องค์การบริหารส่วนตำบล หรือหน่วยงานอื่นใดที่เกี่ยวข้องดำเนินการให้ความร่วมมือในการออกกฎหมาย ระเบียบ ประกาศ หรือ คำสั่งใดๆ มารองรับเพื่อให้การแบ่งแยกกิจการและโอนทรัพย์สินดังกล่าวเพื่อให้การดำเนิน การตามนโยบายของรัฐในการที่จะส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ บรรลุเป้าหมาย โดยให้ได้รับการยกเว้นภาระภาษีอากร ภาษีมูลค่าเพิ่ม ภาษีธุรกิจเฉพาะ ภาษีสรรพสามิต ภาษีศุลกากร อากรแสตมป์ และค่าธรรมเนียมใดๆ ที่เกิดจากแบ่งแยกกิจการและการโอนดังกล่าว (3) ให้หน่วยงานภาครัฐและรัฐวิสาหกิจที่เกี่ยวข้องต่างๆ รวมถึงหน่วยงานด้านกำกับดูแลยินยอมให้บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด สามารถเช่าช่วงที่ดิน ใช้สิทธิ ได้สิทธิ/หรือโอน/รับโอนสิทธิจากการใช้ประโยชน์ที่ดิน โดยคงเงื่อนไขสัญญาเช่า และการให้สิทธิเดิมที่ให้ไว้แก่ บมจ.ปตท. รวมทั้ง การสนับสนุนต่างๆ ในการโอนทรัพย์สินจาก บมจ.ปตท. ไปยังบริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด และให้การสนับสนุนการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติแก่บุคคล ที่สาม ในกรณีที่หน่วยงานดังกล่าวได้ให้สัมปทานหรือให้สิทธิครอบครองหรือทำประโยชน์ หรือให้สิทธิใดๆ แก่บุคคลอื่นใด ก็ให้ดำเนินการให้บุคคลเหล่านั้นให้ความยินยอมดังกล่าวด้วย (4) ให้กรมธนารักษ์ยินยอมให้ บมจ.ปตท. โอนสิทธิตามสัญญาให้ใช้ที่ราชพัสดุแบ่งแยกให้แก่กระทรวงการคลังในการดำเนิน กิจการของ บมจ.ปตท. โดยมีค่าตอบแทนให้แก่บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด และให้บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด รับโอนสิทธิดังกล่าวตามสัญญาฯ โดยให้คงเงื่อนไขสัญญาและข้อกำหนดตามสัญญาเดิมรวมทั้งไม่คิดค่าตอบแทนเพิ่ม เติมจากการโอนสิทธิดังกล่าว (5) ใบอนุญาตและสิทธิเดิมที่ออกให้ในนามของ บมจ.ปตท. ภายใต้พระราชบัญญัติต่างๆ รวมถึงกฎหมายอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง ให้โอนไปเป็นของบริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด ตามสิทธิและเงื่อนไขเดิม รวมถึงให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้ความร่วมมือในการยินยอมหรืออนุญาตให้โอน รวมถึงการออกกฎหมาย ระเบียบ ประกาศ หรือคำสั่งใดๆ มารองรับการโอนดังกล่าว (6) ให้บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด เข้าสวมสิทธิในบรรดาข้อพิพาท คดีความทางแพ่ง ทางอาญา หรือตามกฎหมายอื่นๆ ของ บมจ.ปตท. ที่มีอยู่และเกี่ยวข้องกับท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลักต่างๆ (7) ให้ธนาคารแห่งประเทศไทย กระทรวงพาณิชย์ สำนักงานคณะกรรมการกำกับหลักทรัพย์และตลาดหลักทรัพย์ ตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย และหน่วยงานของรัฐต่างๆ และหน่วยงานกำกับดูแลที่เกี่ยวข้อง ให้การสนับสนุน ให้ความร่วมมือ หรือดำเนินการใด เพื่อรองรับการโอนและรับโอนสินทรัพย์ดังกล่าว5.2 การกำหนดโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ โดยให้แยกระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อวัตถุประสงค์ในการส่งเสริมการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติ โดยที่ผู้ที่เป็นเจ้าของระบบท่อส่ง ก๊าซธรรมชาติจะต้องให้บุคคลอื่นๆ สามารถเข้ามาใช้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติผ่านระบบท่อของตนได้ ภายใต้ กฎ กติกา ตามข้อบังคับว่าด้วยหลักเกณฑ์การจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือ เชื่อมต่อระบบส่ง ก๊าซธรรมชาติ และสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Regime : TPA Regime) ซึ่งอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เพื่อให้การกำหนดราคามีความเป็นธรรม และเกิดความเท่าเทียมกันในการใช้บริการ ซึ่ง กกพ. จะกำหนดให้ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่ง ก๊าซธรรมชาติ และผู้รับใบอนุญาตเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ ต้องเสนอข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติ และสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Code: TPA Code) ภายใต้กรอบ TPA Regime ซึ่งประกอบด้วย (1) การกำหนดสิทธิและหน้าที่ของ ผู้ให้บริการ ผู้ใช้บริการ และผู้เชื่อมต่อ (2) การกำหนดเนื้อหาใน TPA Code สำหรับให้ผู้รับใบอนุญาตจัดทำ เพื่อเสนอ กกพ. พิจารณา (3) การกำหนดเงื่อนไขในการจัดสรรความสามารถในการให้บริการ (Capacity) (4) การสละสิทธิการใช้ Capacity โดยสมัครใจ และการซื้อขายสิทธิการใช้ Capacity (5) ข้อผูกพันการใช้บริการในกรณีผู้ขอใช้บริการไม่ได้ใช้ Capacity ที่ได้รับการจัดสรรภายในระยะเวลาที่กำหนดที่จะต้องคืนสิทธิในการใช้ Capacity ให้กับผู้ให้บริการไปจัดสรรให้รายอื่นต่อไป (6) ผู้ให้บริการจะต้องเสนออัตราค่าบริการต่อ กกพ. ให้ความเห็นชอบก่อนการบังคับใช้ (7) การพิจารณาไกล่เกลี่ยและระงับข้อพิพาทร่วมกันระหว่าง ผู้ให้บริการ ผู้ใช้บริการ และผู้เชื่อมต่อ และ (8) การแก้ไขปรับปรุง TPA Code เพื่อให้สอดคล้องกับ TPA Regime ปัจจุบัน กกพ. อยู่ระหว่างการจัดทำข้อบังคับดังกล่าว โดยการพิจารณาจะมีกระบวนการรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย ทั้งจากทางเว็บไซต์สำนักงาน กกพ. และการสัมมนากลุ่มย่อย ก่อนการบังคับใช้ TPA Regime ในเดือนสิงหาคม 2557 และกำหนดให้ผู้รับใบอนุญาตที่มีระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติจัดทำ TPA Codes เพื่อเสนอให้ กกพ. พิจารณา ก่อนการประกาศใช้ในภายในเดือนมีนาคม 2558 ต่อไปนอกจากนี้ เพื่อให้สามารถรองรับกับโครงสร้างการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติ ในอนาคตจากการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจี แก่บุคคลที่สาม (TPA) รวมถึงเพื่อให้เกิดความเป็นธรรมกับทุกภาคส่วนที่เกี่ยวข้องกับกิจการก๊าซ ธรรมชาติ จึงเห็นควรที่จะให้มีการศึกษาและทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติที่ ใช้อยู่ในปัจจุบัน โดยเฉพาะในส่วนของการกำหนดราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซธรรมชาติหรือ Pool Price โดยมอบหมายให้ สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) ไปดำเนินการทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อให้สามารถรองรับกับ โครงสร้างการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติที่จะเกิดขึ้นในอนาคตต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับไปดำเนินการแยกกิจการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ออกไปในรูปบริษัท จำกัด ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2558 และเห็นชอบให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องยกเว้นภาษีต่างๆ และค่าธรรมเนียมในการโอนทรัพย์สินจาก บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้แก่บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด ที่จะจัดตั้งขึ้นใหม่โดยจะดำเนินการให้เป็นไปตามระเบียบราชการต่อไป ตามแนวทางดังนี้
(1) ให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดตั้งบริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด และให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) โอนท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลักที่มีอยู่ในปัจจุบัน รวมถึงท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลักต่างๆ ที่อยู่ระหว่างการก่อสร้าง ให้แก่บริษัทท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่จัดตั้งขึ้นใหม่ ทั้งนี้ บริษัทท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่จัดตั้งขึ้นใหม่ดังกล่าวจะเป็นผู้รับผิดชอบ ดำเนินกิจการท่อส่งก๊าซโดยทำหน้าที่บริหารสินทรัพย์ที่ได้รับโอนมาจากบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ส่วนการก่อสร้าง ปฏิบัติการ และบำรุงรักษานั้น บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด จะดำเนินการเองหรือว่าจ้างบุคคลอื่นดำเนินการก็ได้ โดยให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2558(2) ในส่วนของการยกเว้นภาษีและค่าธรรมเนียมที่เกี่ยวข้องในการโอนทรัพย์สิน จากบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้แก่บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด ที่จัดตั้งขึ้นใหม่เพื่อให้เป็นไปตามนโยบายของรัฐบาลนั้น ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องอันได้แก่ กระทรวงการคลัง กรมสรรพากร กรมสรรพสามิต กรมศุลกากร กระทรวงมหาดไทย กรมที่ดิน กรมส่งเสริมการปกครองส่วนท้องถิ่น กรุงเทพมหานคร องค์การบริหารส่วนจังหวัด องค์การบริหารส่วนตำบล หรือหน่วยงานอื่นใดที่เกี่ยวข้องดำเนินการให้ความร่วมมือในการออกกฎหมาย ระเบียบ ประกาศ หรือ คำสั่งใดๆ มารองรับเพื่อให้การแบ่งแยกกิจการและโอนทรัพย์สินดังกล่าวเพื่อให้การดำเนิน การตามนโยบายของรัฐในการที่จะส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ บรรลุเป้าหมาย โดยให้ได้รับการยกเว้นภาระภาษีอากร ภาษีมูลค่าเพิ่ม ภาษีธุรกิจเฉพาะ ภาษีสรรพสามิต ภาษีศุลกากร อากรแสตมป์ และค่าธรรมเนียมใดๆ ที่เกิดจากแบ่งแยกกิจการและการโอนดังกล่าว(3) ให้หน่วยงานภาครัฐและรัฐวิสาหกิจที่เกี่ยวข้องต่างๆ รวมถึงหน่วยงานด้านกำกับดูแลยินยอมให้บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด สามารถเช่าช่วงที่ดิน ใช้สิทธิ ได้สิทธิ/หรือโอน/รับโอนสิทธิจากการใช้ประโยชน์ที่ดิน โดยคงเงื่อนไขสัญญาเช่า และการให้สิทธิเดิมที่ให้ไว้แก่บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รวมทั้ง การสนับสนุนต่างๆ ในการโอนทรัพย์สินจากบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ไปยังบริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด และให้การสนับสนุนการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติแก่บุคคล ที่สาม ในกรณีที่หน่วยงานดังกล่าวได้ให้สัมปทานหรือให้สิทธิครอบครองหรือทำประโยชน์ หรือให้สิทธิใดๆ แก่บุคคลอื่นใด ก็ให้ดำเนินการให้บุคคลเหล่านั้นให้ความยินยอมดังกล่าวด้วย(4) ให้กรมธนารักษ์ยินยอมให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) โอนสิทธิตามสัญญาให้ใช้ที่ ราชพัสดุแบ่งแยกให้แก่กระทรวงการคลังในการดำเนินกิจการของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) โดยมีค่าตอบแทนให้แก่บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด และให้บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด รับโอนสิทธิดังกล่าวตามสัญญาฯ โดยให้คงเงื่อนไขสัญญาและข้อกำหนดตามสัญญาเดิมรวมทั้งไม่คิดค่าตอบแทนเพิ่ม เติมจากการโอนสิทธิดังกล่าว(5) ใบอนุญาตและสิทธิเดิมที่ออกให้ในนามของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ภายใต้พระราชบัญญัติต่างๆ รวมถึงกฎหมายอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง ให้โอนไปเป็นของบริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด ตามสิทธิและเงื่อนไขเดิม รวมถึงให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้ความร่วมมือในการยินยอมหรืออนุญาตให้โอน รวมถึงการออกกฎหมาย ระเบียบ ประกาศ หรือคำสั่งใดๆ มารองรับการโอนดังกล่าว(6) ให้บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด เข้าสวมสิทธิในบรรดาข้อพิพาท คดีความทางแพ่ง ทางอาญา หรือตามกฎหมายอื่นๆ ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ที่มีอยู่และเกี่ยวข้องกับท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลักต่างๆ(7) ให้ธนาคารแห่งประเทศไทย กระทรวงพาณิชย์ สำนักงานคณะกรรมการกำกับหลักทรัพย์และตลาดหลักทรัพย์ ตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย และหน่วยงานของรัฐต่างๆ และหน่วยงานกำกับดูแล ที่เกี่ยวข้อง ให้การสนับสนุน ให้ความร่วมมือ หรือดำเนินการใด เพื่อรองรับการโอนและรับโอนสินทรัพย์ดังกล่าว
ทั้งนี้ การดำเนินการตามหลักการที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้เห็นชอบดังกล่าวข้างต้น ขอให้ชะลอไว้ก่อน จนกว่าผลการหารือระหว่างสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาและสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินในเรื่อง การตรวจสอบการแบ่งแยกทรัพย์สินของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้กระทรวงการคลังจะได้ข้อยุติ
2. รับทราบการดำเนินการของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานในการจัดทำข้อบังคับว่า ด้วยหลักเกณฑ์การจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่ง ก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Regime: TPA Regime) และให้ประกาศใช้ได้ภายในเดือนมีนาคม 2558
3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการ พลังงาน ไปดำเนินการศึกษาและทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติที่ใช้ใน ปัจจุบัน เพื่อให้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสามารถรองรับกับโครงสร้างการแข่งขันใน อุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติที่จะเกิดขึ้น และให้นำกลับมาเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาให้ความเห็น ชอบต่อไป
เรื่องที่ 3 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ Feed-in Tariff
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบในการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ด้วยการรับซื้อ ไฟฟ้าตั้งแต่ปี 2550 เป็นต้นมา โดยเริ่มจากการกำหนดเป้าหมายไว้ 500 เมกะวัตต์ (MW) ตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 20% 15 ปี (REDP) และเพิ่มเป็น 2,000 เมกะวัตต์ และ 3,000 เมกะวัตต์ ในแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% 10 ปี (AEDP) โดยแบ่งประเภทการส่งเสริมและอัตราการรับซื้อไฟฟ้าดังนี้
1.1 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน กำหนดเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้าเริ่มต้นที่ 500 เมกะวัตต์ ในปี 2550 และเพิ่มเป็น 2,000 เมกะวัตต์ ในปี 2556 โดยให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ในอัตรา 8 บาทต่อหน่วย และเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. มีมติลดอัตรา Adder ลงเหลือ 6.50 บาทต่อหน่วย พร้อมหยุดรับคำร้องขอขายไฟฟ้าจากโครงการพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้น ดินจนถึงปัจจุบัน สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้า ณ วันที่ 4 สิงหาคม 2557 (ข้อมูลจาก กกพ.) มีโครงการที่มีข้อเสนอผูกพันกับภาครัฐรวม 1,424 เมกะวัตต์ แยกเป็นขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 1,083 เมกะวัตต์ มีสัญญาขายไฟแล้วและอยู่ระหว่างดำเนินการ 337 เมกะวัตต์ และรอเซ็นสัญญา (PPA) 4 เมกะวัตต์ เหลือปริมาณที่สามารถรับซื้อเพิ่มได้อีก 576 เมกะวัตต์ (2,000 เมกะวัตต์ – 1,424 เมกะวัตต์) ทั้งนี้ ยังมีโครงการอีก 1,054 เมกะวัตต์ ซึ่งได้ยื่นเสนอขอขายไฟฟ้าไว้แต่ยังไม่ได้รับการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้า1.2 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop)กำหนดเป้าหมายรับซื้อ 200 เมกะวัตต์ ในปี 2556 ในอัตรา Feed-in Tariff (FiT) คงที่ ในระยะเวลา 25 ปี โดยประกาศรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการ 3 ขนาด ได้แก่ (1) บ้านอยู่อาศัยขนาดต่ำกว่า 10 kW อัตรา FiT 6.96 บาทต่อหน่วย (2) อาคารธุรกิจขนาดเล็ก ขนาด 10 - 250 kW อัตรา FiT 6.55 บาทต่อหน่วย และ (3) อาคารธุรกิจ ขนาดกลางและใหญ่/โรงงาน ขนาด 250 kW - 1 MW อัตรา 6.16 บาทต่อหน่วย โดยแบ่งเป็น 100 เมกะวัตต์ สำหรับบ้านอยู่อาศัย และอีก 100 เมกะวัตต์ สำหรับอาคารธุรกิจขนาดเล็ก อาคารธุรกิจขนาดกลางและใหญ่/โรงงาน กำหนดวันขายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ภายในเดือนธันวาคม 2556 สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้า ณ วันที่ 4 สิงหาคม 2557 (ข้อมูลจาก กกพ.) มีโครงการที่ผูกพันกับภาครัฐแล้วรวม 130.64 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 7.53 เมกะวัตต์ ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วแต่ยังไม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 108.26 เมกะวัตต์ และยังไม่มาลงนามในสัญญา 14.85 เมกะวัตต์ เหลือปริมาณที่สามารถรับซื้อเพิ่มได้อีก 69.36 เมกะวัตต์ (200 เมกะวัตต์ -130.64 เมกะวัตต์) โดยทั้งหมดเป็นโครงการในส่วนของบ้านอยู่อาศัย ขนาดไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ เท่านั้น โครงการในส่วนอาคารธุรกิจขนาดเล็ก อาคารธุรกิจขนาดกลางและใหญ่/โรงงาน ได้พิจารณารับซื้อเต็มตามตามเป้าหมายแล้ว ทั้งนี้ โครงการ Solar PV Rooftop ที่ประกาศรับซื้อไฟฟ้าในปี 2556 กำหนดให้ต้องจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) ภายในเดือนธันวาคม 2556 แต่เนื่องจากในช่วงที่ผ่านมา การติดตั้ง Solar PV Rooftop มีปัญหาในเรื่องความชัดเจนการตีความในคำนิยามของ “โรงงาน” ตามกฎหมาย และปัญหาการขออนุญาตดัดแปลงอาคารตามข้อกำหนดของกรมโยธิการและผังเมือง ทำให้ผู้ประกอบการไม่สามารถดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าสู่ระบบเชิงพาณิชย์ได้ภาย ในกำหนด1.3 โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้งในพื้นที่ชุมชน เป้าหมาย 800 เมกะวัตต์ (โครงการละ 1 เมกะวัตต์) กำหนดให้ดำเนินการเสร็จสิ้นภายในปี 2557 และ กพช. มอบหมายให้สำนักงานกองทุนหมู่บ้านและชุมชนเมืองแห่งชาติ (สทบ.) เป็นเจ้าของโครงการ กำหนดให้โครงการขายไฟฟ้าด้วยระบบ Feed-in Tariff (FiT) เป็นระยะเวลา 25 ปี ในอัตราที่ลดลงเป็นขั้นบันไดตามระยะเวลา คือ 9.75 บาท ต่อหน่วย ในปีที่ 1 - 3 และ 6.50 บาทต่อหน่วย ในปีที่ 4 - 10 และ 4.50 บาทต่อหน่วย ในปีที่ 11 - 25 โดยให้เป็นการลงทุนโดยชุมชนเอง กำหนดให้ใช้เงินกู้จากธนาคารของรัฐมาดำเนินการ และให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปออกระเบียบหลักเกณฑ์ในการพัฒนาโครงการฯ รวมถึงคัดเลือกหมู่บ้านที่มีศักยภาพเพื่อสมัครเข้าร่วมโครงการ ปัจจุบันโครงการยังไม่มีการดำเนินงาน ทั้งนี้ โครงการฯ รูปแบบเดิม เป็นแนวทางที่ไม่สามารถดำเนินงานให้เป็นรูปธรรมได้ เนื่องจาก (1) ชุมชนจะไม่สามารถจัดหาพื้นที่ส่วนกลางจัดตั้งโครงการได้เพราะจะต้องใช้ ที่ดินส่วนรวมถึง 10 - 12 ไร่ (2) ชุมชนจะไม่สามารถจัดหาเงินลงทุนได้เพราะการใช้กองทุนหมู่บ้านจะมีความเสี่ยง และชุมชนไม่สามารถกู้เงินลงทุนจากธนาคารได้เอง และการกำหนดให้ธนาคารของรัฐเท่านั้นเป็นผู้ปล่อยกู้นั้น ธนาคารของรัฐก็ไม่พร้อมรับความเสี่ยงที่จะปล่อยเงินกู้ให้ชุมชนดำเนิน โครงการนี้ (3) ชุมชนไม่สามารถจัดหาเทคโนโลยีด้วยตนเองได้ และ (4) ชุมชนยังไม่สามารถดูแลรักษาโรงไฟฟ้าด้วยตนเอง
2. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ ปี 2557 – 2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 เห็นชอบในหลักการปรับรูปแบบอัตรารับซื้อไฟฟ้าการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียนอัตราแบบ Adder เป็นแบบอัตรา Feed-in Tariff (FiT) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ศึกษาวิเคราะห์อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ FiT ปี 2557 ณ เดือนเมษายน 2557 โดยศึกษาสมมติฐานทางด้านเทคนิคและสมมติฐานทางการเงิน ได้แก่ ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ค่าดำเนินการและบำรุงรักษา ค่าตัวประกอบโรงไฟฟ้า อัตราการเสื่อมสภาพของแผงเซลล์ สัดส่วนหนี้สินต่อทุน อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ ระยะเวลาใช้คืนเงินกู้ อัตราเงินเฟ้อ เป็นต้น และได้จัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบอัตรา FiT ของโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ทุกประเภท สำหรับใช้ในการรับซื้อไฟฟ้าในปี 2557 - 2558 โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ขนาดกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 90 MWp อัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา กลุ่มบ้านอยู่อาศัย ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 0 - 10 kWp อัตรา FiT 6.85 บาท ต่อหน่วย กลุ่มอาคารธุรกิจ/โรงงานขนาดกำลังผลิตติดตั้ง มากกว่า 10 - 250 kWp อัตรา FiT 6.40 บาทต่อหน่วย และขนาดกำลังผลิตติดตั้ง มากกว่า 250 - 1,000 kWp อัตรา FiT 6.01 บาทต่อหน่วย และ (3) โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร อัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย โดยให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสง อาทิตย์ในรูปแบบ FiT ต่อไป
3. ข้อเสนอของกระทรวงพลังงาน
3.1 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ให้พิจารณาเปิดรับซื้อไฟฟ้าในส่วนที่เหลือประมาณ 576 เมกะวัตต์ (ให้เต็มตามเป้าหมาย 2,000 เมกะวัตต์) ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT ที่ 5.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา 25 ปี และกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 และมอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รับไปพิจารณาและเจรจากับผู้ที่ยื่นข้อเสนอโครงการเพื่อขอขายไฟฟ้าไว้เดิม ที่ยังไม่ได้รับการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้า ซึ่งมีคำขอค้างการพิจารณาอยู่จำนวน 1,054 เมกะวัตต์ นั้น ให้ยอมรับอัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT ที่ 5.66 บาทต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 25 ปี เช่นเดียวกันด้วย โดยให้อยู่ในสถานที่ตั้งตามข้อเสนอเดิม และต้องมีการกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 เช่นเดียวกัน ทั้งนี้ หากผลการเจรจากับผู้ยื่นข้อเสนอโครงการเดิมดังกล่าว ไม่สามารถตกลงกันได้และมิได้มีการอนุมัติให้ตอบรับซื้อไฟฟ้าภายในสิ้นปี 2557 ให้ถือเป็นการยุติข้อเสนอโครงการนั้น3.2 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (1) ให้พิจารณาขยายเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์สำหรับโครงการ Solar PV Rooftop สำหรับโครงการที่ผูกพันกับภาครัฐแล้ว จำนวน 130.64 เมกะวัตต์ จากที่กำหนดไว้เดิมภายในเดือนธันวาคม 2556 เป็นภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2557 และ (2) ให้พิจารณาเปิดรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการ Solar PV Rooftop ประเภทโครงการขนาดเล็กสำหรับที่พักอาศัยขนาดไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ เพิ่มอีก 69.36 เมกะวัตต์ กำหนดอัตรา FiT 6.85 บาทต่อหน่วย โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 เพื่อให้ครบตามเป้าหมายที่ตั้งไว้ 200 เมกะวัตต์3.3 โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้งในพื้นที่ชุมชนหรือโซล่า ชุมชน ให้พิจารณาปรับเปลี่ยนการดำเนินงาน เป็นโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การ เกษตร ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FiT 5.66 บาท ต่อหน่วย กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียน ซึ่งแต่งตั้งโดย กพช. รับไปกำหนดหลักเกณฑ์ ระเบียบ การคัดเลือกโครงการ และพิจารณารับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ และความสามารถรองรับของระบบสายส่ง
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับใช้ในการรับซื้อไฟฟ้าในปี 2557 - 2558 โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี ดังนี้
1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ขนาดกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 90 MWp อัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา 2.1) กลุ่มบ้านอยู่อาศัย ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 0 - 10 kWp อัตรา FiT 6.85 บาทต่อหน่วย 2.2) กลุ่มอาคารธุรกิจ/โรงงาน
(1) ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง มากกว่า 10 - 250 kWp อัตรา FiT 6.40 บาทต่อหน่วย (2) ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง มากกว่า 250 - 1,000 kWp อัตรา FiT 6.01 บาทต่อหน่วย3) โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร อัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วยโดยให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสง อาทิตย์ในรูปแบบ FiT ต่อไป
2. เห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ทั้ง 3 ประเภท ดังนี้
1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน 1.1) ให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าในส่วนที่เหลือ อีกประมาณ 576 เมกะวัตต์ (ให้เต็มตามเป้าหมาย 2,000 เมกะวัตต์) ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT ที่ 5.66 บาทต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 25 ปี และให้มีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 1.2) มอบให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รับไปพิจารณาและเจรจากับผู้ที่ยื่นข้อเสนอโครงการเพื่อขอขายไฟฟ้าไว้เดิม ที่ยังไม่ได้รับการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้า ซึ่งมีคำขอค้างการพิจารณาอยู่จำนวน 1,054 เมกะวัตต์ โดยให้เจรจารับซื้อไฟฟ้าในส่วนที่เหลืออีกประมาณ 576 เมกะวัตต์ แบบ FiT ในอัตรา 5.66 บาทต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 25 ปี ทั้งนี้ ให้อยู่ในสถานที่ตั้งตามข้อเสนอเดิม และต้องมีการกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 ทั้งนี้หากผลการเจรจากับผู้ยื่นข้อเสนอโครงการเดิมดังกล่าว ไม่สามารถตกลงกันได้และมิได้มีการอนุมัติให้ตอบรับซื้อไฟฟ้าภายในสิ้นปี 2557 ให้ถือเป็นการยุติข้อเสนอโครงการนั้น2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา 2.1) ให้ขยายเวลากำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้า พลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) สำหรับโครงการที่ผูกพันกับภาครัฐแล้ว จำนวน 130.64 เมกะวัตต์ จากที่กำหนดไว้เดิมภายในเดือนธันวาคม 2556 เป็นภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2557 2.2) ให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบน หลังคา (Solar PV Rooftop) ประเภทโครงการขนาดเล็กสำหรับที่พักอาศัยขนาดไม่เกิน 10 กิโลวัตต์ เพิ่มอีก 69.36 เมกะวัตต์ โดยกำหนดอัตรา FiT 6.85 บาทต่อหน่วย โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 25583) โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร 3.1) ให้ปรับเปลี่ยนการดำเนินงานโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้ง ในพื้นที่ชุมชน เป็นโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การ เกษตร ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 3.2) มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ซึ่งแต่งตั้งโดยคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ รับไปกำหนดหลักเกณฑ์ ระเบียบ การคัดเลือกโครงการ และพิจารณารับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ และความสามารถรองรับของระบบสายส่ง
3. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงอุตสาหกรรมและกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม หารือร่วมกันเพื่อกำหนดแนวทางและดำเนินการในการบริหารจัดการและกำจัดกากขยะ อันเกิดจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์
เรื่องที่ 4 การจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ระยะสั้นและระยะยาว โดยในช่วงปี 2554 - 2557 ให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ได้เอง ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ในปริมาณไม่เกินแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว และจัดหา LNG Commissioning Cargo ตามจำเป็น ในปริมาณที่ต้องใช้ในการทดสอบการเดินเครื่อง LNG Receiving Terminal และในช่วงปี 2558 เป็นต้นไป ให้ ปตท. จัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรีเพื่อให้ความเห็นภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ หากจำเป็นต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ให้ ปตท. ดำเนินการได้เอง โดยที่ราคา LNG ต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) ที่ประกาศโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในกรณีอื่นๆ มอบหมาย สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) เป็นผู้พิจารณาอนุมัติการจัดหาระยะสั้น ทั้งนี้ เมื่อ ปตท. ได้นำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้นแล้ว ให้นำเสนอผลการจัดหาต่อ กพช. เพื่อทราบเป็นระยะๆ
2. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 ได้มีมติเห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า PDP 2010 ฉบับที่ 3 ปี 2555 – 2573 และเห็นชอบสัญญาซื้อขาย LNG ด้วยสัญญาระยะยาวเป็นเวลา 20 ปี กับ Qatargas ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบตั้งแต่ปี 2558 รวมทั้งเห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ระยะยาว โดย ให้ ปตท. จัดหาและนำเข้า LNG ตามแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว โดยจัดหา LNG ส่วนใหญ่ ในรูปแบบสัญญาระยะยาว และส่วนที่เหลือจัดหาในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือ สัญญาระยะสั้น ทั้งนี้ ตามแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว สอดคล้องกับแผน PDP 2010 ฉบับที่ 3 ปี 2555 - 2573 เห็นชอบให้ ปตท. จัดหา LNG ตั้งแต่ปี 2554 - 2557 ในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือ สัญญาระยะสั้น ในปริมาณ 0.5, 1.0, 2.4, และ 3.5 ล้านตัน ตามลำดับ โดยปี 2554 -2556 ปตท. ได้จัดหาและนำเข้า LNG ในปริมาณ 0.7 ล้านตัน (ปริมาณนำเข้าสูงกว่าแผน เนื่องจากมีอุบัติเหตุท่อส่งก๊าซฯในทะเลรั่ว), 0.98 ล้านตัน, และ 1.41 ล้านตัน ตามลำดับ สำหรับปี 2557 ได้นำเข้า LNG ในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือ สัญญาระยะสั้น โดยตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2557 จนถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2557 ได้นำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot ปริมาณเท่ากับ 945,096 ตัน โดยคาดการณ์ว่าจะนำเข้า LNG ในปี 2557 ทั้งสิ้นประมาณ 1.45 ล้านตัน
3. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2555 ปตท. ได้ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) กับบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited ประเทศกาตาร์ โดยเริ่มส่งมอบในเดือนมกราคม 2558 เป็นเวลา 20 ปี ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี และ ปตท. ยังเตรียมพร้อมที่จะดำเนินการจัดหา LNG แบบสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น จากผู้ขายชั้นนำของโลก เพื่อให้สอดคล้องกับปริมาณความต้องการนอกเหนือจากปริมาณจากสัญญาซื้อขาย LNG จากบริษัท Qatargas อีกด้วย สำหรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ด้วยสัญญาระยะยาว ตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป จะจัดหาตามแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ที่สอดคล้อง PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 โดยมีหลักเกณฑ์เพื่อใช้ในการพิจารณาคัดเลือกผู้ขาย LNG ด้วยสัญญาระยะยาว ดังนี้ (1) ราคามีความเหมาะสม สามารถแข่งขันได้ (2) ความมั่นคงในการจัดหา (3) เงื่อนไขสัญญา มีความยืดหยุ่นเพื่อสามารถบริหารความเสี่ยงในอนาคตได้ (4) ความน่าเชื่อถือของคู่สัญญา (5) ปริมาณที่เสนอขาย มีการกระจายความเสี่ยงไม่ขึ้นกับผู้ขายรายใดรายหนึ่งมากเกินไป (6) ที่ตั้งแหล่ง LNG /ระยะเวลาการขนส่ง ควรมีการกระจายตัวของแหล่งที่รับซื้อ และ (7) คุณภาพก๊าซฯ เป็นไปตามที่ผู้ซื้อต้องการ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2533 ได้มีมติเห็นชอบให้กระทรวงอุตสาหกรรมเจรจาและทำสัญญาสร้างโรงกลั่นน้ำมันกับ บริษัท น้ำมันคาลเท็กซ์ (ไทย) จำกัด และต่อมาบริษัท คาลเท็กซ์ เทรดดิ้ง แอนด์ ทรานสปอร์ต (ประเทศไทย) จำกัด ได้ทำสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมกับกระทรวงอุตสาหกรรม ลงวันที่ 29 พฤศจิกายน 2534 โดยสาระสำคัญของสัญญาฯ กำหนดให้จัดตั้งบริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด “SPRC” เพื่อรับโอนสิทธิและหน้าที่ตามสัญญาจาก บริษัท คาลเท็กซ์ เทรดดิ้งฯ ให้การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทยเข้าถือหุ้นใน SPRC ร้อยละ 36 และบริษัท คาลเท็กซ์ เทรดดิ้ง แอนด์ ทรานส์ปอร์ต คอร์ปอเรชั่น ถือหุ้นร้อยละ 64 และให้จำหน่ายหุ้นของ SPRC ร้อยละ 30 ของทุนจดทะเบียนให้แก่ประชาชนในโอกาสแรก ที่หลักทรัพย์ของ SPRC ถูกรับเข้าตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยหรืออย่างช้าภายในปี 2543 โดยอัตราส่วนการถือหุ้นของ SPRC ภายหลังจากที่ได้จำหน่ายหุ้นแล้ว ประกอบด้วย บริษัท คาลเท็กซ์ เทรดดิ้ง แอนด์ ทรานส์ปอร์ต คอร์ปอเรชั่น ร้อยละ 45 การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย ร้อยละ 25 และประชาชนร้อยละ 30
2. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 9 กรกฎาคม 2539 ให้มีการเพิ่มกำลังการกลั่นปิโตรเลียมให้เป็นไปโดยเสรีอย่างแท้จริง และมีการแข่งขันภายใต้กฎเกณฑ์ที่เท่าเทียมกัน จึงให้โรงกลั่นที่มีอยู่เดิมสามารถขอทบทวนสัญญากับรัฐได้ ดังนั้น SPRC และกระทรวงอุตสาหกรรมจึงได้ทำสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาจัดสร้างและประกอบ กิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม (ฉบับที่ 1) ลงวันที่ 3 กันยายน 2540 เพื่อยกเลิกการจ่ายเงินประจำปีและเงินผลประโยชน์พิเศษให้แก่กระทรวง อุตสาหกรรม ต่อมาบริษัท คาลเท็กซ์เทรดดิ้งฯ ได้เปลี่ยนชื่อเป็น บริษัท เชฟรอน เอเชีย แปซิฟิก โฮลดิ้งส์ ลิมิเต็ด และโอนหุ้นทั้งหมดที่ถืออยู่ใน SPRC ให้บริษัท เชฟรอน เซาท์ เอเชีย โฮลดิ้งส์ พีทีอี แอลทีดี “เชฟรอน” และการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย ได้จดทะเบียนเป็น บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) “ปตท.” และรับโอนกิจการ สิทธิ หนี้ ความรับผิด สินทรัพย์ และพนักงานมาทั้งหมด ภายใต้พระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542 ต่อมาในปี 2543 SPRC ได้ขอขยายกำหนดเวลาการนำบริษัทเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ โดยให้เหตุผลว่าเกิดภาวะวิกฤติเศรษฐกิจตกต่ำ บริษัทจึงประสบภาวะขาดทุนอย่างต่อเนื่อง ต่อมาได้มีการตราพระราชบัญญัติปรับปรุงกระทรวง ทบวง กรม พ.ศ. 2545 ซึ่งมีผลใช้บังคับเมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2545 และพระราชกฤษฎีกาโอนกิจการบริหารและอำนาจหน้าที่ของส่วนราชการให้เป็นไป ตามพระราชบัญญัติปรับปรุงกระทรวง ทบวง กรม พ.ศ. 2545 ซึ่งมีผลให้สิทธิและหน้าที่ทั้งหลายภายใต้สัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรง กลั่นปิโตรเลียมและสัญญาแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 1) ของกระทรวงอุตสาหกรรมได้โอนมาเป็นของกระทรวงพลังงาน
3. เมื่อวันที่ 14 มิถุนายน 2550 กระทรวงพลังงานได้แต่งตั้งคณะกรรมการกำกับและติดตามการเข้าจดทะเบียนในตลาด หลักทรัพย์แห่งประเทศไทยของบริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานกรรมการ และกรรมการประกอบด้วยผู้แทน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน), ผู้แทน บริษัท เชฟรอน เซาท์ เอเชีย โฮลดิ้งส์ พีทีอี แอลทีดี, ผู้แทน SPRC ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการกำกับหลักทรัพย์และตลาดหลักทรัพย์ ผู้แทนตลาดหลักทรัพย์ฯ และกรมธุรกิจพลังงาน เพื่อทำหน้าที่ติดตามความก้าวหน้าและประสานงานกับ SPRC และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อผลักดันให้ SPRC ปฏิบัติให้เป็นไปตามสัญญา ซึ่งคณะกรรมการฯ ได้ดำเนินการแก้ไขปัญหาอุปสรรคในการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ เนื่องจากพบว่าข้อบังคับในสัญญาบางประการไม่สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ในการเข้า จดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ ประกอบกับในสัญญามีเงื่อนไขการระงับข้อพิพาทด้วยวิธีการอนุญาโตตุลาการ โดยคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 28 กรกฎาคม 2552 ได้มีมติเกี่ยวกับสัญญาทุกประเภทที่หน่วยงานของรัฐทำกับเอกชนในไทยหรือต่าง ประเทศไม่ว่าจะเป็นสัญญาทางการปกครองหรือไม่ ไม่ควรเขียนผูกมัดในสัญญาให้มอบข้อพิพาทให้ คณะอนุญาโตตุลาการเป็นผู้ชี้ขาด แต่หากมีปัญหาหรือความจำเป็นหรือเป็นข้อเรียกร้องของคู่สัญญาอีกฝ่าย ที่มิอาจหลีกเลี่ยงได้ ให้เสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาอนุมัติเป็นรายๆ ไป
4. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2553 ได้มีมติเห็นชอบให้แก้ไขสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมโดย ให้ใช้วิธีการอนุญาโตตุลาการในการระงับข้อพิพาทในสัญญาระหว่าง ปตท. และกลุ่มบริษัทเชฟรอน และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปเจรจากับ SPRC เพื่อกำหนดระยะเวลาเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ ที่เหมาะสม และดำเนินการแก้ไขสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมต่อไป ต่อมากระทรวงพลังงานได้เจรจากับ SPRC และได้ทำสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการ โรงกลั่นปิโตรเลียม (ฉบับที่ 2) ลงวันที่ 26 ตุลาคม 2554 โดยแก้ไขในประเด็น ให้ใช้วิธีการอนุญาโตตุลาการในการระงับข้อพิพาท และ กำหนดระยะเวลาเข้าตลาดหลักทรัพย์ฯ เป็นอย่างช้าภายในไตรมาสที่ 1 ปี 2555 นอกจากนี้ ได้มีการแก้ไขในประเด็นปลีกย่อยอื่นๆ ได้แก่ การเปลี่ยนชื่อ “ผู้อนุญาต” เป็น “กระทรวงพลังงาน” การเปลี่ยนชื่อ “คาลเท็กซ์” เป็น “เชฟรอน” การเปลี่ยนชื่อ “การปิโตรเลียมฯ” เป็น “ปตท.” และให้โครงสร้างกรรมการบริษัทเป็นไปตามข้อบังคับของตลาดหลักทรัพย์ฯ
5. ปัจจุบันมีโรงกลั่นน้ำมันในประเทศทั้งหมด 6 แห่ง กำลังการกลั่นรวม 1,222 พันบาร์เรลต่อวัน ปตท. ถือหุ้น 5 แห่ง (กำลังการกลั่น 1,045 พันบาร์เรลต่อวัน) หรือคิดเป็นร้อยละ 86 ของกำลังการกลั่น ในประเทศ กระทรวงพลังงานมีนโยบายส่งเสริมการแข่งขันของธุรกิจการกลั่นน้ำมันโดยเสรี โดยให้ ปตท. ลดสัดส่วนการถือหุ้นในกิจการโรงกลั่นน้ำมันในประเทศลง เพื่อเปิดโอกาสให้ประชาชนมีส่วนเป็นเจ้าของ ในธุรกิจโรงกลั่นน้ำมัน แต่ในสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมกำหนดให้ ปตท. ยังคง ถือหุ้นใน SPRC ร้อยละ 25 ของทุนจดทะเบียน ภายหลังจากการจำหน่ายหุ้นและนำหุ้นเข้าจดทะเบียน ในตลาดหลักทรัพย์ฯ หาก ปตท. ไม่ถือหุ้นในโรงกลั่น SPRC สัดส่วนการถือหุ้นในโรงกลั่นของ ปตท. จะลดลงจากร้อยละ 86 เป็นร้อยละ 73 และหากลดการถือหุ้นในโรงกลั่นบางจากเพิ่มขึ้น สัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท. จะลดลงเหลือร้อยละ 63 กระทรวงพลังงานได้แจ้งให้ ปตท. พิจารณาลดสัดส่วนการถือหุ้นในโรงกลั่น SPRC ลง เพื่อให้เกิดการแข่งขันในธุรกิจการกลั่นน้ำมันมากขึ้น และสอดคล้องกับนโยบายการปรับโครงสร้างพลังงาน กระทรวงพลังงานจึงได้มีการหารือร่วมกับ ปตท. เชฟรอน และ SPRC ในประเด็นการถือครองหุ้นข้างต้น ซึ่งทั้ง ปตท. และ เชฟรอน เห็นด้วยในหลักการดังกล่าว กระทรวงพลังงานและ SPRC จึงมีความเห็นร่วมกันให้แก้ไขสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่น ปิโตรเลียม ใน 2 ประเด็นหลัก คือ (1) ไม่กำหนดอัตราส่วนการ ถือหุ้นของเชฟรอน และ ปตท. ภายหลังจากการกระจายหุ้น แต่กำหนดให้มีการจำหน่ายหุ้นของ SPRC ให้แก่ประชาชนอย่างน้อยร้อยละ 30 ของทุนจดทะเบียน และ (2) กำหนดระยะเวลาการจำหน่ายหุ้นให้แก่ประชาชนในโอกาสแรก (Initial Public Offering : IPO) และนำหลักทรัพย์ของบริษัทเข้าจดทะเบียน ในตลาดหลักทรัพย์ฯ ขึ้นใหม่ เป็นอย่างช้าภายในไตรมาสที่ 2 ของปี 2558 หรือภายใน 6 เดือนภายหลังจากวันที่ลงนามในสัญญา แล้วแต่ระยะเวลาใดจะสิ้นสุดช้ากว่า ทั้งนี้ สัญญาแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 3) “สัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม”ระหว่างกระทรวงพลังงานกับ SPRC ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบ (ร่าง) สัญญาแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 3) “สัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม” และเห็นชอบมอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการทำสัญญากับ SPRC (บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่งจำกัด (มหาชน)) และดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. เห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ลดสัดส่วนการถือหุ้นในโรงกลั่น SPRC ลง เพื่อจำหน่ายให้กับประชาชนไม่น้อยกว่าร้อยละ 30 ของทุนจดทะเบียน และเห็นชอบให้กำหนดระยะเวลาให้ SPRC จำหน่ายหุ้นให้กับประชาชนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย ภายในไตรมาสที่ 2 ของปี 2558 หรือภายใน 6 เดือนภายหลังจากวันที่ลงนามในสัญญา แล้วแต่ระยะเวลาใดจะสิ้นสุดช้ากว่า