มติกพช.กบง. (474)
กพช. ครั้งที่ 59 - วันพฤหัสบดีที่ 26 กันยายน 2539
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 5/2539 (ครั้งที่ 59)
วันพฤหัสบดีที่ 26 กันยายน พ.ศ. 2539 เวลา 9.30 น.
ณ ห้องประชุมสีเขียว ตึกไทยคู่ฟ้า ทำเนียบรัฐบาล
1.รายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
2.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
4.ข้อตกลงความร่วมมือด้านพลังงานของกลุ่มความร่วมมือทางเศรษฐกิจ ในภูมิภาคเอเซีย-แปซิฟิค (APEC)
5.การประกวดราคาน้ำมันเตาของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
6.การเพิ่มอัตราสำรองของน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาในราชอาณาจักร
นายบรรหาร ศิลปอาชา นายกรัฐมนตรี เป็นประธานกรรมการ
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เป็นกรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. การให้เอกชนมีส่วนร่วมในการตรวจสอบน้ำมัน กรมทะเบียนการค้าได้รายงานความคืบหน้าในการดำเนินการเกี่ยวกับประกาศกระทรวง พาณิชย์ว่าด้วยการนำสินค้าเข้ามาในราชอาณาจักร (ฉบับที่ 114) พ.ศ. 2539 และประกาศกรมทะเบียนการค้า เรื่อง กำหนดชนิดน้ำมันที่ต้องจัดให้มีผู้ตรวจวัดอิสระ คุณสมบัติของผู้ตรวจวัดอิสระ และแบบรายงานผลการตรวจสอบน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งเดิมกรมทะเบียนการค้าได้ผ่อนผันการนำเข้าให้ระยะหนึ่ง เพื่อให้ผู้ตรวจวัดอิสระได้มาขึ้นทะเบียนแล้ว จึงจะบังคับใช้ตามกฎหมายต่อไป จนถึงขณะนี้มีผู้ตรวจวัดอิสระมาขึ้นทะเบียนต่อกรมฯ แล้วรวม 3 ราย และมีผู้ค้าน้ำมันที่จัดให้มีผู้ตรวจวัดอิสระและได้รายงานผลการตรวจสอบให้ กรมทะเบียนการค้าทราบแล้ว จำนวน 9 ราย
2. การปรับปรุงใบกำกับการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง กรมทะเบียนการค้า และ สพช. ได้ดำเนินการพิจารณาปรับปรุงแก้ไขใบกำกับการขนส่งตามมติคณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติแล้ว และกรมทะเบียนการค้าได้ออกประกาศกระทรวงพาณิชย์ ฉบับที่ 2 (พ.ศ. 2539) เรื่อง กำหนดวิธีการและเงื่อนไขในการขนส่งน้ำมัน เชื้อเพลิง ลงวันที่ 21 สิงหาคม 2539 ซึ่งจะมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 11 ตุลาคม 2539 เป็นต้นไป ส่วนการดำเนินการชี้แจงทำความเข้าใจแก่เจ้าหน้าที่ตำรวจนั้น กรมทะเบียนการค้าและสพช. จะได้ดำเนินการในลำดับต่อไป
3. การเพิ่มอำนาจเจ้าหน้าที่ตำรวจ กรมทะเบียนการค้า ได้ดำเนินการออกประกาศกระทรวงพาณิชย์ ฉบับที่ 3 (พ.ศ. 2539) เรื่อง แต่งตั้งพนักงานเจ้าหน้าที่ตามพระราชบัญญัติน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2521 ลงวันที่ 21 สิงหาคม 2539 และขณะนี้อยู่ระหว่างดำเนินการออกบัตรประจำตัวพนักงานเจ้าหน้าที่ให้แก่เจ้า หน้าที่ตำรวจ นอกจากนี้กรมโยธาธิการ ได้ดำเนินการตามมติของคณะกรรมการฯ แล้วเช่นกัน และขณะนี้อยู่ระหว่างการรวบรวมภาพถ่ายของเจ้าหน้าที่ตำรวจ เพื่อมอบหมายอำนาจให้ต่อไป
4. การควบคุมผลิตภัณฑ์เคมีปิโตรเลียมและสารละลาย
4.1 กรมสรรพสามิตได้รายงานว่า กำลังอยู่ระหว่างการพิจารณากำหนดแนวทางที่เหมาะสมในการนำสารละลาย (Solvent) เข้าอยู่ในพิกัดอัตราภาษีสรรพสามิตเพื่อจัดเก็บภาษี และพิจารณายกเว้นภาษีให้ หากมีการนำไปใช้ในการผลิตสินค้า โดยจะได้จัดทำร่างกฎหมายและประกาศต่างๆ ที่เกี่ยวข้องเสนอกระทรวงการคลังเพื่อพิจารณาอนุมัติต่อไป
4.2 กองบัญชาการตำรวจสอบสวนกลางได้ร่วมกับกรมทะเบียนการค้าดำเนินการจัดรถตรวจ สอบคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงเคลื่อนที่ตรวจสอบสถานีบริการ โดยได้เริ่มตรวจสอบสถานีบริการ จำนวน 96 แห่ง ในเขตพื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือและภาคเหนือในเดือนสิงหาคม 2539 และพบสถานีบริการที่จำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงคุณภาพต่ำ รวม 3 แห่ง
5. การควบคุมน้ำมันที่ส่งออกไปยังสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว)
5.1 กองบัญชาการตำรวจสอบสวนกลาง ได้สั่งการให้มีการดำเนินการตรวจสอบการขนส่งน้ำมัน ที่ส่งออกไปยัง สปป.ลาว ในเดือนสิงหาคม 2539 โดยได้ประสานกับกรมศุลกากรแล้ว ปรากฎว่ายังไม่พบการกระทำความผิดแต่อย่างใด
5.2 กรมศุลกากร ได้เตรียมการจะจัดส่งคณะผู้แทนศุลกากรไทยไปหารือกับศุลกากรของ สปป.ลาว เพื่อหามาตรการป้องกันมิให้มีการลักลอบนำกลับเข้ามาใช้ในประเทศไทย และขอความร่วมมือให้มีการขนส่งน้ำมันผ่านแดนไปโดยเร็ว
5.3 กรมสรรพสามิต ในฐานะที่มีหน้าที่ในการตรวจสอบหลักฐานเพื่อคืนภาษีน้ำมันในกรณีดังกล่าว ได้เสนอมาตรการเสริมในการป้องกันปัญหา โดยเสนอให้ผู้ขอคืนภาษีน้ำมันต้องแสดงหลักฐานที่ผ่านการรับรองจากเจ้า หน้าที่ของ สปป.ลาว ว่าได้มีการรับน้ำมันจำนวนดังกล่าวจากประเทศไทยแล้ว
6. การดำเนินการของศูนย์อำนวยการเฉพาะกิจปราบปรามทางทะเล ศูนย์อำนวยการเฉพาะกิจปราบปรามทางทะเล ได้รายงานผลการดำเนินการในช่วงเดือนกรกฎาคม 2539-ปัจจุบัน ว่าได้มีการจัดประชุมศูนย์อำนวยการเฉพาะกิจปราบปรามทางทะเลร่วมกับกอง บัญชาการตำรวจสอบสวนกลาง กองบังคับการตำรวจน้ำ กรมศุลกากร กรมสรรพสามิต กรมเจ้าท่า และ สพช. เพื่อประชุมหารือในการประสานการปฏิบัติและรับทราบปัญหาอุปสรรค ไปแล้วเมื่อวันที่ 8 กรกฎาคม 2539 และได้มีการจัดทำเอกสารข้อมูลพื้นฐานข่าวกรองการลักลอบนำเข้าให้แก่หน่วย ราชการที่เกี่ยวข้องทราบแล้ว
ผลการจับกุมทางทะเลในช่วงเดือนกรกฎาคม 2539-ปัจจุบัน สามารถจับกุมเรือลักลอบนำเข้าได้ รวม 4 ครั้ง ดังนี้
(1) กองทัพเรือ
- เมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2539 จับกุมเรือประมงดัดแปลงชื่อ ขุนโชคชัย พบน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ปริมาณ 60,000 ลิตร
- เมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2539 จับกุมเรือประมงดัดแปลง ชื่อ ป.ปราบสมุทร พบน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปริมาณ 170,000 ลิตร
(2) กองบังคับการตำรวจน้ำ กองบัญชาการตำรวจสอบสวนกลาง
- เมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2539 จับกุมเรือประมงดัดแปลงได้ 3 ลำ บริเวณห่างฝั่งจังหวัดนครศรีธรรมราชออกไป 20 ไมล์ คือ
- เรือนางพญาตานี 1 พบน้ำมันดีเซล ปริมาณ 450,000 ลิตร
- เรือนางพญาตานี 2 พบน้ำมันดีเซล ปริมาณ 240,000 ลิตร
- เรือไวกิ้ง 1 พบน้ำมันดีเซล ปริมาณ 350,000 ลิตร
- เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2539 จับกุมเรือประมงดัดแปลง ชื่อลิ้มชุลีพร 2 บริเวณแม่น้ำตรัง แพปลาภมร อำเภอกันตัง จังหวัดตรัง พบน้ำมันดีเซลปริมาณ 5,000 ลิตร
7. การดำเนินงานของ สพช.
สพช. ในฐานะศูนย์รวมการประสานงานฯ ได้ดำเนินการจัดสัมมนาความรู้เกี่ยวกับการปราบปรามน้ำมันเถื่อนทางบก เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2539 ให้แก่เจ้าหน้าที่ของหน่วยงานต่างๆ รวม 200 คน โดยได้เชิญวิทยากรจาก กองทัพเรือ กองบัญชาการตำรวจสอบสวนกลาง กรมศุลกากร กรมสรรพสามิต กรมโยธาธิการ กรมทะเบียนการค้า บรรยายความรู้ในการปฏิบัติงานของแต่ละหน่วยงานให้แก่ผู้เข้าอบรม
นอกจากนี้ สพช. ได้ทำการศึกษาแนวทางการจัดเก็บภาษีจากป้ายวงกลมรถยนต์ดีเซล ปรากฎว่าการลดภาษีสรรพสามิตลง 1.00 บาท และมีน้ำมันเข้าสู่ระบบปริมาณ 2,000 ล้านลิตรต่อปี จะทำให้มีผู้ใช้รถดีเซลซึ่งจะเป็นผู้เสียประโยชน์จากการรับภาระภาษีแทนผู้ ใช้น้ำมันดีเซลกลุ่มอื่นๆ มากกว่าผู้ได้รับประโยชน์ ซึ่ง สพช. เห็นว่า ไม่สมควรดำเนินการลดภาษีสรรพสามิตและจัดเก็บภาษีจากป้ายวงกลมรถยนต์ดีเซลแทน โดยเฉพาะการลดภาษีลง ในระดับ 1.00 บาท นั้น ไม่น่าจะลดแรงจูงใจในการลักลอบนำเข้าลงได้
8. การตรวจสอบเรือประมงดัดแปลง กรมเจ้าท่าได้ดำเนินการตรวจสอบเรือประมงดัดแปลงตั้งแต่เดือนมีนาคม 2538 เป็นต้นมา ปรากฎว่า ไม่พบการดัดแปลงเรือประมงแต่อย่างใด
9. การเพิ่มอำนาจเจ้าหน้าที่ในเขตต่อเนื่อง สพช. ได้รายงานความคืบหน้าในเรื่องนี้ว่าขณะนี้ พระราชบัญญัติที่เพิ่มอำนาจเจ้าหน้าที่ในเขตต่อเนื่องทั้ง 2 ฉบับ คือ ร่างพระราชบัญญัติศุลกากร พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติการเดินเรือในน่านน้ำไทย พ.ศ. .... ได้ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมาธิการแปรญัตติสภาผู้แทนราษฎรแล้ว และจะนำเข้าสู่การพิจารณาในวาระที่ 2 ในการประชุมในสมัยต่อไป
10. การติดตั้งมิเตอร์เพิ่มเติม กรมสรรพสามิตได้รายงานความคืบหน้าในการดำเนินการ ดังนี้
10.1 กรมสรรพสามิตได้ดำเนินการติดตั้งมิเตอร์ในคลังที่กรมสรรพากรแจ้งมาจำนวน 4 คลัง แล้ว 1 คลัง คือ คลังน้ำมัน บริษัท ท่าทองปิโตรเลียม จำกัด จังหวัดสุราษฎร์ธานี โดยดำเนินการติดตั้งในคราวเดียวกับ 37 คลังแรก สำหรับคลังน้ำมันส่วนที่เหลืออีก 3 คลัง กรมสรรพสามิตจะดำเนินการติดตั้งในระยะต่อไปพร้อมกับคลังน้ำมันชายฝั่งทะเล แห่งอื่นๆ ที่ยังไม่ได้ติดตั้งมิเตอร์รวมทั้งหมด 18 คลัง ขณะนี้อยู่ในระหว่างการสำรวจข้อมูลเบื้องต้นเพื่อจัดทำโครงการติดตั้ง มิเตอร์
10.2 กรมสรรพสามิตได้ตรวจสอบคลังน้ำมันเบนซินที่ตั้งอยู่ชายฝั่งทะเล มีจำนวน 39 คลังแล้วปรากฎว่า คลังน้ำมันเหล่านี้ทั้งหมดเป็นคลังที่เก็บน้ำมันดีเซลหมุนเร็วด้วย ซึ่งส่วนใหญ่ได้มีการติดตั้งมิเตอร์สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วแล้ว ขณะนี้อยู่ในระหว่างการสำรวจและตรวจสอบข้อมูลเบื้องต้น เพื่อพิจารณาจัดทำโครงการติดตั้งมิเตอร์ในระยะต่อไป
10.3 การติดตั้งมิเตอร์ที่คลังสินค้าทัณฑ์บน อำเภอเกาะสีชัง จังหวัดชลบุรี ขณะนี้อยู่ในระหว่างการติดต่อประสานงานกับกรมศุลกากร เพื่อร่วมกันพิจารณาจัดทำโครงการติดตั้งมิเตอร์ที่คลังสินค้าทัณฑ์บนดัง กล่าว
11. การเติมสาร Marker ในน้ำมันที่เสียภาษีแล้ว
กรมสรรพสามิตกำลังอยู่ระหว่างการพิจารณาคัดเลือกสาร Marker ที่เหมาะสมสำหรับใช้เติมในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว คุณสมบัติของสาร Marker แต่ละชนิด วิธีการใช้ วิธีการตรวจสอบ ข้อดีและข้อเสีย โดยศึกษาข้อมูลจากบริษัทผู้ค้า Marker ที่เสนอมา จำนวน 2 ราย ซึ่งเมื่อสามารถคัดเลือกสาร Marker ที่เหมาะสมได้แล้ว กรมสรรพสามิตจะได้พิจารณากำหนดวิธีการควบคุมการเติมสาร Marker ให้รัดกุมต่อไป
นอกจากนี้ สพช. ได้พิจารณาเสนอขออนุมัติจากคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานเพื่ออนุมัติ ค่าใช้จ่ายในการนำกรมสรรพสามิตและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทุกหน่วยงานไปดูงาน การเติมสาร Marker ในต่างประเทศ เป็นวงเงิน 4.2 ล้านบาท
12. การให้การสนับสนุนงบประมาณ สำนักงบประมาณได้รายงานผลการพิจารณาให้การสนับสนุนค่าใช้จ่ายแก่กองทัพเรือ จำนวนเงิน 240 ล้านบาท เพื่อจัดซื้อเครื่องมือและอุปกรณ์ในการตรวจการณ์ในเวลากลางคืน และ กรมเจ้าท่า จำนวนเงิน 450 ล้านบาท เพื่อใช้จัดซื้อเรือตรวจการณ์ขนาด 130 ฟุต จำนวน 3 ลำ ว่าสำนักงบประมาณได้พิจารณาเรื่องดังกล่าวแล้ว เห็นว่ามาตรการเพิ่มเติมในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง นั้น เป็นมาตรการและนโยบายที่สำคัญและเร่งด่วนของรัฐบาล โดยสำนักงบประมาณได้ประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องข้างต้นทั้งกองทัพ เรือและกรมเจ้าท่าในการปรับแผนการใช้จ่ายงบประมาณ หรือเจียดจ่ายงบประมาณในปีงบประมาณ พ.ศ. 2540 เพื่อเป็นค่าจัดซื้อเครื่องมือและอุปกรณ์ในการตรวจการณ์ในเวลากลางคืนและ เรือตรวจการณ์ขนาด 130 ฟุต จำนวน 3 ลำ แล้ว ไม่สามารถดำเนินการปรับแผนหรือเจียดจ่ายงบประมาณรายจ่ายประจำปี 2540 ทั้ง 2 หน่วยงาน ดังกล่าวได้ แต่เพื่อเป็นการสนองนโยบายรัฐบาลและเป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรี จึงเห็นควรสนับสนุนให้กองทัพเรือและกรมเจ้าท่าใช้จ่ายจากงบประมาณรายจ่าย ประจำปี 2540 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น เพื่อเป็นค่าจัดหาครุภัณฑ์ดังกล่าว ทั้งนี้ โดยให้ทั้ง 2 หน่วยงานขอทำความตกลงกับสำนักงบประมาณตามขั้นตอนและรายละเอียดต่อไป
13. ปริมาณการจำหน่าย ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ในเดือนกรกฎาคม 2539 มีปริมาณ 1,558 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากช่วงเดียวกันของปีก่อนประมาณ 268 ล้านลิตร คิดเป็นอัตราเพิ่มขึ้นร้อยละ 20 และหากไม่รวมปริมาณการใช้ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยแล้ว ปริมาณการจำหน่ายมีปริมาณ 1,420 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากช่วงเดียวกันของปีก่อนประมาณ 213 ล้านลิตร คิดเป็นอัตราเพิ่มร้อยละ 18
14. สรุปผลการจับกุม ในเดือนมกราคม -7 สิงหาคม 2539 สามารถจับกุมน้ำมันลักลอบหนีภาษีได้เป็นจำนวน 6.3 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากในช่วงเดียวกันของปีก่อน จำนวน 3.7 ล้านลิตร หรือประมาณ 2.5 เท่าของปีก่อน
ผลการจับกุมผู้กระทำผิดคดีลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
เปรียบเทียบเดือนมกราคม - 7 สิงหาคม 2539 กับช่วงเดียวกันของปีก่อน
หน่วยงานที่จับกุม | จำนวนคดี | ปริมาณน้ำมัน (ลิตร) | + เพิ่ม | ||
2538 | 2539 | 2538 | 2539 | - ลด | |
- กองทัพเรือ | 7 | 8 | 532,136 | 790,000 | 257,864 |
- กรมศุลกากร | 5 | 6 | 990,046 | 2,229,324 | 1,239,278 |
- กรมตำรวจ | 26 | 89 | 1,020,469 | 3,238,277 | 2,217,808 |
รวม | 38 | 103 | 2,542,651 | 6,257,601 | 3,714,950 |
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบ ในเดือนกรกฎาคมราคาน้ำมันดิบได้สูงขึ้นจากเดือนมิถุนายนมาอยู่ในระดับ $ 17.8-20.7 ต่อบาเรล โดยน้ำมันดิบปริมาณกำมะถันสูง สูงขึ้น $ 0.5-0.8 ต่อบาเรล และน้ำมันดิบชนิดเบาซึ่งมีปริมาณกำมะถันต่ำ สูงขึ้นมากกว่า $ 1 ต่อบาเรล สาเหตุที่ทำให้ราคาน้ำมันดิบสูงขึ้น เนื่องมาจากความต้องการน้ำมันดิบเข้ากลั่นของโรงกลั่นใหม่และความต้องการ ผลิตภัณฑ์น้ำมันที่สูงขึ้น ต่อมาในเดือนสิงหาคม ราคาน้ำมันดิบได้ปรับตัวสูงขึ้นอีก $ 0.9 ต่อบาเรล ขึ้นมาอยู่ในระดับ $ 18.6-21.9 ต่อบาเรล ทั้งนี้ เนื่องจากปริมาณสำรองน้ำมันดิบของทั่วโลกอยู่ในระดับต่ำ และจากการที่ความต้องการผลิตภัณฑ์น้ำมันประเภท Middle Distillate (น้ำมันก๊าดและดีเซล) ได้เพิ่มสูงขึ้น ในขณะที่ปริมาณสำรองของน้ำมันเหล่านั้นอยู่ในระดับที่ต่ำกว่าระดับของปีที่ ผ่านมา ในช่วงต้นเดือนกันยายนราคาน้ำมันดิบได้ถีบตัวสูงขึ้นมาอีกประมาณ $1.5-2.0 ต่อบาเรล และทรงตัวอยู่ในระดับ $ 20.2-22.4 ต่อบาเรล เนื่องจากสถานการณ์ในตะวันออกกลาง และความต้องการผลิตภัณฑ์ประเภท Middle Distillate
2. ราคาผลิตภัณฑ์ในตลาดจรสิงคโปร์ จากการที่โรงกลั่นในสิงคโปร์ (เอสโซ่ โมบิล และเชลล์) ได้ลดกำลังกลั่นลง ส่งผลให้ผลิตภัณฑ์น้ำมันในตลาดสิงคโปร์ค่อนข้างตึงตัว ในขณะที่ความต้องการของน้ำมันก๊าด ดีเซล และเตาอยู่ในระดับสูง จึงมีผลทำให้ช่วงเดือนกรกฎาคมและสิงหาคมราคาในตลาดจรของน้ำมันก๊าดสูงขึ้น $ 4.3 ต่อบาเรล และน้ำมันดีเซลและเตาสูงขึ้น $ 1 ต่อบาเรล แต่อย่างไรก็ตามแม้ว่าสิงคโปร์จะลดกำลังกลั่นลงแล้ว แต่ปริมาณน้ำมันเบนซินในตลาดเอเซียยังอยู่ในระดับที่สูงกว่าความต้องการ จึงทำให้ราคาน้ำมันเบนซินได้เคลื่อนไหวในทางตรงกันข้าม โดยน้ำมันเบนซินพิเศษและธรรมดาลดลง $ 0.5-1.6 ต่อบาเรลตามลำดับ ต่อมา ในช่วงต้นเดือนกันยายน เหตุการณ์ในตะวันออกกลางได้ส่งผลกระทบทำให้ราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันปรับตัวสูง ขึ้นไปอีก $ 0.5-2.4 ต่อบาเรล ตามชนิดผลิตภัณฑ์
3. สถานการณ์ราคาขายปลีกของไทย
- น้ำมันเบนซินพิเศษ ในเดือนกรกฎาคมและสิงหาคมได้มีการปรับราคาขายปลีกลงมาทั้งสิ้น 28 สตางค์/ลิตร เปรียบเทียบกับราคาน้ำมันเบนซินพิเศษในตลาดจรสิงคโปร์ปรับลง $ 2.2 ต่อบาเรลหรือ 30 สตางค์/ลิตร และในเดือนกันยายนราคาน้ำมันเบนซินพิเศษได้ปรับขึ้นสุทธิ 5 สตางค์/ลิตร ในขณะที่ราคาในตลาดโลกที่ปรับขึ้น $ 0.5 ต่อบาเรล หรือ 10 สตางค์/ลิตร
- น้ำมันเบนซินธรรมดา ในเดือนกรกฏาคมและสิงหาคมมีการปรับราคาขายปลีกลงมาทั้งสิ้น 18 สตางค์/ลิตร เปรียบเทียบกับราคาน้ำมันเบนซินธรรมดาในตลาดจรสิงคโปร์ปรับลง $ 1.2 ต่อบาเรล หรือ 18 สตางค์/ลิตร และในเดือนกันยายนได้มีการปรับราคาขึ้นทั้งสิ้น 10 สตางค์/ลิตร ในขณะที่ราคาในตลาดโลกปรับขึ้นถึง $ 1.6 ต่อบาเรลหรือ 25 สตางค์/ลิตร
- น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ในเดือนกรกฏาคมถึงกลางเดือนกันยายนได้มีการปรับราคาขายปลีกขึ้นทั้งสิ้น 40 สตางค์/ลิตร ซึ่งการปรับขึ้นทั้งหมดเป็นการปรับราคาขึ้นตามราคาในตลาดโลก ซึ่งสูงขึ้นถึง $ 2.4 ต่อบาเรล หรือ 40 สตางค์/ลิตร
- ค่าการตลาด ค่าการตลาดเฉลี่ยทุกผลิตภัณฑ์ของประเทศในเดือนกรกฎาคม และสิงหาคม ที่ผ่านมาอยู่ในระดับ 1.09 บาท/ลิตร ซึ่งเป็นระดับปกติของค่าการตลาด แต่ในเดือนกันยายนค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันได้ลดลงมาอยู่ในระดับเพียง 00.090 บาท/ลิตร ซึ่งต่ำกว่าระดับปกติถึง 0.19 บาท/ลิตร สาเหตุที่ทำให้ค่าการตลาดลดลง เนื่องจากการปรับราคาขายปลีกขึ้นของไทยเป็นการปรับในลักษณะทยอยปรับทำให้ไม่ ทันกับราคาในตลาดโลกที่ปรับขึ้นอย่างรวดเร็ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 19 กรกฎาคม 2539 เรื่องการเพิ่มปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP) และเห็นชอบให้ สพช. และกระทรวงการคลังรับไปพิจารณาถึงความเหมาะสม ในการลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า โดยให้คำนึงถึงผลกระทบที่จะมีต่อเศรษฐกิจโดยส่วนรวม และให้รายงานผลต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
2. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 กันยายน 2539 ได้รับทราบผลการประชุมเชิงปฏิบัติการเพื่อแก้ไขปัญหาการส่งออก ตามที่สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติได้เสนอ และมีมติให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งรัดดำเนินการตามมติที่ประชุมเชิง ปฏิบัติการดังกล่าว ซึ่งในส่วนของแนวทางการลด ต้นทุนการผลิตในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ได้มีมติให้ผู้บริหารระดับสูงจากภาคเอกชนหารือกับสำนักงานคณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติ (สพช.) เรื่องค่าไฟฟ้าและการยกเว้นระบบ TOD สำหรับโรงงานที่ต้องทำงาน 24 ชั่วโมง
3. การดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 3 กันยายน 2539 สพช. ได้หารือร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และอยู่ระหว่างการหารือกับสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย เกี่ยวกับค่าไฟฟ้าและการยกเว้นระบบ TOD สำหรับโรงงานที่ต้องทำงาน 24 ชั่วโมง เมื่อได้ข้อสรุป จะนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
4. การศึกษาผลกระทบของการลดภาษีสรรพสามิตสำหรับน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซล ที่ใช้ในการผลิตกระแสไฟฟ้า พบว่าการผลิตไฟฟ้าจากการใช้น้ำมันเป็นเชื้อเพลิง ในปี 2538 คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 29.8 ของปริมาณการผลิตไฟฟ้าทั้งหมด โดยแยกเป็นน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซล ร้อยละ 26.99 และ 2.81 ตามลำดับ รายได้จากการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตจากน้ำมันเชื้อเพลิง ในปี 2537-2538 เท่ากับ 46,969 และ 54,838 ล้านบาท ซึ่งรายได้จากภาษีน้ำมันที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า (น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซล) จะอยู่ระหว่างร้อยละ 6.93-8.18 หรือประมาณ 3,254-4,487 ล้านบาท
หากรัฐบาลมีนโยบายยกเว้นการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตจากน้ำมันที่ใช้ในการ ผลิตกระแสไฟฟ้า จะมีผลทำให้ภาษีเพื่อมหาดไทยและภาษีมูลค่าเพิ่มลดลงด้วยส่วนหนึ่ง และมีผลทำให้ราคาน้ำมันเตาลดลงประมาณ 0.67 บาท/ลิตร ราคาน้ำมันดีเซลลดลงประมาณ 2.35 บาท/ลิตร การยกเว้นการจัดเก็บภาษีดังกล่าว จะมีผลทำให้รัฐสูญเสียรายได้ประมาณ 5,282 ล้านบาท ซึ่งจะมีผลทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงประมาณ 7.4 สตางค์/หน่วย
5. การศึกษาผลกระทบของการยกเว้นการนำรายได้ส่งรัฐ พบว่า หากรัฐบาลมีนโยบายให้ยกเว้นการนำเงินส่งรัฐของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จะมีผลทำให้รายได้ของรัฐลดลงประมาณ 8,496 ล้านบาท/ปี ซึ่งจะมีผลให้ค่าไฟฟ้าลดลงประมาณ 12 สตางค์/หน่วย
มติที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
1. รัฐบาลออสเตรเลียได้เป็นเจ้าภาพจัดการประชุมรัฐมนตรีพลังงานของกลุ่มเอเปค (First Meeting of APEC Energy Ministers) ขึ้นเป็นครั้งแรก ระหว่างวันที่ 28-29 สิงหาคม 2539 ณ นครซิดนีย์ ประเทศออสเตรเลีย โดยเลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้รับมอบหมายให้เป็นหัวหน้าคณะเจ้าหน้าที่อาวุโสด้านพลังงานของประเทศไทย และทำหน้าที่เป็นรัฐมนตรีพลังงานจากประเทศไทย และเป็นหัวหน้าคณะผู้แทนไทย เดินทางไปร่วมประชุมรัฐมนตรีพลังงานของกลุ่มประเทศเอเปคในครั้งนี้
2. ผลการประชุมรัฐมนตรีพลังงานเอเปค
2.1 หลักการนโยบาย ที่ประชุมรัฐมนตรีได้ให้การรับรอง "หลักการนโยบายพลังงานที่ไม่ผูกพัน 14 ประการ (14 NON-BINDING ENERGY POLICY PRINCIPLES)" และเห็นชอบให้ผนวกหลักการ นโยบายนี้เข้าไว้ในนโยบายเปิดเสรีทางด้านพลังงานของแต่ละประเทศ พร้อมทั้งให้ดำเนินการอย่างจริงจัง โดยยืดหยุ่นได้ตามที่เหมาะสม ซึ่งมีรายละเอียดดังนี้
(1) การพิจารณาประเด็นทางด้านพลังงาน จะต้องประสานสอดคล้องกับปัจจัยทางด้านการพัฒนาเศรษฐกิจ ความมั่นคง และสิ่งแวดล้อมอย่างจริงจัง
(2) ดำเนินนโยบายเพื่อเสริมสร้างประสิทธิภาพในการผลิต การจำหน่าย และการใช้พลังงาน
(3) ดำเนินนโยบายการเปิดตลาดทางด้านพลังงาน เพื่อให้บรรลุวัตถุประสงค์ทางด้านการใช้พลังงานอย่างเหมาะสม ความมั่นคงทางด้านพลังงาน และสิ่งแวดล้อม พร้อมทั้งเสนอแนะการดำเนินการใดที่เหมาะสมในกลุ่มเอเปคเพื่อขจัดอุปสรรค ต่างๆ ที่อาจมี
(4) ให้มีมาตรการรองรับเพื่อให้มีการใช้พลังงานอย่างเหมาะสม โดยอาจเป็นการผสมผสานระหว่างนโยบายตลาดเสรีและการควบคุม ทั้งนี้ตามความเหมาะสมของแต่ละประเทศ
(5) พิจารณาลดการอุดหนุนต่างๆ ในสาขาพลังงานลงเป็นลำดับ พร้อมทั้งส่งเสริมให้มีการดำเนินการทางด้านราคา เพื่อให้สะท้อนต้นทุนทางเศรษฐกิจในการจัดหาและการใช้พลังงานอย่างครบวงจร โดยคำนึงถึงต้นทุนทางด้านสิ่งแวดล้อมควบคู่ไปด้วย
(6) แลกเปลี่ยนประสบการณ์กันอย่างสม่ำเสมอ ในนโยบายพลังงานด้านต่างๆ ที่แต่ละประเทศได้ดำเนินการให้มีการใช้พลังงานอย่างเหมาะสมไปแล้ว
(7) ใช้หลักการต้นทุนต่ำสุด (least cost approach) ในการจัดหาบริการทางด้านพลังงาน
(8) ส่งเสริมให้มีการกำหนดนโยบายที่จะอำนวยความสะดวกในการถ่ายทอดเทคโนโลยีทาง ด้านพลังงานที่มีประสิทธิภาพ และเหมาะสมกับสภาวะแวดล้อมได้ในเชิงพาณิชย์และโดยไม่มีข้อกีดกันใดๆ
(9) สนับสนุนให้มีการพัฒนาฝีมือทรัพยากรมนุษย์ในด้านการประยุกต์ใช้ และดำเนินการตามเทคโนโลยีที่ปรับปรุงแล้ว
(10) ยกระดับแผนงานด้านข้อมูลข่าวสารและการจัดการทางด้านพลังงาน เพื่อช่วยในการตัดสินใจในสาขาพลังงานให้เป็นไปอย่างเหมาะสม
(11) สนับสนุนการวิจัย การพัฒนา และการสาธิตทางด้านพลังงาน เพื่อนำไปสู่การประยุกต์ใช้อย่างคุ้มทุนของเทคโนโลยีด้านพลังงานที่ใหม่ มีประสิทธิภาพสูงกว่า และมีความเหมาะสมกับสภาวะแวดล้อม
(12) ส่งเสริมให้มีการไหลเวียนของเงินทุน โดยลดอุปสรรคต่างๆ ที่จะมีผลต่อการถ่ายทอดและการกำหนดให้ใช้เทคโนโลยี และโครงสร้างพื้นฐานทางด้านพลังงานที่มีประสิทธิภาพสูงกว่า และเหมาะสมกับสภาวะแวดล้อมมากกว่า
(13) ส่งเสริมมาตรการทางด้านประสิทธิผลของต้นทุน เพื่อการปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ให้สามารถลดก๊าซเรือนกระจกลง เพื่อสนองตอบการเรียกร้องของภูมิภาคให้ลดภาวะก๊าซเรือนกระจกลง
(14) ร่วมมือกันตามระดับความจำเป็นในการพัฒนาของแต่ละประเทศ ในการร่วมกันดำเนินโครงการเพื่อลดมลพิษก๊าซเรือนกระจก โดยสอดคล้องกับอนุสัญญาการเปลี่ยนแปลงของภูมิอากาศ (Climate Change Convention)
2.2 ศูนย์วิจัยพลังงานเอเซียแปซิฟิค (APERC) ที่ประชุมรัฐมนตรีได้ให้การสนับสนุนโครงการวิจัยต่างๆ ซึ่งจะช่วยให้ประเทศสมาชิกเกิดความเข้าใจในประเด็นด้านพลังงานและแนวโน้ม สถานการณ์พลังงานในอนาคต รวมทั้งผลจากนโยบายด้านพลังงานของประเทศสมาชิกอีกด้วย
2.3 การระดมทุนเพื่อพัฒนาบริการพื้นฐานด้านไฟฟ้า ที่ประชุมรัฐมนตรีได้เห็นชอบแผนงาน ที่เสนอแนะโดย "กลุ่มธุรกิจเฉพาะกิจ (AD HOC BUSINESS FORUM)" และ "กลุ่มผู้กำกับดูแลด้านไฟฟ้า (ELECTRICITY REGULATORS' FORUM)" เพื่ออำนวยความสะดวกการลงทุนของภาคธุรกิจในสาขาไฟฟ้า
2.4 การลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการผลิตและการใช้พลังงาน ที่ ประชุมรัฐมนตรีเห็นชอบให้ใช้วิธีการเชิงกลยุทธ และให้ประสมประสานการพิจารณาด้านสิ่งแวดล้อมเข้าไว้ในขบวนการวางแผนและ ประเมินผลโครงการพื้นฐานด้านไฟฟ้าด้วย
2.5 การลดต้นทุนด้วยความร่วมมือทางด้านมาตรฐานพลังงาน ที่ประชุม รัฐมนตรีเห็นชอบให้จัดทำหลักพื้นฐาน เพื่อให้มีการรับรองร่วมกันสำหรับสถาบันทดสอบต่างๆ ที่ผ่านการรับรองแล้ว และผลการทดสอบมาตรฐานที่ได้จากสถาบันเหล่านี้ เพื่อให้ลดต้นทุนและอำนวยความสะดวกด้านการค้าระหว่างประเทศสมาชิก พร้อมทั้งจัดทำหลักพื้นฐานสำหรับการเปรียบเทียบกันได้โดยตรง ระหว่างผลการทดสอบตามมาตรฐานที่แตกต่างกัน เพื่อลดหรือเลิกการทดสอบที่ซ้ำซ้อนกันเสีย
2.6 ในการประชุมรัฐมนตรีพลังงานเอเปค ครั้งแรก ณ นครซิดนีย์ นี้ ได้มีปฏิญญา (DECLARATION) ร่วมกัน โดยมีสาระสำคัญให้การรับรองหลักการนโยบายด้านพลังงานของเอเปคที่ไม่ผูกพัน 14 ประการ ซึ่งจะได้นำเสนอผู้นำเอเปคเพื่อพิจารณาในการประชุมครั้งต่อไป ณ อ่าวซูบิค ประเทศฟิลิปปินส์ ในเดือนพฤศจิกายน 2539
3. ความเห็นของสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเกี่ยวกับหลักการนโยบายที่ไม่ผูกพัน 14 ประการ
3.1 หลักการนโยบายที่ไม่ผูกพันทั้ง 14 ประการนี้ เป็นแนวทางที่ประเทศไทยควรให้การรับรอง เพราะสอดคล้องกับแนวนโยบายและการปฏิบัติที่ประเทศไทยได้ดำเนินการไปแล้วเป็น ส่วนใหญ่ โดยเฉพาะตลาดพลังงานของไทยที่ค่อนข้างเสรี ดังนั้นการให้การรับรองหลักการนโยบายในครั้งนี้จะเป็นประโยชน์ต่อไทยมากขึ้น เพราะจะช่วยเปิดตลาดพลังงานในประเทศสมาชิกอื่นที่ยังไม่ได้เปิดเสรีและเป็น อุปสรรคต่อผู้ลงทุนของไทยที่ไปลงทุนในต่างประเทศอยู่ในขณะนี้
3.2 สำหรับเรื่องที่อยู่เกินขอบเขตของพลังงาน ซึ่งได้แก่ เรื่องมาตรฐานพลังงาน และผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม โดยเฉพาะภาวะก๊าซเรือนกระจกนั้น สพช. ได้ขอความเห็นจากส่วนราชการต่างๆ ที่เกี่ยวข้องแล้ว ซึ่งได้แก่ สำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน และสำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อม ปรากฏว่าไม่มีส่วนราชการใดขัดข้อง
มติของที่ประชุม
1.ที่ประชุมรับทราบสรุปผลการประชุมรัฐมนตรีพลังงานเอเปคครั้งแรก ณ นครซิดนีย์
2.อนุมัติให้ดำเนินการและมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง รับไปดำเนินการตามหลักการนโยบายพลังงานที่ไม่ผูกพัน 14 ประการ ซึ่งที่ประชุมรัฐมนตรีพลังงานเอเปคได้ให้ความเห็นชอบ และกำหนดให้ทุกประเทศสมาชิกดำเนินการ เพื่อเปิดตลาดพลังงานอย่างเสรีต่อไป
เรื่องที่ 5 การประกวดราคาน้ำมันเตาของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2535 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ อนุมัติให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) สามารถซื้อน้ำมันเตาจากผู้ค้าน้ำมันอื่นๆ ได้ โดยไม่ต้องซื้อจากการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) เพียงรายเดียว และในการประชุมคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 8 กันยายน 2535 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่องสัญญาซื้อขายน้ำมันเตาระหว่าง กฟผ. กับ ปตท. และวิธีการดำเนินการในการให้ กฟผ. ซื้อน้ำมันเตาจากผู้ค้าน้ำมันอื่นๆ โดยได้กำหนดรายละเอียดของคุณสมบัติของผู้เข้าประกวดราคาและเงื่อนไขการ ประกวดราคาสำหรับปริมาณการซื้อขายในระดับร้อยละ 20 ของความต้องการใช้น้ำมันเตาทั้งหมดในแต่ละปีของ กฟผ.
2. เมื่อวันที่ 25 มิถุนายน 2539 กฟผ. ได้ดำเนินการเรียกประกวดราคาน้ำมันเตาในส่วนของปริมาณการซื้อขายในระดับร้อย ละ 20 ของความต้องการใช้น้ำมันเตาทั้งหมดในแต่ละปีของ กฟผ. ในปริมาณทั้งสิ้นประมาณ 3,908 ล้านลิตร เป็นเวลา 3 ปี (ปีงบประมาณ 2540-2542) ตามประกวดราคาเลขที่ กฟผ. (ฟ)-ซ 14/2539 โดยกำหนดให้มีการเปิดซองประกวดราคาในวันที่ 27 สิงหาคม 2539
3. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้พิจารณาประกาศประกวดราคาน้ำมันเตาดังกล่าวแล้วเห็นว่า ประกาศประกวดราคาน้ำมันเตาได้กำหนดคุณสมบัติของผู้ประสงค์จะยื่นซองประกวด ราคาให้ "เป็นผู้มีประสบการณ์ในการค้าน้ำมัน...."นั้น เป็นข้อความที่ไม่เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรีที่กำหนดให้ผู้ประกวดราคา "เป็นผู้มีประสบการณ์ในการค้าน้ำมันเตา....." จึงได้มีหนังสือแจ้งให้ กฟผ. พิจารณาดำเนินการแก้ไขประกาศดังกล่าวให้เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรี
4. กฟผ. จึงได้ดำเนินการออกประกาศแก้ไขประกาศประกวดราคาดังกล่าวแล้ว และได้ทำการเลื่อนกำหนดวันยื่นและเปิดซองจากเดิม วันที่ 27 สิงหาคม 2539 ไปเป็นวันที่ 11 กันยายน 2539 แต่ต่อมา เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2539 กฟผ. ได้ดำเนินการประกาศยกเลิกการประกวดราคาน้ำมันเตาเนื่องจากมีความจำเป็นจะ ต้องปรับปรุงสาระสำคัญในเอกสารประกวดราคาบางส่วนเพื่อความสมบูรณ์ ซึ่งจะต้องใช้เวลาในการดำเนินการอีกระยะหนึ่ง
5. กรรมาธิการการพลังงานสภาผู้แทนราษฎร (นายสุชน ชามพูนท) ได้มีหนังสือกราบเรียนนายกรัฐมนตรี เพื่อพิจารณาเรื่อง ประกาศประกวดราคาซื้อน้ำมันเตา โดยมีสาระสำคัญ ดังนี้
(1) ประกาศประกวดราคาซื้อน้ำมันเตาดังกล่าว ได้กำหนดคุณสมบัติของผู้ประกวดราคาแตกต่างจากข้อกำหนดคุณสมบัติตามมติคณะ รัฐมนตรี เมื่อวันที่ 8 กันยายน 2535 ดังนี้
- ประกาศเดิม : "เป็นผู้มีประสบการณ์ในการค้าน้ำมันเตา......"
- ประกาศใหม่ : "เป็นผู้มีประสบการณ์ในการค้าน้ำมัน..........."
(2) การประกวดราคาครั้งใหม่ ควรจะต้องคำนึงถึงผลประโยชน์สูงสุดที่ประชาชนจะได้รับ โดยน่าจะกำหนดเงื่อนไขดังต่อไปนี้
- ควรเพิ่มปริมาณน้ำมันเตาที่จะเรียกประมูลจากเดิม เป็นร้อยละ 30 ของน้ำมันเตาทั้งหมดที่ กฟผ. ใช้ และขยายเวลาเป็น 5 ปี
- ต้องเป็นบริษัทไทยที่เป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 6 แห่งพระราชบัญญัติน้ำมันเชื้อเพลิง และเป็นบริษัทมหาชนที่จดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ มีทุนจดทะเบียนไม่น้อยกว่า 1,000 ล้านบาท ยกเว้น ปตท. มีสิทธิตามเดิมที่จะเข้าประกวดราคาได้
- มีเงินทุนหมุนเวียน และเครดิตไลน์จากธนาคารและสถาบันการเงิน รวมกันแล้ว ไม่น้อยกว่า 1,000 ล้านบาท
- ต้องเป็นผู้มีประสบการณ์ค้าน้ำมันเตามาแล้วไม่น้อยกว่า 200 ล้านลิตร
6. สพช. ได้พิจารณาข้อเสนอของกำหนดเงื่อนไขของกรรมาธิการการพลังงานแล้ว มีความเห็น ดังนี้
(1) การกำหนดคุณสมบัติของผู้ประสงค์จะยื่นซองประกวดราคาให้เป็นผู้ที่มี ประสบการณ์ในการค้าน้ำมันเตาตามมติคณะรัฐมนตรีในปัจจุบัน นั้น เป็นการกำหนดขอบเขตที่รัดกุมโดยจำกัดคุณสมบัติให้อยู่ในวงแคบเพื่อประโยชน์ สำหรับ กฟผ. อยู่พอสมควรแล้ว หากจะมีการกำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมตามข้อเสนอของกรรมาธิการการพลังงาน แม้จะมีข้อดีคือเป็นการสงวนผลประโยชน์จากการจำหน่ายให้ตกอยู่กับบริษัทไทย แต่ก็อาจมีผลเสียคือ เป็นการจำกัดขอบเขตให้แคบลงยิ่งขึ้นโดยจะทำให้จำนวนของผู้เข้าร่วมประมูลมี น้อยลงจนไม่สอดคล้องกับเจตนารมณ์ของรัฐบาลในการที่จะส่งเสริมการแข่งขัน อย่างเสรีในวงกว้าง
(2) การขยายเวลาเป็น 5 ปี ซึ่งจะรวมไปถึงปีงบประมาณ 2543-2544 จะขัดกับมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 23 มกราคม 2539 ซึ่งได้กำหนดให้หน่วยงานต่างๆ ของรัฐ รวมทั้ง กฟผ. จัดซื้อเชื้อเพลิงได้อย่างเสรีตั้งแต่เดือนตุลาคม 2541 เป็นต้นไป ยกเว้นว่าจะมีสัญญาระยะยาวกับ ปตท. ดังนั้น หากจะให้มีการดำเนินการกำหนดเงื่อนไขการประมูลตามข้อเสนอของกรรมาธิการการ พลังงานดังกล่าวแล้ว จำเป็นต้องได้รับความเห็นชอบจาก ปตท. ในการแก้ไขสัญญาระยะยาวระหว่าง กฟผ. กับ ปตท.
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย รับไปดำเนินการหาข้อสรุปในเรื่องเงื่อนไขในการประกวดราคาซื้อขายน้ำมันเตาใน ส่วนร้อยละ 20 ตามผลการพิจารณาของที่ประชุม และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาในการประชุมครั้งต่อไป
เรื่องที่ 6 การเพิ่มอัตราสำรองของน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาในราชอาณาจักร
1. รองนายกรัฐมนตรี (นายสมัคร สุนทรเวช) ขอให้ที่ประชุมพิจารณา เรื่อง การเพิ่มอัตราสำรองของน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาในราชอาณาจักรจากร้อยละ 5 เป็นร้อยละ 10 ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2540 เป็นต้นไป โดยขอทราบเหตุผลของการที่ต้องเพิ่มอัตราดังกล่าว และผลกระทบต่อผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
2. รัฐมนตรีช่วยว่าการกระทรวงพาณิชย์ (นายมนตรี ด่านไพบูลย์) ได้เรียนชี้แจงต่อที่ประชุมเกี่ยวกับความเป็นมาของการแก้ไขปรับปรุงอัตราการ สำรอง ซึ่งจะมีผลกระทบทำให้น้ำมันที่นำเข้ามีต้นทุนเพิ่มขึ้น 47 สตางค์/ลิตร และจะทำให้ราคาสินค้าสูงขึ้น เนื่องจากน้ำมันเป็นปัจจัยการผลิตสินค้า กระทรวงพาณิชย์จึงเห็นว่าไม่ควรเพิ่มอัตราสำรองดังกล่าว และอัตราสำรองเดิมร้อยละ 5 น่าจะเพียงพอโดยไม่กระทบกระเทือนต่อความมั่นคงของประเทศ และหากเกิดวิกฤติการณ์น้ำมันก็สามารถเพิ่มอัตราสำรองขึ้นภายหลังได้
3. เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้ชี้แจงต่อที่ประชุมว่า การเพิ่มอัตราสำรองของน้ำมันที่นำเข้าดังกล่าวมีความมุ่งหมายที่จะแก้ไขความ เสียเปรียบของผู้ผลิตน้ำมันในประเทศต่อผู้นำเข้า เพราะในปัจจุบันผู้ผลิตในประเทศต้องสำรองร้อยละ 10 ประกอบด้วยการสำรองน้ำมันดิบร้อยละ 5 และน้ำมันสำเร็จรูปร้อยละ 5 ผู้นำเข้าจึงควรสำรองในอัตราร้อยละ 10 เช่นกัน เพื่อให้เกิดความเท่าเทียมกันในการแข่งขันภายใต้ระบบราคาน้ำมันลอยตัว ผลกระทบต่อต้นทุนการสำรองน้ำมันของประเทศจะเกิดขึ้นน้อยมาก เพราะในปี 2540 คาดว่าจะมีการนำเข้าน้อยมาก เนื่องจากประเทศไทยสามารถผลิตน้ำมันเบนซินและดีเซลใช้ได้อย่างเพียงพอ และผู้นำเข้าจะไม่สามารถขึ้นราคาจำหน่ายน้ำมันที่นำเข้าเพราะต้องแข่งขัน ราคากับผู้ผลิตในประเทศ ซึ่งจะไม่ขึ้นราคาเพราะสำรองในอัตราร้อยละ 10 อยู่แล้วในปัจจุบัน ดังนั้น ปัญหาราคาสินค้าสูงขึ้น เพราะราคาน้ำมันจะไม่เกิดขึ้น
4. นอกจากนั้นเลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้ชี้แจงต่อที่ประชุมว่า สาเหตุที่ไม่ได้นำเรื่องนี้มานำเสนอในที่ประชุม เพราะทางกระทรวงพาณิชย์ไม่ได้ส่งเรื่องมาให้ แต่ได้เสนอไปยังคณะรัฐมนตรี
5. ที่ประชุมได้พิจารณาแล้วเห็นว่า เนื่องจากกระทรวงพาณิชย์เสนอเรื่องนี้ไปยังคณะรัฐมนตรี จึงไม่ควรพิจารณากันในที่ประชุมนี้ แต่ควรไปพิจารณากันในที่ประชุมคณะรัฐมนตรี
กพช. ครั้งที่ 60 - วันศุกร์ที่ 18 ตุลาคม 2539
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 6/2539 (ครั้งที่ 60)
วันศุกร์ที่ 18 ตุลาคม พ.ศ. 2539 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุมสีเขียว ตึกไทยคู่ฟ้า ทำเนียบรัฐบาล
1.รายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
2.แผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย
3.ข้อเสนอปรับปรุงอัตราการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง
4.การประกวดราคาน้ำมันเตาของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
5.แนวทางในการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก
7.เรื่องการเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP)
นายบรรหาร ศิลปอาชา นายกรัฐมนตรี เป็นประธานกรรมการ
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เป็นกรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. การสนับสนุนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ ในปีงบประมาณ 2539 คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ได้มีมติอนุมัติค่าใช้จ่ายให้แก่หน่วยงานต่าง ๆ ไปแล้ว เป็นจำนวนทั้งสิ้น 145,818,253.28 บาท และสำหรับในปีงบประมาณ 2540 คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานในการประชุมครั้งที่ 4/2539 (ครั้งที่ 21) เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2539 ได้พิจารณาแผนการใช้เงินในปี 2540 ของหน่วยงานต่าง ๆ และได้มีมติอนุมัติ ค่าใช้จ่ายเพิ่มเติมในปี 2540 เท่าที่เห็นว่าจำเป็นและจะช่วยเพิ่มประสิทธิภาพในการปฏิบัติงานยิ่งขึ้น เป็นจำนวน ทั้งสิ้น 180,018,189.22 บาท ดังนี้
กองทัพเรือ 66,834,660.48 บาท
กรมศุลกากร 2,000,000.00 บาท
กองบัญชาการตำรวจสอบสวนกลาง 94,924,237.00 บาท
กรมสรรพสามิต 7,361,080.00 บาท
สพช. 8,898,211.74 บาท
รวมทั้งสิ้น 180,018,189.22 บาท
ค่าใช้จ่ายดังกล่าวยังไม่รวมค่าใช้จ่ายในการติดตั้งมิเตอร์เพิ่มเติมใน คลังน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและคลังน้ำมันเบนซินชายฝั่งรวม 57 คลัง ของกรมสรรพสามิต และค่าใช้จ่ายของกรมทะเบียนการค้าซึ่งยังมีค่าใช้จ่าย บางส่วนไม่ชัดเจนและมีความซ้ำซ้อนในการปฏิบัติงานกับหน่วยงานอื่น ส่วนการจัดซื้อเรือตรวจการณ์ ทางทะเลของกรมศุลกากร จำนวน 2 ลำ ขนาดความยาวไม่น้อยกว่า 80 ฟุต ความเร็วสูงสุดไม่น้อยกว่า 32 น็อต และมีความเร็วสูงสุดต่อเนื่องไม่น้อยกว่า 30 น็อต สร้างด้วยอลูมิเนียมอัลลอยด์ ราคาลำละ 53 ล้านบาท รวมเป็นเงิน 106,000,000 บาท เพื่อทดแทนเรือเก่าซึ่งกรมศุลกากรได้ขอใช้งบประมาณในปี 2540 แล้ว แต่ได้ถูกพิจารณาตัดงบประมาณ คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานได้พิจารณาแล้วเห็นว่า การจัดซื้อครุภัณฑ์ทดแทนครุภัณฑ์เดิมที่กำลังจะหมดอายุการใช้งานนั้น สามารถขอรับการสนับสนุนจากสำนักงบประมาณให้จัดหา ค่าใช้จ่ายสนับสนุนให้ได้ และเห็นควรให้กรมศุลกากรเสนอแผนขอใช้เงินดังกล่าวอีกครั้งในปีงบประมาณ 2541 โดยขอให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ มอบหมายให้สำนักงบประมาณพิจารณาจัดหางบประมาณ ในปี 2541 ให้แก่กรมศุลกากรเพื่อจัดซื้อเรือดังกล่าว
2. ผลการจับกุม ตั้งแต่เดือนมกราคม 2539-5 ตุลาคม 2539 หน่วยงานที่เกี่ยวข้องสามารถจับกุมน้ำมันลักลอบหนีภาษีได้เป็นจำนวน 6.9 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากช่วงเดียวกันของปีก่อน จำนวน 4.2 ล้านลิตร หรือประมาณ 2.6 เท่าของปีก่อน และในช่วงตั้งแต่วันที่8 สิงหาคม 2539-5 ตุลาคม 2539 สามารถจับกุมน้ำมันลักลอบนำเข้าได้ทั้งหมดเป็นจำนวน 736,780 ลิตร โดยกองบัญชาการตำรวจสอบสวนกลางสามารถจับกุมเรือบรรทุกน้ำมัน 3 ลำ คือ สามารถจับกุมเรือ "โมลีวิเชียร" ที่บริเวณจังหวัดสุราษฎร์ธานี มีปริมาณน้ำมันดีเซล 30,000 ลิตร เรือประมงไม่มีชื่อ ที่บริเวณจังหวัดภูเก็ตมีปริมาณน้ำมันดีเซล 4,000 ลิตร และเรือบรรทุกน้ำมันชื่อ "โกโตมารู" ที่บริเวณจังหวัดภูเก็ต มีปริมาณน้ำมันดีเซล 600,000 ลิตร นอกจากนั้นยังสามารถจับกุมรถบรรทุกน้ำมันได้จำนวน 9 คัน มีปริมาณน้ำมันดีเซล 44,560 ลิตร และร้านค้า สถานีบริการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิง จำนวน 25 ราย มีปริมาณน้ำมันดีเซลทั้งสิ้นจำนวน 58,220 ลิตร ซึ่งสรุปผลการจับกุมได้ดังนี้
ผลการจับกุมผู้กระทำผิดคดีลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
เปรียบเทียบเดือนมกราคม -5 ตุลาคม2539 กับช่วงเดียวกันของปีก่อน
หน่วยงานที่จับกุม | จำนวนคดี | ปริมาณน้ำมัน (ลิตร) | + เพิ่ม | ||
2538 | 2539 | 2538 | 2539 | - ลด | |
- กองทัพเรือ | 8 | 8 | 613,636 | 790,000 | 176,364 |
- กรมศุลกากร | 5 | 6 | 990,046 | 2,229,324 | 1,239,278 |
- กรมตำรวจ | 67 | 126 | 1,106,462 | 3,975,507 | 2,869,045 |
รวม | 80 | 140 | 2,710,144 | 6,994,831 | 4,284,687 |
3. ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซล ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลทั้งหมดในเดือนสิงหาคม 2539 มีจำนวนทั้งสิ้น 1,528 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นร้อยละ 19 จากช่วงเดือนเดียวกันของปีก่อน และเมื่อไม่รวมการใช้ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยแล้วจะมีปริมาณทั้ง สิ้น 1,403 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นร้อยละ 18 จากเดือนเดียวกันของปีก่อน อัตราเพิ่มขึ้นของการจำหน่ายดังกล่าวนี้สูงกว่าอัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจ ปกติของประเทศ ซึ่งน่าจะเป็นส่วนของน้ำมันลักลอบนำเข้าได้เข้าสู่ระบบมากขึ้น
มติของที่ประชุม
1.รับทราบรายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
2.ให้กรมศุลกากรเสนอขอใช้เงินงบประมาณปี 2541 จัดซื้อเรือตรวจการณ์ทางทะเลเพื่อใช้ทดแทน เรือเดิมที่มีอายุการใช้งานมากกว่า 14-20 ปี จำนวน 2 ลำ ขนาดความยาวไม่น้อยกว่า 80 ฟุต ความเร็วสูงสุด ไม่น้อยกว่า 32 น็อต และมีความเร็วสูงสุดต่อเนื่องไม่น้อยกว่า 30 น็อต สร้างด้วยอลูมิเนียมอัลลอยด์ ราคาลำละ 53 ล้านบาท รวมเป็นเงิน 106,000,000 บาท (หนึ่งร้อยหกล้านบาทถ้วน)
3.ให้สำนักงบประมาณพิจารณาจัดหางบประมาณให้แก่กรมศุลกากร เพื่อจัดซื้อเรือตามข้อ 2 ในปี งบประมาณ 2541 ด้วย
เรื่องที่ 2 แผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ให้ การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาวและแผนการ ลงทุนระยะยาวของระบบท่อก๊าซฯ เสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณาอนุมัติ โดยแผนการลงทุนและแผนการจัดหาก๊าซฯ ดังกล่าว สมควรมีการปรับปรุงทุกระยะตามความเหมาะสม และให้ ปตท. รายงานผลการดำเนินงานตามแผนการจัดหาก๊าซฯ และแผนการลงทุนต่อสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.)และ กพช. เพื่อทราบทุกปี โดยเมื่อ ปตท. ได้ดำเนินการเจรจาราคาและสัญญาซื้อขายก๊าซฯ จากแหล่งใดจนมีข้อยุติแล้ว ให้นำเสนอ สพช. เพื่อนำเสนอ กพช. อนุมัติต่อไป
2. กระทรวงอุตสาหกรรม ได้เสนอขออนุมัติแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Pipeline Master Plan) ฉบับที่ 1 ปี พ.ศ. 2540-2548 ของ ปตท. เพื่อให้ สพช. พิจารณานำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติและคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณา อนุมัติในหลักการ โดยมีสาระสำคัญดังนี้
2.1 ผลการศึกษาเพื่อจัดทำแผนแม่บทระบบท่อ สรุปได้ดังนี้
(1) การศึกษาเปรียบเทียบความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติและแหล่งก๊าซธรรมชาติ ที่จะส่งให้ ปตท. ในปี 2543 พบว่า
ระบบท่อในทะเลไม่เพียงพอในการส่งก๊าซธรรมชาติ
จะต้องมีท่อส่งก๊าซธรรมชาติเชื่อมต่อจากราชบุรีไปวังน้อย
จะต้องมีท่อในทะเลจากชายแดนไทย-มาเลเซีย เพื่อที่จะรับก๊าซฯ จากแหล่งไพลิน และ JDA หรือ NATUNA เข้ามาเชื่อมต่อกับระบบท่อในทะเลปัจจุบัน
(2) การศึกษาทางเลือกในการต่อท่อ พบว่าการต่อท่อจากแหล่งเอราวัณ ของ UNOCAL มาเชื่อมกับท่อบนบกที่มีอยู่ในปัจจุบันจะมี 3 แนวทาง โดยแนวทางเลือก A คือ ต่อท่อจากเอราวัณตรงไปยังระบบท่อที่โรงไฟฟ้าราชบุรี ขึ้นบกที่สมุทรสงครามแล้วไปเชื่อมต่อท่อพม่าที่ราชบุรี จะเป็นแนวทางที่ดีที่สุด เพราะทำให้ระบบการจัดจ่ายก๊าซธรรมชาติมีความคล่องตัวและมั่นคง อีกทั้งยังมีค่าใช้จ่ายในการดำเนินการน้อยที่สุด
(3) แผนแม่บทระบบท่อได้กำหนดแนวท่อเผื่อเลือกไว้ในกรณีที่ความต้องการก๊าซ ธรรมชาติ มีเพิ่มขึ้นจากการประมาณการตามข้อสมมติฐานข้างต้น ดังนี้
ต่อท่อในทะเลจากแหล่งไพลิน ไปยังจังหวัดสงขลา และเชื่อมต่อไปยังชายแดนประเทศมาเลเซีย เพื่อสนองความต้องการบริเวณพื้นที่สามเหลี่ยมเศรษฐกิจ
ต่อท่อจากขนอมไปยังโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี และโรงไฟฟ้ากระบี่
ต่อท่อเชื่อมในทะเลไปยังบางสะพาน จังหวัดประจวบคีรีขันธ์
ต่อท่อเชื่อมจากทะเลไปยังแหลมฉบัง จังหวัดชลบุรี และมาบข่า จังหวัดระยอง
2.2 แผนการลงทุนตามแผนงานโครงการหลัก และโครงการแนวท่อเผื่อเลือก ในช่วงปี 2540-2548 มีวงเงินรวมทั้งสิ้นประมาณ 78,052 ล้านบาท ซึ่งผลตอบแทนการลงทุนตามโครงการต่างๆ โดยรวมในเบื้องต้น มีความเหมาะสมและเป็นไปได้ในการลงทุน กล่าวคือ โครงการท่อส่งก๊าซฯ จากแหล่งพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (JDA)-ราชบุรี และโครงการท่อส่งก๊าซฯ จากราชบุรี-วังน้อย มีผลตอบแทนการลงทุน ร้อยละ 17 และ ร้อยละ 13 โดยมีระยะเวลาคืนทุน 16 และ 24 ปี ตามลำดับ ซึ่งจากการวิเคราะห์สถานะการเงินโดยการประมาณการผลกำไร งบดุล และกระแสเงินสด ตามการลงทุนตามแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติแล้ว พบว่า ปตท. มีสภาพคล่องทางการเงินสามารถลงทุนตามแผนแม่บทได้ โดยไม่กระทบกระเทือนต่อกระแส เงินสดหมุนเวียนและผลกำไรในระยะยาว
3. สพช. พร้อมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องอันได้แก่ สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) และ ปตท. ได้ร่วมกันพิจารณาแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Pipeline Master Plan) ฉบับที่ 1 ปี พ.ศ. 2540-2548 แล้ว มีความเห็นดังนี้
3.1 การจัดทำแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. จะต้องมีรายงานผลการติดตาม ตรวจสอบการดำเนินงานให้ทราบทุกระยะ โดยเฉพาะในส่วนของโครงการตามแนวท่อเผื่อเลือก หรือ เมื่อโครงการบางโครงการไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนที่กำหนด ปตท. จะต้องทบทวนและปรับปรุงแผนแม่บททันทีในลักษณะ Rolling Plan
3.2 ควรให้ ปตท. นำโครงการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ซึ่งได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีแล้วบรรจุไว้ในแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซ ธรรมชาติดังกล่าวด้วย
3.3 ควรให้ กฟผ. พิจารณาปรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนสุราษฎร์ธานี ที่ได้รับอนุมัติให้บรรจุในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่ง ประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว เป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสุราษฎร์ธานี เพื่อใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง
3.4 ในการวางแผนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้า ปตท. ควรพิจารณาถึงเงื่อนไขการปฏิบัติการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้า ทั้งนี้เพื่อให้ระบบท่อก๊าซธรรมชาติมีความสามารถรองรับความต้องการก๊าซ ธรรมชาติที่เปลี่ยนแปลงตามเงื่อนไขการปฏิบัติการผลิตไฟฟ้าของแต่ละโรงไฟฟ้า ดังกล่าวได้
3.5 เนื่องจากแหล่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยบางแหล่งมีปริมาณก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ สูง ดังนั้นในการปรับแผนแม่บทครั้งต่อไปควรมีการระบุแนวทางในการใช้ประโยชน์ก๊าซ ธรรมชาติที่มีปริมาณก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สูงให้ชัดเจน โดยให้ ปตท. ทำการศึกษาว่าสมควรจะแยกก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ออกมาจากก๊าซธรรมชาติก่อนที่จะ ดำเนินการส่งก๊าซฯลงท่อ หรือควรมีท่อเฉพาะสำหรับก๊าซธรรมชาติที่มีก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สูง
3.6 ตามมติคณะรัฐมนตรีได้กำหนดให้ ปตท. จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาวและ แผนการลงทุนระยะยาวของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินั้น เห็นควรให้ ปตท. จัดทำแผนปฏิบัติการในการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาวที่สอดคล้องกับแผนแม่บทฯ ดังกล่าว เพื่อให้การดำเนินการเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ
3.7 เพื่อให้การปฏิบัติงานมีความรวดเร็วและคล่องตัว เมื่อคณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบในหลักการแผนแม่บทฯ แล้ว เห็นควรให้คณะรัฐมนตรีมอบอำนาจให้คณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่ง ชาติ เป็นผู้อนุมัติรายละเอียดในแต่ละโครงการย่อยๆ ของแผนแม่บทฯ ดังกล่าว เช่นเดียวกับวิธีการอนุมัติโครงการลงทุนของ กฟผ. และ กฟภ.
3.8 โครงการท่อก๊าซธรรมชาติราชบุรี-วังน้อย และโครงการเอราวัณ-ราชบุรี ในช่วงสมุทรสงคราม-ราชบุรี เป็นโครงการเร่งด่วน ซึ่งต้องใช้เขตทางหลวง จึงควรขอการสนับสนุนจากกรมทางหลวงด้วย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 1 ในช่วงปี พ.ศ. 2540-2548 ตามที่ ปตท. เสนอโดยให้คำนึงถึงความเห็นของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในข้อ 3 เพื่อใช้เป็นกรอบในการลงทุนทางด้านการ ก่อสร้างระบบท่อและอุปกรณ์ต่างๆ โดยมีโครงการที่จะอนุมัติในช่วงปี 2540-2548 จำนวน 12 โครงการ วงเงินลงทุนทั้งสิ้น 78,052 ล้านบาท
2.ให้ใช้แผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติตามข้อ 1 เป็นกรอบของการพิจารณาในรายละเอียดของโครงการในช่วงปี พ.ศ. 2540-2548 โดยไม่ต้องเสนอขออนุมัติในระดับนโยบายอีก ยกเว้นโครงการที่มีประเด็นนโยบายพิเศษ โดยมีโครงการที่จะขออนุมัติดำเนินการในช่วง พ.ศ. 2540-2548 ดังนี้คือ
โครงการ | ขีดความสามารถ ในการส่ง (ล้าน ลบฟ./วัน) | กำหนดแล้วเสร็จ |
โครงการหลัก | ||
1. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งไพลิน | 2,000 | 2541 |
2. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งพื้นที่ พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (JDA) ไปยังแหล่งเอราวัณ | 2,000 | 2542 |
3. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งเอราวัณ ไปยังจังหวัดราชบุรี | 2,000 | 2543 |
4. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากจังหวัดราชบุรี ไปอำเภอวังน้อย พระนครศรีอยุธยา | 700 | 2542 |
5. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งเบญจมาศ เชื่อมท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งทานตะวัน | 300 | 2543 |
6. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากท่อราชบุรี-วังน้อย ไปยังโรงจักรพระนครใต้ | 700 | 2548 |
โครงการตามแนวท่อเผื่อเลือก | ||
1. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งเอราวัณ - ราชบุรี ไปอำเภอบางสะพาน ประจวบคีรีขันธ์ | 200 | 2545 |
2. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งไพลิน ไปยังจังหวัดสงขลา | 400 | 2548 |
3. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากชายแดนไทย - มาเลเซีย(จังหวัดยะลา)ไปยังจังหวัดสงขลา | 675 | 2548 |
4. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากท่อเอราวัณ - ราชบุรี ไปยัง แหลมฉบัง จังหวัดชลบุรี | 200 | 2545 |
5. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากแหลมฉบัง จังหวัดชลบุรี ไปยัง อำเภอมาบข่า จังหวัดระยอง | 200 | 2546 |
6. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากโรงแยกก๊าซขนอม ไปยังโรงไฟฟ้าที่จังหวัดสุราษฎร์ธานี และกระบี่ | 150 | 2544 |
3.ให้มีขั้นตอนการนำเสนอ และขออนุมัติโครงการ ดังนี้
(1) ให้ ปตท. เสนอรายละเอียดของโครงการแต่ละโครงการที่จะดำเนินการในช่วงปี 2540-2548 ดังกล่าวข้างต้น ต่อ สศช. โดยให้ สศช. รับพิจารณาเฉพาะโครงการที่อยู่ในแผนแม่บทตามข้อ 1 เท่านั้น
(2) ให้ ปตท. จัดทำและเสนอรายงานผลกระทบสิ่งแวดล้อมเพื่อขอความเห็นชอบไปยังสำนักงาน นโยบายและแผนสิ่งแวดล้อม (สผ.) ตามพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535
(3) ให้ สผ. เสนอความเห็นต่อ สศช.
(4) ให้ สศช. พิจารณาอนุมัติโครงการ โดยคำนึงถึงความเห็นของ สผ.
(5) หากไม่มีประเด็นนโยบายที่สำคัญและเป็นโครงการที่กำหนดให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการเอง โดยให้ สศช. นำเสนอกระทรวงการคลังเพื่อดำเนินการจัดหาเงินกู้ต่อไป และนำเสนอคณะรัฐมนตรีและคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อทราบ
(6) หากเป็นโครงการที่มีประเด็นนโยบายที่สำคัญให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณา โดยผ่านคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
4.ในกรณีที่เป็นโครงการที่ไม่ได้บรรจุอยู่ในแผนแม่บทตามข้อ 1 หรือเป็นโครงการเร่งด่วน เห็นควรให้ ปตท. นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อบรรจุไว้ในแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของการปิโตรเลียมแห่งประเทศ ไทย ต่อไป
5.ให้ ปตท. ได้รับการสนับสนุนจากกรมทางหลวงในการใช้เขตทางหลวง เพื่อวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติสำหรับโครงการก่อสร้างท่อที่มีความจำเป็นเร่ง ด่วน คือ โครงการราชบุรี-วังน้อย และโครงการเอราวัณ (ERP2)-ราชบุรี ช่วงสมุทรสงคราม-ราชบุรี เพื่อให้โครงการดังกล่าวแล้วเสร็จทันตามเป้าหมายในการสนองความต้องการใช้ ก๊าซธรรมชาติของประเทศ
เรื่องที่ 3 ข้อเสนอปรับปรุงอัตราการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2536 อนุมัติให้เพิ่มอัตราสำรองของน้ำมันเบนซิน น้ำมันก๊าด น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตาในส่วนที่นำเข้าจากต่างประเทศจากร้อยละ 5 เป็นร้อยละ 10 ของปริมาณน้ำมันที่นำเข้า โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2540 เป็นต้นไป ทั้งนี้เพื่อให้สอดคล้องกับน้ำมัน ที่กลั่นในประเทศซึ่งต้องสำรองในรูปน้ำมันดิบร้อยละ 5 และน้ำมันสำเร็จรูปร้อยละ 5 รวมเป็นร้อยละ 10 ซึ่งกระทรวงพาณิชย์ได้ออกประกาศกระทรวงพาณิชย์ ฉบับที่ 1 (พ.ศ.2536) เรื่อง กำหนดชนิดและอัตราของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้องสำรอง ลงวันที่ 2 กันยายน 2536 เพื่อให้เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าวแล้ว
2. ต่อมาในการประชุมคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2539 ได้มีการพิจารณาข้อเสนอของกระทรวงพาณิชย์ที่ให้ทบทวนมติคณะรัฐมนตรีในเรื่อง อัตราการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งกำหนดให้เพิ่มปริมาณสำรองน้ำมันสำเร็จรูปที่นำเข้าจากอัตราร้อยละ 5 เป็นร้อยละ 10 ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2540 โดยกระทรวงพาณิชย์เห็นควรให้คงการสำรองน้ำมันสำเร็จรูปที่นำเข้าในอัตราร้อย ละ 5 ต่อไป คณะรัฐมนตรีพิจารณาแล้วมีมติให้กระทรวงพาณิชย์ กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงการคลัง และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) รับไปพิจารณาและนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
3. เหตุผลในการขอทบทวนมติคณะรัฐมนตรีใหม่ เนื่องจากกระทรวงพาณิชย์เห็นว่าการเพิ่มอัตราสำรองดังกล่าวจะส่งผลกระทบทั้ง ด้านเศรษฐกิจและนโยบายการค้าของรัฐ ดังนี้
3.1 ผลกระทบด้านเศรษฐกิจและการลงทุน เนื่องจากผู้ค้าน้ำมันต้องมีภาระต้นทุนในการเก็บรักษาและจัดสร้างถังเก็บ น้ำมันที่ต้องสำรองเพิ่มสูงขึ้น ซึ่งในที่สุดภาระดังกล่าวจะถูกผลักไปยังประชาชนผู้บริโภค และทำให้สินค้ามีราคาเพิ่มสูงขึ้น ทั้งนี้ เนื่องจากน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นปัจจัยหลักที่ใช้ในกิจการอุตสาหกรรม พาณิชยกรรม และเกษตรกรรม รวมทั้งการขนส่ง นอกจากนี้ จากการประมาณการการใช้ และการผลิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็วภายในประเทศปี พ.ศ. 2540 กระทรวงพาณิชย์คาดว่า ประเทศไทยยังมีความจำเป็นต้องนำเข้าน้ำมันประมาณ 4,804 ล้านลิตร และแนวโน้มการนำเข้าในปี พ.ศ. 2541-2545 จะมีปริมาณรวมถึง 72,362 ล้านลิตร ดังนั้น ภาระต้นทุนสำรองของผู้ค้าน้ำมันจึงสูงขึ้น โดยเฉลี่ย 47 สตางค์/ลิตร คิดเป็นเงินทุนตั้งแต่ปี 2541-2545 ประมาณ 34,010 ล้านบาท ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจโดยรวม
3.2 ผลกระทบต่อนโยบายการค้าของรัฐ การกำหนดอัตราสำรองการนำเข้าเพิ่มขึ้นย่อมทำให้เกิดความไม่เป็นธรรม เนื่องจากผู้ค้าน้ำมันรายย่อยจะต้องนำเข้าทั้งหมดและจะเสียเปรียบในเชิงการ แข่งขันด้านการตลาด เนื่องจากจะมีต้นทุนสูงจากภาษีอากรขาเข้าและรับภาระในการสำรองที่เพิ่มขึ้น แต่ผู้ค้าน้ำมันรายใหญ่สามารถเก็บน้ำมันสำรองในโรงกลั่นได้ โดยยังไม่เสียภาษีสรรพสามิตและอากรขาเข้า จึงอาจทำให้ผู้ค้าน้ำมัน รายย่อยไม่สามารถดำเนินกิจการค้าน้ำมันต่อไปได้และต้องเลิกกิจการไป ซึ่งมีผลทำให้กลุ่มผู้ค้าน้ำมันที่เหลือสามารถร่วมกันกำหนดราคาน้ำมันเชื้อ เพลิงได้
นอกจากนี้ กระทรวงพาณิชย์เห็นว่า อัตราสำรองควรอยู่ในระดับร้อยละ 5 เท่านั้น เนื่องจากแต่เดิม ได้มีการกำหนดอัตราสำรองไว้เพียงร้อยละ 3 และได้มีการเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 5 เพราะสถานการณ์ การสู้รบระหว่างคูเวตกับอิรัค ประกอบกับปัจจุบันประเทศไทยสามารถจัดหาน้ำมันสำเร็จรูปจากประเทศสิงคโปร์ มาเลเซีย ได้ในเวลา 1-3 วัน และบรูไน 7 วัน
4. สพช. ได้พิจารณาความเห็นและข้อเสนอของกระทรวงพาณิชย์แล้ว มีความเห็น ดังนี้
4.1 ความเท่าเทียมกันในการแข่งขันทำการค้า ตามที่คณะรัฐมนตรีกำหนดให้เพิ่มปริมาณสำรองน้ำมันสำเร็จรูปที่นำเข้าจาก อัตราร้อยละ 5 เป็นร้อยละ 10 มีจุดมุ่งหมายที่จะแก้ไขปัญหาความเสียเปรียบของผู้กลั่นน้ำมันในประเทศต่อ ผู้นำเข้า เพื่อให้สามารถแข่งขันกันจำหน่ายน้ำมันบนพื้นฐานที่เท่าเทียมกันในระบบราคา น้ำมันลอยตัว เพราะน้ำมันที่ผลิตในประเทศต้องสำรองในอัตราร้อยละ 10 ในขณะที่น้ำมันที่นำเข้าสำรองในอัตราเพียงร้อยละ 5 ทำให้น้ำมันที่ผลิตในประเทศมีต้นทุนการสำรองสูงกว่าน้ำมันที่นำเข้า 5 สตางค์/ลิตร ซึ่งในเรื่องนี้ผู้นำเข้าได้ทราบถึงการเพิ่มอัตราสำรองล่วงหน้ามา 3 ปีแล้ว จากประกาศกระทรวงพาณิชย์ ฉบับที่ 1 (พ.ศ.2536) เรื่อง กำหนดชนิดและอัตราของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้องสำรอง ลงวันที่ 2 กันยายน 2536 แต่สาเหตุที่ให้เริ่มบังคับใช้การเพิ่มสำรองในส่วนผู้นำเข้าในปี 2540 ก็เพื่อลดผลกระทบต่อผู้นำเข้า โดยให้มีเวลาเตรียมการในการจัดหาและก่อสร้างสถานที่จัดเก็บน้ำมันสำรองเพิ่ม ขึ้น และเพื่อให้โรงกลั่นน้ำมันของเชลล์และคาลเท็กซ์ ก่อสร้างเสร็จ ซึ่งจะทำให้ประเทศไทยมีการนำเข้าน้ำมันสำเร็จรูปน้อยมาก
4.2 ความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ การที่รัฐกำหนดให้มีการสำรองน้ำมันดิบร้อยละ 5 และน้ำมันสำเร็จรูปร้อยละ 5 ไม่ว่าจะเป็นน้ำมันที่ผลิตในประเทศหรือนำเข้า ก็เพื่อที่จะให้มีการสำรองโดยรวมร้อยละ 10 ซึ่งเพียงพอใช้ได้ในระดับความต้องการปกติ 36 วัน และเตรียมไว้เป็นมาตรการป้องกันการขาดแคลนน้ำมัน หากประเทศไทยไม่สามารถนำเข้าน้ำมันจากต่างประเทศได้ ซึ่งเมื่อเปรียบเทียบกับประเทศอุตสาหกรรมที่ไม่มีแหล่งน้ำมันดิบในประเทศ จะมีระดับการสำรองประมาณ 90 วัน จึงนับว่า การสำรองน้ำมันของไทยซึ่งไม่มีแหล่งพลังงานภายในประเทศยังอยู่ในระดับต่ำ ดังนั้น แม้ประเทศไทยจะยังไม่สามารถมีปริมาณน้ำมันสำรองในระดับดังกล่าวได้ แต่ก็ควรคงระดับการสำรองในปัจจุบันไว้ก่อน โดยไม่ควรมีการปรับอัตราสำรองให้ลดลง
ส่วนการจัดหาน้ำมันจากประเทศเพื่อนบ้านใกล้เคียงโดยสามารถนำเข้าได้ใน ระยะเวลาอันสั้น ไม่ใช่เหตุผลที่จะทำให้ประเทศไทยลดสำรองลงได้ เพราะการจัดซื้อดังกล่าวไม่ใช่หลักประกันว่าหากเกิดวิกฤตการณ์น้ำมันขาดแคลน ขึ้น ประเทศดังกล่าวจะยังคงจำหน่ายน้ำมันให้กับประเทศไทยตามปกติ และในสภาพการณ์เช่นนั้น หากประเทศไทยจะหันไปเพิ่มปริมาณน้ำมันสำรองของตนเองก็คงไม่ทันการณ์ เพราะจะจัดซื้อน้ำมันจากต่างประเทศได้ยากมาก
4.3 ผลกระทบต่อราคาสินค้า การเพิ่มอัตราสำรองของน้ำมันดังกล่าวจะไม่มีผลกระทบต่อราคาสินค้า เนื่องจากผู้นำเข้าจะไม่สามารถขึ้นราคาจำหน่ายน้ำมันที่นำเข้า เพราะจะต้องแข่งขันราคาจำหน่ายกับผู้จำหน่ายน้ำมันที่ผลิตในประเทศ ซึ่งสำรองน้ำมันในอัตราร้อยละ 10 อยู่แล้วในปัจจุบัน และปริมาณน้ำมันที่นำเข้าในปี 2540 คาดว่าจะมีสัดส่วนน้อยมากเมื่อเทียบกับน้ำมันที่ผลิตในประเทศ และการที่ผู้นำเข้าไม่สามารถขึ้นราคาน้ำมันนั้น ไม่ได้ก่อให้เกิดความไม่เป็นธรรมแก่ผู้นำเข้า เพราะเป็นการลดผลกำไรของผู้นำเข้าส่วนที่สูงกว่าผู้ผลิตในประเทศ เนื่องจากมีภาระการสำรองน้ำมันต่ำกว่าลงมาเท่ากับผู้ผลิตในประเทศเท่านั้น จึงไม่น่าเป็นห่วงว่าจะทำให้ผู้นำเข้าไม่สามารถดำเนินการค้าได้จนต้องเลิก กิจการ
4.4 ต้นทุนการสำรองเพิ่มจากร้อยละ 5 เป็นร้อยละ 10 ต้นทุนการเพิ่มอัตราสำรองของน้ำมันนำเข้าจะต่ำกว่าที่กระทรวงพาณิชย์ประมาณ การไว้ โดยต้นทุนสำรองน้ำมันในส่วนที่นำเข้าเพิ่มขึ้นจะอยู่ในระดับประมาณ 7 ถึง 11 สตางค์/ลิตร ประกอบด้วยต้นทุนค่าน้ำมันและค่าจัดหาสถานที่เก็บน้ำมันสำรอง ทั้งนี้ขึ้นอยู่กับค่าจัดหาสถานที่เก็บน้ำมันสำรองเพิ่มเติม และหากพิจารณาจากปริมาณความต้องการใช้น้ำมันในประเทศ ในปี 2540 เปรียบเทียบกับปริมาณการผลิตในประเทศจะเห็นได้ว่าน้ำมันเบนซินจะมีปริมาณส่ง ออกสุทธิประมาณ 3,000 ล้านลิตร และน้ำมันดีเซลจะมีปริมาณนำเข้าเล็กน้อยประมาณ 400 ล้านลิตร ส่วนน้ำมันเตาจะมีปริมาณนำเข้าสุทธิประมาณ 2,800 ล้านลิตร
นอกจากนี้ เพื่อให้ได้ข้อมูลที่ชัดเจนยิ่งขึ้น สพช. ได้หารือเรื่องนี้ในที่ประชุมผู้ค้าน้ำมัน ตามมาตรา 6 เมื่อวันที่ 9 ตุลาคม 2539 ผลปรากฏว่า ผู้ค้าน้ำมันที่เคยจัดหาโดยการนำเข้ามีแนวโน้มที่จะเปลี่ยนมาจัดซื้อใน ประเทศ ถ้าราคาจำหน่ายของผู้ผลิตในประเทศจูงใจให้ซื้อ และผู้ผลิตในประเทศเลือกที่จะปรับราคาจำหน่ายให้สามารถจำหน่ายให้กับผู้นำ เข้ามากกว่าที่จะเลือกการส่งออกหรือลดการผลิต ดังนั้นในปี 2540 จึงเป็นช่วงเวลาปรับตัวของตลาดทั้งด้านผู้ผลิตและผู้นำเข้าไปสู่การลดการนำ เข้า และคาดว่าการนำเข้าในปี 2540 น่าจะลดลงมากเมื่อเปรียบเทียบกับปีก่อนๆ
4.5 สพช. จึงเห็นว่าควรปฏิบัติให้เป็นไปตามประกาศกระทรวงพาณิชย์ในข้อ 1 แต่อย่างไรก็ตามหลักการสำคัญของเรื่องนี้อยู่ที่ความเท่าเทียมกันในการแข่ง ขันทำการค้าระหว่างผู้ผลิตในประเทศกับผู้นำเข้า การเพิ่มอัตราสำรองของผู้นำเข้าเป็นร้อยละ 10 เป็นเพียงทางหนึ่งในการปรับภาระการสำรองของผู้ผลิตในประเทศและผู้นำเข้าให้ เท่าเทียมกัน ดังนั้น หากเห็นว่าแนวทางนี้ไม่เหมาะสมก็อาจดำเนินการโดยแนวทางอื่นได้ ซึ่งอาจดำเนินการได้ 2 แนวทาง กล่าวคือ
(1) ลดปริมาณสำรองของผู้ผลิตในประเทศจากอัตราร้อยละ 10 เป็นร้อยละ5 แต่แนวทางนี้จะกระทบต่อความมั่นคงของประเทศได้
(2) ลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับน้ำมันสำเร็จรูปที่ผลิตในประเทศลงโดยเฉลี่ย 5 สตางค์/ลิตร ซึ่งเป็นแนวทางที่น่าจะเหมาะสมที่สุด
5. สพช. ได้จัดให้มีการประชุมร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ซึ่งประกอบด้วย กระทรวงพาณิชย์ (กรมทะเบียนการค้า) กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงการคลัง (กรมสรรพสามิต) และการปิโตรเลียม แห่งประเทศไทย เมื่อวันที่ 15 ตุลาคม 2539 ซึ่งผลการประชุมสรุปได้ ดังนี้
5.1 ผู้แทนของทุกหน่วยงานเห็นด้วยกับข้อเสนอของ สพช. ที่ควรปฏิบัติต่อผู้ค้าน้ำมันทั้ง ผู้ผลิตในประเทศและผู้นำเข้าให้เท่าเทียมกัน
5.2 การเพิ่มอัตราสำรองน้ำมันของผู้นำเข้าอีกร้อยละ 5 จะมีผลทำให้ต้นทุนของผู้นำเข้า เพิ่มขึ้นอีกประมาณ7-11 สตางค์/ลิตร ทั้งนี้ขึ้นอยู่กับต้นทุนในการจัดหาน้ำมันและถังเก็บน้ำมันที่เพิ่มขึ้น ซึ่งในข้อนี้ ปตท. ได้เสนอให้ใช้ต้นทุนที่เพิ่มขึ้นโดยเฉลี่ยประมาณ 10 สตางค์/ลิตร
5.3 ปริมาณการผลิตน้ำมันเบนซินภายในประเทศในปี 2540 จะอยู่ในระดับ 10,564 ล้านลิตรต่อปี ซึ่งเพียงพอต่อความต้องการใช้ภายในประเทศ และจะมีส่วนเหลือที่ต้องส่งออกอีก 2,950 ล้านลิตรต่อปี จึงไม่น่า จะมีการนำเข้าจากต่างประเทศ ยกเว้นในกรณีการนำเข้าทางคลังภาคใต้ โดยเฉพาะที่จังหวัดภูเก็ต อาจจะมีการนำเข้าจากสิงคโปร์ที่ใกล้กว่าแทนการซื้อจากโรงกลั่นภายในประเทศ ได้ ส่วนน้ำมันดีเซลนั้น โดยภาพรวมน่าจะ มีการนำเข้าจากต่างประเทศเพียงเล็กน้อย แต่ยังไม่ชัดเจนว่าในปี 2540 ปริมาณการนำเข้าจะลดลงเพียงใดและ ใช้เวลารวดเร็วแค่ไหน และในส่วนของน้ำมันเตามีความชัดเจนว่าโรงกลั่นภายในประเทศยังไม่สามารถผลิต ได้เพียงพอต่อความต้องการใช้ ดังนั้น ยังคงต้องนำเข้าอีกประมาณ 2,818 ล้านลิตรในปี 2540
5.4 ที่ประชุมได้สรุปข้อเสนอเรื่อง อัตราการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงร่วมกันเพื่อนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ดังนี้
(1) การสำรองน้ำมันดีเซล เนื่องจากในขณะนี้ยังไม่ชัดเจนว่าในปี 2540 เป็นต้นไป ปริมาณการนำเข้าน้ำมันดีเซลจะลดลงหรือไม่เพียงใด ดังนั้น จึงไม่สมควรพิจารณาเพิ่มอัตราสำรองของผู้นำเข้าในระยะนี้ แต่ควรเลื่อนกำหนดเวลาบังคับใช้อัตราสำรองร้อยละ 10 ไปอีก 2 ปี โดยให้มีผลบังคับใช้วันที่1 มกราคม 2542 ทั้งนี้ หากปรากฏข้อเท็จจริงว่าในช่วงเวลาที่เลื่อนไปดังกล่าว การนำเข้าน้ำมันดีเซลลดลงมาก หรือ ไม่มีการนำเข้าเลย ให้ สพช. พิจารณานำเสนอเลื่อนเวลาบังคับใช้ให้เร็วขึ้นได้
(2) การสำรองน้ำมันเตา เนื่องจากในปี 2540 เป็นต้นไป ยังคงต้องนำเข้าน้ำมันเตา โดยตลอด เพราะโรงกลั่นภายในประเทศไม่สามารถผลิตได้เพียงพอกับความต้องการใช้ ดังนั้น จึงเห็นควรเสนอ ให้เลื่อนเวลาเพิ่มอัตราสำรองเป็นร้อยละ 10 โดยใช้หลักการเดียวกันกับน้ำมันดีเซล
(3) การสำรองน้ำมันเบนซินและน้ำมันอื่นๆ เห็นควรให้เพิ่มอัตราสำรองของผู้นำเข้าเป็นอัตราร้อยละ 10 ตามระยะเวลาที่กำหนดไว้ในประกาศกระทรวงพาณิชย์ ทั้งนี้ เนื่องจากน้ำมันดังกล่าว จะไม่มีการนำเข้ามาก หรือเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงที่จำเป็นต้องสำรองไว้เพื่อใช้ในราชการทหารโดย เฉพาะ
(4) ในระหว่างที่เลื่อนการบังคับใช้อัตราสำรองน้ำมันดีเซล และน้ำมันเตาของผู้นำเข้าเป็นร้อยละ 10 นี้ จะทำให้โรงกลั่นในประเทศมีความเสียเปรียบผู้นำเข้าในเรื่องอัตราสำรองที่แตก ต่างกันอยู่ร้อยละ 5 คิดเป็นต้นทุนเท่ากับ 5 สตางค์/ลิตร จึงเห็นควรแก้ไขข้อเสียเปรียบนี้เพื่อให้เกิดความเท่าเทียมกัน โดยลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาที่ ผลิตในประเทศ ตามสัดส่วนของราคา ณ โรงกลั่น คือ 6 และ 3 สตางค์/ลิตร ตามลำดับ ซึ่งจะลดภาระเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของโรงกลั่นน้ำมันในประเทศได้เท่ากับ 5 สตางค์/ลิตร โดยเฉลี่ย ทั้งนี้ โดยมอบหมายให้คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานดำเนินการออกประกาศลดอัตราเงิน เรียกเก็บเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงดังกล่าวต่อไป
(5) เห็นควรให้มีการศึกษาถึงระดับการสำรองของประเทศที่เหมาะสมในระยะยาว เพื่อเพิ่มความมั่นคงของประเทศด้านพลังงาน และศึกษาความเหมาะสมของการให้รัฐเป็นผู้ดำเนินการจัดเก็บน้ำมันสำรองเองอีก ส่วนหนึ่ง ดังที่มีการปฏิบัติในหลายประเทศซึ่งจะไม่มีผลกระทบต่อราคาน้ำมันและราคา สินค้า ซึ่งในเรื่องนี้ สพช. ขอรับไปดำเนินการศึกษาในรายละเอียดร่วมกับ ปตท. และนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1.ให้เลื่อนกำหนดเวลาบังคับใช้การสำรองน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาของผู้นำ เข้าในอัตราร้อยละ 10 ไปอีก 2 ปี โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2542 ทั้งนี้ หากปรากฏข้อเท็จจริงว่าในช่วงเวลาที่เลื่อนไปดังกล่าว การนำเข้าน้ำมันดีเซลหรือน้ำมันเตาลดลงมากหรือไม่มีการนำเข้าเลย ให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) พิจารณานำเสนอเลื่อนเวลาบังคับใช้ให้เร็วขึ้น
2.ให้เพิ่มอัตราสำรองน้ำมันเบนซินและน้ำมันอื่นๆ ของผู้นำเข้าเป็นอัตราร้อยละ 10 ตามระยะเวลาที่กำหนดไว้ในประกาศกระทรวงพาณิชย์ โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2540
3.ในระหว่างที่เลื่อนการบังคับใช้อัตราสำรองน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาของ ผู้นำเข้าเป็นร้อยละ 10 ให้คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานดำเนินการออกประกาศลดอัตราเงินเรียกเก็บ เข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาที่ผลิตในประเทศลงใน อัตรา 6 สตางค์/ลิตร และ 3 สตางค์/ลิตร ตามลำดับ
4.ให้มีการศึกษาถึงระดับการสำรองของประเทศที่เหมาะสมในระยะยาว เพื่อเพิ่มความมั่นคงของประเทศด้านพลังงาน และศึกษาความเหมาะสมของการให้รัฐเป็นผู้ดำเนินการจัดเก็บน้ำมันสำรองเองอีก ส่วนหนึ่ง ดังที่มีการปฏิบัติในหลายประเทศซึ่งจะไม่มีผลกระทบต่อราคาน้ำมันและราคา สินค้า โดยให้ สพช. รับไปดำเนินการศึกษาในรายละเอียดร่วมกับ ปตท. และนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 4 การประกวดราคาน้ำมันเตาของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมครั้งที่ 5/2539 (ครั้งที่ 59) เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2539 ได้พิจารณาเรื่อง การประกวดราคาน้ำมันเตาของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย โดยได้พิจารณาข้อเสนอของกรรมาธิการการพลังงาน สภาผู้แทนราษฎร (นายสุชน ชามพูนท) และมีมติมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รับไปดำเนินการหาข้อสรุปในเรื่อง เงื่อนไขในการประกวดราคาซื้อขายน้ำมันเตาในส่วนร้อยละ 20 และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมครั้งต่อไป
2. สพช. ร่วมกับ ปตท. และ กฟผ. ได้พิจารณาข้อเสนอของกรรมาธิการการพลังงาน สภาผู้แทนราษฎร (นายสุชน ชามพูนท) แล้ว เห็นควรแก้ไขปรับปรุงเงื่อนไขและคุณสมบัติของผู้เข้าประกวดราคาสำหรับปริมาณ การซื้อขายในระดับร้อยละ 20 ของความต้องการใช้น้ำมันเตาทั้งหมดในแต่ละปีของ กฟผ. เป็นดังนี้
2.1 เห็นควรนำปริมาณร้อยละ 50 ของน้ำมันเตาที่จะใช้กับโรงไฟฟ้าแห่งใหม่ที่จังหวัดราชบุรีและกระบี่ มาจัดซื้อโดยการประกวดราคา โดยอีกร้อยละ 50 ที่เหลือให้ซื้อจาก ปตท. ส่วนปริมาณการซื้อขายเดิมได้แก่ ร้อยละ 20 ของความต้องการใช้น้ำมันเตาในโรงไฟฟ้าแห่งอื่นๆ ของ กฟผ. เห็นควรให้คงไว้ตามเดิมเนื่องจากถ้าเปลี่ยนแปลงจะมีผลกระทบคือ ต้องมีการแก้ไขสัญญาระหว่าง กฟผ. กับ ปตท. ในส่วนร้อยละ 80 ซึ่งจัดทำไว้เรียบร้อยแล้ว และยังไม่หมดอายุสัญญา (จะหมดอายุสัญญา 30 กันยายน 2544)
2.2 เห็นควรเปลี่ยนแปลงระยะเวลาการรับซื้อน้ำมันเตาโดยการประกวดราคา โดยในส่วนของร้อยละ 20 จากเดิม 3 ปี (ปีงบประมาณ 2540-2542) เป็น 4 ปี (ปีงบประมาณ 2541-2544) ซึ่งจะสิ้นสุดพร้อมกับสัญญาซื้อขายน้ำมันเตาระหว่าง กฟผ. กับ ปตท. ในส่วนร้อยละ 80 แต่ในส่วนเพิ่มเติมร้อยละ 50 ของโรงไฟฟ้าราชบุรีและกระบี่ให้กำหนดระยะเวลารับซื้อตามที่ กฟผ. เห็นว่าเหมาะสม
2.3 สำหรับคุณสมบัติของผู้เข้าประกวดราคา เห็นควรแก้ไขตามข้อเสนอของกรรมาธิการฯ บางส่วนเป็นดังนี้
(1) ต้องเป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 6 แห่งพระราชบัญญัติน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2521 และมีทุนเรือนหุ้นไม่น้อยกว่า 1,000 ล้านบาท
(2) มีเครดิตไลน์จากธนาคารและสถาบันการเงินรวมกันแล้วไม่น้อยกว่า 500 ล้านบาท
(3) ต้องเป็นผู้มีประสบการณ์ในการค้าน้ำมันเตามาแล้วไม่น้อยกว่า 200 ล้านลิตร โดยถือตามปริมาณที่ปรากฏในรายงานผลการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งผู้เข้าประกวดราคาได้นำส่งไว้กับกรมทะเบียนการค้า กระทรวงพาณิชย์ ตามพระราชบัญญัติน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2521
2.4 การแก้ไขคุณสมบัติของผู้ประกวดราคาได้ตัดข้อเสนอของกรรมาธิการฯ ในส่วนที่ให้เพิ่มเติม คุณสมบัติของผู้เข้าประกวดราคาต้องเป็นบริษัทไทยและเป็นบริษัทมหาชนที่จด ทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ เนื่องจากเห็นว่าคุณสมบัติดังกล่าวไม่เกี่ยวข้องกับความสามารถในการค้า น้ำมันเตา และจะทำให้มีผู้เข้าประกวดราคาได้น้อยรายจนไม่ก่อให้เกิดการแข่งขันกันอย่าง เพียงพอ และขัดกับเจตนารมณ์ของ WTO (World Trade Organization) นอกจากนั้น ได้ตัดคำว่าเงินทุนหมุนเวียนออก คงเหลือแต่เครดิตไลน์ เพราะเห็นว่าคำว่าเงินทุนหมุนเวียนเป็นเพียงตัวเลขทางบัญชี และเครดิตไลน์ในระดับ 500 ล้านบาท น่าจะเพียงพอแล้วจึงไม่ควรเพิ่มเป็น 1,000 ล้านบาท
2.5 เงื่อนไขและคุณสมบัติของผู้เข้าประกวดราคาตามที่กำหนด เมื่อเปรียบเทียบกับเงื่อนไขและคุณสมบัติตามที่กำหนดไว้โดยมติคณะรัฐมนตรีใน ปัจจุบันและที่กรรมาธิการฯ เสนอมีความแตกต่างกัน ดังนี้
ปริมาณน้ำมันเตาที่จะจัดซื้อโดยประกวดราคา
เงื่อนไข | ปริมาณ |
1. ตามมติ ครม. ในปัจจุบัน | |
ปริมาณร้อยละ 20 ของความต้องการใช้น้ำมันเตาของ กฟผ. ในปี 2540-2542 รวม 3 ปี |
3,908 ล้านลิตร |
2. ตามข้อเสนอของกรรมาธิการฯ | |
ปริมาณร้อยละ 30 ของความต้องการใช้น้ำมันเตาทั้งหมด ของ กฟผ. ในปี 2540-2544 รวม 5 ปี |
7,804 ล้านลิตร |
3. ตามผลการประชุมหารือระหว่าง ปตท. กฟผ. และ สพช. | |
- ปริมาณร้อยละ 20 ของความต้องการใช้น้ำมันเตาทั้งหมดของ กฟผ. ในปี 2541-2544 รวม 4 ปี |
2,760 |
- ปริมาณร้อยละ 50 ของความต้องการใช้น้ำมันเตาทั้งหมด ของโรงไฟฟ้าราชบุรี และโรงไฟฟ้ากระบี่ ตามระยะเวลาที่ กฟผ. เห็นว่าเหมาะสม |
1,830** |
หมายเหตุ
* ตัวเลขดังกล่าวอาจจะมีการเปลี่ยนแปลงเนื่องจากพิจารณาจาก PDP 95-01 ซึ่งขณะนี้ กฟผ. กำลังอยู่ระหว่างการปรับปรุงเป็น PDP 96-01
** ตัวอย่างกรณีที่ กฟผ. ทำสัญญา 3 ปี (ปีงบประมาณ 2542-2544)
มติของที่ประชุม
-เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จัดซื้อน้ำมันเตาโดยการประกวดราคาในปริมาณร้อยละ 50 ของน้ำมันเตาที่จะใช้กับโรงไฟฟ้าแห่งใหม่ที่จังหวัดราชบุรีและกระบี่ และอีกร้อยละ 50 ที่เหลือให้ซื้อจาก ปตท. ส่วนปริมาณการซื้อขายเดิมในอัตราร้อยละ 20 ของความต้องการใช้น้ำมันเตาในโรงไฟฟ้าแห่งอื่นๆ ของ กฟผ. เห็นควรให้คงไว้ตามเดิม เนื่องจากถ้าเปลี่ยนแปลงจะมีผลกระทบคือ ต้องมีการแก้ไขสัญญาระหว่าง กฟผ. กับ ปตท. ในส่วนร้อยละ 80 ซึ่งจัดทำไว้เรียบร้อยแล้ว และยังไม่หมดอายุสัญญา โดยจะหมดอายุสัญญาในวันที่ 30 กันยายน 2544
-เห็นชอบให้เปลี่ยนแปลงระยะเวลาการรับซื้อน้ำมันเตาโดยการประกวดราคา โดยในส่วนร้อยละ 20 จากเดิม 3 ปี (ปีงบประมาณ 2540-2542) เป็น 4 ปี (ปีงบประมาณ 2541-2544) ซึ่งจะสิ้นสุดพร้อมกับสัญญาซื้อขายน้ำมันเตาระหว่าง กฟผ. กับ ปตท. ในส่วนร้อยละ 80 แต่ในส่วนเพิ่มเติมร้อยละ 50 ของโรงไฟฟ้าราชบุรีและกระบี่ให้กำหนดระยะเวลารับซื้อตามที่ กฟผ. เห็นว่าเหมาะสม
-เห็นชอบให้กำหนดคุณสมบัติของผู้มีสิทธิเข้าประกวดราคา ดังนี้
(1) ต้องเป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 6 แห่งพระราชบัญญัติน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2521 และ มีทุนเรือนหุ้นไม่น้อยกว่า 1,000 ล้านบาท
(2) มีเครดิตไลน์จากธนาคารและสถาบันการเงินรวมกันแล้วไม่น้อยกว่า 500 ล้านบาท
(3) ต้องเป็นผู้มีประสบการณ์ในการค้าน้ำมันเตามาแล้วไม่น้อยกว่า 200 ล้านลิตร โดยถือตามปริมาณที่ปรากฏในรายงานผลการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งผู้เข้าประกวดราคาได้นำส่งไว้กับกรมทะเบียนการค้า กระทรวงพาณิชย์ ตามพระราชบัญญัติน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2521
เรื่องที่ 5 แนวทางในการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุมคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 3 กันยายน 2539 ได้รับทราบผลการประชุมเชิงปฏิบัติการเพื่อแก้ไขปัญหาการส่งออก ตามที่สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ เป็นผู้เสนอ ซึ่งในส่วนของแนวทางการลดต้นทุนการผลิตในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ได้มีมติให้ผู้บริหารระดับสูงจากภาคเอกชนหารือกับสำนักงานคณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติ (สพช.) เรื่องค่าไฟฟ้าและการยกเว้นระบบ TOD สำหรับโรงงานที่ต้องการทำงาน 24 ชั่วโมง ต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 10 กันยายน 2539 เห็นชอบตามที่กระทรวงการคลังเสนอ ในเรื่องการแก้ไขปัญหาของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี โดยมอบหมายให้ สพช. รับไปพิจารณาในประเด็นต่อไปนี้
1.1 การยกเลิกการเก็บ Demand Charge สำหรับอุตสาหกรรมทุกประเภทที่จำเป็นต้องทำการผลิตตลอด 24 ชั่วโมง
1.2 การศึกษาความเป็นไปได้ในการเพิ่มประเภทผู้ใช้ไฟฟ้า โดยให้มีประเภทอุตสาหกรรม ขนาดใหญ่ที่ใช้ไฟฟ้ามากกว่าประเภทที่กำหนดอยู่ในปัจจุบันและกำหนดให้มีอัตรา ค่ากระแสไฟฟ้าลดลงอีก
2. บริษัท เอ็น.ที.เอส.สตีลกรุ๊ป จำกัด และบริษัทสยามสติลซินดิเกต จำกัด ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายปิยะณัฐ วัชราภรณ์) ขอให้ทบทวนและปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้า โดยขอให้ยกเลิกหรือลดอัตราค่าความต้องการไฟฟ้าในช่วงเวลาที่ความต้องการ ไฟฟ้าสูงสุด หรือช่วงเวลา 18.30 น. ถึง 21.30 น. เนื่องจากปัจจุบันความต้องการไฟฟ้าสูงสุด ของระบบเปลี่ยนแปลงไปอยู่ในช่วง 13.30 ถึง 16.30 น. ทั้งนี้ เพื่อให้อุตสาหกรรมบางชนิดที่จำเป็น จะต้องผลิตอย่างต่อเนื่องสามารถรับภาระค่ากระแสไฟฟ้าได้
3. สพช. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้ร่วมหารือกับสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย เมื่อวันที่ 3 ตุลาคม2539 สามารถสรุปประเด็นปัญหาและแนวทางในการทบทวนและปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้า ดังนี้
3.1 การขอลด Demand Charge ในช่วง Peak
3.1.1 ที่ประชุมยอมรับว่ายังมีความจำเป็นที่จะต้องมีอัตราค่าไฟฟ้าในลักษณะ TOD เพื่อส่งเสริมให้มีการใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพต่อไป แต่ทั้งนี้ควรปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าให้มีความสอดคล้องกับ Load Curve ที่เปลี่ยนแปลงไป นอกจากนี้ การคิดค่าไฟฟ้าสูงในช่วง Peak โดยผ่าน Demand Charge เพียงอย่างเดียว หากผู้ใช้ไฟฟ้าปฏิบัติการควบคุมการใช้ไฟฟ้าในช่วง Peak ผิดพลาดเกิน 15 นาที จะเพิ่มภาระค่าไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟเป็นจำนวนมาก จึงควรมีการพิจารณาหาทางแก้ไขปัญหาดังกล่าว
3.1.2 แนวทางการแก้ไข ควรปรับปรุงโครงสร้าง TOD Rate ในปัจจุบัน ดังนี้
(1) ควรกำหนดช่วงเวลาให้สอดคล้องกับลักษณะการใช้ไฟฟ้า (Load Curve) ที่เปลี่ยนแปลงไป โดยการกำหนดให้ช่วงเวลา 22.00-9.00 น. และวันอาทิตย์ เป็นช่วง Off-Peak
(2) ลดหรือยกเลิกค่า Demand Charge ในช่วง Peak และกำหนดให้ Energy Charge หรือค่าพลังงานไฟฟ้าเปลี่ยนแปลงตามช่วงเวลามากขึ้น
โครงสร้างค่าไฟฟ้าใหม่นี้จะเรียกว่า Time of Use Rate (TOU) เพราะค่าไฟฟ้าแตกต่างกันตามช่วงเวลาของวัน และตามวันของสัปดาห์
3.2 การลดค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ใช้ไฟฟ้ามาก จะสามารถพิจารณาดำเนินการแยกประเภทผู้ใช้ไฟฟ้าตามระดับแรงดันไฟฟ้า (Voltage) ได้ เนื่องจากในการจำหน่ายไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าในระดับแรงดันสูง การไฟฟ้าสามารถประหยัดการลงทุนและสามารถลดการสูญเสียในระบบลงได้ โดยแนวทางแก้ไข ควรเพิ่มประเภทอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าในระดับแรงดันมากกว่าหรือเท่า กับ 115 เควี ซึ่งเดิมกำหนดให้มีอัตราสำหรับแรงดันสูงสุดคือ 69 เควีเท่านั้น
3.3 ค่า Ft มีความไม่ชัดเจนและเปลี่ยนแปลงบ่อย ซึ่งที่ประชุมมีความเห็นว่า ยังคงมีความจำเป็นที่ จะต้องมีค่า Ft ดัง กล่าว ซึ่งเป็นวิธีการเดียวกันกับที่หลายประเทศใช้อยู่ แต่ควรปรับปรุงให้มีความชัดเจน โปร่งใสและให้มีความผันผวนน้อยลงโดยมีแนวทางแก้ไขดังนี้
(1) กำหนดให้ค่า Ft มีความชัดเจนและโปร่งใสมากขึ้น โดยแยก ภาษีมูลค่าเพิ่ม ซึ่งปัจจุบันการไฟฟ้าได้บวกภาระสุทธิจากภาษีมูลค่าเพิ่มรวมอยู่ในค่า Ft จำนวน 7.32 สตางค์/หน่วย ออกจากโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า
(2) ปรับปรุงให้ค่า Ft มีการเปลี่ยนแปลงน้อยลง และมีระยะเวลาการเปลี่ยนแปลงที่แน่นอนมากขึ้น เพื่อทำให้ผู้ประกอบการสามารถวางแผนทางด้านการผลิตและการตลาดได้ง่ายขึ้น
4. สพช. ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 ได้พิจารณาผลการประชุมร่วมกับสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย และศึกษาลักษณะความต้องการไฟฟ้า (Load Curve) ที่เปลี่ยนแปลงไป รวมทั้งต้นทุนของระบบไฟฟ้าแล้ว ได้เสนอแนวทางในการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ดังนี้
4.1 กำหนดอัตราค่าไฟฟ้าประเภทที่แตกต่างกันตามช่วงเวลาของการใช้ (Time-of-Use : TOU) ให้เป็นอัตราเลือกสำหรับผู้ใช้ไฟประเภท TOD ในปัจจุบัน เพื่อให้โครงสร้างค่าไฟฟ้าสะท้อนต้นทุนและลักษณะการใช้ไฟฟ้า (Load Curve) ของระบบที่เปลี่ยนแปลงไป โดยอัตราTOU ใหม่ จะมีข้อแตกต่างจาก TOD เดิม ดังนี้
(1) TOU ใหม่ จะเพิ่มประเภทอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟในระดับแรงดัน 115 เควี ขึ้นไป ซึ่งจะเป็นอัตราค่าไฟฟ้าที่ลดลงจากระดับ 69 เควี เดิม
(2) TOU ใหม่ แบ่งเป็น 2 ช่วงเวลา คือ
Peak : 9.00 น.-22.00 น. วันจันทร์-เสาร์
Off-Peak : 22.00-9.00 น. วันจันทร์-เสาร์ และวันอาทิตย์ทั้งวัน
(3) TOU ใหม่ จะกำหนดให้ค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Charge) เปลี่ยนแปลง ตามระดับแรงดันและตามช่วงเวลา
(4) TOU ใหม่ จะกำหนดให้ค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) เป็นศูนย์ ในช่วง Off-Peak และค่าพลังไฟฟ้าในช่วง On-Peak จะลดลงจากระดับเดิม หรือกำหนดให้เท่ากับศูนย์
สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการเฉพาะอย่าง (โรงแรม) ในปัจจุบันไม่ได้ใช้ TOD Rate แต่มีอัตรา TOD Rate เป็นอัตราที่สามารถเลือกได้ ซึ่งเห็นควรให้ใช้อัตรา TOU Rate ใหม่ แทน TOD Rate เดิม
4.2 แยกภาษีมูลค่าเพิ่มออกจากค่าไฟฟ้าให้ชัดเจน เพื่อให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและสูตร การปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ Ft มีความชัดเจนและโปร่งใส
4.3 ปรับปรุงสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ ให้มีการเปลี่ยนแปลงน้อยลงเพื่อให้ ผู้ประกอบการ สามารถวางแผนการผลิตและการตลาดได้ง่ายขึ้น เช่น การกำหนดค่า Ft ให้เปลี่ยนแปลงทุก 4 เดือน
5. เพื่อให้โครงสร้างราคาขายส่งไฟฟ้าระหว่าง 3 การไฟฟ้า หรือ Bulk Supply Tariff : BST มีความสอดคล้องกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในระดับขายปลีกในข้อ 4 สพช. ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จึงเสนอแนวทางการปรับโครงสร้างราคาขายส่งไฟฟ้า BST จากเดิมที่เป็นอัตราคงที่ต่อหน่วย (Flat Rate) ให้มีการสะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริงคือ ให้มีลักษณะแตกต่างกันตามช่วงเวลาของการใช้ TOU แต่ทั้งนี้จะยังคงรักษาระดับราคาขายส่งเฉลี่ยในระดับเดิม กล่าวคือ ราคาขายส่งเฉลี่ยที่ กฟผ. จำหน่ายให้ กฟน. และ กฟภ. มีอัตราเฉลี่ยคงเดิม คือ เท่ากับ 1.4865 บาท/หน่วย และ 1.0910 บาท/หน่วย ตามลำดับ โดยมีแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาขายส่งไฟฟ้าระหว่าง 3 การไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้
5.1 BST จะแตกต่างกันตามระดับแรงดัน 230 เควี 115 เควี 69 เควี 33 เควี และ 22 เควี
5.2 BST จะเป็น 2 ช่วงเวลา คือ
- Peak 9.00 น.-22.00 น. วันจันทร์-เสาร์
- Off-Peak 22.00 น.-9.00 น. วันจันทร์-เสาร์ และวันอาทิตย์ทั้งวัน
5.3 BST จะกำหนดให้มีค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Charge) สูงในช่วง Peak และต่ำในช่วง Off-Peak
5.4 กำหนดการชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า โดยการคำนวณการชดเชยจาก กฟน. ไป กฟภ. เพื่อให้ราคาขายส่งเฉลี่ยที่ กฟน. และ กฟภ. ซื้อจาก กฟผ. คงเดิม
6. ผลกระทบของโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกสำหรับผู้ใช้ไฟรายใหญ่และการไฟฟ้า มีดังนี้
6.1 การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก TOU ตามข้อเสนอ จะมีผลทำให้ผู้ใช้ไฟรายใหญ่ ที่ใช้ไฟในระดับแรงดัน 115 เควีขึ้นไป ส่วนใหญ่ชำระค่าไฟฟ้าน้อยลง
6.2 ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ใช้ไฟต่อเนื่องแต่ไม่สม่ำเสมอ ค่าไฟฟ้าจะลดลงในบางกรณี
6.3 ผู้ใช้ไฟฟ้าอื่นๆ ค่าไฟฟ้าไม่เปลี่ยนแปลง เพราะหากค่าไฟฟ้าสูงขึ้นตามอัตรา TOU ใหม่ ก็ควรเลือกใช้อัตราเดิมต่อไป
6.4 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่แตกต่างกันตามช่วงเวลาการใช้ (TOU) จะไม่มีผลกระทบต่อฐานะการเงินของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เนื่องจากยังคงมีระบบการชดเชยรายได้จาก กฟน. ไปยัง กฟภ. อย่างไรก็ตาม การไฟฟ้า จะสามารถประหยัดการลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าและระบบสายส่งระบบจำหน่ายไฟฟ้า หากผู้ใช้ไฟสามารถเปลี่ยนแปลงพฤติกรรมการใช้ไฟ ทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบมีความสม่ำเสมอมากขึ้น
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทางในการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ดังนี้
1.1 ให้กำหนดอัตราค่าไฟฟ้าประเภทที่แตกต่างกันตามช่วงเวลาการใช้ (Time-of-Use : TOU) ให้เป็นอัตราเลือกสำหรับผู้ใช้ไฟประเภท Time of Day Rate (TOD) ในปัจจุบัน
1.2 ให้แยกภาษีมูลค่าเพิ่มออกจากค่าไฟฟ้าให้ชัดเจน
1.3 ให้ปรับปรุงสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติให้มีการเปลี่ยนแปลงน้อยลง
2.เห็นชอบแนวทางการปรับโครงสร้างราคาขายส่งไฟฟ้าระหว่าง 3 การไฟฟ้า ดังนี้
2.1 โครงสร้างราคาขายส่งไฟฟ้า ให้แตกต่างกันตามระดับแรงดัน
2.2 โครงสร้างราคาขายส่งไฟฟ้า ให้มีอัตราแตกต่างกันตามช่วงเวลาของวัน โดยแบ่งเป็น 2 ช่วงเวลา ดังนี้
Peak 9.00 น. - 22.00 น. วันจันทร์-เสาร์
Off-Peak 22.00 น. - 9.00 น. วันจันทร์-เสาร์และอาทิตย์ทั้งวัน
2.3 โครงสร้างราคาขายส่งไฟฟ้า กำหนดให้มีค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Charge) สูงในช่วง Peak และต่ำในช่วง Off - Peak
2.4 กำหนดการชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า โดยกำหนดการชดเชยจากการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ให้แก่การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เพื่อให้ราคาขายส่งเฉลี่ยที่ กฟน. และ กฟภ. ซื้อจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยคงเดิม
3.มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ศึกษาและจัดทำรายละเอียดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก และ โครงสร้างราคาขายส่งไฟฟ้าระหว่าง 3 การไฟฟ้าดังกล่าว เพื่อนำเสนอคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานอนุมัติและประกาศใช้ต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้รับมอบหมายจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ โดยความเห็นชอบของคณะรัฐมนตรี ให้ดูแลกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมตั้งแต่ปี พ.ศ. 2535 เพื่อให้สามารถนำดอกผลอันเกิดจากเงินกองทุนฯ จำนวน 350 ล้านบาท ที่ได้รับจากบริษัทเอสโซ่-แสตนดาร์ด (ประเทศไทย) จำกัด ตามสัญญาโรงกลั่นน้ำมันมาใช้ประโยชน์ในการส่งเสริมและสนับสนุนงานด้าน พลังงานและปิโตรเลียม โดยมีระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 เป็นกรอบในการบริหารงานกองทุนฯ ทั้งนี้ โดยกำหนดให้มีคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมทำ หน้าที่พิจารณา จัดระเบียบ วางแนวทางและพิจารณาจัดสรรเงินกองทุน ซึ่งตามระเบียบในข้อ 10 และข้อ13 กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนฯ ดำเนินการดังนี้
1.1 จัดทำแผนการใช้จ่ายเงินเป็นรายปีงบประมาณในช่วงสามปีข้างหน้า เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ให้ความเห็นชอบ เพื่อใช้เป็นกรอบในการพิจารณาคำขอรับความช่วยเหลือจากกองทุนฯและให้มีการ ทบทวนแผนการใช้จ่ายดังกล่าวอย่างน้อยทุกปี หรือตามความจำเป็น
1.2 จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันสิ้นปีงบประมาณ เพื่อเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อทราบภายในสามสิบวัน นับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ
2. คณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดทำรายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญา โรงกลั่นปิโตรเลียม ในรอบปีงบประมาณ 2539 ซึ่งเป็นปีที่สี่ของการดำเนินงานกองทุนฯ เพื่อรายงานต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบ และเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบแผนการจัดสรรเงิน ในปีงบประมาณ 2540-2542 ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการกองทุนฯ แล้ว โดยมีสาระสำคัญ สรุปได้ ดังนี้
2.1 ผลการดำเนินงานของคณะกรรมการกองทุนฯ ในรอบปีงบประมาณ 2539
คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติเมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2538 อนุมัติฯ แผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2539 จำนวนเงินทั้งสิ้น 55.3 ล้านบาท และคณะกรรมการกองทุนฯ ได้พิจารณาอนุมัติการใช้จ่ายเงินรวมทั้งสิ้น 55.2 ล้านบาท ดังนี้
หมวดรายจ่าย | วงเงินตามแผน | ปรับปรุงแผน | วงเงินอนุมัติ |
1.การค้นคว้า ศึกษา วิจัย | 15.00 | 22.20 | 22.20 |
2.ทุนการศึกษาและฝึกอบรม | 10.00 | 11.57 | 11.57 |
3.การประชาสัมพันธ์และเผยแพร่ข้อมูล | 15.00 | 2.39 | 2.37 |
4.การดูงาน ประชุม และการจัดประชุม สัมมนา | 10.00 | 13.07 | 12.99 |
5.การจัดหาเครื่องมือ และอุปกรณ์ | 5.00 | 5.77 | 5.77 |
6.ค่าใช้จ่ายการบริหารงาน | 0.30 | 0.30 | 0.30 |
รวม | 55.30 | 55.30 | 55.20 |
2.2 รายงานสถานะการเงินกองทุน ณ วันที่ 30 กันยายน 2539
กองทุนฯ มีสินทรัพย์รวม 430.47 ล้านบาท แบ่งเป็น เงินฝากกระแสรายวัน 1.41 ล้านบาท เงินฝากออมทรัพย์ 3.48 ล้านบาท เงินฝากประจำ 423.65 ล้านบาท และลูกหนี้เงินยืม 1.93 ล้านบาท ในส่วนของหนี้สินและทุน ประกอบด้วย หนี้สิน 0.23 ล้านบาท ทุน 350 ล้านบาท และรายรับมากกว่ารายจ่ายทั้งสิ้น 80.24 ล้านบาท
2.3 แผนการใช้จ่ายเงินดอกผลของกองทุนปีงบประมาณ 2540-2542
ตามข้อกำหนดในระเบียบว่าด้วยการบริหารกองทุนฯ กำหนดให้มีการทบทวนแผนการใช้จ่ายเงินดอกผลของกองทุนฯ อย่างน้อยทุกปี หรือตามความจำเป็น ดังนั้น จึงเห็นสมควรให้มีการปรับแผนการใช้จ่ายเงิน สำหรับปีงบประมาณ 2540-2542 สรุปได้ดังนี้
หน่วย : ล้านบาท
หมวดรายจ่าย | ปีงบประมาณ | รวม | ||
2540 | 2541 | 2542 | ||
1.การค้นคว้า วิจัย ศึกษา | 17.00 | 17.00 | 17.00 | 51.00 |
2.ทุนการศึกษาและฝึกอบรม | 12.00 | 12.00 | 12.00 | 36.00 |
3.การประชาสัมพันธ์ และเผยแพร่ข้อมูล | 10.00 | 10.00 | 10.00 | 30.00 |
หมวดรายจ่าย | 2540 | 2541 | 2542 | รวม |
4.การดูงาน ประชุม และการจัดประชุมสัมมนา | 10.00 | 10.00 | 10.00 | 30.00 |
5.การจัดหาเครื่องมือ และอุปกรณ์ | 5.50 | 5.50 | 5.50 | 16.50 |
6. ค่าใช้จ่ายการบริหารงาน | 0.50 | 0.50 | 0.50 | 1.50 |
รวม | 55.00 | 55.00 | 55.00 | 165.00 |
3. เพื่อให้เกิดความคล่องตัว และมีความยืดหยุ่นในการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ตลอดระยะเวลา 3 ปี คือ ปีงบประมาณ 2540-2542 เห็นควรให้คณะกรรมการกองทุนฯ จัดสรรเงินกองทุนสำหรับแผนงานและโครงการ ในปีงบประมาณ 2540-2542 ตามแผนการใช้จ่ายเงินข้างต้น วงเงินรวม 165 ล้านบาท และให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจที่จะปรับปรุงการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสมภายในวงเงินรวมดังกล่าว ทั้งนี้ โดยสอดคล้องกับการขอรับการสนับสนุนเงินกองทุน การจัดลำดับความสำคัญ ตลอดจนรายได้ของกองทุนด้วย
มติของที่ประชุม
1.รับทราบผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปี งบประมาณ 2539
2.เห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินดอกผลของกองทุนฯ ประจำปีงบประมาณ 2540-2542 และมาตรการการบริหารเงินกองทุนฯ ตามที่คณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมเสนอ
เรื่องที่ 7 เรื่องการเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP)
ประธานฯ ได้แจ้งต่อที่ประชุมว่า ขณะนี้มีผู้ร้องเรียนเกี่ยวกับโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP) ว่าการพิจารณาข้อเสนอมีความล่าช้ามากโดยใช้เวลาประมาณ 1 ปี 6 เดือน แต่ผลการพิจารณา ก็ยังไม่แล้วเสร็จ ประกอบกับมีปัญหาว่าเมื่อมีการเปิดซองประกวดราคาแล้ว ได้มีบางบริษัทเสนอที่จะขายไฟฟ้า ในปริมาณที่เพิ่มขึ้นจากข้อเสนอเดิม โดยเสนอราคาที่ถูกลง และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยจะใช้ราคา ที่ถูกลงนี้ เพื่อไปต่อรองกับบริษัทอื่นๆ ดังนั้น จึงอยากทราบว่าข้อเท็จจริงในเรื่องนี้เป็นอย่างไร
มติของที่ประชุม
1.มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เร่งดำเนินการเจรจากับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP) ที่ได้รับการคัดเลือกให้แล้วเสร็จ เพื่อให้สามารถลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนได้ ภายในวันที่ 15 พฤศจิกายน 2539
2.มอบหมายให้การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) เร่งดำเนินการเจรจากับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP) สำหรับโครงการที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง เรื่อง สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. กับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 31 ตุลาคม 2539
3.มอบหมายให้ สพช. รับไปเร่งรัดและติดตามเพื่อให้มีการดำเนินการตามข้อ 1 และข้อ 2
กพช. ครั้งที่ 61 - วันศุกร์ที่ 29 พฤศจิกายน 2539
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 7/2539 (ครั้งที่ 61)
วันศุกร์ที่ 29 พฤศจิกายน พ.ศ. 2539 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุมสีเขียว ตึกไทยคู่ฟ้า ทำเนียบรัฐบาล
1.รายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
2.การลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
3.การพิจารณาช่วยเหลือท้องถิ่นเรื่องไฟฟ้าสาธารณะ
4.การเปิดให้เอกชนใช้บริการสายป้อนของการไฟฟ้าในบริเวณเขตอุตสาหกรรม
นายบรรหาร ศิลปอาชา นายกรัฐมนตรี เป็นประธานกรรมการ
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เป็นกรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. การสนับสนุนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ (เพิ่มเติม) คณะกรรมการ พิจารณานโยบายพลังงาน ได้มีมติ เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2539 พิจารณาให้การสนับสนุนทางการเงินเพิ่มเติมแก่กรมสรรพสามิต กองบัญชาการตำรวจสอบสวนกลาง และกรมทะเบียนการค้า เพื่อใช้ในการดำเนินการปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง เนื่องจากเห็นว่า จะช่วยเพิ่มประสิทธิภาพในการปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง โดยเฉพาะค่าใช้จ่ายในการติดตั้งมิเตอร์ของกรมสรรพสามิตนั้น ถึงแม้จะมีค่าใช้จ่ายที่ค่อนข้างสูง แต่น่าจะช่วยยับยั้งการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงทางทะเลได้เกือบทั้งหมด จึงได้อนุมัติให้การสนับสนุนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการเพิ่มเติมแก่หน่วยงาน ต่างๆ เป็นจำนวนเงินทั้งสิ้น 709,821,242 บาท โดยเป็นค่าใช้จ่ายของกรมสรรพสามิต จำนวน 694,854,960 บาท กองบัญชาการตำรวจสอบสวนกลาง จำนวน 4,560,362 บาท และกรมทะเบียนการค้า จำนวน 10,405,920 บาท ซึ่งเมื่อรวมกับที่ได้อนุมัติครั้งก่อน จะรวมเป็นค่าใช้จ่ายที่ให้การสนับสนุนตามแผนการใช้จ่ายในปี 2540 ทั้งสิ้น 906,577,971.49 บาท
2. การติดตั้งมิเตอร์เพิ่มเติม ขณะนี้กรมสรรพสามิตได้ดำเนินการติดตั้งมิเตอร์ ณ คลังน้ำมันดีเซลชายฝั่ง ทั่วประเทศ จำนวน 37 คลัง เสร็จสิ้นแล้ว ส่วนการติดตั้งมิเตอร์เพิ่มเติมในคลังน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจำนวน 19 คลัง และคลังน้ำมันเบนซินชายฝั่งทุกแห่งจำนวน 40 คลัง กำลังอยู่ระหว่างดำเนินการสำรวจข้อมูลรายละเอียดของคลังน้ำมันต่างๆ เพื่อพิจารณากำหนดรูปแบบ ระบบมิเตอร์ และจัดหาบริษัทมาดำเนินการติดตั้งมิเตอร์ต่อไป
3. การควบคุมผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีและสารละลาย (โซลเว้นท์) กรมสรรพสามิต ได้ดำเนินการกำหนดให้ โซลเว้นท์เป็นสินค้าในพิกัดอัตราภาษีสรรพสามิต และยกเว้นภาษีให้หากนำไปใช้เพื่อการผลิตในโรงงานอุตสาหกรรม ซึ่งขณะนี้ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีเรียบร้อยแล้ว และกรมสรรพสามิตกำลังเร่งพิจารณากำหนดมาตรการควบคุมการยกเว้นภาษีโซลเว้นท์ ให้เหมาะสมและรัดกุม โดยพยายามให้กระทบต่อผู้ประกอบการโดยสุจริตน้อยที่สุด นอกจากนี้ยังได้กำหนดให้ผู้ประกอบการอุตสาหกรรมที่ขอยกเว้นภาษีโซลเว้นท์ ดำเนินการให้ผู้ผลิตโซลเว้นท์แจ้งชื่อ ที่อยู่ของลูกค้า รวมทั้งปริมาณการจำหน่ายให้กรมสรรพสามิตทราบ และสั่งการให้ เจ้าพนักงานสรรพสามิตในเขตท้องที่โรงงานโซลเว้นท์ตั้งอยู่ในเขตรับผิดชอบ ดำเนินการตรวจสอบดูแลและติดตามอย่างใกล้ชิด หากพบพฤติกรรมน่าสงสัยให้ประสานกับกรมสรรพากรเพื่อตรวจสอบในรายละเอียดต่อไป
4. การเติมสาร Marker ในน้ำมันที่เสียภาษีแล้ว กรมสรรพสามิตกำลังอยู่ระหว่างการพิจารณาคัดเลือก สาร Marker ที่เหมาะสม และศึกษาถึงวิธีการเติมสาร Marker การทดสอบที่แม่นยำ และศึกษาสิ่งแวดล้อมและปัจจัยที่ส่งผลกระทบของสาร Marker เมื่อได้ข้อสรุปจะได้พิจารณากำหนดวิธีการควบคุมการเติมสาร Marker ให้เหมาะสมและรัดกุมต่อไป
5. การดำเนินงานของศูนย์อำนวยการเฉพาะกิจปราบปรามทางทะเล หน่วยเฉพาะกิจปราบปรามทางทะเลของกองทัพเรือ กรมศุลกากร และกรมตำรวจ ได้ดำเนินการตรวจสอบลาดตระเวนทางทะเล และปรากฏผลว่า กองบัญชาการตำรวจสอบสวนกลางสามารถจับกุมเรือบรรทุกน้ำมันได้ 2 ลำ คือ เรือ"นาริตา"ที่บริเวณทิศตะวันตกเฉียงใต้ของเกาะจวง ประมาณ 18 ไมล์ทะเล อำเภอสัตหีบ จังหวัดชลบุรี มีปริมาณน้ำมันดีเซล 300,000 ลิตร และเรือบรรทุกน้ำมัน "โฮอิมารู" บริเวณอ่าวไทย ห่างจากเกาะสัตกูดไปทางทิศตะวันออกเฉียงใต้ 20 ไมล์ กิ่งอำเภอสามร้อยยอด จังหวัดประจวบคีรีขันธ์ มีปริมาณน้ำมันดีเซล 600,000 ลิตร นอกจากนั้น เครื่องบินได้ลาดตระเวนพบเรือ TOYOTA MARU เรือโพธิ์ทะเล และเรือ "ORIENTAL CITY จอดลอยลำจำหน่ายน้ำมันให้แก่เรือกลางทะเลนอกทะเลอาณาเขต จึงได้บันทึกภาพไว้เป็นหลักฐาน และแจ้งให้เรือลาดตระเวนทราบและเข้าตรวจสอบ แต่ปรากฏว่าไม่พบเรือดังกล่าว
6. ผลการจับกุม ตั้งแต่เดือนมกราคม 2539-วันที่ 6 พฤศจิกายน 2539 สามารถจับกุมน้ำมันลักลอบ หนีภาษีได้เป็นจำนวน 7.9 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากช่วงเดียวกันของปีก่อน จำนวน 5.3 ล้านลิตร หรือประมาณ 3 เท่าของปีก่อน โดยมีรายละเอียด ดังนี้
จับกุมผู้กระทำผิด จำนวน 150 ราย
ผู้ต้องหา จำนวน 281 คน
เรือบรรทุกน้ำมัน จำนวน 30 ลำ
รถยนต์บรรทุกน้ำมัน จำนวน 50 คัน
ร้านจำหน่ายและสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิง จำนวน 70 แห่ง
น้ำมันดีเซล จำนวน 7.9 ล้านลิตร
7. ปริมาณการจำหน่าย ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในเดือนตุลาคม 2539 มีจำนวนทั้งสิ้น 1,466 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากช่วงเดือนเดียวกันของปีก่อน ร้อยละ 17 และเมื่อไม่รวมการใช้ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยแล้ว จะมีปริมาณทั้งสิ้น 1,311 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากเดือนเดียวกันของปีก่อน ร้อยละ 13 ซึ่งอัตราการเพิ่มขึ้นดังกล่าวน่าจะเป็นผลมาจากการลักลอบนำเข้าลดลง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 การลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2539 เห็นชอบข้อเสนอการปรับภาษีสรรพสามิตของกระทรวงการคลัง และได้มีมติ ดังนี้
(1) เห็นชอบข้อเสนอของกระทรวงการคลังในการปรับเพิ่มภาษีสรรพสามิตสำหรับน้ำมัน เบนซินและดีเซลเพิ่มขึ้นลิตรละ 0.09 และ 0.07 บาท ตามลำดับ
(2) ให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ไปดำเนินการลดอัตราเงินนำส่งกองทุนเพื่อ ส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซลลงลิตรละ 0.04 บาท โดยมีผลบังคับใช้พร้อมกับ การปรับภาษีสรรพสามิต
(3) ให้คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ไปดำเนินการลดอัตราเงินนำส่งกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันเบนซินและ ดีเซลลงลิตรละ 0.05 และ 0.03 บาท ตามลำดับ โดยมีผลบังคับใช้พร้อมกับการปรับภาษีสรรพสามิต
2. นายกรัฐมนตรี ในฐานะประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้ลงนามในประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ฉบับที่ 1 พ.ศ. 2539 กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานตามมติคณะ รัฐมนตรีในข้อ 1(2) โดยเริ่มมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 11พฤศจิกายน 2539 เป็นต้นไป
3. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ฉบับที่ 49 พ.ศ. 2539 กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามมติ คณะรัฐมนตรีในข้อ 1(3) โดยเริ่มมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 11 พฤศจิกายน 2539 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 การพิจารณาช่วยเหลือท้องถิ่นเรื่องไฟฟ้าสาธารณะ
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันหลักเกณฑ์การคิดค่าไฟฟ้าสาธารณะเพื่อช่วยเหลือท้องถิ่น ได้ให้สิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะ ไม่เกินร้อยละ 10 ของหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยในเขตเทศบาล สำหรับส่วนเกินให้คิดค่าไฟฟ้า ในอัตราของส่วนราชการ
2. กระทรวงมหาดไทย ได้ขอให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ นำเรื่องการพิจารณาช่วยเหลือท้องถิ่นเรื่องไฟฟ้าสาธารณะ เข้าพิจารณาในคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติใน 2 ประเด็น คือ
2.1 พิจารณาปรับฐานการคิดหน่วยการใช้ไฟฟ้าจากฐานเดิม 150 หน่วย/เดือน เพิ่มเป็น 200 หน่วย/เดือน ในการจำแนกผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 2 และ
2.2 พิจารณายกเลิกหนี้ค้างชำระค่ากระแสไฟฟ้าสาธารณะของเทศบาลจำนวน 23 แห่ง ซึ่งเป็นหนี้ค้างชำระตั้งแต่ปี 2530 เป็นต้นมา เป็นจำนวนเงินประมาณ 16 ล้านบาท
3. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้ประชุมปรึกษาหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง อันประกอบด้วย สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง กรมการปกครอง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เรื่องการพิจารณาช่วยเหลือท้องถิ่นเรื่องไฟฟ้าสาธารณะ โดยมีข้อพิจารณาและข้อเสนอ ดังนี้
3.1 การพิจารณาปรับฐานการคิดหน่วยการใช้ไฟฟ้าสาธารณะ ให้มีการปรับฐานการให้สิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะ ซึ่งหมายถึง การให้สิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะให้เท่ากับร้อยละ 10 ของหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย และหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดเล็กที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 200 หน่วย/เดือน ในเขตเทศบาล 66 แห่ง ที่รับโอนกิจการมาดำเนินการ โดยให้สามารถเกลี่ยการใช้ไฟฟ้าระหว่างปีเพื่อชดเชยในเดือนที่ใช้ไฟฟ้า ต่ำกว่าสิทธิได้ สำหรับในส่วนที่เกินให้คิดค่าไฟฟ้าในอัตราของส่วนราชการ ทั้งนี้ ให้เริ่มมีผลบังคับใช้ตั้งแต่ ปีงบประมาณ 2540 โดยให้ยึดคำจำกัดความ "ไฟฟ้าสาธารณะ" ตามที่เทศบาล 66 แห่ง มีข้อตกลงในการ รับโอนกิจการดังนี้
(1) กระแสไฟฟ้าสาธารณะ ให้หมายความรวมถึงกระแสไฟฟ้าที่ กฟภ. ได้จ่ายให้ภายในอาคารของเทศบาล เพื่อใช้ในกิจการของเทศบาล หรือเพื่อสาธารณะ ตลอดจนภายในบริเวณที่เกี่ยวข้อง เช่น สำนักงานเทศบาล สถานีอนามัย สุขศาลา โรงพยาบาล สถานีดับเพลิง โรงฆ่าสัตว์ ตลาด โรงเรียน สุสาน ฌาปนสถาน สถานที่สำหรับการกีฬาและพลศึกษา สวนสาธารณะหรือสวนสัตว์ ส้วมสาธารณะ น้ำพุ หอกระจายเสียง วิทยุหรือโทรทัศน์สาธารณะ ไม่รวมถึงกระแสไฟฟ้าที่ใช้ภายในอาคาร และสถานที่ที่ดำเนินการโดยเทศพาณิชย์ หรือมีขึ้นเพื่อแสวงหาประโยชน์ เช่น ห้องแถว ตึกแถว สถานธนานุบาล การประปา โรงแรม บังกาโล หรือสถานที่พักแรมอื่นใดที่มีไว้เพื่อให้เช่า ซึ่งต้องชำระเงินค่ากระแสไฟฟ้าตามที่การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคได้กำหนดไว้เป็น ประเภทๆ แล้ว
(2) ให้เทศบาลมีหน้าที่จัดให้มีไฟฟ้าสาธารณะโดยติดตั้ง ปรับปรุง และบำรุงรักษาด้วย ค่าใช้จ่ายของเทศบาล
3.2 การยกเลิกหนี้ค้างชำระค่ากระแสไฟฟ้าสาธารณะของเทศบาลจำนวน 23 แห่ง เห็นชอบตามข้อเสนอของกระทรวงมหาดไทย ที่จะให้ กฟภ. ยกหนี้ค้างชำระค่ากระแสไฟฟ้าสาธารณะของเทศบาล จำนวน 23 แห่ง ซึ่งเป็นหนี้ค้างชำระตั้งแต่ปี 2530 จนถึงสิ้นปี 2538 เป็นจำนวนเงิน 16 ล้านบาท อย่างไรก็ตาม ควรมีการพิจารณาหามาตรการอื่นมาเสริมเพื่อให้เทศบาลสามารถช่วยเหลือตัวเอง ได้ในระยะยาว โดยเร่งรัดให้มีการออกกฎหมายตามมาตรการปรับปรุงรายได้ของส่วนท้องถิ่น เพื่อให้ท้องถิ่นมีรายได้เพียงพอกับค่าใช้จ่าย นอกจากนี้ควรส่งเสริมให้เทศบาลมีการประหยัดการใช้จ่าย และมีการบริหารการคลังที่ดี หากเทศบาลยังมีปัญหารายได้ไม่เพียงพอกับค่าใช้จ่าย กระทรวงมหาดไทยควรขอรับเงินอุดหนุนโดยตรงจากงบประมาณของรัฐบาล
3.3 การทำความเข้าใจกับเทศบาล 66 แห่ง เห็นควรให้กระทรวงมหาดไทยเจรจาทำความเข้าใจกับเทศบาล 66 แห่ง เพื่อให้ถือปฏิบัติตามสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะ ตามข้อ 3.1 ดังกล่าว โดยไม่ควรให้มีการพิจารณาปรับฐานการคิดหน่วยการใช้ไฟฟ้าสาธารณะอีก และหากมีการใช้ไฟฟ้าสาธารณะเกินกว่าสิทธิที่ได้รับก็ขอให้ชำระค่าไฟฟ้าส่วน ที่เกินนี้ โดยไม่ควรให้ กฟภ. ต้องรับภาระหนี้ค้างชำระของเทศบาลอีก
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบตามข้อเสนอของกระทรวงมหาดไทย ดังนี้
1.1 ให้ กฟภ. พิจารณาปรับฐานการให้สิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะให้เท่ากับร้อยละ 10 ของหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยและหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการ ขนาดเล็กที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 200 หน่วย/เดือน โดยสามารถเกลี่ยการใช้ไฟฟ้าระหว่างปีเพื่อชดเชยในเดือนที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า สิทธิได้ สำหรับในส่วนที่เกินให้คิดค่าไฟฟ้าในอัตราของส่วนราชการ โดยให้เริ่มมีผลใช้บังคับตั้งแต่ปีงบประมาณ 2540 ทั้งนี้ ให้นำการปรับฐานการให้สิทธิดังกล่าวไปใช้กับหน่วยงานเหล่านี้คือ เทศบาล 66 แห่ง ที่รับโอนกิจการมาดำเนินการ เทศบาลนอกเหนือจาก 66 แห่ง สุขาภิบาล องค์การบริหารส่วนจังหวัด องค์การบริหารส่วนตำบล และสภาตำบล
1.2 ให้ กฟภ. ยกเลิกหนี้ค้างชำระค่ากระแสไฟฟ้าสาธารณะของเทศบาลที่มีข้อตกลงในการรับโอน กิจการจาก กฟภ. ซึ่งเป็นหนี้ค้างชำระตั้งแต่ปี 2530 เป็นต้นมา จนถึงปีงบประมาณ 2539
2. ให้กระทรวงมหาดไทยเจรจาทำความเข้าใจกับเทศบาล สุขาภิบาล องค์การบริหารส่วนจังหวัด องค์การบริหารส่วนตำบล และสภาตำบล เพื่อให้ยอมรับการปรับฐานการคิดหน่วยการใช้ไฟฟ้าสาธารณะใหม่ ตามข้อ 1.1 และให้ถือเป็นที่ยุติ ไม่ให้นำกลับมาขอปรับฐานการคิดหรือขอยกเลิกหนี้ค้างชำระอีกต่อไป
เรื่องที่ 4 การเปิดให้เอกชนใช้บริการสายป้อนของการไฟฟ้าในบริเวณเขตอุตสาหกรรม
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 9 กรกฎาคม 2539 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมครั้งที่ 3/2539 (ครั้งที่ 57) เมื่อวันที่ 14 มิถุนายน 2539 ให้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กในช่วงปี 2539-2543 จาก 1,444 เมกะวัตต์ เป็น 3,200 เมกะวัตต์ โดยคัดเลือกจากโครงการที่ยื่นข้อเสนอต่อการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว และมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำการศึกษาปรับปรุงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในช่วงปี 2544 เป็นต้นไป และศึกษาความเหมาะสมในการให้ผู้ใช้ไฟฟ้าสามารถเลือกซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต เอกชนโดยตรง โดยใช้บริการผ่านสายส่งและสายจำหน่ายของการไฟฟ้า
2. สพช. ได้ดำเนินการว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษา ศึกษาถึงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก ในช่วงปี 2544 เป็นต้นไป และศึกษาความเหมาะสมในการให้ผู้ใช้ไฟฟ้าสามารถเลือกซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต เอกชนโดยตรง โดยใช้บริการผ่านสายส่งและสายจำหน่ายของการไฟฟ้า โดยได้ลงนามในสัญญาว่าจ้างบริษัท New England Electric Resources, Inc. เมื่อวันที่ 16 กันยายน 2539 คาดว่าการศึกษาดังกล่าวจะแล้วเสร็จ ประมาณต้นปี 2540
3. กระทรวงมหาดไทย ได้มีหนังสือถึงสำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี เรื่องผลกระทบของนโยบายรัฐบาลในการส่งเสริมให้เอกชนผลิตไฟฟ้า เพื่อให้คณะรัฐมนตรีพิจารณาทบทวนนโยบายดังกล่าว ทั้งนี้เนื่องจากกระทรวงมหาดไทยได้รับรายงานจากการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และคณะกรรมการการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ว่าเกือบทุกนิคมอุตสาหกรรมมีแผนงานก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อจ่ายไฟฟ้าให้กับโรง งานอุตสาหกรรมได้โดยตรง ซึ่ง กฟภ. เห็นว่าจะมีผลกระทบต่อการดำเนินงานของ กฟภ. และจะมีผลเสียต่อเศรษฐกิจของประเทศโดยส่วนรวม ด้วยเหตุผล ดังนี้
3.1 ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนจะก่อสร้างระบบจ่ายไฟฟ้าใหม่ ซึ่งเป็นการลงทุนซ้ำซ้อนกับการลงทุนของ กฟภ. ที่ก่อสร้างระบบไว้แล้ว
3.2 ภายใต้ระบบ Uniform Tariff และการชดเชยรายได้ระหว่างพื้นที่ หากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ขายไฟฟ้าให้โรงงานอุตสาหกรรมโดยตรงได้ทั้งหมด ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าที่ให้ผลตอบแทนสูง ในระยะต่อไป กฟภ. จะไม่มีรายได้เพียงพอที่จะนำไปชดเชยผู้ใช้ไฟฟ้าในส่วนภูมิภาคและชนบทได้
3.3 กฟภ. จัดทำการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าล่วงหน้า 10-15 ปี จัดทำแผนการลงทุนระบบจำหน่ายไฟฟ้าให้เพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้า หากผู้ใช้ไฟฟ้าโดยเฉพาะธุรกิจอุตสาหกรรมไม่ใช้ไฟฟ้าจากระบบ แต่ใช้ไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนแทน การลงทุนดังกล่าวก็จะไม่คุ้มค่า
3.4 แม้จะมีผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน แต่ กฟภ. จะต้องสำรองไฟฟ้าในกรณีเครื่องกำเนิดไฟฟ้าจากผู้ผลิตเอกชนชำรุด ซึ่งอัตราค่าไฟฟ้าสำรองปัจจุบันมีอัตราต่ำ ไม่คุ้มกับการลงทุน
4. กระทรวงมหาดไทยได้พิจารณาปัญหาดังกล่าวข้างต้น และมีข้อเสนอเห็นควรให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าแทน การก่อสร้างสายจำหน่ายของตนเอง เพื่อจ่ายให้ลูกค้าได้โดยตรง โดยอัตราค่าไฟฟ้าที่ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนขายให้แก่การไฟฟ้า เห็นควรให้เจรจาเป็นกรณีๆ ไป โดยให้หน่วยงานกลางของรัฐบาล เช่น สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) กระทรวงการคลัง สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เป็นผู้พิจารณาความเหมาะสม เพื่อให้เป็นประโยชน์และเป็นธรรมทั้งสองฝ่าย
5. สพช. ได้เชิญหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กระทรวงการคลัง สศช. การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เข้าร่วมประชุมหารือถึงประเด็นปัญหาตามข้อ 3 เมื่อวันที่ 12 พฤศจิกายน 2539 ซึ่งที่ประชุมมีข้อพิจารณาสรุปได้ ดังนี้
5.1 นโยบายส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (SPP/IPP) เป็นนโยบายที่ก่อให้เกิดผลดีต่อเศรษฐกิจโดยรวม เนื่องจากเป็นการส่งเสริมการแข่งขันในด้านการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าซึ่งสอด คล้องกับแนวทาง ในการแปรรูปกิจการไฟฟ้าในอนาคต ที่ต้องการให้กิจการผลิตไฟฟ้ามีผู้ผลิตหลายราย ส่วนกิจการระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าในอนาคตจะมีลักษณะเปิดเป็น Common Carrier ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าสามารถเลือกซื้อไฟฟ้าจาก ผู้ผลิตได้โดยตรง โดยผ่านบริการสายส่งและสายจำหน่ายไฟฟ้าที่มีอยู่ ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้ามีทางเลือกมากขึ้น
5.2 การไฟฟ้านครหลวงเสนอเพิ่มเติมขอให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายสามารถร่วมทุนกับผู้ ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก หรือการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายสามารถรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กได้โดยตรง ที่ประชุมเห็นว่า การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายยังเป็นกิจการผูกขาด หากดำเนินการร่วมทุนกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กหรือรับซื้อไฟฟ้าเองในขณะนี้ จะเกิดความไม่เป็นธรรมกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายอื่นๆ ยกเว้นจะมีการแปรรูปกิจการและระบบจำหน่ายไฟฟ้าให้มีลักษณะเป็น Common Carrier แล้ว ซึ่งจะทำให้ผู้ผลิตรายเล็กอื่นสามารถแข่งขัน โดยสามารถใช้ระบบสายส่งและสายจำหน่ายได้เท่าเทียมกัน
5.3 ประเด็นที่ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กลงทุนในระบบสายป้อน เป็นการลงทุนซ้ำซ้อนกับระบบของ กฟภ. นั้น ที่ประชุมมีความเห็นว่า ควรให้ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่อยู่ในนิคมอุตสาหกรรมหรือเขตอุตสาหกรรมที่ ดำเนินการโดยเอกชน สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้า แทนการก่อสร้างสายจำหน่ายหรือสายป้อนของตนเอง โดยการไฟฟ้าจะได้รับค่าบริการในการผ่านสายเป็นผลตอบแทนในการลงทุนในระบบ จำหน่ายดังกล่าว ซึ่งควรจะรอผลการศึกษาที่ สพช. ได้ว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษาดำเนินการศึกษาความเหมาะสมในการให้ผู้ใช้ไฟฟ้า สามารถเลือกซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตเอกชนโดยตรง โดยใช้บริการผ่านสายส่งและสายจำหน่ายของการไฟฟ้า รวมทั้งการกำหนดอัตราค่าผ่านสายดังกล่าวและความเหมาะสมของอัตราค่าไฟฟ้า สำรอง สำหรับการซื้อขายไฟฟ้าภายในเขตอุตสาหกรรม ให้เป็นการเจรจาตกลงระหว่างผู้ผลิตไฟฟ้ากับผู้ใช้ไฟฟ้าได้โดยตรงเช่นใน ปัจจุบันต่อไป
5.4 เรื่องที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย จำเป็นต้องลงทุนก่อสร้างระบบจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อให้บริการไฟฟ้าสำรองแก่ผู้ ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก หากมีการส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กจำนวนมากจะมีผลต่อการวางแผนการลงทุนและ กระทบรายได้ของการไฟฟ้า ในเรื่องนี้ที่ประชุมมีความเห็นว่า การจัดทำการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าของคณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการ ไฟฟ้า ควรคำนึงถึงการผลิตและการจำหน่ายไฟฟ้าของผู้ผลิตรายเล็ก ทั้งการจำหน่ายเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก และการจำหน่ายให้ลูกค้าตรง เพื่อให้การไฟฟ้านำข้อมูลไปใช้ในการวางแผนการลงทุนอย่างเหมาะสมต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการให้ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่อยู่ในนิคมอุตสาหกรรมหรือเขต อุตสาหกรรมที่ดำเนินการ โดยเอกชน สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าแทนการก่อสร้างสายจำหน่ายหรือสายป้อนของ ตนเอง โดยเปิดโอกาสให้เอกชนสามารถใช้บริการสายป้อนของการไฟฟ้าได้ ซึ่งจะแก้ไขปัญหาการลงทุนซ้ำซ้อนกับการไฟฟ้า ฝ่ายจำหน่าย และการไฟฟ้าก็จะได้ใช้ประโยชน์จากสายป้อนที่ตนเองได้สร้างไว้แล้ว ส่วนการซื้อขายไฟฟ้าภายในนิคมอุตสาหกรรมหรือเขตอุตสาหกรรมที่ดำเนินการโดย เอกชน ให้เป็นการเจรจาตกลงระหว่างผู้ผลิตไฟฟ้ากับผู้ใช้ไฟฟ้าได้โดยตรงเช่นใน ปัจจุบันต่อไป โดยมอบหมายให้ สพช. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง รับไปดำเนินการกำหนดอัตราค่าบริการ และเงื่อนไขในการใช้บริการสายป้อนที่เหมาะสมและประกาศใช้ต่อไป
2.เห็นชอบให้คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า จัดทำการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า โดยคำนึงถึงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าของผู้ผลิตรายเล็ก ทั้งในการจำหน่ายเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก และการจำหน่ายให้ลูกค้าตรง เพื่อให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง นำข้อมูลไปใช้ในการวางแผน การลงทุนอย่างเหมาะสมต่อไป
เรื่องที่ 5 เรื่องอื่น ๆ
ที่ประชุมได้หยิบยกประเด็นมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติครั้งที่ 6/2539 (ครั้งที่ 60) เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2539 เรื่อง การประกวดราคาน้ำมันเตาของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และข้อเสนอปรับปรุงอัตราการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งได้นำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบในการประชุม เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2539 โดยที่ประชุมได้มีการอภิปรายกันอย่างกว้างขวาง พอสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
1. ในการประชุมคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2539 ได้มีการพิจารณาเรื่องคุณสมบัติของผู้ประกวดราคาน้ำมันเตา โดยกระทรวงพาณิชย์ได้เสนอให้มีการเพิ่มเติมคุณสมบัติของผู้ประกวดราคาน้ำมัน เตาว่าต้องเป็นบริษัทที่จดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ และมีกำไรจากการประกอบการปีละไม่น้อยกว่า 100 ล้านบาท ติดต่อกัน 5 ปี ซึ่งข้อเสนอดังกล่าวรองนายกรัฐมนตรี (นายอำนวย วีรวรรณ) มีความเห็นว่าไม่ควรกำหนดคุณสมบัติของผู้ประกวดราคาว่าจะต้องจดทะเบียนใน ตลาดหลักทรัพย์ฯ หรือกำหนดเงื่อนไขอื่นที่ไม่มีความจำเป็นเนื่องจากจะทำให้มีผู้แข่งขันน้อย ราย และเมื่อคณะรัฐมนตรีได้มีมติแล้วก็ไม่ควรจะมีการเปลี่ยนแปลงในระดับของคณะ กรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ซึ่งอยู่ภายใต้คณะรัฐมนตรี
2. รองนายกรัฐมนตรี (นายสมัคร สุนทรเวช) มีความเห็นว่า การเพิ่มเติมคุณสมบัติของผู้ประกวดราคาน้ำมันเตาว่าจะต้องมีกำไรจากการ ประกอบการปีละไม่น้อยกว่า 100 ล้านบาท ติดต่อกันเป็นเวลา 5 ปี นับว่ามีประโยชน์และมีความมั่นคงกว่าการที่จะกำหนดว่าจะต้องจดทะเบียนในตลาด หลักทรัพย์ฯ ซึ่งในเรื่องนี้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพาณิชย์ก็เห็นด้วยแล้วว่าไม่ต้องจด ทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ แต่ให้คงคุณสมบัติว่าจะต้องมีกำไรติดต่อกันเป็นเวลา 5 ปี ส่วนเรื่องข้อเสนอปรับปรุงอัตราการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีมติให้เลื่อน กำหนดเวลาสำรองน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาของผู้นำเข้าในอัตราร้อยละ 10 ไปอีก 2 ปีนั้น ได้มีการลดอัตราเงินเรียกเก็บเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้แก่ผู้ผลิตใน ประเทศ เพื่อเป็นการชดเชยที่ต้องสำรองน้ำมันในอัตรา ร้อยละ 10 อยู่แล้ว อย่างไรก็ตาม หากที่ประชุมเห็นสมควรว่าน่าจะมีการทบทวนใหม่ ก็สามารถนำมาพิจารณาในการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติครั้งต่อไป ได้
ประธานฯ ได้ให้ข้อสรุปว่า เรื่องคุณสมบัติของผู้ประกวดราคาน้ำมันเตานั้นควรให้เป็นไปตามมติคณะ รัฐมนตรีที่ได้มีมติให้เพิ่มเติมเฉพาะผลกำไรจากการประกอบการปีละไม่น้อยกว่า 100 ล้านบาท ติดต่อกัน 5 ปี ส่วนข้อเสนอการปรับปรุงอัตราการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง หากจะมีการเปลี่ยนแปลงอย่างไรก็ขอให้นำไปพิจารณากันในรัฐบาลชุดใหม่ต่อไป
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. 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 8 วันพุธที่ 10 สิงหาคม 2559
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2559 (ครั้งที่ 8)
เมื่อวันพุธที่ 10 สิงหาคม 2559 เวลา 14.00 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
2. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3. รายงานความคืบหน้าการบังคับใช้เกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานในอาคาร (Building Energy Code)
4. รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2558
5. แผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับการจัดตั้งเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ (SEZ)
6. การขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ได้เห็นชอบแผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทย ตามที่กระทรวงพลังงานได้เสนอและมอบหมายให้หน่วยงานต่างๆ ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เป็นไปตามแผนในระยะที่ 1 ต่อมากระทรวงพลังงานได้จัดทำแผนการขับเคลื่อนเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าในประเทศไทยให้สอดคล้องกับแนวทางที่เสนอกับคณะรัฐมนตรีไว้โดยบูรณาการและต่อยอดจากการเตรียมการเกี่ยวกับการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าของหน่วยงานต่างๆ ที่ได้ดำเนินการมาแล้ว แบ่งออกเป็น 3 ระยะดังนี้ ระยะที่ 1 การเตรียมความพร้อมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (พ.ศ. 2559-2560) มุ่งเน้นการนำร่องการใช้งานกลุ่มรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้า ระยะที่ 2 การขยายผลการดำเนินงานกลุ่มรถโดยสารสาธารณะและเตรียมความพร้อมสำหรับการส่งเสริมรถยนต์ไฟฟ้าส่วนบุคคล (พ.ศ. 2561-2563) และระยะที่ 3 การขยายผลไปสู่การส่งเสริมรถยนต์ไฟฟ้าส่วนบุคคล (พ.ศ. 2564 เป็นต้นไป)
2. ความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทย กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้แต่งตั้งคณะทำงานศึกษาและจัดทำแผนพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านไฟฟ้าเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้าของประเทศไทย (คณะทำงานฯ) เพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมรองรับการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าในอนาคต ทั้งด้านการพัฒนาระบบสาธารณูปโภคพื้นฐาน ผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นกับโครงสร้างพื้นฐานของระบบไฟฟ้าของประเทศ ข้อจำกัดทางข้อกฎหมายต่างๆ การพิจารณานโยบายส่งเสริมเร่งด่วนที่เป็นไปได้ และขับเคลื่อนโครงการนำร่องต่างๆ ซึ่งที่ผ่านมา คณะทำงานฯ ได้มีการประชุมหารือจำนวน 4 ครั้ง โดยมีการบูรณาการข้อมูลจากหน่วยงานต่างๆ เพื่อกำหนดแนวทางการจัดทำแผนพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านไฟฟ้าเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้าของประเทศไทย โดยในปี 2559 จะมีการศึกษาเรื่องต่างๆ ดังนี้ (1) การศึกษาแนวทางที่เหมาะสมในการพัฒนา สถานีอัดประจุไฟฟ้า (2) การศึกษา การจัดการ Load Pattern และมาตรฐานคุณภาพไฟฟ้าที่จะเปลี่ยนแปลงไปจากการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า และ (3) การศึกษา วิเคราะห์กฎหมายที่เกี่ยวข้องเพื่อรองรับการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งได้มีการประสาน ติดตามความคืบหน้าการดำเนินโครงการนำร่องการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้ากลุ่มรถโดยสารสาธารณะและการเตรียมความพร้อมด้านสาธารณูปโภคแผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทยตามแผนในระยะที่ 1
3. ความคืบหน้าในการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าของหน่วยงานต่างๆ ดังนี้ (1) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จัดทำโครงการนำร่องสาธิตการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้ารถยนต์มินิบัสไฟฟ้าและสถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวน 1 สถานี เพื่อรับส่งผู้เข้าเยี่ยมชมศูนย์นวัตกรรมการเรียนรู้ กฟผ. โครงการนำร่องการใช้เทคโนโลยีสมาร์ทกริดเพื่อบริหารการใช้ไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า และโครงการศึกษาพัฒนามาตรฐานและเกณฑ์ประสิทธิภาพขั้นสูงรองรับการติดฉลากเบอร์ 5 สำหรับยานยนต์ไฟฟ้าและสถานีอัดประจุไฟฟ้า (2) การไฟฟ้านครหลวง จัดทำโครงการสนับสนุนการจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า 4 สถานี ของ ขสมก. เพื่อรองรับโครงการนำร่องรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าขององค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพ (ขสมก.) (3) ขสมก. จัดทำโครงการจัดหารถโดยสารสาธารณะไฟฟ้า จำนวน 200 คัน (4) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) จัดทำโครงการนำร่องรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าและจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวน 4 แห่ง เพื่อรองรับนักท่องเที่ยวเส้นทางสุวรรณภูมิ – พัทยา (5) บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) จัดทำโครงการนำร่องรถโดยสารรับส่งพนักงาน ปตท. สำนักงานใหญ่ – BTS สถานีหมอชิต (6) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จัดทำโครงการสนับสนุนการลงทุนสถานีอัดประจุไฟฟ้า (Charging Station) โดยได้รับเงินสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อสนับสนุนการลงทุนสำหรับการจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า สำหรับหน่วยงานราชการ รัฐวิสาหกิจและภาคเอกชน จำนวน 100 สถานี
4. ความคืบหน้าเกี่ยวกับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าในประเทศไทยของหน่วยงานต่างๆ สรุปได้ดังนี้ (1) กรมธุรกิจพลังงาน จะตรวจสอบมาตรฐานการตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าภายในสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงภายใต้ข้อกฎหมายปัจจุบัน (2) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน จัดทำมาตรฐานของสถานีอัดประจุไฟฟ้า การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้า และการออกใบอนุญาตในการจำหน่ายไฟฟ้าสำหรับภาคขนส่ง (3) สำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม กำหนดมาตรฐานของเต้ารับ-เต้าเสียบของรถโดยสารไฟฟ้าและรถยนต์นั่ง (4) สำนักงานเศรษฐกิจอุตสาหกรรม ดำเนินมาตรการสนับสนุนการผลิตรถยนต์ที่ขับเคลื่อนด้วยพลังงานไฟฟ้าในประเทศไทย โดยกำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของการส่งเสริมการผลิตรถยนต์นั่งไฟฟ้า เช่น การยกเว้นอากรนำเข้ารถยนต์นั่งไฟฟ้าสำเร็จรูปแบบมีเงื่อนไข โดยบริษัทที่สนใจลงทุนผลิตจะต้องยื่นแผนการดำเนินงานเป็น Package เป็นต้น (5) สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง พิจารณาการยกเว้นอากรขาเข้าสำหรับรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าของ ขมสก. และสำหรับรถยนต์นั่ง (6) สำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน ส่งเสริมการลงทุนการผลิตยานยนต์ไฟฟ้า โดยการลงทุนแบบ Package จะได้รับการยกเว้นภาษีเงินได้นิติบุคคล 8 ปี ยกเว้นอากรนำเข้า CBU ในปริมาณที่จำกัดและแบบมีเงื่อนไข และยกเว้นอากรนำเข้าชิ้นส่วนหลัก (7) กรมการขนส่งทางบก ดำเนินการเกี่ยวกับการจดทะเบียนรถยนต์ไฟฟ้า โดยจะปรับปรุงประกาศกรมการขนส่งทางบก เรื่อง กำหนดกำลังมอเตอร์ไฟฟ้าที่ใช้ขับเคลื่อนตามกฎหมายว่าด้วยรถยนต์ โดยเพิ่มยานยนต์ไฟฟ้าขนาดเล็กและพิจารณาปรับลดขนาดกำลังมอเตอร์ไฟฟ้าที่ใช้ในการขับเคลื่อนรถยนต์และรถจักรยานยนต์ให้มีความเหมาะสมและสอดคล้องกับมาตรฐานสากล ซึ่งปัจจุบันกรมการขนส่งทางบกรับฟังความเห็นร่างประกาศดังกล่าวแล้วและอยู่ระหว่างการออกประกาศ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือน มิถุนายน 2559 มีโครงการที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐแล้ว 7,234 ราย คิดเป็นกำลังการผลิตติดตั้ง 9,223 เมกะวัตต์ คิดเป็นร้อยละ 55 เมื่อเทียบกับเป้าหมายของแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP 2015) ณ ปี 2579 (เป้าหมาย 16,778 เมกะวัตต์ ไม่รวมพลังน้ำขนาดใหญ่) แบ่งเป็น (1) โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้า (COD) แล้ว 6,992 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 6,380 เมกะวัตต์ (2) โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่างรอ COD จำนวน 157 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 2,113 เมกะวัตต์ และ (3) โครงการที่มีการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว จำนวน 85 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 730 เมกะวัตต์
2. การรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) มีเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 จำนวน 200 เมกะวัตต์ ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ได้กำหนดแนวทางการแก้ไขปัญหาที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ภายในกำหนดเวลา โดยให้ผู้ประกอบกิจการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทอาคารธุรกิจ/โรงงาน ปี 2556 สามารถดำเนินการต่อได้จนถึงวันที่ 30 เมษายน 2559 และผู้ประกอบกิจการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย ปี 2556 และ ปี 2558 สามารถดำเนินการต่อได้จนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2559 และหากไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าสิ้นสุดลง ทั้งนี้ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายมีหนังสือแจ้งคู่สัญญาทราบล่วงหน้าก่อน SCOD 30 วัน หากไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้ถือว่าหนังสือดังกล่าวเป็นการบอกเลิกสัญญา ทั้งนี้ สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าโครงการ Solar PV Rooftop ณวั นที่ 30 มิถุนายน 2559 มีผู้ผลิตไฟฟ้าที่ COD แล้ว จำนวน 6,166 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 130 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นประเภทบ้านอยู่อาศัย 6,002 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 48 เมกะวัตต์ และประเภทอาคารธุรกิจ/โรงงาน 164 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 82 เมกะวัตต์
3. การรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับผู้ที่ ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) เดิม ซึ่ง กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ได้พิจารณาโครงการฯ ที่ไม่สามารถ COD ภายในสิ้นเดือน ธันวาคม 2558 โดยหาก COD ภายในเมษายน 2559 ให้รับอัตรา FiT คงเดิมที่ 5.66 บาทต่อหน่วย แต่หาก COD หลังวันที่ 30 เมษายน 2559 แต่ไม่เกินวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้รับอัตรา FiT ลดลงมาอยู่ในอัตราที่ 5.377 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ สถานะโครงการ ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2559 มีโครงการที่ COD แล้ว จำนวน 165 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 971 เมกะวัตต์ และมีโครงการที่ได้รับการยกเลิก PPA เนื่องจากไม่ผ่านการพิจารณาอุทธรณ์ PPA จำนวน 6 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 15 เมกะวัตต์
4. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) ในแบบ Feed-in Tariff พ.ศ. 2559 (ระยะที่ 1 สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา) มีความคืบหน้าดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 15 มกราคม 2559 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) เป้าหมาย 10 เมกะวัตต์ มีผู้ได้รับคัดเลือก จำนวน 1 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 2 เมกะวัตต์ ขณะนี้อยู่ระหว่างเตรียมลงนาม PPA โดยมีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2561 และ (2) สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) อยู่ระหว่างดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าประเภทชีวมวล จำนวน 36 เมกะวัตต์ โดยมีกำหนดแล้วเสร็จภายในเดือนสิงหาคม 2559
5. การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 กกพ. ได้ออกประกาศฯ รับซื้อไฟฟ้าเมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 และได้ประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านคุณสมบัติเข้าร่วมโครงการเมื่อวันที่ 18 เมษายน 2559 โดยมีผู้ผ่านคุณสมบัติรวม 167 ราย ต่อมา กกพ. ได้ออกประกาศหลักเกณฑ์และวิธีการจับสลากเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ และได้จับสลากเพื่อคัดเลือกโครงการ เมื่อวันที่ 21 เมษายน 2559 และประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านการคัดเลือกที่มีสิทธิเข้าทำสัญญากับการไฟฟ้า เมื่อวันที่ 26 เมษายน 2559 โดยมีผู้ผ่านการคัดเลือกรวมทั้งสิ้น 67 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 281 เมกะวัตต์ โดยเจ้าของโครงการหรือผู้สนับสนุนโครงการ จะต้องลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายใน 120 วัน นับจากวันที่ได้รับหนังสือและมีกำหนดที่จะต้องจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559
6. ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมและขยะชุมชน สรุปได้ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2559 กกพ. ได้อออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 – 2562 โดยกำหนดให้ยื่นข้อเสนอขอขายไฟฟ้าในระหว่างวันที่ 22 – 28 กันยายน 2559 และจะประกาศรายชื่อผู้ที่ได้รับคัดเลือกวันที่ 28 ตุลาคม 2559 โดยมีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562 (2) การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนอยู่ระหว่างนำร่างประกาศและหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff ไปรับความคิดเห็นและข้อเสนอแนะ โดยมีกำหนดประกาศรับซื้อไฟฟ้าภายในเดือนสิงหาคม 2559 ยื่นข้อเสนอขอขายไฟฟ้าในระหว่างวันที่ 7 – 21 ตุลาคม 2559 ประกาศรายชื่อผู้ที่ได้รับคัดเลือกในวันที่ 17 พฤศจิกายน 2559 และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (นายธรรมยศ ศรีช่วย) สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กระทรวงพลังงาน ได้ออกกฎกระทรวงในการกำหนดประเภทหรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการ ในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2552 โดยประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2552 ซึ่งเหตุผลความจำเป็นในการประกาศใช้กฎกระทรวงดังกล่าว เนื่องจากอาคารเก่าที่ติดตั้งใช้งานอยู่แล้ว ไม่ได้ออกแบบโดยคำนึงถึงการอนุรักษ์พลังงานตั้งแต่ต้น ทำให้การใช้พลังงานเป็นไปอย่างไม่มีประสิทธิภาพ ประกอบกับการปรับปรุงอาคารเก่าที่ใช้งานอยู่มีความยุ่งยาก และบางกรณีไม่คุ้มค่าต่อการลงทุนมาตรการบังคับใช้เกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพอาคารด้านพลังงานในอาคาร (Building Energy Code) เป็นการออกกฏกระทรวงเพื่อกำหนดมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการจัดการพลังงานกับอาคารที่จะก่อสร้างใหม่หรือดัดแปลงการใช้งานอาคารที่มีผลเกี่ยวข้องกับการใช้พลังงานในอาคาร ตั้งแต่เริ่มต้นออกแบบอาคาร เพื่อให้อาคารมีการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ โดยได้กำหนดให้บังคับกับอาคารที่จะก่อสร้างใหม่หรือดัดแปลง 9 ประเภทอาคาร ได้แก่ (1) สำนักงาน (2) โรงแรม (3) โรงพยาบาล (4) ศูนย์การค้า (5) โรงมหรสพ (6) สถานบริการ (7) อาคารชุมนุมคน (8) อาคารชุด และ (9) สถานศึกษา ขนาดพื้นที่ตั้งแต่ 2,000 ตารามเมตรขึ้นไป ต้องออกแบบให้เป็นไปตามเกณฑ์ประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำในระบบต่างๆ ได้แก่ ระบบกรอบอาคาร ระบบปรับอากาศ ระบบแสงสว่าง ระบบผลิตน้ำร้อน พลังงานหมุนเวียน เป็นต้น
2. เนื่องจากการบังคับใช้กฎกระทรวงฯ ที่ออกตามความในพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 (แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550) ไม่ได้มีขอบเขตอำนาจหน้าที่ในการอนุญาตแบบ มาตรา 20 ของ พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 (แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550) ซึ่งได้ระบุให้คณะกรรมการควบคุมอาคารพิจารณาหากเห็นชอบที่จะนำไปบังคับใช้ ให้ถือเสมือนเป็นกฎกระทรวงที่ออกตามมาตรา 8 ของ พ.ร.บ.ควบคุมอาคาร และให้ผู้บรรดามีอำนาจหน้าที่ตามกฎหมายว่าด้วยการควบคุมอาคารมีอำนาจหน้าที่ควบคุมดูแลให้การก่อสร้างหรือดัดแปลงอาคารเป็นไปตามกฎกระทรวงดังกล่าว ดังนั้น ภายหลังที่กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ส่งกฎกระทรวงฯ ให้คณะกรรมการควบคุมอาคารพิจารณาตั้งแต่ปี พ.ศ. 2552 และคณะกรรมการควบคุมอาคาร พิจารณาไม่เห็นชอบที่จะนำไปบังคับใช้ในประเด็นเรื่องเจตนารมณ์ของกฎหมายทั้งสองที่ไม่สอดคล้องกัน การบังคับใช้อาจสร้างภาระให้แก่ผู้ประกอบการ และบทลงโทษกรณีฝ่าฝืนค่อนข้างรุนแรง (ทั้งจำทั้งปรับ) แต่ให้ไปดำเนินการในลักษณะส่งเสริมแบบสมัครใจก่อน เมื่อสังคมมีความพร้อมจะพิจารณาอีกครั้ง
3. คณะกรรมาธิการปฏิรูปด้านพลังงาน สภาปฏิรูปแห่งชาติ คณะกรรมาธิการขับเคลื่อนการปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน และสภาขับเคลื่อนการปฏิรูปประเทศ (สปท.) ได้ช่วยผลักดันให้เป็นข้อเสนอเชิงนโยบายต่อคณะรัฐมนตรี ผ่านคณะกรรมการประสานงานรวม 3 ฝ่าย เพื่อเร่งนำไปสู่การบังคับใช้ โดยมอบหมายให้ พพ. และกรมโยธาธิการและผังเมือง ไปหารือและกำหนดแนวทางเพื่อให้เกิดการบังคับใช้ ซึ่งกรมโยธาธิการและผังเมือง เห็นชอบหลักการ เมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2558 ดังนี้ (1) เห็นควรให้มีการบังคับใช้กับอาคารที่มีความพร้อมก่อน และทยอยบังคับใช้กับอาคารทั้ง 9 ประเภท ภายใน 5 ปี โดยมีกรอบการดำเนินงาน ดังนี้ ปีที่ 1-2 บังคับกับอาคารขนาดใหญ่พิเศษและอาคารสูง ขนาดตั้งแต่ 10,000 ตารางเมตร ขึ้นไป ปีที่ 3-4 บังคับกับอาคารทั้ง 9 ประเภท ขนาดตั้งแต่ 5,000 ตารางเมตร ขึ้นไป และปีที่ 5 บังคับกับอาคารทั้ง 9 ประเภท ขนาดตั้งแต่ 2,000 ตารางเมตร ขึ้นไป (2) เห็นควรแก้ไขกฎกระทรวง โดยให้ไปกำหนดข้อมูลทางเทคนิค เกณฑ์ค่าประสิทธิภาพของระบบต่างๆ ไว้ในประกาศกระทรวงฯ แทน เพื่อความสะดวกในการปรับปรุงให้ทันสมัยและสอดคล้องกับเทคโนโลยีที่เปลี่ยนแปลง ซึ่ง พพ. จัดทำร่างแก้ไขกฎกระทรวงฯ และประกาศกระทรวงที่เกี่ยวข้อง เสนอคณะกรรมการควบคุมอาคาร และเข้าชี้แจงคณะกรรมการฯ เมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2559 ซึ่งคณะกรรมการฯ มีมติให้ตั้งคณะอนุกรรมการขึ้นมาเพื่อพิจารณารายละเอียดและความเหมาะสม ทั้งนี้ มีการประชุมคณะอนุกรรมการไปแล้ว 5 ครั้ง ซึ่งผลการประชุมล่าสุด มีมติเห็นชอบการแก้ไขรายละเอียดของร่างกฎกระทรวง และอยู่ระหว่างการพิจารณาแก้ไขรายละเอียดร่างประกาศกระทรวง เมื่อแล้วเสร็จจะเสนอให้คณะกรรมการควบคุมอาคารให้ความเห็นชอบต่อไป
4. แผนงานที่จะดำเนินการต่อไป ดังนี้ (1) พพ. ร่วมกับกรมโยธาธิการและผังเมือง เร่งพิจารณารายละเอียดและแก้ไขร่างประกาศกระทรวงที่เกี่ยวข้องทั้งหมด และดำเนินขั้นตอนยกร่างแก้ไขกฏหมาย คาดว่าจะบังคับใช้ได้ภายในปี 2560 (2) เตรียมความพร้อมเจ้าหน้าที่ผู้อนุญาตแบบก่อสร้าง โดยการฝึกอบรมให้ความรู้แนวทางปฎิบัติการพิจารณาอนุญาตแบบอาคารอนุรักษ์พลังงาน ให้แก่ เจ้าหน้าที่ท้องถิ่นและเจ้าหน้าที่กรมโยธาธิการและผังเมือง ทั่วประเทศ จำนวน 500 คน ในปีงบประมาณ 2560 (3) เตรียมความพร้อมผู้ตรวจรับรองแบบอาคาร โดยการฝึกอบรมและขึ้นทะเบียนผู้ตรวจรับรองแบบอาคารโดยใช้กลไกวิชาชีพเพื่อรองรับการบังคับใช้ที่จะเกิดขึ้นในอนาคตให้ได้อย่างเพียงพอ และ (4) เผยแพร่ ประชาสัมพันธ์ และรับฟังความคิดเห็นของผู้มีส่วนได้ส่วนเสียเพื่อสร้างความเข้าใจ รับรู้และเห็นความสำคัญของการออกแบบอาคารอนุรักษ์พลังงานที่จะช่วยลดต้นทุนผู้ประกอบการและสร้างผลกำไรทางธุรกิจ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2558
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ตามระเบียบ กพช. ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 กำหนดให้ สนพ. จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อทราบ และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อทราบภายในสามสิบวันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ ซึ่งเมื่อวันที่ 8 เมษายน 2559 คณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ได้มีมติรับทราบและเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2558 และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานให้ความเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ เมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2559 และให้นำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
2. สาระสำคัญของผลการดำเนินงานของกองทุนฯ ในปีงบประมาณ 2558 สรุปได้ดังนี้ (1) คณะกรรมการกองทุนฯ ได้พิจารณาการจัดสรรเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2558 ตามวัตถุประสงค์และแผนการใช้จ่ายเงินที่เน้นเรื่องการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา การฝึกอบรมหลักสูตรระยะสั้นที่เป็นประโยชน์ต่อการปฏิบัติงาน และการให้ทุนการศึกษาและฝึกอบรม เพื่อเป็นการสร้างและพัฒนาขีดความสามารถของบุคลากรที่มีส่วนสำคัญในการผลักดันนโยบายยุทธศาสตร์และภารกิจของหน่วยงานในกระทรวงพลังงาน รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 16,029,224 บาท ประกอบด้วยทุนการศึกษา และฝึกอบรม 12,665,280 บาท การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา 2,723,944 บาท และค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน 640,000 บาท (2) คณะกรรมการกองทุนฯ ได้ทำหน้าที่แทนรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ในการจัดสรรเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2558 รวมทั้งสิ้น 12,832,380 บาท ประกอบด้วยทุนการศึกษาและทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษ ในวงเงิน 11,135,280 บาท สำหรับการศึกษาระดับปริญญาเอกในประเทศ 2 ทุน ปริญญาโทต่างประเทศ 1 ทุน และปริญญาโทในประเทศ 8 ทุน ทุนสำหรับการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนา จำนวน 3 หลักสูตร ในวงเงิน 1,057,100 บาท และค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน 640,000 บาท สำหรับเป็นค่าจ้างลูกจ้างชั่วคราว ค่าตอบแทน ค่าใช้สอย และค่าวัสดุสำนักงาน
3. ประโยชน์ที่ได้รับจากการดำเนินงาน ดังนี้ (1) การศึกษาด้านวิชาการ ทำให้ผู้เข้าศึกษาสามารถนำความรู้ ประสบการณ์ที่ได้รับจากการศึกษาในสาขาวิชาต่าง ๆ มาถ่ายทอดให้แก่ผู้ร่วมงานและนำมาใช้ในการปฏิบัติงานได้ ทำให้การปฏิบัติงานในการให้บริการและตอบสนองความต้องการของประชาชนได้อย่างรวดเร็วและมีคุณภาพ มีประสิทธิภาพมากยิ่งขึ้น (2) การพัฒนาด้านภาษาต่างประเทศ ทำให้ผู้เข้ารับการฝึกอบรมได้รับการพัฒนาทักษะด้านภาษาต่างๆ ทั้งการฟัง พูด อ่าน เขียน ได้อย่างถูกต้องตามหลักไวยกรณ์และเหมาะสมในสถานการณ์ต่างๆ โดยสามารถนำแนวทางและความรู้ที่ได้รับมาประยุกต์ใช้กับการปฏิบัติงานในหน้าที่ให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุดต่อองค์กร และยังทำให้ผู้เข้ารับการฝึกอบรมได้เรียนรู้วัฒนธรรม มาตรฐานความเป็นอยู่ วิถีชีวิตต่างๆ มาตรการและแนวนโยบายต่างๆ ของประเทศที่ไปศึกษา และประเทศของเพื่อนต่างชาติ รวมทั้งได้แลกเปลี่ยนข้อมูลและประสบการณ์ระหว่างกัน (3) การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา บุคลากรและหน่วยงานสามารถนำความรู้ ความเข้าใจทางวิชาการและทางด้านเทคนิค และประสบการณ์ที่ได้รับกลับมาประยุกต์ใช้ในการปฏิบัติงานได้เกิดประสิทธิภาพอย่างสูงสุด และเป็นประโยชน์ในการนำมาประยุกต์ใช้กับประเทศไทยได้ทั้งในระดับชุมชน ระดับหน่วยงาน และระดับประเทศ
4. รายงานสถานะเงินกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2558 ดังนี้ (1) รายงานแสดงฐานะการเงิน ปี 2558 กองทุนฯ มีสินทรัพย์รวม จำนวน 440,568,889.96 บาท ลดลงจากปี 2557 ที่มีจำนวน 449,500,999.42 บาท เป็นเงิน 8,932,109.46 บาท คิดเป็นร้อยละ 1.99 และมีหนี้สินรวม จำนวน 619,517 บาท เพิ่มขึ้นจากปี 2557 ที่มีจำนวน 86,845.20 บาท เป็นเงิน 532,671.80 บาท คิดเป็นร้อยละ 613.36 (2) รายงานแสดงผลการดำเนินงาน ปี 2558 มีรายได้จากการดำเนินงานทั้งสิ้น 13,963,845.74 บาท ลดลงจากปี 2557 ที่มีจำนวน 19,311,592.27 บาท เป็นเงิน 5,347,746.53 บาท คิดเป็นร้อยละ 27.69 โดยรายได้หลักของกองทุนฯ มาจากดอกเบี้ยเงินฝาก ซึ่งในปี 2558 กองทุนฯ มีรายได้ลดลงจากปี 2557 จำนวน 5,347,746.53 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 27.69 และมีค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานทั้งสิ้น 23,428,625.00 บาท เพิ่มขึ้นจากปี 2557 ที่มีจำนวน 16,561,794.16 บาท เป็นเงิน 6,886,830.84 บาท คิดเป็นร้อยละ 41.46 เนื่องจากรายจ่ายทุนการศึกษาและฝึกอบรมเพิ่มขึ้น 3,748,062.76 บาท และรายจ่ายการเดินทางเพื่อการศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนาเพิ่มขึ้น 3,137,838.83 บาท (3) ผลการดำเนินงานของกองทุนฯ ในปี 2558 มีรายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ จำนวน 9,464,781.26 บาท แต่ในภาพรวมกองทุนฯ ยังมีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสะสม จำนวน 87,147,810.94 บาท และมีภาระผูกพันรายจ่ายทุนการศึกษา และรายจ่ายการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนา จำนวน 11,067,274.14 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และมอบให้กระทรวงพลังงานไปจัดทำแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมตามข้อสั่งการต่อไป
เรื่องที่ 5 แผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับการจัดตั้งเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ (SEZ)
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาครัฐ ได้มีการประกาศจัดตั้งเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ ระยะที่ 1 (SEZ1) ใน 6 พื้นที่จังหวัดชายแดน ได้แก่ อำเภอแม่สอด จังหวัดตาก อำเภอเมือง จังหวัดมุกดาหาร อำเภออรัญประเทศ จังหวัดสระแก้ว อำเภอคลองใหญ่ จังหวัดตราด อำเภอสะเดา จังหวัดสงขลา และ อำเภอเมือง จังหวัดหนองคาย โดยส่งเสริมและสนับสนุนการลงทุนในพื้นที่ดังกล่าวในการเข้าสู่ประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน กระทรวงพลังงานจึงได้มีนโยบายพัฒนาระบบไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศเพื่อรองรับการเข้าสู่ประชาคมเศรษฐกิจอาเซียนและความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้นจากการดำเนินการดังกล่าวรวมทั้งการเตรียมความพร้อมเพื่อพัฒนาและเชื่อมโยงโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานในภูมิภาค สนับสนุนการเป็นศูนย์กลางพลังงานในประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน
2. กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้กำหนดให้ระดับความสำเร็จของการจัดทำแผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศเพื่อรองรับการเข้าสู่ประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน (แผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าฯ) เป็นตัวชี้วัดผลการดำเนินการตามนโยบายกระทรวงพลังงานประจำปีงบบัญชี 2558 ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ประกอบด้วย การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และได้จัดตั้งคณะทำงานจัดทำแผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศเพื่อรองรับการเข้าสู่ประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน (คณะทำงานฯ) เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2558 ประกอบด้วย สนพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เพื่อร่วมกันจัดทำแผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าฯ รองรับความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นจากนโยบายของภาครัฐ และ สนพ. ได้เสนอแผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าฯ ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากผู้บริหารกระทรวงพลังงานแล้ว ต่อคณะอนุกรรมการด้านโครงสร้างพื้นฐานและด่านศุลกากร (รัฐมนตรีว่าการกระทรวงคมนาคม เป็นประธานฯ) และคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ (นายกรัฐมนตรี เป็นประธานฯ) รับทราบแผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าฯ เมื่อวันที่ 9 มิถุนายน 2559 และ 27 กรกฎาคม 2559 ตามลำดับ ทั้งนี้ เพื่อประกอบการพิจารณาการดำเนินงานด้านโครงสร้างพื้นฐานด้านระบบไฟฟ้าของประเทศในอนาคตต่อไป
3. กระทรวงพลังงาน โดย สนพ. ร่วมกับ กฟผ. และ กฟภ. ภายใต้การดำเนินงานของคณะทำงานฯ ได้ร่วมกันวิเคราะห์และวางแผนเพื่อจัดทำแผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับการจัดตั้งเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ ระยะที่ 1 (SEZ1) (แผนงานฯ) ใน 6 พื้นที่จังหวัดชายแดน โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้ระบบไฟฟ้าสามารถรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าได้อย่างเพียงพอและทันต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่เขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษดังกล่าว สรุปรายละเอียดแผนการดำเนินงานได้ดังนี้ (1) แผนระบบส่งของ กฟผ. วงเงินรวม 19,415 ล้านบาท (TS.12) เพื่อปรับปรุงสถานีไฟฟ้าต้นทางแรงสูง 230 กิโลโวลต์ และแผนงานก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าระดับแรงดัน 230 กิโลโวลต์ และ 500 กิโลโวลต์ เป็นต้น โดย กฟผ. มีแผนงานที่ได้รับการอนุมัติแล้วตามแผน TS.12 จำนวน 3 พื้นที่ ได้แก่ อำเภออรัญประเทศ จังหวัดสระแก้ว อำเภอคลองใหญ่ จังหวัดตราด และ อำเภอสะเดา จังหวัดสงขลา วงเงินรวม 15,200 ล้านบาท และร่างแผนฯ ที่ยังไม่อนุมัติ (จังหวัดตาก และจังหวัดมุกดาหาร) วงเงินรวม 4,215 ล้านบาท (2) แผนระบบจำหน่ายของ กฟภ. เพื่อก่อสร้างสถานีไฟฟ้า 115/22-33 กิโลโวลต์ และก่อสร้างระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าระดับแรงดัน 115 กิโลโวลต์ 22-33 กิโลโวลต์ และ 220/380 กิโลโวลต์ โดยอยู่ระหว่างการขออนุมัติจากคณะรัฐมนตรีทั้ง 6 พื้นที่ วงเงินรวม 3,140 ล้านบาท ทั้งนี้ ในกรณีที่ความต้องการใช้ไฟฟ้าของฝั่งประเทศเพื่อนบ้านเพิ่มสูงขึ้นในอนาคต แผนงานฯ ของ กฟผ. และ กฟภ. ดังกล่าวจะสามารถรองรับได้ในบางส่วน และหากไม่เพียงพอ กฟผ. และ กฟภ. พร้อมที่จะจัดทำแผนขยายหรือปรับปรุงระบบส่งให้รองรับความต้องการที่เพิ่มสูงขึ้นได้ในอนาคต (3) แผนงานพัฒนาพลังงานทดแทนในพื้นที่เขตเศรษฐกิจพิเศษระยะที่ 1 (SEZ1) เพื่อให้สอดรับกับนโยบายส่งเสริมการผลิตและการใช้พลังงานไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) โดยเมื่อพิจารณาข้อมูลค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้นจากเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษทั้ง 6 พื้นที่ดังกล่าว และความสามารถของระบบส่งไฟฟ้า (Grid Capacity) ของ กฟผ. ในการรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น พบว่า จะต้องมีการลงทุนปรับปรุงและก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. ร่วมกับการพัฒนาโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่เขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ 2 พื้นที่ ได้แก่ อำเภอแม่สอด จังหวัดตาก และ อำเภอเมือง จังหวัดมุกดาหาร ดังนั้น กระทรวงพลังงานจึงเสนอแนวคิดในการส่งเสริมให้มีโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่เขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ อำเภอแม่สอด จังหวัดตาก และเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ อำเภอเมือง จังหวัดมุกดาหาร
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการแผนพัฒนาระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับการจัดตั้งเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ ระยะที่ 1 (SEZ1) ใน 6 พื้นที่จังหวัดชายแดน ได้แก่ อำเภอแม่สอด จังหวัดตาก อำเภอเมือง จังหวัดมุกดาหาร อำเภอเมือง จังหวัดหนองคาย อำเภออรัญประเทศ จังหวัดสระแก้ว อำเภอคลองใหญ่ จังหวัดตราด และอำเภอสะเดา จังหวัดสงขลา
2. เห็นชอบในหลักการแนวทางการลงทุนปรับปรุงและก่อสร้างระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค รวมทั้งการส่งเสริมให้มีโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่เขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ อำเภอแม่สอด จังหวัดตาก และอำเภอเมือง จังหวัดมุกดาหาร โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาแผนและรายละเอียดในการเตรียมการรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามระดับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่จะเพิ่มขึ้นในอนาคต
เรื่องที่ 6 การขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. รัฐบาลแห่งราชอาณาจักรไทยกับรัฐบาลแห่งสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามบันทึกความเข้าใจเรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว เพื่อขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างสองประเทศเป็น 7,000 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 22 ธันวาคม 2550 ซึ่งจากบันทึกความเข้าใจดังกล่าว ทั้งสองฝ่ายจะส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว ตั้งแต่วันที่ลงนามในบันทึกความเข้าใจจนถึงปี 2558 ให้ได้ประมาณ 5,000 เมกะวัตต์ และให้สามารถขยายความร่วมมือเพิ่มเติมต่อไปภายในหรือหลังปีดังกล่าวได้อีกประมาณ 2,000 เมกะวัตต์ รวมทั้งหมดประมาณ 7,000 เมกะวัตต์ เพื่อจำหน่ายให้แก่ราชอาณาจักรไทย
2. คณะกรรมาธิการว่าด้วยความร่วมมือ (Joint Commission: JC) ไทย-ลาว ในการประชุมครั้งที่ 20 ระหว่างวันที่ 25 - 27 ตุลาคม 2558 ณ จังหวัดเชียงราย ได้หารือในด้านความร่วมมือด้านไฟฟ้าและพลังงาน โดยที่ประชุมรับทราบว่าฝ่ายไทยยินดีที่จะร่วมมือกับ สปป. ลาว ในการพิจารณาการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป. ลาว เพิ่มขึ้นจากกรอบบันทึกความเข้าใจ 7,000 เมกะวัตต์ โดยคำนึงถึงความเจริญเติบโตทางด้านเศรษฐกิจ ความต้องการไฟฟ้า กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง และข้อจำกัดด้านระบบส่ง โดยขอให้กระทรวงพลังงานและบ่อแร่แห่ง สปป. ลาว มีหนังสือแจ้งกระทรวงพลังงานแห่งราชอาณาจักรไทยอย่างเป็นทางการ
3. เมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2559 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีมติเห็นชอบในหลักการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป. ลาว เป็น 9,000 เมกะวัตต์ โดยฝ่ายเลขานุการฯ จะได้นำหลักการดังกล่าวไปประสานกับคณะกรรมการประสานการพัฒนาด้านพลังงานไฟฟ้าของฝ่าย สปป. ลาว (Coordinating Committee for Development of Electric Power: CDEP) หากสามารถบรรลุข้อสรุปได้จะดำเนินการสู่กระบวนการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าและการลงนามต่อไป
4. เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2559 ได้มีการหารือข้อราชการระหว่าง พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์ (รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประเทศไทย) กับ H.E. Viraphon Viravong (รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว) ซึ่งทั้งสองฝ่ายได้พิจารณาการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าจาก 7,000 เมกะวัตต์ เป็น 9,000 เมกะวัตต์
5. คณะกรรมการประสานการพัฒนาด้านพลังงานไฟฟ้าของฝ่าย สปป. ลาว ได้มีหนังสือลงวันที่ 10 พฤษภาคม 2559 ถึงประธานคณะอนุกรรมการฯ ของฝ่ายไทย ขอให้พิจารณาร่างบันทึกความเข้าใจการซื้อขายไฟฟ้ากับ สปป. ลาว ซึ่งฝ่าย สปป. ลาว ได้เสนอให้มีการเพิ่มปริมาณการซื้อขายไฟฟ้าจากเดิม 7,000 เมกะวัตต์ เป็น 10,000 เมกะวัตต์ เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่อาจเพิ่มมากขึ้นในอนาคต รวมทั้งเสนอให้มีการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าระหว่างทั้งสองประเทศเป็นแบบ Grid-to-Grid
6. เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2559 คณะอนุกรรมฯ ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป.ลาว และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ไปเจรจากับฝ่าย สปป. ลาว และเมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2559 ผู้แทนฝ่ายไทย นำโดยผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน พร้อมเจ้าหน้าที่จาก สนพ. และ กฟผ. ได้มีการประชุมหารือในรายละเอียดร่างบันทึกความเข้าใจความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป.ลาว (MOU) ณ กรุงเวียงจันทน์ สปป. ลาว จนสามารถบรรลุข้อสรุปร่างบันทึกความเข้าใจฯ ร่วมกัน
7. สาระสำคัญของร่างบันทึกความเข้าใจ สรุปได้ดังนี้ (1) ขยายกรอบความร่วมมือเพิ่มจากบันทึกความเข้าใจความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว ฉบับปัจจุบัน ที่ลงนามเมื่อวันที่ 22 ธันวาคม 2550 จาก 7,000 เมกะวัตต์ เป็น 9,000 เมกะวัตต์ โดยทั้งสองฝ่ายเห็นพ้องกันว่ายังไม่มีความจำเป็นที่จะระบุระยะเวลาของกรอบความร่วมมือฉบับนี้ นอกจากนี้ ทั้งสองประเทศจะสนับสนุนการพัฒนาการเชื่อมโยงโครงข่ายระบบไฟฟ้าของทั้งสองประเทศเข้าด้วยกัน ก่อนยกระดับสู่การเป็น Regional Power Grid และจะจัดตั้งคณะทำงานเพื่อร่วมกันศึกษาในรายละเอียดทางด้านเทคนิคและเศรษฐศาสตร์ในการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าของทั้งสองประเทศ (Grid-to-Grid) (2) นอกจากการพัฒนาไฟฟ้าพลังน้ำแล้ว เพื่อประโยชน์ของทั้งสองประเทศ เห็นควรร่วมมือด้านการพัฒนาแหล่งพลังงานไฟฟ้าพลังความร้อน พร้อมทั้งสนับสนุนการพัฒนาระบบส่ง และระบบจำหน่ายใน สปป.ลาว ด้วย (3) เป็นที่ทราบว่าความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าของทั้งสองประเทศมีพื้นฐานความสำเร็จในการดำเนินงานจากโครงการความร่วมมือทางด้านเทคนิค ดังนั้น ทั้งสองประเทศจะมีความร่วมมือในการดำเนินกิจกรรมต่างๆ ร่วมกัน ได้แก่ การพัฒนาบุคลากร การแลกเปลี่ยนประสบการณ์และความรู้ด้านเทคนิค การแลกเปลี่ยนข้อมูล การศึกษาร่วมกัน การอบรมเชิงปฏิบัติการ และการดำเนินกิจกรรมผ่านโครงการต่างๆ ที่ได้ร่วมกันจัดตั้งขึ้นในด้านพลังงานไฟฟ้า
8. เนื่องจาก รัฐบาล สปป. ลาว จะเป็นเจ้าภาพการประชุมสุดยอดผู้นำอาเซียน (ASEAN Summit) ระหว่างวันที่ 4 – 6 กันยายน 2559 สปป. ลาว จึงเสนอที่จะให้มีการลงนามในฉบับ MOU นี้ ในช่วงเวลาดังกล่าวด้วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว จาก 7,000 เมกะวัตต์ เป็น 9,000 เมกะวัตต์
2. เห็นชอบในหลักการร่างบันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลแห่งราชอาณาจักรไทยกับ สปป. ลาว เรื่อง ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว และเพื่อให้สามารถลงนามได้ในช่วงเวลาการประชุมสุดยอดผู้นำอาเซียน (ASEAN Summit) ระหว่างวันที่ 4 – 6 กันยายน 2559 ตามข้อเสนอจาก สปป. ลาว เห็นชอบให้สามารถเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาได้ทันที โดยเมื่อคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบแล้วให้กรมสนธิสัญญาและกฎหมายตรวจสอบ หากไม่มีประเด็นการแก้ไขที่เป็นสาระสำคัญให้กระทรวงพลังงานดำเนินการให้มีการลงนามบันทึกความเข้าใจดังกล่าวต่อไป โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นจากคณะรัฐมนตรีและ กพช. อีก
ทั้งนี้ เห็นควรให้กระทรวงพลังงานพิจารณาเรื่องความเหมาะสมของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านให้รอบคอบ รวมทั้งพิจารณาแผนการพัฒนาเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้ากับประเทศเพื่อนบ้านด้วย และมอบหมายให้กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมและกระทรวงพลังงานไปดำเนินการเจรจาความร่วมมือด้านน้ำกับ สปป. ลาว ต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ) มาตรา 9(8) ได้กำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีอำนาจหน้าที่ในการเสนอนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) โดย กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 และวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ได้เห็นชอบนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าไว้ ดังนี้ (1) ช่วงระหว่างการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ให้จ่ายเงินเป็นรายปีตามกำลังการผลิตติดตั้งของโรงไฟฟ้าในอัตรา 50,000 บาท/เมกะวัตต์/ปี สำหรับปีใดที่มีการก่อสร้างไม่ครบปีให้คำนวณตามสัดส่วนของเดือนในปีนั้น ทั้งนี้ต้องไม่น้อยกว่า 50,000 บาท/ปี (2) ช่วงระหว่างการผลิตไฟฟ้าให้จ่ายเงินเข้ากองทุนเป็นรายเดือนตามปริมาณการผลิตพลังงานไฟฟ้า โดยจำแนกตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าในอัตรา ดังนี้ ก๊าซธรรมชาติ 1.0 สตางค์/หน่วย น้ำมันเตา ดีเซล 1.5 สตางค์/หน่วย ถ่านหิน ลิกไนต์ 2.0 สตางค์/หน่วย พลังงานหมุนเวียน ประเภท ลม และแสงอาทิตย์ 1.0 สตางค์/หน่วย พลังงานหมุนเวียน ประเภทพลังงานน้ำ 2.0 สตางค์/หน่วย พลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ เช่น ก๊าซชีวภาพ ชีวมวล กากและเศษวัสดุเหลือใช้ ขยะชุมชน และอื่นๆ 1.0 สตางค์/หน่วย โดยคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่องการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ประเภทใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า พ.ศ. 2553 (ประกาศ กกพ.ฯ) ซึ่งมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 21 ธันวาคม 2553 ส่งผลให้ผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจะต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตั้งแต่การผลิตพลังงานไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2554 เป็นต้นไป
2. ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2555 กกพ. เสนอให้ กพช. กำหนดอัตรานำส่งเงินเข้ากองทุน สำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงจากพลังงานเหลือทิ้ง เช่น ไอน้ำหรือลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิตผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมและการเกษตร และจากพลังงานหมุนเวียนประเภทความร้อนใต้พิภพ และอื่นๆ ในอัตรา 1 สตางค์/หน่วย ซึ่ง กพช. มีความเห็นว่าการนำพลังงานเหลือทิ้งจากกระบวนการผลิตมาใช้ให้เกิดประสิทธิภาพสูงขึ้นในการผลิตไฟฟ้าเป็นสิ่งควรให้การสนับสนุนในลักษณะให้แรงจูงใจ (incentive) และควรมีการทบทวนความเหมาะสมการกำหนดอัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า โดย กพช. มีมติให้ทบทวนนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าใหม่ โดยให้คำนึงถึงนโยบายรัฐบาลในเรื่องการส่งเสริมและสนับสนุนการใช้พลังงานหมุนเวียนของประเทศ และการเพิ่มประสิทธิภาพของการใช้เงินของกองทุนฯ ที่เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประชาชนรอบโรงไฟฟ้า
3. กกพ. ได้ดำเนินการทบทวนนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า และมีความเห็นว่าการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง คือ การนำพลังงานความร้อนที่ปล่อยทิ้งสู่บรรยากาศหลังจากผ่านกระบวนการผลิตแล้วกลับมาใช้ในการผลิตไฟฟ้า เช่น กระบวนการผลิตปูนซิเมนต์ จะมีลมร้อนเหลือทิ้งที่อุณหภูมิประมาณ 350 องศาเซลเซียส ลมร้อนดังกล่าวสามารถนำไปใช้ในกระบวนการผลิตไอน้ำที่หม้อน้ำ (Waste Heat Boiler) เพื่อนำไอน้ำที่ได้ไปใช้ในการขับกังหันไอน้ำ (Turbine) เพื่อผลิตไฟฟ้าได้ ซึ่งหากเปรียบเทียบการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งกับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ เห็นได้ว่าทั้งสองประเภทเป็นการใช้ประโยชน์จากวัสดุเหลือใช้เช่นเดียวกัน ดังนั้น การผลิตไฟฟ้าโดยใช้ลมร้อนทิ้ง ซึ่งเป็นการประกอบกิจการพลังงาน ตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ และต้องได้รับใบอนุญาตจาก กกพ. จึงต้องอยู่ในข่ายที่ต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าเช่นเดียวกับโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในรูปแบบอื่นด้วย โดย กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่า อัตรา 1 สตางค์/หน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้ในแต่ละเดือน ตามที่เสนอให้ กพช. พิจารณาในการประชุมเมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2555 เป็นอัตราที่เหมาะสม เนื่องจากเป็นอัตราเดียวกับที่เก็บจากผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภทลมและแสงอาทิตย์ และพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ นอกจากนี้ กกพ. มีความเห็นว่าปัจจุบันรัฐบาลมีนโยบายส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานขยะ ทั้งขยะชุมชนและขยะอุตสาหกรรม ซึ่งในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 มีมติเห็นชอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 - 2562 ในปริมาณ 50 เมกะวัตต์ แต่ปัจจุบันอัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีเพียงขยะชุมชนยังไม่มีการระบุขยะอุตสาหกรรมไว้ด้วย ดังนั้น จึงเห็นควรเพิ่มเติมให้การผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าด้วย ในอัตรา 1 สตางค์/หน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้ในแต่ละเดือน เช่นเดียวกับอัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนที่ได้มีการกำหนดไว้แล้ว
4. การทบทวนอัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า กกพ. เห็นว่าการนำส่งเงินเข้ากองทุนในอัตราที่ใช้อยู่ในปัจจุบันทำให้ท้องถิ่นที่ตั้งของโรงไฟฟ้ามีรายได้เพื่อมาพัฒนาท้องถิ่นเพิ่มเติมจากงบประมาณที่ได้รับจากทางราชการ ซึ่งมีจำนวนที่แตกต่างกันขึ้นอยู่กับปริมาณและขนาดของกองทุนในแต่ละพื้นที่ โดยสามารถที่จะนำมาต่อยอดในการพัฒนาท้องถิ่นให้มีความเจริญเพิ่มขึ้นได้ และนำมาดำเนินโครงการขนาดใหญ่เพื่อการพัฒนาชุมชนที่ยั่งยืนต่อไปได้ ทั้งนี้ การเก็บเงินเข้ากองทุนตามอัตราที่เป็นอยู่ปัจจุบันสามารถสนองตอบต่อการพัฒนาชุมชนรอบโรงไฟฟ้าและทำให้ประชาชนที่อยู่รอบโรงไฟฟ้ามีทัศนคติที่ดีในการที่มีโรงไฟฟ้าตั้งอยู่ในท้องถิ่นของตนได้ในระดับหนึ่งแล้ว และการปรับปรุงอัตราไม่ว่าจะลดอัตราหรือเพิ่มอัตราจะส่งผลต่อพื้นที่ที่ได้รับเงินกองทุนหรือส่งผลกับค่าไฟฟ้าที่ผู้ใช้ไฟฟ้าต้องรับภาระ จึงเห็นควรคงอัตรานำส่งเงินเข้ากองทุนไว้ตามอัตราที่เก็บอยู่ในปัจจุบัน นอกจากนี้ กกพ. ได้ติดตามและประเมินผลการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามมาตรา 97(3) และสำรวจสอบถามทัศนคติของชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าต่อการดำเนินงานกองทุนฯ และโรงไฟฟ้า พบว่าชุมชนเห็นด้วยว่าหากกองทุนพัฒนาไฟฟ้าร่วมมือกับโรงไฟฟ้าจะสามารถพัฒนาชุมชนได้มากขึ้น และยินดีเข้าร่วมกิจกรรมของกองทุนและโรงไฟฟ้า โดยเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าจะช่วยพัฒนาชุมชน และทำให้โรงไฟฟ้าสามารถอยู่ร่วมกับชุมชุนอย่างเป็นมิตร คนมีงานทำ และมีข้อเสนอแนะว่าโรงไฟฟ้าควรเป็นโรงไฟฟ้าสีเขียว โดยมีความรับผิดชอบต่อสังคมและสิ่งแวดล้อมขององค์กร (CSR) ร่วมกับชุมชน และเข้าหาชุมชนเพื่อลดความขัดแย้ง
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาแล้วมีความเห็นว่าการกำหนดอัตรานำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าในส่วนของการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม ที่ 1 สตางค์ต่อหน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้ในแต่ละเดือนมีความเหมาะสม เนื่องจากผู้ประกอบการมีการขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในอัตรา Feed in Tariff และอัตราดังกล่าวเทียบเคียงได้กับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ เช่น ลม แสงอาทิตย์ ก๊าซชีวภาพ และขยะชุมชน เป็นต้น แต่สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง เนื่องจากเป็นการผลิตไฟฟ้าใช้เองเป็นส่วนใหญ่ ซึ่งถือเป็นการอนุรักษ์พลังงานที่สำคัญ เป็นไปตาม พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 (แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550) ทำให้ลดภาระการผลิตไฟฟ้าของประเทศและลดการใช้เชื้อเพลิง ในขณะเดียวกัน การผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งยังช่วยลดปัญหามลภาวะของโรงงานอุตสาหกรรมลง ซึ่งสอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2555 ที่เห็นว่าการนำพลังงานเหลือทิ้งจากกระบวนการผลิตมาใช้ให้เกิดประสิทธิภาพสูงขึ้นในการผลิตไฟฟ้าเป็นสิ่งควรให้การสนับสนุนในลักษณะให้แรงจูงใจ (incentive) ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่า ควรให้ กกพ. ทบทวนความเหมาะสมของการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง โดยหารือกับกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกระทรวงอุตสาหกรรม และหากมีความจำเป็นที่จะต้องมีการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า จะต้องดำเนินการโดยไม่ขัดต่อนโยบายการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม
2. เห็นชอบอัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในอัตรา 1 สตางค์/หน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้ในแต่ละเดือน เช่นเดียวกับพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ
3. เห็นควรมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปทบทวนความเหมาะสมของการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง โดยหารือกับกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกระทรวงอุตสาหกรรม และหากมีความจำเป็นที่จะต้องมีการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า จะต้องดำเนินการโดยไม่ขัดต่อนโยบายการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ โดยให้นำผลการทบทวนกลับมาเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการประชุมครั้งต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2551 มีมติเห็นชอบ 6 มาตรการ 6 เดือนฝ่าวิกฤตเพื่อคนไทยทุกคน ซึ่งมีมาตรการลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือนโดยภาครัฐจะลดภาระค่าใช้จ่าย ใน 2 กรณี คือ (1) หากใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 80 หน่วยต่อเดือน ภาครัฐจะรับภาระค่าใช้จ่ายทั้งหมด และ (2) กรณีใช้ไฟฟ้าเกินกว่า 80 หน่วยต่อเดือน แต่ไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน ภาครัฐจะรับภาระค่าใช้จ่ายให้ครึ่งหนึ่งของค่าไฟฟ้าทั้งหมด ซึ่งการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้เตรียมการรองรับมาตรการดังกล่าว โดยในส่วนของการออกใบแจ้งหนี้ค่าไฟฟ้าสำหรับที่อยู่อาศัยและอาคารชุดที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 80 หน่วยต่อเดือนจะแสดงรายการตามปกติที่มีภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) รวมอยู่ด้วยและระบุว่า “รัฐบาลรับภาระ” กรณีที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 80 หน่วย แต่ไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน จะแสดงรายการตามปกติที่มีภาษีมูลค่าเพิ่มแต่ระบุว่า “รัฐบาลรับภาระครึ่งหนึ่ง”
2. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มกราคม 2554 มีมติเห็นชอบในหลักการของแผนปฏิบัติการปฏิรูปประเทศไทยและมอบให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการตามรายละเอียดของแผนปฏิบัติการฯ โดยในส่วนของการลดค่าครองชีพด้านพลังงาน ให้ทำมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อยซึ่งใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็นมาตรการถาวร และเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 ที่ให้การทำมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อยซึ่งใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็นมาตรการถาวร ดำเนินการโดยใช้กลไกของกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ) มาตรา 97(1) ที่กำหนดให้กองทุนพัฒนาไฟฟ้าทำหน้าที่ในการชดเชยและอุดหนุนผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าซึ่งได้ให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสให้ได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟ้าให้ใช้ไฟฟ้าฟรี หมายถึงผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยประเภท 1.1 ซึ่งติดมิเตอร์ขนาด 5(15) แอมแปร์ และใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน โดยกระจายภาระให้ผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท รวมถึงให้พิจารณาผู้ใช้ไฟฟ้าที่เป็นลูกค้าตรงของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยและผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนร่วมรับภาระด้วย ทั้งนี้ ยกเว้นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย กิจการขนาดเล็ก และสูบน้ำเพื่อการเกษตร เพื่อไม่ให้เป็นภาระค่าใช้จ่ายของประชาชนทั่วไป และต่อมาคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 ได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 เสนอให้ปรับปรุงมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อยซึ่งใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน โดยปรับลดจำนวนหน่วยการใช้ไฟฟ้าของครัวเรือนเป็นไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน
3. การใช้กลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ ในการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อยเป็นผลให้ภาระค่าบริการไฟฟ้า (เฉพาะค่าไฟฟ้าและค่าบริการ) ในส่วนที่ไม่เกิน 90 หรือ 50 หน่วยต่อเดือน แล้วแต่กรณี ไม่ตกเป็นภาระของผู้ให้บริการไฟฟ้าแก่ผู้มีรายได้น้อย แต่ในส่วนภาษีมูลค่าเพิ่ม กลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้าไม่สามารถใช้ในการชดเชยและอุดหนุนให้กับผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าซึ่งได้ให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าผู้ที่ด้อยโอกาสได้ เนื่องจากภาษีมูลค่าเพิ่มเป็นส่วนที่ผู้ซื้อสินค้าหรือผู้รับบริการต้องเป็นผู้จ่ายตามมาตรา 82/4 แห่งประมวลรัษฎากร ที่กำหนดให้ผู้ขายสินค้าหรือผู้ให้บริการเรียกเก็บจากผู้ซื้อหรือผู้รับบริการเพื่อนำส่งกรมสรรพากร ดังนั้น ภาษีมูลค่าเพิ่มจึงไม่ใช่ส่วนที่ผู้ให้บริการไฟฟ้าให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสที่จะใช้เงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามาชดเชยและอุดหนุนได้ เป็นผลให้ยังมีภาระภาษีมูลค่าเพิ่มที่ผู้ให้บริการไฟฟ้ายังไม่ได้เรียกเก็บแต่นำเงินส่งให้แก่กรมสรรพากรแล้วตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 ถึงสิ้นเดือนพฤษภาคม 2559 เป็นเงิน 1,654.91 ล้านบาท และจะเพิ่มขึ้นทุกๆ เดือน
4. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการยกเว้นมูลค่าของฐานภาษีในการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่มกรณีส่วนลดค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสตามนโยบายของรัฐบาล ในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าฟรีสำหรับบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ขนาด 5(15) แอมแปร์ และให้มีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน เป็นระยะเวลาไม่น้อยกว่า 3 เดือน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ประสานกับกรมสรรพากรรวมทั้งพิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาภาษีมูลค่าเพิ่มที่ผ่านมา เพื่อมิให้เป็นภาระกับผู้ใช้ไฟฟ้าต่อไป ทั้งนี้ จากการดำเนินนโยบายช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อยของรัฐบาลนับแต่ปี 2551 เป็นต้นมา มีภาระภาษีมูลค่าเพิ่มของผู้ให้บริการไฟฟ้าที่ให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสแบ่งเป็น 2 ช่วง ดังนี้ (1) ช่วงการดำเนินนโยบายในระยะแรกตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2551 ถึงเดือนมิถุนายน 2554 รัฐบาลรับภาระค่าไฟฟ้าและภาษีมูลค่าเพิ่มทั้งหมดโดยผู้ให้บริการได้รับงบประมาณจากรัฐบาลในการชดเชยค่าไฟฟ้า ค่าบริการและภาษีมูลค่าเพิ่มทั้งจำนวน จึงไม่มีภาระภาษีค้างอยู่แต่อย่างใด (2) ช่วงตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 จนกว่าจะแก้ไขปัญหานี้เสร็จ ภาระภาษีมูลค่าเพิ่มจะเกิดและสะสมเพิ่มขึ้นทุกๆ เดือนที่ กฟน. และ กฟภ. นำส่งภาษีมูลค่าเพิ่มต่อกรมสรรพากร ปัจจุบันมีภาระภาษีมูลค่าเพิ่มตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 ถึงพฤษภาคม 2559 จำนวน 1,654.91 ล้านบาท (กฟน. 51.15 ล้านบาท และ กฟภ. 1,603.76 ล้านบาท)
5. สืบเนื่องจากมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 ที่ให้ความเห็นชอบการยกเว้นมูลค่าเพิ่มของฐานภาษีในการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่มกรณีส่วนลดค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส โดยให้ กกพ. ประสานกรมสรรพากรในการดำเนินการให้เกิดผลในทางปฏิบัติ กกพ. ได้ประสานงานกับกรมสรรพากรและได้รับแจ้งว่า (1) การขอยกเว้นภาษีมูลค่าเพิ่มทำได้โดยการใช้อำนาจตามมาตรา 81 (น) แห่งประมวลรัษฎากร ออกเป็นพระราชกฤษฎีกา (2) การยกเว้นภาษีมูลค่าเพิ่มในกรณีดังกล่าว จะเป็นการเพิ่มภาระแก่ผู้ประกอบการในกรณีที่ผู้ประกอบการดังกล่าวอยู่ในระบบภาษีมูลค่าเพิ่มอยู่แล้ว เนื่องจากผู้ประกอบการจะมีภาระภาษีมูลค่าเพิ่มในด้านซื้อบางส่วนที่ไม่สามารถนำมาคำนวณหักจากภาษีมูลค่าเพิ่มที่เกิดขึ้นในด้านขายได้ทั้งนี้ กรมสรรพากรได้แนะนำเพิ่มเติมว่า การแก้ไขปัญหาภาษีมูลค่าเพิ่มในการดำเนินนโยบายช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อยตามนโยบายรัฐบาล อธิบดีกรมสรรพากรมีอำนาจตามมาตรา 79(4) แห่งประมวลรัษฎากร ในการกำหนดให้มูลค่าของการให้บริการไฟฟ้าแก่ผู้ด้อยโอกาสเป็นค่าตอบแทนที่มีลักษณะและเงื่อนไขตามที่อธิบดีกรมสรรพากรกำหนดโดยอนุมัติรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลังไม่รวมเป็นมูลค่าของฐานภาษี ซึ่งจะส่งผลให้ผู้ให้บริการไฟฟ้าไม่ต้องเรียกเก็บภาษีมูลค่าเพิ่มจากผู้ใช้ไฟฟ้าและไม่ต้องนำส่งภาษีมูลค่าเพิ่มให้แก่กรมสรรพากร ซึ่ง กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าการใช้อำนาจอธิบดีกรมสรรพากรโดยอนุมัติรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลัง ตามมาตรา 79(4) แห่งประมวลรัษฎากร ตามแนวทางของกรมสรรพากรข้างต้นจะเป็นการแก้ไขปัญหาภาษีมูลค่าเพิ่มสำหรับการดำเนินมาตรการนี้อย่างเป็นรูปธรรมและไม่ก่อภาระให้แก่ทั้งผู้ใช้ไฟฟ้าและผู้ให้บริการไฟฟ้าตามแนวทางของ กพช. จึงเห็นควรเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ โดยให้มีผลสำหรับการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าตั้งแต่เดือนในเดือนตุลาคม 2559 เพื่อให้กรมสรรพากรมีเวลาในการออกประกาศกรมสรรพากรตามนัยมาตรา 79(4) แห่งประมวลรัษฎากร ต่อไป
6. เพื่อไม่ให้ภาษีมูลค่าเพิ่มตกเป็นภาระแก่ผู้ให้บริการ (กฟน. และ กฟภ.) กกพ. ได้พิจารณาแนวทางในการบรรเทาภาระดังกล่าวไว้ 3 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 พิจารณาให้ภาระภาษีมูลค่าเพิ่มดังกล่าวรวมอยู่ในอัตราค่าบริการไฟฟ้าตามมาตรา 67 แห่ง พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ ในการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในรอบต่อไปในปี 2560-2563 หรือพิจารณาให้ภาระภาษีมูลค่าเพิ่มดังกล่าวเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐที่ส่งผ่านในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ในการปรับค่า Ft ในงวดเดือนมกราคม – เมษายน 2560 ซึ่ง กกพ. เห็นว่า แม้การดำเนินการดังกล่าวข้างต้นจะทำได้ตามบทบัญญัติแห่งกฎหมายแต่ในแง่ผลกระทบจะมีจำนวนมาก เนื่องจากจะส่งผลให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้นและผู้ได้รับผลกระทบคือผู้ใช้ไฟฟ้าทั้งหมด แนวทางที่ 2 การใช้กลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ ในการชดเชยภาระภาษีมูลค่าเพิ่ม ซึ่ง กกพ. มีความเห็นว่า แม้มาตรา 97(1) แห่ง พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ จะกำหนดให้กองทุนพัฒนาไฟฟ้าใช้จ่ายเงินเพื่อการชดเชยและอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส แต่เนื่องจากมาตรา 82/4 แห่งประมวลรัษฎากรกำหนดให้ผู้ขายสินค้าหรือให้บริการเรียกเก็บภาษีมูลค่าเพิ่มจากผู้ซื้อหรือผู้รับบริการ ดังนั้น ภาษีมูลค่าเพิ่มจึงเป็นส่วนที่ผู้ซื้อหรือผู้รับบริการต้องรับภาระตามกฎหมาย กฟน. หรือ กฟภ. ไม่ใช่ผู้รับภาระในส่วนนี้ จึงไม่สามารถใช้กลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้าชดเชยส่วนของภาษีมูลค่าเพิ่มให้แก่ กฟน. และ กฟภ. ได้ และแนวทางที่ 3 ขออนุมัติงบประมาณเพื่อชดเชยภาระภาษีมูลค่าเพิ่มให้แก่ กฟน. และ กฟภ. ซึ่ง กกพ. มีความเห็นว่าแนวทางนี้แม้รัฐบาลจะมีภาระในการจัดสรรงบประมาณให้แก่ กฟน. และ กฟภ. แต่จะสอดคล้องกับเจตนารมณ์ของรัฐบาลในการดำเนินมาตรการนี้ตั้งแต่แรกเริ่ม และจะใช้งบประมาณเพื่อแก้ไขปัญหาภาษีมูลค่าเพิ่มที่เกิดขึ้นในช่วงกรกฎาคม 2554 ถึงกันยายน 2559 เท่านั้น ช่วงต่อจากนั้นจะไม่มีภาระภาษีมูลค่าเพิ่มเกิดขึ้นอีก ดังนั้น จึงเห็นควรเสนอ กพช. พิจารณาเสนอคณะรัฐมนตรีในการจัดสรรงบประมาณชดเชยภาระภาษีมูลค่าเพิ่มให้แก่ กฟน. และ กฟภ. ตามจำนวนที่ได้นำส่งกรมสรรพากรไปจริงในช่วงกรกฎาคม 2554 ถึงกันยายน 2559
7. ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วมีความเห็น ดังนี้ (1) การกำหนดให้มูลค่าของการให้บริการ (ค่าไฟฟ้าและค่าบริการ) แก่ผู้ด้อยโอกาสเป็นค่าตอบแทนที่มีลักษณะเงื่อนไขไม่รวมเป็นมูลค่าของฐานภาษี ตามที่อธิบดีกรมสรรพากรกำหนด อนุมัติโดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลัง ตามมาตรา 79(4) แห่งประมวลรัษฎากรตามแนวทางของกรมสรรพากรเสนอจะช่วยลดภาระภาษีมูลค่าเพิ่มของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจากนโยบายค่าไฟฟ้าฟรี 50 หน่วยลงได้ ตามข้อเสนอของ กกพ. (2) สำหรับภาษีมูลค่าเพิ่มที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้จ่ายให้กรมสรรพากรไปแล้วตั้งแต่ช่วงเดือน กรกฎาคม 2554 – กันยายน 2559 ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่า มาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อย (ผู้ด้อยโอกาส) เป็นนโยบายของรัฐบาล การกำหนดให้ภาระภาษีมูลค่าเพิ่มดังกล่าวรวมอยู่ในอัตราค่าบริการไฟฟ้าในการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2560 – 2562 หรือส่งผ่านค่า Ft จะเกิดผลกระทบและเพิ่มภาระค่าไฟฟ้ากับผู้ใช้ไฟฟ้าทั้งประเทศ และภาระภาษีมูลค่าเพิ่มดังกล่าวเป็นของผู้ใช้ไฟฟ้าซึ่งเป็นผู้มีรายได้น้อย โดยมิใช่ภาระของผู้ประกอบการไฟฟ้า ทำให้ไม่สามารถใช้กลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 97(1) เพื่อจ่ายชดเชยได้ ดังนั้นฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรให้ดำเนินการขออนุมัติงบประมาณเพื่อชดเชยภาระภาษีมูลค่าเพิ่มให้แก่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายตามที่ กกพ. เสนอ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดให้มูลค่าของการให้บริการไฟฟ้าแก่ผู้ด้อยโอกาส ไม่รวมเป็นมูลค่าของฐานภาษี โดยอาศัยอำนาจตามมาตรา 79(4) แห่งประมวลรัษฎากร สำหรับการเก็บค่าไฟฟ้าตั้งแต่เดือนตุลาคม 2559 เป็นต้นไป เพื่อให้กรมสรรพากรดำเนินการออกประกาศกรมสรรพากรในเรื่องนี้ต่อไป
2. เห็นชอบแนวทางในการให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายนำภาระภาษีมูลค่าเพิ่มจากการให้บริการผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 ตามจำนวนที่ได้นำส่งกรมสรรพากรไปจริง มาหักลดรายได้นำส่งคลังในปีต่อๆ ไป โดยให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ กระทรวงการคลัง และการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย หารือร่วมกันในแนวทางปฏิบัติดังกล่าว ทั้งนี้ให้ถือว่าภาระภาษีดังกล่าวมิได้เป็นผลมาจากการปฏิบัติงานจึงให้นำกลับมารวมในการพิจารณาจัดสรรโบนัสให้กับพนักงานด้วยความเป็นธรรม
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานเสนอแนวทางการแก้ไขปัญหาภาษีมูลค่าเพิ่มจากมาตรการอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสตามนโยบายของรัฐต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (ประกาศ กพช.) เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2553 ลงวันที่ 27 สิงหาคม 2553 กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (กองทุนอนุรักษ์ฯ) สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีคุณภาพเป็นไปตามที่กระทรวงพลังงานประกาศกำหนด จำนวน 6 ประเภท ดังนี้ (1) น้ำมันเบนซิน 0.2500 บาท/ลิตร (2) น้ำมันแก๊สโซฮอล 0.2500 บาท/ลิตร (3) น้ำมันก๊าด 0.0700 บาท/ลิตร (4) น้ำมันดีเซล 0.2500 บาท/ลิตร (5) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 0.2500 บาท/ลิตร และ (6) น้ำมันเตา 0.0700 บาท/ลิตร โดยให้ยกเว้นน้ำมันเบนซินที่จะนำมาผสมเอทานอลเพื่อผลิตเป็นน้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลที่จะนำมาผสมกับไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันเพื่อผลิตเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5
2. การดำเนินงานตามประกาศ กพช. เกิดปัญหาในทางปฏิบัติ ดังนี้ (1) การส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานซ้ำซ้อน เนื่องจากเมื่อผู้ค้านำเข้าน้ำมันเตาได้ส่งเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ แก่กรมศุลกากรแล้วในอัตรา 0.0700 บาท/ลิตร และเมื่อนำมาผสมสารเติมแต่งและน้ำมันดีเซลเพื่อให้มีคุณภาพดีขึ้น ผู้ค้าต้องส่งเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ อีกครั้ง ในอัตราเดิมตามปริมาณน้ำมันทั้งหมดให้แก่กรมสรรพสามิต (2) ประกาศ กพช. กำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันนำส่งเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีคุณภาพเป็นไปตามที่กระทรวงพลังงานประกาศกำหนด ซึ่งในทางปฏิบัติกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป็นผู้ประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมัน เนื่องจาก ธพ. ได้มีประกาศลงวันที่ 8 พฤศจิกายน 2556 เรื่องกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. 2556 (ประกาศ ธพ.) ซึ่งกำหนดให้น้ำมันดีเซลแบ่งเป็น 2 ประเภท คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้า ดังนั้น ประเภทน้ำมันดีเซลตามประกาศ กพช. จึงไม่สอดคล้องกับประเภทน้ำมันดีเซลตามประกาศ ธพ. (3) ประกาศ ธพ. ได้กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซลไว้ ดังนี้ ข้อ 6 ภายใต้บังคับของข้อ 7 ลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซลให้เป็นไปตามรายละเอียดแนบท้ายประกาศนี้ และข้อ 7 ลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซลที่ผู้ค้าน้ำมันจำหน่ายหรือมีไว้เพื่อจำหน่ายดังต่อไปนี้จะไม่เป็นไปตามที่กำหนดในรายละเอียดแนบท้ายประกาศนี้ก็ได้ แต่ผู้ค้าน้ำมันต้องแจ้งลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดังกล่าวเฉพาะส่วนที่ไม่เป็นไปตามที่กำหนดในรายละเอียดแนบท้าย เพื่อขอความเห็นชอบและต้องได้รับความเห็นชอบจากอธิบดีกรมธุรกิจพลังงานก่อน ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้ออกประกาศ กบง. เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ฉบับที่ 18 พ.ศ. 2559 สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีคุณภาพเป็นไปตามที่ ธพ. ประกาศกำหนด ส่งผลให้ผู้ค้าน้ำมันที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลที่มีลักษณะตามข้อ 6 และข้อ7 ของประกาศ ธพ. ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ขณะที่ประกาศ กพช. ยังมิได้กำหนดให้น้ำมันดีเซลที่มีลักษณะตามข้อ 7 ของประกาศ ธพ. ต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ ทำให้การส่งเงินทั้งสองกองทุนมีความแตกต่างกัน
3. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้เสนอแนวทางแก้ไข ดังนี้ (1) กรณีการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานซ้ำซ้อน ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นสมควรปรับปรุงประกาศ กพช. ให้น้ำมันเตาที่มีการผลิตใหม่ให้นำส่งเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ เฉพาะส่วนที่ยังไม่ได้นำส่ง ซึ่งจะสอดคล้องกับแนวทางการนำส่งเงินของน้ำมันเบนซินที่นำมาผสมเอทานอลและน้ำมันดีเซลที่นำมาผสมไบโอดีเซล และมอบหมายให้กรมสรรพสามิตพิจารณาแก้ไขระเบียบที่เกี่ยวข้องต่อไป (2) กรณีประเภทน้ำมันดีเซลในประกาศ กพช. ไม่สอดคล้องกับประเภทน้ำมันดีเซลตามประกาศ ธพ. ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้ปรับปรุงประเภทน้ำมันดีเซลในประกาศ กพช. จากเดิมน้ำมันดีเซล เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และจากน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนช้า (3) กรณีการส่งเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ กรณีการจำหน่ายน้ำมันดีเซลที่ต้องได้รับความเห็นชอบจากอธิบดีกรมธุรกิจพลังงาน ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้มีการนำส่งเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับน้ำมันดีเซลที่ต้องได้รับความเห็นชอบจากอธิบดีกรมธุรกิจพลังงานก่อนด้วย เพื่อให้การนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และกองทุนอนุรักษ์ฯ เป็นไปในแนวทางเดียวกัน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางแก้ไขที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ ดังนี้
1.1 เห็นชอบการปรับปรุงประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2553 ลงวันที่ 27 สิงหาคม 2553 (ประกาศ กพช.) ให้น้ำมันเตาที่มีการผลิตใหม่ให้นำส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานเฉพาะส่วนที่ยังไม่ได้นำส่ง และมอบหมายให้กรมสรรพสามิตพิจารณาแก้ไขระเบียบที่เกี่ยวข้องต่อไป
1.2 เห็นชอบการปรับปรุงประเภทน้ำมันดีเซลในประกาศ กพช. ให้ตรงกับประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. 2556 ลงวันที่ 8 พฤศจิกายน 2556 ดังนี้
1.3 เห็นชอบให้มีการนำส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันดีเซลที่ต้องได้รับความเห็นชอบจากอธิบดีกรมธุรกิจพลังงานก่อนด้วย
2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. .... และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประกาศให้ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติลงนามต่อไป
3. มอบหมายให้กรมสรรพสามิตแก้ไขระเบียบที่เกี่ยวข้องกับการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานซ้ำซ้อนของน้ำมันเตา
กพช. ครั้งที่ 9 วันจันทร์ที่ 26 กันยายน 2559
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2559 (ครั้งที่ 9)
เมื่อวันจันทร์ที่ 26 กันยายน 2559 เวลา 13.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1. รายงานประจำปี 2558 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
3. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
6. การทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ คณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนราษฎรและวุฒิสภา และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. กกพ. ได้จัดทำรายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2558 สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญ 4 ด้าน ดังนี้ (1) งานกำกับมาตรฐานกิจการพลังงาน กกพ. ได้ออกใบอนุญาตฯ รวมทั้งสิ้น 97 ฉบับ ประกอบด้วย ใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า 92 ฉบับ และใบอนุญาตประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ 5 ฉบับ โดยพัฒนาระบบ e – Licensing และปรับปรุงกระบวนการออกใบอนุญาตแบบจุดเดียวเบ็ดเสร็จ (One Stop Service – OSS) ให้ผู้ขอรับใบอนุญาตสามารถยื่นและรับใบอนุญาตที่เกี่ยวข้องได้ที่สำนักงาน กกพ. หรือสำนักงาน กกพ. ประจำเขต รวมถึงได้จัดทำคู่มือสำหรับประชาชนตามพระราชบัญญัติอำนวยความสะดวกและได้เผยแพร่ประชาสัมพันธ์ผ่านเว็บไซต์สำนักงานแล้วเสร็จ จำนวน 18 คู่มือ และได้ออกประกาศแนวทางการปฏิบัติตามระเบียบ CoP สำหรับผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ (เทคโนโลยีแผงโฟโตโวลเทอิก) ที่เข้าข่ายต้องได้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า และที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า (2) งานกำกับอัตราค่าบริการ กกพ. มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤศจิกายน 2558 เป็นต้นไป และได้ประกาศอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ในปี 2558 รวม 4 ครั้ง รวมทั้งทบทวนมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน รวมถึงปรับอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้สะท้อนต้นทุนและภาระค่าใช้จ่ายที่เหมาะสม (3) งานกำกับการรับซื้อไฟฟ้าและบริหารจัดการ เพื่อความมั่นคงด้านพลังงาน กกพ. ได้กำกับการรับซื้อไฟฟ้าให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก โดยได้จัดทำแนวทาง การต่ออายุโรงไฟฟ้าและแนวทางการก่อสร้างโรงไฟฟ้ากับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) และได้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) เพื่อส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน และได้ดำเนินโครงการ Demand Response (DR) จำนวน 2 ครั้งในปี 2558 เพื่อบริหารจัดการวิกฤตพลังงาน และลดต้นทุนการสำรอง และ/หรือใช้น้ำมันเตา น้ำมันดีเซล และช่วยหลีกเลี่ยงการลงทุนโรงไฟฟ้าใหม่ (4) งานคุ้มครองสิทธิประโยชน์ของผู้ใช้พลังงาน กกพ. ได้ยกระดับมาตรการคุ้มครองผู้ใช้ไฟฟ้า โดยออกประกาศ กกพ. ว่าด้วยเรื่องมาตรฐานของสัญญาให้บริการ ซึ่งจะทำให้สัญญาการให้บริการไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายมีความเป็นธรรมต่อผู้ใช้บริการมากยิ่งขึ้น โดยการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายทั้ง 3 การ (การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค การไฟฟ้านครหลวง และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัตหีบ) จะต้องดำเนินการปรับปรุงสัญญาการให้บริการไฟฟ้าตามมาตรฐานที่กำหนดเพื่อใช้กับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อย (บ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็ก) ที่มีกว่า 20 ล้านรายทั่วประเทศ รวมถึงได้ดำเนินโครงการสร้างความรู้ความตระหนักด้านพลังงานและการมีส่วนร่วมเพื่อสนับสนุนงานกำกับกิจการพลังงาน และมีโครงการฝึกอบรมให้กับคณะกรรมการผู้ใช้พลังงานประจำเขต (คพข.) ทั้ง 13 เขต ตลอดจนพิจารณาเรื่องร้องเรียนจากผู้ใช้พลังงานและผู้ที่ได้รับผลกระทบจากการประกอบกิจการพลังงาน แล้วเสร็จ 88 เรื่อง จาก 131 เรื่อง และได้ประกาศกำหนดเขตระบบโครงข่ายพลังงาน จำนวน 57 ระบบโครงข่าย มีการพิจารณาอุทธรณ์ค่าทดแทน จำนวน 221 ราย และพิจารณาอุทธรณ์เขตระบบโครงข่ายพลังงานและคัดค้านการวางระบบโครงข่ายพลังงาน จำนวน 957 ราย และ กกพ. ได้อนุมัติงบประมาณเพื่อจัดสรรให้กับกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ประเภท ก และประเภท ข จำนวนรวม 55 กองทุน เป็นจำนวนเงินประมาณ 2,280 ล้านบาท
3. รายงานงบการเงินและบัญชีทำการของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ในปีงบประมาณ พ.ศ. 2558 มีรายได้จากการดำเนินงาน 774,375,509.28 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 608,427,537.30 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 165,947,971.98 บาท และเมื่อกันเงินเพื่อจัดสรรเป็นค่าก่อสร้างสำนักงาน กกพ. เป็นการถาวร และหักภาระต่างๆ ที่เหมาะสม เช่น เงินกันเหลื่อมปี เงินประกันสัญญาเช่า และค่าซื้อครุภัณฑ์ต่างๆ แล้ว มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง 18,675,689.88 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. นายสมคิด หอมเนตร ผู้ฟ้องคดีที่ 1 กับพวกรวม 27 คน ได้ยื่นฟ้อง นายกรัฐมนตรี ผู้ถูกฟ้องคดีที่ 1 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ 2 คณะกรรมการกำกับนโยบายด้านรัฐวิสาหกิจ ที่ 3 คณะกรรมการบริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) และบริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) ที่ 4 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ที่ 5 และอธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ที่ 6 ต่อศาลปกครองกลาง ตามคดีหมายเลขดำที่ ส.30/2558 โดยขอให้ศาลพิพากษาหรือมีคำสั่ง ดังนี้ (1) ให้ระงับหรือยกเลิกเพิกถอนคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 ลงวันที่ 23 ธันวาคม 2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 2/2546 ลงวันที่ 29 ธันวาคม 2546 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง (2) ให้ระงับและยับยั้งและหรือยกเลิกเพิกถอนคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 178/2520 ลงวันที่ 19 กันยายน 2520 เรื่อง การกำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันส่งเงินเข้ากองทุนรักษาระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและการจ่ายเงินชดเชยให้แก่ผู้ค้าน้ำมัน คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 206/2521 ลงวันที่ 29 ธันวาคม 2521 เรื่อง จัดตั้งกองทุนรักษาระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (เงินตราต่างประเทศ) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 0201/9 ลงวันที่ 27 มีนาคม 2522 เรื่อง การจัดตั้งกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (3) กรณีที่พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 และพระราชบัญญัติภาษีรายได้ปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 และพระราชบัญญัติฉบับอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง ขัดหรือแย้งกับ มาตรา 3 มาตรา 4 และมาตรา 5 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย ให้ส่งไปยังตุลาการศาลรัฐธรรมนูญ (4) ให้อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ผู้ถูกฟ้องคดีที่ 6 ระงับหรือยับยั้งการปฏิบัติหน้าที่เกี่ยวข้องกับการเปิดแปลงสัมปทานรอบที่ 21 เพื่อแก้ไขพระราชบัญญัติปิโตรเลียมตามคำแนะนำของสภาปฏิรูปแห่งชาติ ข้อบังคับ ประกาศกระทรวง กฎกระทรวง ประกาศกรม ที่เกี่ยวข้องกับพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ให้ถูกต้องตามกฎหมายและเจตนารมณ์ของคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (5) ส่งคำฟ้องและหรือเอกสารประกอบที่เกี่ยวข้องไปยังหัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติ ในกรณีที่ศาลปกครองยกฟ้อง (6) ก่อนจะให้สัมปทานครั้งต่อไป ให้จัดการสัมปทานปิโตรเลียม จำนวน 20 รอบ ให้มีการติดตั้งระบบ control room ที่มีอินเตอร์เน็ตทุกหลุมที่มีอยู่ในปัจจุบันแล้วรายงานตรงต่อหน่วยงานรัฐเป็นวินาทีต่อวินาทีเพื่อมิให้เกิดการรั่วไหล (7) ก่อนจะให้สัมปทานครั้งต่อไป ให้มีการแก้ไขพระราชบัญญัติปิโตรเลียมและพระราชบัญญัติภาษีปิโตรเลียม ให้รัฐได้ผลตอบแทนที่เหมาะสมและใกล้เคียงกับผลตอบแทนปิโตรเลียมของประเทศเพื่อนบ้านและใช้ระบบแบ่งปันผลผลิตหรือจ้างผลิตและโปร่งใส ตรวจสอบได้ โดยการมีส่วนร่วมของประชาชน และอื่นๆ ตามที่สภานิติบัญญัติแห่งชาติได้ศึกษาด้านพลังงานไว้แล้ว (8) ยกเลิกมติคณะรัฐมนตรี วันที่ 4 สิงหาคม 2558 ที่ให้กระทรวงพลังงานนำเสนอร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่..) พ.ศ. .... และพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่..) พ.ศ. .... ซึ่งไม่สอดคล้องกับกติกาสากลและหลักนิติธรรมไทย
2. สำนักงานคดีปกครอง สำนักงานอัยการสูงสุด ได้มีหนังสือ ที่ อส 0027.1/2089 ลงวันที่ 4 กรกฎาคม 2559 แจ้งคำสั่งศาลปกครองกลาง ว่า เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2559 พนักงานอัยการได้รับแจ้งจากศาลปกครองกลางว่า เมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2559 ศาลมีคำสั่งไม่รับคำขอที่สาม คำขอที่ห้า คำขอที่หก คำขอที่เจ็ด และคำขอที่แปด ไว้พิจารณา และมีคำสั่งไม่รับคำฟ้องผู้ถูกฟ้องคดีที่ 4 เฉพาะรายบริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) ไว้พิจารณา โดยสำนักงานคดีปกครอง สำนักงานอัยการสูงสุด พิจารณาแล้วเห็นว่า คำสั่งศาลปกครองกลางดังกล่าวชอบด้วยข้อเท็จจริงและข้อกฎหมายแล้ว จึงไม่อุทธรณ์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือน สิงหาคม 2559 มีโครงการที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐแล้ว 7,218 ราย คิดเป็นกำลังการผลิตติดตั้ง 9,155 เมกะวัตต์ โดยมีสถานภาพการรับซื้อ ดังนี้ (1) โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้า (COD) แล้ว 6,983 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 6,371 เมกะวัตต์ (2) โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่างรอ COD จำนวน 216 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 2,328 เมกะวัตต์ (3) โครงการที่มีการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว จำนวน 19 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 456 เมกะวัตต์
2. กกพ. ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 และเมื่อวันที่ 18 เมษายน 2559 ได้ประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านคุณสมบัติเข้าร่วมโครงการ รวมทั้งสิ้น 167 ราย รวมทั้งได้ออกประกาศหลักเกณฑ์และวิธีการจับสลากเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ ซึ่งเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2559 ได้มีการจับสลากเพื่อคัดเลือกโครงการ และได้ประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านการคัดเลือกที่มีสิทธิเข้าทำสัญญากับการไฟฟ้า เมื่อวันที่ 26 เมษายน 2559 โดยมีผู้ผ่านการคัดเลือกรวมทั้งสิ้น 67 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 281 เมกะวัตต์ โดยเจ้าของโครงการหรือผู้สนับสนุนโครงการ จะต้องลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายใน 120 วัน นับจากวันที่ได้รับหนังสือ และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้สถานภาพโครงการฯ ณ เดือนกันยายน 2559 ได้ลงนาม PPA แล้ว 65 โครงการ ไม่ผ่านพิจารณาคุณสมบัติ 2 โครงการ
3. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ กกพ. ดำเนินการออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้า FiT แบบ Competitive Bidding (ทั้งระยะที่ 1 และ 2) โดยใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ที่ กพช. ได้เห็นชอบเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 และเมื่อวันที่ 15 มกราคม 2559 กกพ. ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) ในแบบ Feed-in Tariff พ.ศ. 2559 (ระยะที่ 1 สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา) โดยลำดับแรกได้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) มีเป้าหมาย 10 เมกะวัตต์ ซึ่งเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2559 ได้ประกาศผลผู้ได้รับคัดเลือก จำนวน 1 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 2 เมกะวัตต์ ปัจจุบันผู้ที่ได้คัดเลือกได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว และเมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2559 สำนักงาน กกพ. ได้ประกาศรับซื้อไฟฟ้าตามประกาศฯ ประเภทชีวมวล โดยมีเป้าหมาย 36 เมกะวัตต์ และเมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2559 ได้ประกาศรายชื่อผู้ได้รับการคัดเลือก จำนวน 4 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 36 เมกะวัตต์
4. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม สำหรับประกาศรับซื้อปี 2558-2562 ปริมาณ 50 เมกะวัตต์ โดยให้เป็นส่วนเพิ่มจากเป้า AEDP และเห็นชอบอัตรารับซื้อ FiT ขยะอุตสาหกรรม ต่อมาเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ลำดับความสำคัญเชื้อเพลิงจากขยะเป็นอันดับแรกพร้อมทั้งเห็นชอบให้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT โดยไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) และเมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2559 สำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม สำหรับประกาศรับซื้อปี 2558 - 2562 โดยให้ยื่นคำร้องข้อเสนอขอขายไฟฟ้าในระหว่างวันที่ 22 - 28 กันยายน 2559 นอกจากนี้ได้เปิดรับฟังความคิดเห็นร่างประกาศและหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน เมื่อวันที่ 1 – 15 สิงหาคม 2559 โดยปัจจุบันสำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างการจัดทำร่างประกาศและหลักเกณฑ์โครงการ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ) มาตรา 9(8) กำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีอำนาจหน้าที่ในการเสนอนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) โดยเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 และวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้เห็นชอบนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าในช่วงระหว่างการก่อสร้างในอัตรา 50,000 บาท/เมกะวัตต์/ปี และช่วงระหว่างการผลิตตามปริมาณการผลิตไฟฟ้าจำแนกตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าในอัตรา 1 - 2 สตางค์/หน่วย
2. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ดำเนินการออกประกาศที่เกี่ยวข้อง กำหนดให้ผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้านำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตั้งแต่เดือนมกราคม 2554 เป็นต้นมา และได้นำเสนอ กพช. พิจารณากำหนดนโยบายอัตรานำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง จำนวน 2 ครั้ง ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2555 กกพ. เสนอให้ กพช. พิจารณากำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงจากพลังงานเหลือทิ้ง ในอัตรา 1 สตางค์/หน่วย ซึ่ง กพช. มีความเห็นว่า การนำพลังงานเหลือทิ้งจากกระบวนการผลิตมาใช้ให้เกิดประโยชน์สูงขึ้นในการผลิตไฟฟ้าเป็นสิ่งที่ควรให้การสนับสนุนในลักษณะให้แรงจูงใจ (incentive) และควรมีการทบทวนความเหมาะสมในการกำหนดอัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า โดย กพช. มีมติให้ทบทวนนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า โดยให้คำนึงถึงนโยบายรัฐบาลในเรื่องการส่งเสริมและสนับสนุนการใช้พลังงานหมุนเวียนของประเทศ และการเพิ่มประสิทธิภาพของการใช้เงินกองทุนฯ ที่เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประชาชนรอบโรงไฟฟ้า (2) เมื่อวันที่ 10 สิงหาคม 2559 กกพ. ได้นำเสนอการทบทวนนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า สำหรับผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2555 ซึ่งนำเสนอให้มีการกำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม และลมร้อนทิ้งในอัตรา 1 สตางค์/หน่วย ซึ่ง กพช. มีมติเห็นชอบการกำหนดนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในอัตรา 1 สตางค์/หน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้ในแต่ละเดือน และมอบหมายให้ กกพ. รับไปทบทวนความเหมาะสมของการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง โดยหารือกับกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และกระทรวงอุตสาหกรรม (กอ.) และหากมีความจำเป็นที่จะต้องมีการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า จะต้องดำเนินการโดยไม่ขัดต่อนโยบายการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ โดยนำผลการทบทวนกลับมาเสนอ กพช. ในการประชุมครั้งต่อไป
3. สนพ. ได้มีหนังสือขอความเห็นถึงหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย พพ. กอ. กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (ทส.) สมาคมปูนซีเมนต์แห่งประเทศไทย และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และเมื่อวันที่ 8 กันยายน 2559 กกพ. ได้มอบหมายให้สำนักงาน กกพ. ร่วมกับ สนพ. จัดประชุมหารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เรื่อง การกำหนดนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า สำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง สรุปความเห็นได้ ดังนี้ (1) ผู้แทนกลุ่มผู้ประกอบการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง มีความเห็นว่าการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งของโรงงานปูนซีเมนต์ เป็นการดำเนินการอนุรักษ์พลังงานและเป็นการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ช่วยประหยัดพลังงานและลดการสูญเสียในกระบวนการผลิต อีกทั้ง ไม่ก่อให้เกิดมลภาวะที่มีผลกระทบต่อชุมชนโดยรอบแต่อย่างใด ซึ่งการพัฒนาโครงการต้องใช้เงินลงทุนสูงและเป็นการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง มีผลกระทบต่อชุมชนน้อยมากเมื่อเทียบกับการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชนิดอื่น การที่โครงการต้องมีภาระต้นทุนมากขึ้น อาจทำให้การพิจารณาดำเนินการโครงการใหม่ต้องหยุดลง นอกจากนี้ การผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งจากโรงงานปูนซีเมนต์ เป็นโครงการที่ทำให้ประเทศชาติสามารถบรรลุเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกได้ จึงอยากให้ภาครัฐส่งเสริมและสนับสนุนโครงการให้มากขึ้น (2) ผู้แทน ทส. มีความเห็นว่า เมื่อพิจารณาเฉพาะการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งจะมีผลกระทบจากการดำเนินงานเช่นเดียวกับโรงไฟฟ้าทั่วไป แต่หากพิจารณาในภาพรวมของการผลิตปูนซีเมนต์ร่วมกับการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งแล้วจะทำให้มีประสิทธิภาพที่ดีขึ้นและลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมลงได้ จึงควรพิจารณาส่งเสริมการดำเนินโครงการดังกล่าว ซึ่งที่ประชุมได้มีการให้ข้อมูลและความเห็นว่า ในระหว่างการก่อสร้างโรงไฟฟ้าจะมีการก่อสร้างโรงงานและติดตั้งระบบต่างๆ ซึ่งเกิดผลกระทบด้านฝุ่นละอองและเสียงจากการก่อสร้างเป็นระยะเวลาประมาณ 3 ปี รวมทั้ง ในระหว่างการผลิตไฟฟ้าอาจมีผลกระทบด้านเสียง น้ำใช้ และกากของเสียที่เกิดขึ้นจากการประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าได้ ซึ่งผู้ประกอบการจะต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมของโครงการและปฏิบัติตามมาตรการป้องกันและแก้ไขผลกระทบที่ครบถ้วน อย่างไรก็ตามเห็นว่าเมื่อพิจารณาในภาพรวมการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งในโรงงานปูนซีเมนต์ทำให้ผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมของโรงงานปูนซีเมนต์ลดลง (3) ผู้แทน สนพ. ได้นำเสนอการพิจารณาในประเด็นลมร้อนทิ้งถือเป็นพลังงานหมุนเวียนหรือไม่ โดยที่ประชุมมีความเห็นว่า ตามพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 และ พ.ร.บ. ที่เกี่ยวข้องด้านการอนุรักษ์พลังงาน ไม่ได้กำหนดนิยามให้ลมร้อนทิ้งถือเป็นพลังงานหมุนเวียนไว้ มีเพียงระเบียบรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าที่กำหนดให้ลมร้อนทิ้งถือเป็นพลังงานหมุนเวียน ดังนั้น เพื่อให้เกิดความเหมาะสมในทางปฏิบัติจึงควรกำหนดให้ลมร้อนทิ้งเป็นเชื้อเพลิงประเภทหนึ่งแยกออกมาให้ชัดเจน ไม่ควรกำหนดรวมไว้ในพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ (4) สำนักงาน กกพ. มีความเห็นว่า การประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งถือเป็นผู้รับใบอนุญาตการประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าประเภทหนึ่งที่มีผลกระทบต่อชุมชนรอบโรงไฟฟ้า จึงควรมีการจัดเก็บเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามกฎหมาย โดยควรจัดเก็บในอัตรา 1 สตางค์/หน่วย ซึ่งเป็นอัตราขั้นต่ำในปัจจุบัน เช่นเดียวกับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ การผลิตไฟฟ้าจากระบบ Cogeneration ซึ่งใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าจากชีวมวลในโรงงานน้ำตาล ซึ่งเป็นการส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพเช่นเดียวกัน ทั้งนี้ การดำเนินงานโรงงานปูนซีเมนต์จะได้รับประโยชน์จากต้นทุนค่าไฟฟ้าที่ผลิตได้จากโรงไฟฟ้าลมร้อนทิ้งจะอยู่ในระดับ 0.7 บาท/หน่วย ซึ่งถูกกว่าการซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าซึ่งมีราคากว่า 3 บาท/หน่วย ซึ่งได้รวมภาระเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อการพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าในอัตราประมาณ 1.2 สตางค์/หน่วยไว้ด้วยแล้ว นอกจากนี้ ควรพิจารณาแนวโน้มในอนาคตที่ผู้ประกอบการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งจะเป็นผู้ประกอบการคนละรายกับผู้ประกอบกิจการปูนซีเมนต์ร่วมด้วย ประเด็นนี้ ที่ประชุมสอบถามสถานภาพของผู้ประกอบการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งและผู้ประกอบการโรงงานปูนซีเมนต์ว่าเป็นนิติบุคคลเดียวกันหรือไม่ ซึ่งผู้แทนโรงงานปูนซีเมนต์ได้ให้ข้อมูลว่า มีการแยกนิติบุคคลในการดำเนินงานออกจากกันอย่างชัดเจน และ (5) ที่ประชุมมีความเห็นว่า ผู้ผลิตประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าประเภทลมร้อนทิ้ง ถือเป็นผู้รับใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ จึงควรต้องปฏิบัติตามมาตรา 96 ที่กำหนดให้ผู้รับใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้านำส่งเงินเข้ากองทุนฯ ตามระเบียบที่ กกพ. ประกาศกำหนดภายใต้กรอบนโยบายของ กพช. โดยเห็นควรให้มีการนำเรียนข้อมูลที่เกี่ยวข้องต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานพิจารณาเสนอนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าต่อ กพช. ต่อไป
4. เมื่อวันที่ 16 กันยายน 2559 กกพ. ได้ประชุมหารือร่วมกับกระทรวงพลังงาน เพื่อพิจารณาทบทวนความเหมาะสมของการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง โดยพิจารณาข้อมูลที่เกี่ยวข้องและความเห็นของหน่วยงานต่างๆ แล้ว ได้ข้อสรุปร่วมกันดังนี้ (1) การผลิตไฟฟ้าโดยใช้ลมร้อนทิ้งเป็นการประกอบกิจการผลิตไฟฟ้า ตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ และต้องได้รับใบอนุญาตจาก กกพ. จึงต้องอยู่ในข่ายที่ต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า เช่นเดียวกับโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในรูปแบบอื่นด้วย ซึ่งเป็นไปตามเจตนารมณ์ในการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าตั้งแต่เริ่มแรก เพื่อจัดหาเงินทุนในการพัฒนาคุณภาพชีวิตของประชาชนและสิ่งแวดล้อมในชุมชนพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าซึ่งได้รับผลกระทบจากการก่อสร้างโรงไฟฟ้า แม้ต่อมาจะเป็นแปลงมาเป็นกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ เจตนารมณ์ดังกล่าวยังไม่มีการเปลี่ยนแปลง (2) เห็นควรกำหนดให้โรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงลมร้อนทิ้งในการผลิตไฟฟ้านำส่งเงินเข้ากองทุนเช่นเดียวกับโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในรูปแบบอื่นปฏิบัติอยู่ โดยเห็นควรเสนอการกำหนดอัตรา 1 สตางค์/หน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้ในแต่ละเดือน ซึ่งเป็นอัตราเดียวกับที่เก็บจากผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภทลม แสงอาทิตย์ และพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการกำหนดนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งในอัตรา 1 สตางค์/หน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้ในแต่ละเดือน เช่นเดียวกับพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 ได้เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับใช้ในการรับซื้อไฟฟ้าปี 2557 – 2558 ประกอบด้วยโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาบ้าน และโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร
2. หลักการและแนวทางในการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT เป็นอัตราที่กำหนดจากต้นทุนการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในแต่ละประเภท ดังนั้นจึงจะต้องมีการทบทวนต้นทุนอย่างต่อเนื่อง เพื่อให้สอดคล้องกับต้นทุนการผลิตที่มีการเปลี่ยนแปลงไป เพื่อให้ผู้ประกอบการมีผลตอบแทนการลงทุนในระดับที่เหมาะสม สอดคล้องกับต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจริง ซึ่งจะทำให้เกิดความเป็นธรรมทั้งต่อผู้ประกอบการและประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานพิจารณาแล้วเห็นว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบ FiT ที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 เป็นอัตราที่ได้มีการประกาศมาแล้วระยะเวลาหนึ่ง รวมทั้งได้ดำเนินการทบทวนต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แล้ว พบว่าราคาของอุปกรณ์หลักที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้ามีการปรับตัวลดลง จึงเห็นควรเสนอให้มีการทบทวนอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT เพื่อให้สอดคล้องต้นทุนในปัจจุบัน
3. กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ดำเนินการทบทวนต้นทุนการพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ เพื่อนำมาจัดทำสมมติฐานประกอบการกำหนดอัตรา FiT พบว่าเงินลงทุนระบบของสมมติฐานตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 อยู่ที่ 54.0 THB/Wp แต่สมมติฐานปี 2559 ลดลงเหลือ 42.2 THB/Wp โดยเป็นการลดลงของ (1) ราคาแผงเซลล์แสงอาทิตย์ซึ่งตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 อยู่ที่ 21.9 THB/Wp (0.73 USD/Wp ที่อัตราแลกเปลี่ยน 30 THB/USD) แต่สมมติฐานปี 2559 ลดลงเหลือ 18.6 THB/Wp (0.53 USD/Wp ที่อัตราแลกเปลี่ยน 35 THB/USD) และ (2) ต้นทุนอุปกรณ์ระบบอื่นๆ (Balance of system: BOS) ซึ่งตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 อยู่ที่ 32.1 THB/Wp แต่สมมติฐานปี 2559 ลดลงเหลือ 23.6 THB/Wp
4. สนพ. ได้วิเคราะห์ข้อมูลต้นทุนการพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในปัจจุบันเปรียบเทียบกับต้นทุนในการจัดทำอัตรา FiT ในปี 2557 พบว่าราคาแผงเซลล์แสงอาทิตย์ปรับตัวลดลงประมาณ 27% (คำนวณจากฐาน USD/Wp) และค่าอุปกรณ์อื่นๆ ปรับตัวลดลงประมาณ 26% (คำนวณจากฐาน THB/Wp) ในขณะที่ค่าเงินบาทมีการอ่อนค่าลงเมื่อเทียบค่าเงินดอลลาร์สหรัฐ ส่งผลให้ต้นทุนการพัฒนาโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ในประเทศปรับตัวลดลงค่อนข้างมาก เมื่อนำมาพิจารณาร่วมกับการปรับลดสิทธิประโยชน์ทางภาษีของ BOI ซึ่งได้มีการยกเลิกการลดหย่อนภาษีเงินได้เพิ่มเติมอีก 5 ปี ภายหลังจาก 8 ปีแรกที่ได้รับการยกเว้นภาษีเงินได้ ในขณะเดียวกันรัฐบาลมีการปรับฐานภาษีเงินได้นิติบุคคลลดลงเหลือ 20% จึงทำให้การประเมินอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบ FiT มีอัตรา 4.12 บาทต่อหน่วย ซึ่งเปลี่ยนแปลงจากอัตราเดิมที่ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 ได้มีมติเห็นชอบไว้
5. สรุปผลการทบทวนอัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) มีอัตรา 4.12 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี และอัตรา FiT Premium สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนใต้ (จังหวัดยะลา ปัตตานี นราธิวาส และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ได้แก่ อ.จะนะ อ.เทพา อ.สะบ้าย้อย และ อ.นาทวี) มีอัตรา 0.50 บาทต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ดังนี้
กำลังผลิต (MW) | FiT (บาท/หน่วย) | ระยะเวลาสนับสนุน (ปี) | FiT Premium (บาท/หน่วย) |
สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนใต้* (ตลอดอายุโครงการ) | |||
พลังงานแสงอาทิตย์ | 4.12 | 25 | 0.50 |
หมายเหตุ *โครงการในพื้นที่จังหวัดยะลา ปัตตานี นราธิวาส และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ได้แก่ อ.จะนะ อ.เทพา อ.สะบ้าย้อย และ อ.นาทวี
ทั้งนี้ ให้ใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้านี้สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตรรอบถัดไป และการประกาศรับซื้อไฟฟ้าครั้งต่อไปจนกว่าคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติจะมีมติเห็นชอบอัตราใหม่
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบ FiT สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าตามข้อ 1
3. มอบให้ กกพ. ดำเนินการร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในการกำหนดเป้าหมายและแผนการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP 2015) แล้วนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 6 การทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 และวันที่ 18 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบหลักการการทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้สอดคล้องกับการจัดหาก๊าซธรรมชาติและสภาพเศรษฐกิจและการเงินที่เปลี่ยนแปลงไป และได้มอบอำนาจให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาและให้ความเห็นชอบหลักเกณฑ์ใหม่ของการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ซึ่งต่อมารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้พิจารณาและให้ความเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อใช้ในการอ้างอิงต่อไป
2. ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 11 ธันวาคม 2550 กำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานโดยความเห็นชอบของ กพช. กำหนดนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงาน และให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตแต่ละประเภทภายใต้นโยบายและแนวทางที่ กพช. ให้ความเห็นชอบ และเป็นไปตามแนวทางที่กำหนดในมาตรา 65 แห่งพระราชบัญญัติฯ ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2553 ได้มีมติเห็นชอบนโยบายและแนวทางการคำนวณราคา LNG และอัตราค่าบริการสถานี LNG รวมทั้ง รับทราบกรอบหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการสถานี LNG โดยมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการสถานี LNG ตามมาตร 65 แห่งพระราชบัญญัติฯ ต่อไป
3. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ โดยกำหนดสูตรโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเป็นดังนี้ P = WH + (S1 + S2) + T โดยราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย แบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม ประกอบด้วย (1) Gulf Gas และ (2) Pool Gas และอัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่ง ประกอบด้วย S1 ค่าใช้จ่ายสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งค่าตอบแทนในการดำเนินการ และ S2 ค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซธรรมชาติและการส่งก๊าซธรรมชาติให้ได้ตามปริมาณที่กำหนดภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ รวมถึงความเสี่ยงอื่นๆ และมอบหมายให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ ตามมาตรา 65 แห่งพระราชบัญญัติฯ
4. การกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติที่ผ่านมาในช่วงแรกที่ยังไม่มีพระราชบัญญัติฯ กพช. เป็นผู้กำหนดทั้งนโยบาย หลักเกณฑ์การคำนวณ และจัดทำคู่มือการคำนวณ โดยคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติซึ่งมีผลบังคับใช้ตั้งแต่ปี 2550 ได้กำหนดแนวทางในการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติ ตลอดจนสมมติฐานและตัวแปรที่สำคัญในการคำนวณอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติ ค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่าย รวมทั้งพื้นฐานในการคำนวณอัตราค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติที่อ้างอิงเชื้อเพลิงที่เข้ามาทดแทน เป็นต้น เมื่อพระราชบัญญัติฯ มีผลบังคับใช้ และมี กกพ. ทำหน้าที่ออกใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงานและกำกับกิจการพลังงานของผู้รับใบอนุญาตแต่ละประเภท โดยใบอนุญาตการประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) ใบอนุญาตขนส่งก๊าซธรรมชาติผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (2) ใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (3) ใบอนุญาตค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ และ (4) ใบอนุญาตเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ กกพ. จึงเห็นควรทบทวนนโยบายและหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ ให้เป็นไปตามมาตรา 64 – 71 แห่งพระราชบัญญัติฯ และจากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกที่มีการเปลี่ยนแปลงและมีความผันผวนอย่างรุนแรงในช่วงระยะเวลา 1-2 ปีที่ผ่านมา ทำให้ราคาก๊าซธรรมชาติมีทิศทางปรับตัวลดลง ส่งผลต่อราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติและอุตสาหกรรมต่อเนื่องที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงมีการปรับตัวอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งส่งผลกระทบต่อทั้งภาคนโยบายและการกำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศ ประกอบกับธุรกิจก๊าซธรรมชาติในปัจจุบันมีการขยายตัวทำให้ต้องขยายการลงทุนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ นอกจากนี้ โครงสร้างการจัดหาก๊าซธรรมชาติเปลี่ยนแปลงไป ซึ่งตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas Plan 2015) ประเทศไทยมีแนวโน้มการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศ (อ่าวไทย) ลดลงอย่างต่อเนื่อง ในขณะที่มีการเพิ่มการจัดหาก๊าซ LNG จากต่างประเทศมากขึ้น โดยช่วงครึ่งหลังของแผนฯ การจัดหา LNG จะมีบทบาทเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญในสัดส่วนถึงร้อยละ 60 – 70 ซึ่งหมายถึง สัดส่วนราคาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในอนาคตจะเป็นสัดส่วนที่กำหนดโดยราคา LNG หรือตลาดโลกมากขึ้น ดังนั้น จึงควรมีการทบทวนการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ โดยเห็นควรเสนอ กพช. พิจารณาทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติให้เป็นไปตามประเภทใบอนุญาตภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. และสะท้อนสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป
5. ข้อเสนอขอทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติในส่วนของอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติตามประเภทใบอนุญาต ดังนี้ (1) อัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) การกำหนด S เป็นไปตามแนวทางของมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 โดยเพิ่มเติมการวิเคราะห์องค์ประกอบค่า S ที่เหมาะสม และกำหนดช่วงระยะเวลาในการกำกับดูแลทุก 5 ปี (2) อัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (T) แนวทางการคำนวณใหม่ใช้หลักการ Building Block โดยคำนวณอัตราค่าบริการจากรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ที่สะท้อนเงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนจากการลงทุนในรูปต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average Cost of Capital : WACC) ที่ กกพ. เห็นชอบ ทั้งนี้ กำหนดช่วงระยะเวลาในการกำกับดูแลทุก 5 ปี (3) อัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ (L) แนวทางการคำนวณอัตราค่าบริการของสถานี LNG ใหม่ ใช้หลักการ Building Block โดยคำนวณอัตราค่าบริการจากรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ที่สะท้อนเงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนจากการลงทุนในรูปต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (WACC) ที่ กกพ. เห็นชอบ ทั้งนี้ กำหนดช่วงระยะเวลาในการกำกับดูแลทุก 5 ปี (4) อัตราค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (R) แนวทางการคำนวณอัตราค่าบริการแบ่งเป็น 2 วิธี จำแนกตามกลุ่มลูกค้า ได้แก่ การค้าปลีกให้ลูกค้ากลุ่ม Co – Generation ให้ใช้หลักการกำหนดราคาตามต้นทุน (Cost Based) ซึ่งประกอบด้วย 3 ส่วน ได้แก่ ราคาก๊าซธรรมชาติที่ผู้รับใบอนุญาตค้าปลีกก๊าซฯ ซื้อจากผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซฯ ค่าบริการค้าปลีก (M) และค่าบริการจัดจำหน่าย (D) และการค้าปลีกให้กลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม ให้ใช้หลักการผสมผสานระหว่างหลักการของการกำหนดราคาตามราคาเชื้อเพลิงที่ก๊าซเข้าไปทดแทน (Alternative Fuel Pricing) และหลักการกำหนดราคาตามต้นทุน (Cost Based) โดยมีการกำหนดสัดส่วนระหว่างราคาตามสูตร Alternative Fuel Pricing กับ Cost Based เพื่อเป็นการบรรเทาผลกระทบจากการปรับโครงสร้างราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ โดย กกพ. จะเป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบค่าสัดส่วนที่เหมาะสมและเป็นธรรม ทั้งนี้ การกำกับดูแลอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติจะมีการกำหนดช่วงระยะเวลาและทบทวนตามรอบระยะเวลา หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือกรณีมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ จำเป็นต้องทบทวนค่าสมมติฐานต่างๆ ที่ใช้ในการคำนวณอัตราค่าบริการฯ ให้สอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจและสถานการณ์ปัจจุบัน ซึ่งจะทำให้การบริหารต้นทุนและค่าใช้จ่ายมีประสิทธิภาพ ผลตอบแทนชัดเจนยิ่งขึ้น มีความโปร่งใสสามารถตรวจสอบได้ และสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง
6. ข้อเสนอขอทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ (1) โครงสร้างราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติ สำหรับการค้าส่งก๊าซธรรมชาติโดยตรงจากระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission) ไปยังกลุ่มลูกค้า ให้คำนวณจากสมการ Wy = WH + S + T เมื่อ Wy คือ ราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติไปยังกลุ่มลูกค้า โดย y คือ กลุ่มลูกค้า WH คือ ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย ซึ่งได้รวมค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซที่มีอยู่ในระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติไว้แล้ว S คือ อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และ T คือ อัตราค่าบริการสำหรับการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ Wy WH S และ T มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู (2) โครงสร้างราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติสำหรับการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ จากผู้ค้าปลีกไปยังผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติที่มีการเชื่อมต่อเพื่อรับก๊าซธรรมชาติผ่านโครงข่ายจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution) ให้คำนวณจากสมการ RCO-gen = Wy + M + D และ RIND = (P+D)(X) + (Wy + M + D)(1-X) โดย RCO-gen และ RIND คือ ราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับกลุ่มลูกค้า Co-Generation และกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม ตามลำดับ P คือ ราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติตามหลักการของการกำหนดราคาตามราคาเชื้อเพลิงที่ก๊าซเข้าไปทดแทน (Alternative Fuel Pricing) M คือ ค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ D คือ ค่าบริการจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ X คือ สัดส่วนการกำหนดราคาสำหรับกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรมตามหลักการ Alternative Fuel Pricing ที่ กกพ. กำหนด และ 1-X คือ สัดส่วนการกำหนดราคาสำหรับลูกค้าอุตสาหกรรมตามหลักการ Cost Based ที่ กกพ. กำหนด ทั้งนี้ RCO-gen RIND M และ D มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู
7. ข้อเสนอขอทบทวนอัตราค่าบริการประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติตามประเภทใบอนุญาต ดังนี้ (1) อัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) ประกอบด้วย S= S1 + S2 โดยค่าดำเนินการจัดหาและค้าส่ง (S1) เป็นค่าตอบแทนที่เหมาะสมสำหรับการประกอบกิจการจัดหาและค้าส่ง โดยครอบคลุมถึงความเสี่ยงพื้นฐานและค่าใช้จ่ายในการประกอบกิจการจัดหาและค้าส่ง ทั้งนี้ โดยความเห็นชอบของ กกพ. และค่าชดเชยความเสี่ยงในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S2) เป็นค่าชดเชยความเสี่ยงที่อยู่นอกเหนือจากความเสี่ยงพื้นฐานในการประกอบกิจการจัดหาและค้าส่งในลักษณะเดียวกันต้องเผชิญ ซึ่งมีความแตกต่างกันตามประเภทลูกค้าผู้ใช้ก๊าซฯ ทั้งนี้ โดยความเห็นชอบของ กกพ. และให้มีการทบทวน S ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ (2) อัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (T) แตกต่างตามพื้นที่ โดยอัตราค่าบริการประกอบด้วย T = Td + Tc โดย ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge: Td) คำนวณจากมูลค่าปัจจุบันสุทธิ (NPV) ของรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ของรอบการกำกับดูแลถัดไป หารด้วย มูลค่าปัจจุบันสุทธิ (NPV) ของปริมาณการจองใช้ระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (Capacity Reserved) ตามสัญญาในรอบการกำกับดูแลถัดไป และมีการทบทวน Td ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ สำหรับค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge: Tc) คำนวณจากค่าใช้จ่ายในส่วนที่เป็นต้นทุนผันแปรในการให้บริการของผู้รับใบอนุญาต (Variable Cost) ได้แก่ ค่าใช้จ่ายดำเนินงานส่วนที่แปรผันโดยตรงตามปริมาณก๊าซที่ส่งผ่านระบบท่อส่งก๊าซ โดยมีการกำหนดดัชนีสำหรับการปรับค่าบริการส่วนต้นทุนผันแปร เพื่อให้สะท้อนสภาวการณ์ปัจจุบัน และคำนึงถึงประสิทธิภาพการดำเนินงาน และมีการทบทวน Tc ทุกปี ทั้งนี้ การแบ่งพื้นที่ในการกำหนดอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อสามารถเปลี่ยนแปลงได้ตามความเหมาะสมโดยให้อยู่ในอำนาจของ กกพ. (3) อัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซฯจากสถานะของเหลวเป็นก๊าซ (L) ประกอบด้วย L = Ld + Lc โดยค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge: Ld) คำนวณจากมูลค่าปัจจุบันสุทธิ (NPV) ของรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ของรอบการกำกับดูแลถัดไป หารด้วย NPV ของปริมาณการจองใช้สถานีแอลเอ็นจี (LNG Terminal) ตามสัญญาในรอบการกำกับดูแลถัดไป และมีการทบทวน Ld ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ สำหรับค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge: Lc) คำนวณจากค่าใช้จ่ายในส่วนที่เป็นต้นทุนผันแปรในการให้บริการของผู้รับใบอนุญาต (Variable Cost) ได้แก่ ค่าใช้จ่ายดำเนินงานส่วนที่แปรผันโดยตรงตามปริมาณการแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ โดยมีการกำหนดดัชนีสำหรับการปรับค่าบริการส่วนต้นทุนผันแปร เพื่อให้สะท้อนสภาวการณ์ปัจจุบัน และคำนึงถึงประสิทธิภาพการดำเนินงาน และมีการทบทวน Lc ทุกปี (4) อัตราค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ คำนวณจากสมการ RCO-gen = Wy + M + D และ RIND = (P+D)(X) + (Wy + M + D)(1-X) โดยค่าบริการค้าปลีก (M) ประกอบด้วย M = M1 + M2 ทั้งนี้ ค่าดำเนินการค้าปลีก (M1) เป็นค่าตอบแทนที่เหมาะสมสำหรับการประกอบกิจการค้าปลีกฯ โดยครอบคลุมถึงความเสี่ยงพื้นฐานและค่าใช้จ่ายในการประกอบกิจการค้าปลีกฯ โดยความเห็นชอบของ กกพ. และค่าชดเชยความเสี่ยงในการค้าปลีกฯ (M2) เป็นค่าชดเชยความเสี่ยงที่อยู่นอกเหนือจากความเสี่ยงพื้นฐานในการประกอบกิจการค้าปลีกฯ ในลักษณะเดียวกันต้องเผชิญ ซึ่งมีความแตกต่างกันตามประเภทลูกค้าผู้ใช้ก๊าซฯ ทั้งนี้ โดยความเห็นชอบของ กกพ. โดยมีการทบทวน M ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ ค่าบริการจัดจำหน่าย (D) ประกอบด้วย D = Dd + Dc โดยค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge: Dd) คำนวณจากมูลค่าปัจจุบันสุทธิ (NPV) ของรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ของรอบการกำกับดูแลถัดไป หารด้วย NPV ของประมาณการความต้องการของลูกค้ากิจการค้าปลีกในรอบการกำกับดูแลถัดไป และมีการทบทวน Dd ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ สำหรับค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge: Dc) คำนวณจากค่าใช้จ่ายในส่วนที่เป็นต้นทุนผันแปรในการให้บริการของผู้รับใบอนุญาต (Variable Cost) ได้แก่ ค่าใช้จ่ายดำเนินงานส่วนที่แปรผันโดยตรงตามปริมาณก๊าซที่ส่งผ่านระบบท่อส่งก๊าซ โดยมีการกำหนดดัชนีสำหรับการปรับค่าบริการส่วนต้นทุนผันแปร เพื่อให้ สะท้อนสภาวการณ์ปัจจุบัน และคำนึงถึงประสิทธิภาพการดำเนินงาน และมีการทบทวน Dc ทุกปี สำหรับสัดส่วนระหว่างราคาตามสูตร Alternative Fuel Pricing กับ Cost Based ได้แก่ X และ 1-X กกพ. จะมีการทบทวนตามรอบระยะเวลา 5 ปี
8. การปรับหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ ตลอดจนการกำหนด Price Path เพื่อลดผลกระทบจากการปรับอัตราค่าบริการ ให้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลและดำเนินการโดย กกพ. ซึ่งเป็นไปตามพระราชบัญญัติฯ ทั้งนี้ ในขั้นตอนการดำเนินงานจะมีคณะอนุกรรมการกำกับดูแลค่าพลังงานและค่าบริการ (คณะอนุกรรมการฯ) พิจารณากลั่นกรองก่อนนำเสนอ กกพ. โดยองค์ประกอบของคณะอนุกรรมการฯ ประกอบด้วยผู้ทรงคุณวุฒิและผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ ได้แก่ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ สำนักงานบริหารหนี้สาธารณะ สำนักงานคณะกรรมการคุ้มครองผู้บริโภค สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย สภาหอการค้าแห่งประเทศไทย และสมาคมธนาคารไทย
9. ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วเห็นว่าการทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการของ “กิจการค้าส่งก๊าซธรรมชาติ” ตามที่ กกพ. เสนอ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่ามีประเด็นนโยบายที่สมควรนำเสนอ กพช. พิจารณาทบทวนคือ นโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (T) และ นโยบายการกำหนดค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ (L) เท่านั้น เนื่องจากเป็นการเปลี่ยนหลักการคำนวณอย่างมีนัยสำคัญ สำหรับนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) เป็นไปตามแนวทางของมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 อยู่แล้ว นอกจากนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาเห็นว่ารายละเอียดโครงสร้างราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติไม่ได้เปลี่ยนแปลงไปจากโครงสร้างเดิมตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 สำหรับรายละเอียดการคำนวณอัตราค่าบริการประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติตามประเภทใบอนุญาต ทั้งในส่วนของ อัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) อัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (T) และอัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซฯ จากสถานะของเหลวเป็นก๊าซ (L) เป็นอำนาจหน้าที่ของ กกพ. ในการกำหนดรายละเอียดจึงไม่จำเป็นต้องนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาแต่อย่างใด สำหรับ “การค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ” ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาเห็นว่า มีเรื่องที่สมควรนำเสนอ กพช. พิจารณาทบทวน คือ นโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ และการกำหนดโครงสร้างราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ เนื่องจากคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ 2550 ได้กำหนดราคาก๊าซสำหรับสัญญาซื้อขายก๊าซที่ไม่มีความแน่นอน ให้ใช้หลักการของการกำหนดราคาตามราคาเชื้อเพลิงที่ก๊าซเข้าไปทดแทน แต่ข้อเสนอของ กกพ. เป็นการเสนอแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการฯ เป็น 2 วิธีตามกลุ่มลูกค้า ได้แก่ การค้าปลีกให้ลูกค้ากลุ่ม Co – Generation ให้ใช้หลักการกำหนดราคาตามต้นทุน (Cost Based) และการค้าปลีกให้กลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม ให้ใช้หลักการผสมผสานระหว่างหลักการของการกำหนดราคาตามราคาเชื้อเพลิงที่ก๊าซเข้าไปทดแทน (Alternative Fuel Pricing) และหลักการกำหนดราคาตามต้นทุน (Cost Based) เป็นการเปลี่ยนแปลงในสาระสำคัญของนโยบายการกำหนดอัตราการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ และเป็นการกำหนดโครงสร้างราคาฯ ที่ไม่เคยมีการกำหนดมาก่อน ซึ่งจะทำให้การบริหารต้นทุนค่าใช้จ่ายมีประสิทธิภาพ และสอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจและสถานการณ์ปัจจุบัน แต่ในส่วนของรายละเอียดการกำหนดอัตราค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติที่ กกพ. เสนอ เป็นอำนาจหน้าที่ของ กกพ. ในการกำหนดรายละเอียดจึงไม่จำเป็นต้องนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาแต่อย่างใด ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอความเห็นชอบให้ กพช. พิจารณาทบทวน ดังนี้ (1) นโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (T) (2) นโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ (L) (3) นโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ และ (4) การกำหนดโครงสร้างราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ เนื่องจาก (1) (2) และ (3) เป็นการทบทวนนโยบาย และ (4) เป็นการกำหนดโครงสร้างราคาใหม่ จึงต้องได้รับความเห็นชอบจาก กพช.
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปจัดทำรายละเอียดเพิ่มเติมให้ชัดเจน และนำกลับมาเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการประชุม ครั้งต่อไป
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เพื่อรองรับการออกประกาศเชิญชวนภาคเอกชนให้ยื่นขอรับสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียม รอบที่ 21 ตามนโยบายเสริมสร้างความมั่นคงทางพลังงานของรัฐบาล กระทรวงพลังงานโดยกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ได้นำเสนอร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... โดยมีหลักการคือปรับปรุงกฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียมที่ใช้ระบบสัมปทานในปัจจุบันให้เพิ่มทางเลือกของระบบจัดเก็บผลประโยชน์ให้รัฐบาลสามารถพิจารณาเลือกให้สิทธิได้ทั้งในแบบสัมปทาน หรือ สัญญาแบ่งปันผลผลิตหรือสัญญาจ้างสำรวจและผลิต ซึ่ง ชธ. ได้ทบทวนและปรับปรุงกฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียม และได้นำเสนอร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่..) พ.ศ. .... โดยเพิ่มระบบแบ่งปันผลผลิตนอกเหนือจากระบบสัมปทานอย่างเดียวต่อคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2558 ซึ่งคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 12 พฤษภาคม 2558 ได้มีมติเห็นชอบในหลักการและส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจพิจารณาก่อนนำเสนอสภานิติบัญญัติแห่งชาติต่อไป และเมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2558 คณะรัฐมนตรีมีมติให้รองนายกรัฐมนตรีร่วมกับรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานนำร่างพระราชบัญญัติทั้ง 2 ฉบับ รวมทั้งคำอธิบายและคำชี้แจงของกระทรวงพลังงานไปชี้แจงต่อคณะกรรมาธิการวิสามัญศึกษาการบังคับใช้พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 และพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ของสภานิติบัญญัติแห่งชาติ ก่อนนำเสนอสภานิติบัญญัติแห่งชาติ (สนช.)
2. กระทรวงพลังงานได้ดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรี โดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์) ได้ไปชี้แจงต่อคณะกรรมาธิการวิสามัญฯ สนช. รวมทั้งได้มอบหมายให้ผู้แทนกระทรวงพลังงาน ชธ. และผู้แทนกรมสรรพากร เข้าชี้แจงต่อผู้แทนของคณะกรรมาธิการวิสามัญฯ สนช. และ ผู้แทนของคณะอนุกรรมการวิสามัญฯ ภายใต้คณะกรรมาธิการวิสามัญฯ สนช. และนำสรุปผลที่ได้จากการชี้แจงคณะกรรมาธิการวิสามัญฯ สนช. และผลการพิจารณาของกระทรวงพลังงานในประเด็นต่างๆ เสนอให้คณะรัฐมนตรีพิจารณา ซึ่งคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2558 มีมติ ดังนี้ (1) รับทราบรายงานผลการดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2558 เกี่ยวกับการชี้แจงร่างพระราชบัญญัติทั้ง 2 ฉบับต่อคณะกรรมาธิการวิสามัญฯ สนช. ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ (2) ให้รองนายกรัฐมนตรี (พลอากาศเอก ประจิน จั่นตอง) และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานไปชี้แจงทำความเข้าใจต่อคณะกรรมาธิการวิสามัญฯ สนช. และกลุ่มองค์กรภาคประชาชนและเครือข่ายประชาชนปฏิรูปพลังงานไทย (คปพ.) เกี่ยวกับเหตุผลและความจำเป็นในการแก้ไขกฎหมายและการดำเนินงานตามแผนพลังงานของประเทศและ (3) ให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีการับร่างพระราชบัญญัติทั้ง 2 ฉบับไปปรับแก้ไขตามข้อสังเกตของรองนายกรัฐมนตรี (นายวิษณุ เครืองาม) ที่เห็นควรเพิ่มหลักการระบบสัญญาจ้างสำรวจและผลิตและพิจารณาความจำเป็นในการจัดตั้งบรรษัทน้ำมันแห่งชาติ แล้วเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาอีกครั้งหนึ่ง
3. การดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2558 สามารถสรุปได้ดังนี้ (1) รองนายกรัฐมนตรี (พลอากาศเอก ประจิน จั่นตอง) พร้อมด้วยผู้แทนจากกระทรวงพลังงาน ได้แก่ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ที่ปรึกษารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ปลัดกระทรวงพลังงาน และ อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติและคณะ ได้ประชุมชี้แจงทำความเข้าใจกับคณะกรรมาธิการวิสามัญฯ สนช. และกลุ่มองค์กรภาคประชาชน รวมทั้งได้เข้าร่วมให้ข้อมูลประกอบการพิจารณาต่อคณะกรรมการกฤษฎีกาในการปรับปรุงแก้ไขร่างพระราชบัญญัติทั้ง 2 ฉบับ และ (2) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้แต่งตั้งคณะกรรมการร่างกฎหมายคณะพิเศษขึ้น เพื่อดำเนินการตรวจพิจารณาปรับปรุงแก้ไขเพิ่มเติมร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ในประเด็นการเพิ่มหลักการระบบสัญญาจ้างสำรวจและผลิตเข้าไปในร่างกฎหมาย เพื่อให้ฝ่ายบริหารใช้เป็นทางเลือกในการบริหารจัดการแหล่งปิโตรเลียม รวมถึงประเด็นความจำเป็นในการจัดตั้งบรรษัทน้ำมันแห่งชาติ ซึ่งในการประชุมหารือร่วมกันระหว่างรองนายกรัฐมนตรี (พลอากาศเอก ประจิน จั่นตอง) ผู้แทนกระทรวงพลังงานและคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้มีความเห็นร่วมกันว่าการจัดตั้งบรรษัทน้ำมันแห่งชาติยังไม่สามารถแก้ไขเพิ่มเติมในกฎหมายได้ เนื่องจากยังไม่มีรายละเอียดที่ชัดเจนในอำนาจหน้าที่ความรับผิดชอบและโครงสร้างการกำกับดูแลกิจการปิโตรเลียม
4. สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาได้ตรวจพิจารณาร่างพระราชบัญญัติทั้ง 2 ฉบับโดยเพิ่มหลักการระบบสัญญาจ้างสำรวจและผลิตแล้วเสร็จ และได้นำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณา ซึ่งคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2559 ได้มีมติเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติทั้ง 2 ฉบับดังกล่าวและให้นำเสนอต่อสภานิติบัญญัติแห่งชาติ ซึ่งสภานิติบัญญัติแห่งชาติในการประชุมเมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2559 ได้มีมติเห็นชอบรับหลักการร่างพระราชบัญญัติทั้ง 2 ฉบับ และแต่งตั้งคณะกรรมาธิการวิสามัญพิจารณาร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... จำนวน 21 คน เพื่อพิจารณาในรายละเอียดภายใน 60 วัน แปรญัตติภายใน 15 วัน ซึ่งคณะกรรมาธิการวิสามัญฯ ได้ประชุมพิจารณาโดยมีการรับฟังความคิดเห็นรอบด้านด้วยแล้ว 11 ครั้ง และได้ครบกำหนด 60 วัน เมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2559 โดยได้มีการขยายเวลาครั้งแรกไปอีก 30 วัน ซึ่งครบกำหนดในวันที่ 21 กันยายน 2559 และได้มีการขอขยายเวลาครั้งที่ 2 ไปอีก 30 วัน โดยจะครบกำหนดในวันที่ 21 ตุลาคม 2559
5. การขยายเวลาเพื่อพิจารณาร่าง พ.ร.บ. ปิโตรเลียมฯ ของคณะกรรมการวิสามัญฯ ส่งผลต่อการดำเนินงานเพื่อเตรียมการเปิดประมูลแข่งขันแปลงสำรวจที่มีศักยภาพปิโตรเลียมหลังสิ้นอายุสัมปทาน ซึ่งตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ได้มอบหมายให้กระทรวงพลังงานคัดเลือกผู้ดำเนินการโดยเปิดให้มีการประมูลแข่งขันยื่นข้อเสนอเป็นการทั่วไปเป็นการล่วงหน้าก่อนที่สัมปทานจะสิ้นอายุ ทั้งนี้ให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปีนับจากวันที่ กพช. มีมติ กระทรวงพลังงานจึงได้ดำเนินงานเพื่อให้สามารถเปิดประมูลได้ภายในระยะเวลาที่ กพช. กำหนด โดยมีแผนการดำเนินงานที่สำคัญในหลายส่วน ดังนี้ (1) การจัดเตรียมข้อมูลและการเตรียมการเปิด Data Room ให้ผู้สนใจเข้าร่วมประมูลได้ศึกษาข้อมูลด้านเทคนิคที่จำเป็นต่อการตัดสินใจเข้าร่วมประมูล (2) การยกร่างกฎหมายลำดับรองที่เกี่ยวข้อง (3) จัดทำเงื่อนไขหลักเกณฑ์การประมูล (TOR) ภายใต้ข้อพิจารณาให้การผลิตก๊าซธรรมชาติในแปลงที่สิ้นสุดสัมปทานสามารถดำเนินการได้อย่างต่อเนื่อง และร่างประกาศเชิญชวนฯ นำเสนอขออนุมัติคณะรัฐมนตรี (4) การออกประกาศเชิญชวนและรับซองประมูล (5) การพิจารณาและคัดเลือกผู้ชนะการประมูล และ (6) การเสนอผลการคัดเลือกเพื่อให้คณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบ ซึ่งในการดำเนินงานที่สำคัญดังกล่าวข้างต้น มีงานส่วนที่จำเป็นต้องดำเนินการตามลำดับขั้นตอน ได้แก่ การออกประกาศเชิญชวนเพื่อเปิดประมูลที่ จำเป็นต้องดำเนินการภายหลังจากมีกฎหมายลำดับรองที่มีผลบังคับใช้แล้วเท่านั้น ซึ่งกฎหมายลำดับรองที่จัดทำขึ้นเพื่อรองรับหลักการที่ให้เพิ่มระบบบริหารจัดการปิโตรเลียมแบบสัญญาแบ่งปันผลผลิตและแบบสัญญาจ้างสำรวจและผลิตจะสามารถดำเนินการยกร่างได้เมื่อร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... มีผลบังคับใช้แล้ว ดังนั้น กระทรวงพลังงานโดยกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติพิจารณาเห็นว่าการขยายเวลาพิจารณาร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ของคณะกรรมาธิการวิสามัญฯ จากกรอบเวลาเดิมที่กำหนดแล้วเสร็จภายใน 2 สิงหาคม 2559 จะส่งผลต่อการดำเนินงานเตรียมการเพื่อเปิดประมูลแข่งขันเป็นการทั่วไปและคัดเลือกผู้ดำเนินการให้ไม่สามารถแล้วเสร็จได้ทันภายใน 1 ปี ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขยายระยะเวลาในการคัดเลือกผู้ดำเนินการโดยการเปิดประมูลแข่งขันยื่นข้อเสนอเป็นการทั่วไป จากเดิม ให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี นับจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีมติ เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 เป็น ให้แล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2560
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 และคณะรัฐมนตรี (ครม.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 กันยายน 2558 มีมติเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาว (สัญญา LNG Sale and Purchase Agreement : LNG SPA) กับบริษัท SHELL EASTERN TRADING (PTE) LTD และบริษัท BP SINGAPORE PTE. LIMITED และให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ลงนามในสัญญาฯ ได้ ภายหลังจากที่ร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด โดยเมื่อวันที่ 12 กุมภาพันธ์ 2559 สำนักงานอัยการสูงสุดได้ส่งความเห็นในร่างสัญญาฯ ทั้งสองฉบับให้ ปตท. แล้ว และเห็นว่าข้อตกลงในสัญญาฯ เป็นไปตามมาตรฐานการซื้อขาย LNG จึงมิได้ตรวจแก้ไขร่างสัญญา โดยเสนอเป็นเพียงข้อสังเกตให้ ปตท. พิจารณาก่อนลงนามสัญญาฯ
2. ในการประชุมระหว่างรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานกับผู้บริหาร ปตท. เมื่อวันที่ 11 กุมภาพันธ์ 2559 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีข้อสังเกตให้ ปตท. ดำเนินการเจรจาทบทวนเงื่อนไขราคาในสัญญาฯ ใหม่กับบริษัท SHELL และบริษัท BP เนื่องจากเห็นว่าเป็นช่วงที่ทิศทางราคา LNG มีทิศทางที่อ่อนตัวและราคาลดลงอย่างมาก และในคราวการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 กระทรวงพลังงานได้รายงานความก้าวหน้าการเจรจากับบริษัท SHELL และบริษัท BP เพื่อปรับลดราคา LNG ให้สะท้อนราคาตลาด LNG มากยิ่งขึ้น โดยที่ประชุมมีความเห็นว่า เมื่อเจรจาปรับลดสูตรราคาและเงื่อนไขที่เกี่ยวข้องในร่างสัญญา LNG SPA แล้วเสร็จ ให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการลงนามสัญญาทั้ง 2 ฉบับต่อไป
3. ในปี 2558 ปริมาณการค้า LNG ของโลกมีประมาณ 245.5 ล้านตัน ปรับเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.5 เมื่อเทียบกับปี 2557 และในปี 2559 โครงการผลิต LNG จากประเทศออสเตรเลียและสหรัฐอเมริกาเริ่มดำเนินการผลิต LNG ทำให้มีอุปทานเพิ่มเข้าสู่ตลาดอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งบริษัทวิเคราะห์ข้อมูลพลังงานชั้นนำของโลก เช่น บริษัท Wood Mackenzie และ FGE Energy ได้ประเมินว่า สถานการณ์ LNG ล้นตลาด (LNG Oversupply) จะยังคงต่อเนื่องไปจนถึงประมาณปี 2563 - 2564 ซึ่งเป็นโอกาสที่ดีสำหรับผู้ซื้อที่จะสามารถเจรจาและต่อรองกับผู้ขายให้ได้ราคาและเงื่อนไขที่ยืดหยุ่น (Price and Flexible Terms) มากขึ้นตามที่ผู้ซื้อต้องการ อย่างไรก็ตาม จากอุปทาน LNG ที่เข้าสู่ตลาดเพิ่มขึ้นตั้งแต่ต้นปี 2559 และราคาน้ำมันที่ปรับลดลงอยู่ระดับ 40 - 50 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ส่งผลให้ราคา LNG อยู่ที่ประมาณ 5.0 - 7.5 เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียู ทำให้มีความต้องการนำเข้า LNG จากประเทศใหม่ๆ ในภูมิภาคเอเชียใต้ ตะวันออกกลาง และเอเชียตะวันออกเฉียงใต้เพิ่มขึ้น จึงอาจส่งผลให้สถานการณ์ LNG กลับมาตึงตัวเร็วขึ้นได้
4. กระทรวงพลังงานได้พิจารณาแผนการจัดหาก๊าซ LNG ภายใต้แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) และได้กำหนดให้เป็นกรณีฐานใหม่ (New Base Case) ตามที่ได้เสนอ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มสูงขึ้นจากการที่โรงไฟฟ้าถ่านหินไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผน รวมถึงกรณีที่แผนพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) และแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (EEP 2015) อาจจะสามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมายเพียงร้อยละ 70 โดยประมาณความต้องการใช้ LNG ในปี 2560 สูงถึง 9.4 ล้านตันต่อปี แต่ปัจจุบันมีสัญญาจัดหา LNG ระยะยาวเพียง 2.0 ล้านตันต่อปี ดังนั้น จึงยังมีความต้องการ LNG ส่วนเพิ่มในปี 2560 อีก 7.4 ล้านตัน ทั้งนี้ ความต้องการ LNG มีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นเรื่อยๆ ในระยะเวลา 10 ปี โดยประมาณความต้องการใช้ LNG ในปี 2568 อยู่ที่ 22.0 ล้านตันต่อปี
5. สัญญา LNG SPA กับบริษัท SHELL สรุปผลการเจรจาราคาและเงื่อนไขสัญญาฯ ดังนี้ (1) การส่งมอบ 0.5 ล้านตันต่อปี ในเดือนเมษายน ปี 2560 และ 1.0 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2561 เป็นต้นไป (2) กำหนดวันเริ่มรับ LNG ตั้งแต่ตั้งแต่เดือนเมษายน 2560 (ปีสัญญา เม.ย. ถึง มี.ค.) อายุสัญญา 15 ปี (3) สูตรราคา DES ($/MMBtu) และ (4) การทบทวนราคา 1 ครั้งในปีที่ 7 ของอายุสัญญา ทั้งนี้ ราคาที่ตกลงลดลงจากราคาเดิมประมาณ 1.90 เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียู คิดเป็นมูลค่าตลอดอายุสัญญาประมาณ 7,695 ล้านเหรียญสหรัฐฯ หรือเท่ากับประมาณ 2.77 แสนล้านบาท (อัตราแลกเปลี่ยน 36 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ)
6. สัญญา LNG SPA กับบริษัท BP สรุปผลการเจรจาราคาและเงื่อนไขสัญญาฯ ดังนี้ (1) การส่งมอบ 0.317 ล้านตันต่อปี ในเดือนเมษายน ปี 2560 และ 1.0 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2561 เป็นต้นไป (2) กำหนดวันเริ่มรับ LNG ตั้งแต่ตั้งแต่เดือนมกราคม 2559 (ปีสัญญา ม.ค. ถึง ธ.ค.) อายุสัญญา 20 ปี (3) สูตรราคา DES ($/MMBtu) และ (4) การทบทวนราคา 2 ครั้งในปีที่ 10 และ 15 ของอายุสัญญา ทั้งนี้ ราคาที่ตกลงลดลงจากราคาเดิมประมาณ 1.68 เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียู คิดเป็นมูลค่าตลอดอายุสัญญาประมาณ 10,894 ล้านเหรียญสหรัฐฯ หรือเท่ากับประมาณ 3.95 แสนล้านบาท
7. เพื่อเป็นการเสริมความมั่นคงด้านพลังงานและเตรียมให้มีก๊าซธรรมชาติเพียงพอต่อความต้องการ ปตท. ได้มีการเจรจากับบริษัท PETRONAS LNG Ltd. (ประเทศมาเลเซีย) ซึ่งในเบื้องต้นคาดว่าจะมีปริมาณการซื้อขาย 1.2 ล้านตันต่อปี อย่างไรก็ตามการพิจารณาข้อสัญญาดังกล่าว จำเป็นต้องพิจารณาปริมาณความต้องการ LNG ในประเทศ และผลกระทบต่อนโยบายการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซธรรมชาติในอนาคต
8. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็น ดังนี้ (1) สูตรโครงสร้างราคา LNG ของบริษัท SHELL และบริษัท BP ตามผลการเจรจาใหม่นี้ถือเป็นข้อเสนอที่ดีขึ้นกว่าข้อเสนอเดิมมาก ซึ่งสามารถลดความเสี่ยงด้านดัชนีราคาและสามารถแข่งขันได้ในทุกระดับราคาน้ำมัน โดยข้อเสนอราคาใหม่อยู่ในระดับที่แข่งขันได้กับระดับราคาตลาด LNG ในสัญญาระยะกลาง/ยาวที่ลงนามในช่วง 1 ปีที่ผ่านมา ทั้งนี้ข้อเสนอราคาของบริษัท SHELL สามารถยืนราคาได้ (Validity) จนถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2559 และข้อเสนอราคาของบริษัท BP สามารถยืนราคาได้จนถึงวันที่ 15 ตุลาคม 2559 (2) ผลการวิเคราะห์ข้อเสนอราคาใหม่ของบริษัท SHELL และบริษัท BP (Sensitivity ราคาน้ำมัน 20 - 100 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล และราคา Henry Hub 3 เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียู) พบว่า บริษัท SHELL ปรับลดราคาลงจากราคาเดิมในร่างสัญญา LNG SPA (ที่ได้รับอนุมัติจาก กพช. ในเดือนกันยายน 2558) ประมาณ 1.90 เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียู หรือคิดเป็นประมาณร้อยละ 20 (คิดเป็นมูลค่าที่ลดลงประมาณ 53,000 ล้านบาทตลอดอายุสัญญา 15 ปี) และบริษัท BP ปรับลดราคาลงจากราคาเดิมในร่างสัญญา LNG SPA (ที่ได้รับอนุมัติจาก กพช. ในเดือนกันยายน 2558) ประมาณ 1.68 เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียู หรือคิดเป็นประมาณร้อยละ 18 (คิดเป็นมูลค่าที่ลดลงประมาณ 62,000 ล้านบาทตลอดอายุสัญญา 20 ปี) และ (3) จากประมาณการความต้องการใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติปี 2559 - 2579 เห็นว่าการจัดหา LNG เพิ่มเติมจากทั้งบริษัท SHELL และบริษัท BP ในปริมาณรวม 2.0 ล้านตันต่อปี จะยังไม่มีผลกระทบต่อนโยบายส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ เนื่องจากปริมาณการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวทุกสัญญารวมกัน (สัญญาของ Qatar Gas, Shell และ BP) จะรองรับความต้องการ LNG ของประเทศในระดับประมาณร้อยละ 30 ของความต้องการ LNG ของประเทศในช่วงปี 2560 – 2562 เท่านั้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบผลการเจรจาปรับลดราคาและทบทวนเงื่อนไขที่เกี่ยวข้อง และให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สามารถลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG SPA) กับบริษัท SHELL EASTERN TRADING (PTE) LTD และบริษัท BP SINGAPORE PTE. LIMITED บนร่างสัญญา LNG SPA ในปริมาณรายละ 1 ล้านตันต่อปี (รวมสองสัญญา 2 ล้านตันต่อปี) เมื่อเงื่อนไขที่เปลี่ยนแปลงได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
2. เห็นชอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ สามารถนำเรื่องร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท SHELL EASTERN TRADING (PTE) LTD และบริษัท BP SINGAPORE PTE. LIMITED เสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาได้ทันที เพื่อให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สามารถลงนามในสัญญาได้ทันภายในกำหนดเวลาของเงื่อนไขการยืนราคาในข้อเสนอราคา
กพช. ครั้งที่ 10 วันพฤหัสบดีที่ 8 ธันวาคม 2559
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 5/2559 (ครั้งที่ 10)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 8 ธันวาคม 2559 เวลา 09.00 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1. สถานการณ์พลังงานปี 2559 และแนวโน้มปี 2560
2. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3. รายงานผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
4. แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564
5. รายงานผลการจัดทำอัตราค่าไฟฟ้าตามมาตรการส่งเสริมการลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response Rate)
6. ข้อสรุปการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
7. การทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ
8. แนวทางการบริหารจัดการกิจการก๊าซธรรมชาติและ LNG เพื่อความมั่นคง
10. แต่งตั้งคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง(2)
11. รายงานความคืบหน้าเกี่ยวกับคดีปกครองที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติถูกฟ้องร้อง
12. ปฏิทินการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ประจำปี 2560
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานปี 2559 และแนวโน้มปี 2560
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. สถานการณ์พลังงานปี 2559 มีภาพรวมการใช้พลังงานขั้นต้นอยู่ที่ 2,648 พันบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 1.8 เทียบกับปีก่อน สอดคล้องกับอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจของไทย (GDP) ที่ขยายตัวร้อยละ 3.2 ทั้งนี้ การนำเข้าพลังงานขั้นต้น (สุทธิ) คิดเป็นร้อยละ 48 ของการใช้พลังงานขั้นต้น โดยมีมูลค่าการนำเข้าพลังงาน 744 พันล้านบาท หรือร้อยละ 8 ของ GDP สรุปสถานการณ์การใช้พลังงานแต่ละชนิด ดังนี้ (1) น้ำมันดีเซลมีการใช้เฉลี่ยอยู่ที่ 61.8 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.1 จากปีก่อน จากราคาขายปลีกที่ปรับตัวลดลง (2) น้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลมีการใช้เฉลี่ยอยู่ที่ 29.0 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 10.1 จากปีก่อน จากราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินปรับตัวลดลงตามราคาน้ำมันดิบตลาดโลก ประกอบกับผู้ใช้รถยนต์ LPG และ NGV เปลี่ยนกลับไปใช้น้ำมันมากขึ้น (3) น้ำมันเครื่องบิน มีการใช้เฉลี่ยอยู่ที่ 17.8 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 8.0 จากปีก่อน ตามภาคการท่องเที่ยวที่ขยายตัวได้ดี โดยในปี 2559 มีนักท่องเที่ยวต่างชาติที่เข้ามาประเทศไทย 33 ล้านคน เพิ่มขึ้นประมาณ 3 ล้านคน จากปีก่อน (4) LPG โพรเพน และบิวเทน มีการใช้อยู่ที่ 6,078 พันตัน ลดลงจากปีก่อนร้อยละ 9.2 โดยภาคครัวเรือนมีสัดส่วนการใช้สูงสุด ที่ร้อยละ 35 เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.5 การใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี มีสัดส่วนการใช้ร้อยละ 29 ลดลงร้อยละ 16.5 เนื่องจากการเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงชนิดอื่นทดแทน และภาคขนส่ง มีสัดส่วนการใช้ร้อยละ 24 ลดลงร้อยละ 15.6 จากการปรับลดลงของราคาขายปลีกน้ำมันส่งผลให้ผู้ใช้รถยนต์ LPG บางส่วนเปลี่ยนไปใช้น้ำมันทดแทน (5) การใช้ไฟฟ้า อยู่ที่ 182,301 ล้านหน่วย เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.3 จากปีก่อน เนื่องจากสภาพอากาศที่ร้อนจัดโดยเฉพาะในช่วงครึ่งแรกของปี ประกอบกับการขยายตัวของภาคธุรกิจโดยเฉพาะภาคการท่องเที่ยวและการก่อสร้าง โดยการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นในเกือบทุกสาขาเศรษฐกิจ ยกเว้นภาคเกษตรกรรมที่ลดลงจากปัญหาภัยแล้งที่ส่งผลให้ปริมาณน้ำไม่เพียงพอสำหรับทำการเกษตรในบางพื้นที่ ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดสุทธิ (Peak) เกิดเมื่อวันที่ 11 พฤษภาคม 2559 เวลา 14.00 น. โดยในระบบของ 3 การไฟฟ้าอยู่ที่ 30,973 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้นร้อยละ 9.8 (Peak ในระบบการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) อยู่ที่ 29,619 เมกะวัตต์) ทั้งนี้ Peak ที่สูงขึ้นมากเป็นผลจากปัจจัยอุณหภูมิ โดยเดือนเมษายนอุณหภูมิเฉลี่ยสูงขึ้นกว่าค่าปกติประมาณ 2 องศาเซลเซียส และอากาศร้อนจัดสะสมต่อเนื่องยาวนานหลายพื้นที่จนถึงครึ่งเดือนแรกของเดือนพฤษภาคมทำให้มีการใช้เครื่องใช้ไฟฟ้าเพื่อทำความเย็นเพิ่มมากขึ้น สำหรับการผลิตไฟฟ้า ในปี 2559 อยู่ที่ 197,908 ล้านหน่วย เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.4 จากปีก่อน โดยเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าสูงสุด ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 66 ของการผลิตไฟฟ้าทั้งหมด ทั้งนี้ การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 4 มีการผลิตเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.2 เป็นไปตามนโยบายของกระทรวงพลังงานในการกระจายแหล่งเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้า
2. แนวโน้มความต้องการใช้พลังงานปี 2560 มีสมมติฐานการขยายตัวทางเศรษฐกิจที่ร้อยละ 3.0 - 4.0 ตามการประมาณการของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) ราคาน้ำมันดิบดูไบในปี 2560 อยู่ในช่วง 42 – 52 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ย อยู่ในช่วง 35.3 – 36.3 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ คาดการณ์ว่าการใช้พลังงานขั้นต้นจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.1 ตามภาวะเศรษฐกิจที่ขยายตัว โดยเพิ่มขึ้นทุกประเภท ดังนี้ (1) การใช้น้ำมันเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.8 จากการใช้น้ำมันดีเซลที่คาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.3 การใช้เบนซินและแก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้นร้อยละ 6.7 จากราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกที่ขยับสูงขึ้นเล็กน้อยแต่ยังคงอยู่ในระดับต่ำ การใช้น้ำมันเครื่องบินคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.0 ตามมาตรการกระตุ้นการท่องเที่ยว การใช้น้ำมันเตาคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.2 ในขณะที่การใช้ LPG ส่วนที่ไม่รวมการใช้ ใน Feed stocks ของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี คาดว่าจะลดลงร้อยละ 4.1 (2) การใช้ก๊าซธรรมชาติคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.4 ตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) โดยปี 2560 จะมีสถานีรับ-จ่ายก๊าซธรรมชาติเหลว หรือ LNG Receiving Terminal แห่งที่ 1 ระยะที่ 2 ซึ่งจะช่วยเพิ่มปริมาณสำรอง LNG จาก 5 ล้านตันต่อปี เป็น 10 ล้านตันต่อปี เพื่อรองรับความต้องการใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มมากขึ้น (3) การใช้ถ่านหิน/ลิกไนต์เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.5 (4) การใช้พลังงานทดแทนคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.1 และ (5) การใช้ไฟฟ้าพลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้าคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 30.4
3. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงปี 2559 และแนวโน้มปี 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบดูไบปี 2559 อยู่ในช่วง 27 – 49 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ 40 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับลดจากปีก่อน 11 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (2) ราคาน้ำมันสำเร็จรูปปี 2559 อยู่ในช่วง 36 – 63 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล โดยราคาน้ำมันเบนซิน 95 เฉลี่ยอยู่ที่ 55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับลดลงจากปีก่อน 14 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ขณะที่ราคาน้ำมันดีเซลเฉลี่ยทั้งปีอยู่ที่ 51 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับลดลง 14 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (3) ราคาก๊าซ LPG เคลื่อนไหวอยู่ที่ 287 - 410 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และราคาเฉลี่ยทั้งปีอยู่ที่ 336 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับลดลงจากปีก่อน 60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และ (4) ราคา LNG เคลื่อนไหวอยู่ที่ 4.00 – 7.95 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ราคาเฉลี่ยทั้งปีอยู่ที่ 5.46 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียูปรับลดลง 1.99 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ทั้งนี้ คาดการณ์แนวโน้มราคาน้ำมันดิบดูไบ ปี 2560 เฉลี่ยอยู่ที่ 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซินออกเทน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เฉลี่ยอยู่ที่ 65 และ 60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ราคาก๊าซ LPG ปี 2560 เฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 400 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และราคา LNG ปี 2560 เฉลี่ยอยู่ที่ 7.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในปี 2560 คาดว่าจะมี การใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.8 ตามภาวะเศรษฐกิจที่จะปรับตัวดีขึ้น และความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ในระบบของ 3 การไฟฟ้า ปี 2560 จะอยู่ที่ระดับ 31,365 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้นร้อยละ 1.3 (Peak ในระบบ กฟผ. อยู่ที่ 29,543 เมกะวัตต์) ใกล้เคียงกับที่คาดการณ์ไว้ในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) ทั้งนี้ ในปี 2558 – 2560 คาดว่าความยืดหยุ่นของการใช้ไฟฟ้า (Electricity Elasticity) เฉลี่ยอยู่ที่ 1.207 มีแนวโน้มสูงขึ้น จากการใช้ไฟฟ้าภาคครัวเรือน และการขยายตัวของการใช้ไฟฟ้าภาคธุรกิจโดยเฉพาะภาคการท่องเที่ยว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และให้ฝ่ายเลขานุการฯ รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 2 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือน ตุลาคม 2559 มีโครงการที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐแล้ว 7,218 ราย คิดเป็นกำลังการผลิตติดตั้ง 9,215 เมกะวัตต์ โดยมีรายละเอียดดังนี้ (1) จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้า (COD) แล้ว 6,985 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 6,471 เมกะวัตต์ (2) มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและรอ COD จำนวน 211 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 2,279 เมกะวัตต์ และ (3) ตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว จำนวน 22 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 465 เมกะวัตต์ โดยโครงการที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐเพิ่มขึ้นจากที่ได้เสนอ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 รวม 60 เมกะวัตต์ ดังนี้ (1) การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม มีกำลังการผลิตติดตั้งเพิ่มขึ้น 42 เมกะวัตต์ (2) การขยายโรงไฟฟ้าเพื่อรองรับความต้องการใช้งานที่เพิ่มขึ้น แบ่งเป็น กลุ่มเชื้อเพลิงขยะชุมชนเพิ่มขึ้น 1 เมกะวัตต์ กลุ่มเชื้อเพลิงชีวมวลเพิ่มขึ้น 23 เมกะวัตต์ และกลุ่มเชื้อเพลิง ก๊าซชีวภาพ เพิ่มขึ้น 4 เมกะวัตต์ และ (3) การปรับปรุงข้อมูลของการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานน้ำ โดยแก้ไขกำลังการผลิตติดตั้งในโครงการที่มีข้อมูลซ้ำกัน ทำให้กำลังการผลิตติดตั้งลดลง 10 เมกะวัตต์
2. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 และวันที่ 18 เมษายน 2559 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 โดยมีโครงการที่ผ่านคุณสมบัติ ได้เข้าร่วมจำนวน 167 ราย ต่อมาได้จับสลากเพื่อคัดเลือกและประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านการคัดเลือกที่มีสิทธิเข้าทำสัญญากับการไฟฟ้าเมื่อวันที่ 26 เมษายน 2559 จำนวน 67 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 281 เมกะวัตต์ โดยต้องลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายใน 120 วัน นับจากวันที่ได้รับหนังสือ และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 สถานภาพปัจจุบัน ได้ลงนาม PPA แล้ว 65 โครงการ อยู่ระหว่างพิจารณายกเลิกตอบรับซื้อไฟฟ้า 2 โครงการ ทั้งนี้ โครงการส่วนใหญ่อยู่ระหว่างดำเนินการขอใบอนุญาต
3. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) โดยเมื่อวันที่ 15 มกราคม 2559 กกพ. ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) ในแบบ Feed-in Tariff พ.ศ. 2559 (ระยะที่ 1 สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา) รับซื้อไฟฟ้าประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) เป็นลำดับแรก เป้าหมาย 10 เมกะวัตต์ และประเภทชีวมวลเป็นลำดับที่สอง เป้าหมาย 36 เมกะวัตต์ โดยสรุปได้ดังนี้ (1) ประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ได้รับการคัดเลือก 1 ราย คือ บริษัท พลังงานไทยเสริมสุข จำกัด เสนอส่วนลด FiTF ร้อยละ 10.25 กำลังการผลิตติดตั้ง 2.00 เมกะวัตต์ ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วและปัจจุบันอยู่ระหว่างการขอใบอนุญาต (2) ประเภทชีวมวล ได้รับการคัดเลือก 4 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 36 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย บริษัท ทีพีซีเอช เพาเวอร์ 1 จำกัด ขนาด 9.9 เมกะวัตต์ บริษัท ทีพีซีเอช เพาเวอร์ 2 จำกัด ขนาด 9.9 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าชีวมวลรุ่งทิวาไบโอแมส ขนาด 9.9 เมกะวัตต์ บริษัท ทีพีซีเอช เพาเวอร์ 5 จำกัด ขนาด 6.3 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการลงนามสัญญาฯ ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างการออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) เพิ่มเติมเพื่อให้ครบตามเป้าหมาย 10 เมกะวัตต์ รวมทั้งปรับปรุงข้อมูลศักยภาพระบบไฟฟ้าในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้และ 4 อำเภอ ในจังหวัดสงขลาที่เหลือจากการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการระยะที่ 1
4. การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรมและขยะชุมชน ดังนี้ (1) ขยะอุตสาหกรรม กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ได้เห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม สำหรับประกาศรับซื้อปี 2558 - 2562 ปริมาณ 50 เมกะวัตต์ โดยให้เป็นส่วนเพิ่มจากเป้าหมาย AEDP และเห็นชอบอัตรารับซื้อ FiT ขยะอุตสาหกรรม และเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. ได้เห็นชอบให้ลำดับความสำคัญเชื้อเพลิงจากขยะเป็นอันดับแรก และให้รับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT โดยไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม สำหรับประกาศรับซื้อปี 2558 - 2562 เมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2559 และดำเนินการรับยื่นคำร้องข้อเสนอขอขายไฟฟ้าในวันที่ 22 - 28 กันยายน 2559 และเมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2559 ได้ประกาศรายชื่อผู้ที่ผ่านการคัดเลือกฯ จำนวน 7 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวมไม่เกิน 30.78 เมกะวัตต์ กำลังผลิตติดตั้งรวมไม่เกิน 41.83 เมกะวัตต์ โดยต้องลงนาม PPA ภายใน 25 กุมภาพันธ์ 2560 และกำหนด วันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายใน 31 ธันวาคม 2560 และ (2) ขยะชุมชน กกพ. ได้ประกาศ การจัดหาไฟฟ้าและหลักเกณฑ์การจัดหาไฟฟ้าโครงการขยะชุมชน เมื่อวันที่ 1 ธันวาคม 2559 โดยมีเป้าหมายรับซื้อในระยะนี้ 8 จังหวัด ตามโครงการที่มีความพร้อมดำเนินการระยะแรก (Quick Win Project) จากกระทรวงมหาดไทย โดยมีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายใน 31 ธันวาคม 256
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 20 สิงหาคม 2557 กพช. ได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (คณะกรรมการฯ) โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เป็นกรรมการและเลขานุการ ผู้แทน สนพ. และผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ และกรรมการประกอบด้วย เลขาธิการคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ อธิบดี พพ. อธิบดีกรมโรงงานอุตสาหกรรม อธิบดีกรมโยธาธิการและผังเมือง เลขาธิการสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม อัยการสูงสุด ประธาน กกพ. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง โดยคณะกรรมการฯ มีอำนาจหน้าที่บริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้เป็นไปตามแนวทางที่ กพช. ได้ให้ความเห็นชอบ และกำกับ ติดตาม เร่งรัดการดำเนินโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวมทั้งปฏิบัติหน้าที่เป็นศูนย์ประสานการพิจารณาออกใบอนุญาตประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าของหลายหน่วยงานให้ได้ข้อยุติและมีความพร้อมก่อนเสนอให้ กกพ. พิจารณาออกใบอนุญาตต่อไป ประเมินผลการดำเนินงานตามนโยบายและรายงานผลการปฏิบัติงานพร้อมข้อเสนอแนะต่อ กพช. เป็นระยะๆ ตามความเหมาะสม
2. ผลการดำเนินการของคณะกรรมการฯ สรุปได้ดังนี้ (1) การปรับปรุงขั้นตอนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เพื่อให้มีความคล่องตัวมากขึ้นและเป็นรูปแบบ One Stop Service (2) การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (รูปแบบ Adder) ของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และขนาดเล็กมาก (VSPP) โดยมีการประชุมรวม 11 ครั้ง พิจารณาโครงการฯ ทั้งหมด 125 ราย พลังงานไฟฟ้าเสนอขาย 740.64 เมกะวัตต์ ประกอบด้วยชีวมวล 444.83 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 78.92 เมกะวัตต์ และขยะ 216.89 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ มีโครงการที่เห็นควรให้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า จำนวน 18 ราย พลังงานไฟฟ้าเสนอขาย 53.06 เมกะวัตต์ และเห็นควรให้ตอบรับซื้อไฟฟ้าโดยการไฟฟ้าพิจารณาดำเนินการลงนามในสัญญา จำนวน 107 ราย พลังงานไฟฟ้าเสนอขาย 687.58 เมกะวัตต์(3) พิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน (Solar ค้างท่อ) รูปแบบ FiT อัตรา 5.66 บาทต่อหน่วย ทั้งหมด 4 ครั้ง รวมตอบรับซื้อ 172 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 989.675 เมกะวัตต์สูงสุด (MWp) (4) อนุมัติร่างหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร เมื่อวันที่ 23 กรกฎาคม 2558 และได้จัดส่งร่างหลักเกณฑ์ดังกล่าวให้ กกพ. รับไปดำเนินการออกประกาศ เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร พ.ศ. 2558 เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 (5) เมื่อวันที่ 23 กรกฎาคม 2558 ได้เห็นชอบเปิดรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนจาก VSPP เชื้อเพลิงชีวมวลและก๊าซชีวภาพในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ4 อำเภอในจังหวัดสงขลา กำลังผลิตติดตั้งรวม 50 เมกะวัตต์ ด้วยวิธี Competitive Bidding โดยให้ กฟผ. ลดกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าจะนะ (โดยวิธี Operation) ซึ่ง กพช. ได้มีมติเห็นชอบเรื่องดังกล่าวในการประชุมเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 และต่อมาเมื่อวันที่ 15 มกราคม 2559 กกพ. ได้เปิดรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนจาก VSPP เชื้อเพลิงชีวมวลและก๊าซชีวภาพในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ในรูปแบบ FiT ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) โดยแบ่งเป็นเชื้อเพลิงชีวมวลไม่เกิน 36 เมกะวัตต์ และก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ โดยมีการคัดเลือกโครงการแล้ว
3. คณะกรรมการฯ ได้พิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในระบบ Adder ครบแล้ว ระยะต่อไปจะส่งต่อภารกิจเรื่องการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT Bidding และการกำกับดูแลการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนไปยัง กกพ. ทั้งนี้ คณะกรรมการฯ จะยังคงดำเนินการในเรื่องคดีฟ้องร้องที่เกิดขึ้นให้เป็นอันสิ้นสุด ซึ่งภายหลังสิ้นสุดคดีฟ้องร้องต่างๆ แล้ว จะขอยุติบทบาทของคณะกรรมการฯ แต่หากมีประเด็นที่จะต้องวินิจฉัยที่เกี่ยวข้องกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Adder ให้ กกพ. พิจารณาตามอำนาจหน้าที่ตาม พ.ร.บ. ประกอบกิจการพลังงานต่อไป ทั้งนี้ แนวนโยบายการส่งเสริมไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนระยะต่อไป กระทรวงพลังงานจะดำเนินการโดยใช้กลไกคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กกพ. เป็นหลัก เน้นเรื่องการผสมผสานเชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียนหลายๆ ประเภท (Hybrid) และเป็นสัญญาประเภท Firm โดยจะมีมาตรการส่งเสริมให้โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่เป็น Non-Firm เปลี่ยนเป็น Firm และจูงใจให้นำเทคโนโลยี Energy Storage เพื่อรับไฟฟ้าส่วนเกินมาใช้ประโยชน์ ในช่วงเวลาที่ต้องการ นอกจากนั้น จะเน้นการส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนให้เป็นไปตามศักยภาพของพื้นที่ (RE Zoning) เพื่อลดการแย่งชิงเชื้อเพลิง รวมทั้งทำให้เกิดการแข่งขันการเสนอขายไฟฟ้าเข้าระบบในรูปแบบ Competitive Bidding
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2558 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 โดยเห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 และมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงมหาดไทย กกพ. กฟผ. การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดตามแผนแม่บท โดยคำนึงถึงความคุ้มค่าและให้มีผลกระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าให้น้อยที่สุด (2) มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดย สนพ. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อใช้ในการขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด และให้นำเสนอ กบง. พิจารณาอนุมัติในรายละเอียดต่อไป
2. คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2558 ได้เห็นชอบแนวทางการดำเนินโครงการพัฒนาแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย โดยมีหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ สำนักงาน กกพ. พพ. กฟผ. กฟภ. กฟน. สถาบันวิจัย และสถาบันการศึกษา ร่วมดำเนินการจัดทำแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงาน ด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย และต่อมาเมื่อวันที่ 22 กันยายน 2559 และวันที่ 8 พฤศจิกายน 2559 คณะอนุกรรมการฯ ได้เห็นชอบแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 รวมทั้งเห็นชอบกรอบงบประมาณดำเนินการ โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้เกิดการนำไปปฏิบัติเชิงรูปธรรมในช่วงปี 2560 – 2564 ซึ่งเป็นระยะการพัฒนาโครงการนำร่องเพื่อทดสอบความเหมาะสมทางเทคนิคและความคุ้มค่าของการลงทุนในแต่ละเทคโนโลยี และนำผลที่ได้มาพิจารณาทบทวนความเหมาะสม ในการนำไปใช้พัฒนาจริงในระยะต่อไป โดยแนวทางการการขับเคลื่อนระยะสั้น กำหนดให้มีการพัฒนาและขับเคลื่อน 5 เทคโนโลยีหลัก ได้แก่ (1) ระบบบริหารจัดการพลังงาน (Energy Management System: EMS) (2) การออกแบบกลไกราคาและสิ่งจูงใจ และการตอบสนองด้านความต้องการใช้ไฟฟ้า (Pricing and Incentive Design and Demand Response) (3) ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็ก (Micro Grid) (4) ระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System: ESS) และ (5) การพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy Forecast System) และเพื่อให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุด จึงได้กำหนดการพัฒนาทั้ง 5 เทคโนโลยีให้อยู่ภายใต้ 3 เสาหลักของการขับเคลื่อนด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ได้แก่ เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านความต้องการไฟฟ้าและระบบบริหารจัดการพลังงาน (DR & EMS) เสาหลักที่ 2 ระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (RE Forecast) และเสาหลักที่ 3 ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กและระบบกักเก็บพลังงาน (Micro Grid & ESS) นอกจากนี้จะสนับสนุนกิจกรรมอื่นซึ่งไม่อยู่ภายใต้เสาหลักแต่มีความสำคัญในภาพรวมและจำเป็นต้องได้รับการดำเนินการคู่ขนานไปด้วย ได้แก่ การพัฒนา ขีดความสามารถในประเทศ การสื่อสารและสร้างความเข้าใจกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสียและบุคคลทั่วไป และการเตรียมการแหล่งเงินทุนสนับสนุน
3. โครงสร้างและส่วนประกอบของแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น สรุปได้ดังนี้ (1) การเตรียมโครงสร้าง โดยจัดตั้งคณะทำงานขึ้น 2 ชุด ได้แก่ คณะกำกับการขับเคลื่อนแผนการดำเนินการด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย และคณะทำงานขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย (2) เสาหลักที่ 1 ประกอบด้วย การศึกษาวิจัย การสาธิตนำร่อง และการเตรียมการสำหรับการใช้งานเชิงพาณิชย์สำหรับการตอบสนองด้านโหลดและระบบบริหารจัดการพลังงาน เพื่อนำไปสู่เป้าหมายการรับซื้อกำลังไฟฟ้าที่ลดลงได้ในช่วงพีค (Negawatt) ปริมาณ 350 เมกะวัตต์ การสนับสนุนการเข้ามามีส่วนร่วมของภาคเอกชนในการตอบสนองด้านโหลด และการพัฒนาการตอบสนองด้านโหลดไปสู่รูปแบบกึ่งอัตโนมัติ (Semi-Automated Demand Response) (3) เสาหลักที่ 2 ประกอบด้วย การศึกษาวิจัย การสาธิตนำร่อง และการเตรียมการสำหรับการใช้งานเชิงพาณิชย์สำหรับระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียนเพื่อนำไปสู่เป้าหมายในการจัดตั้งศูนย์พยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนต่อไป (4) เสาหลักที่ 3 ประกอบด้วย การศึกษาวิจัย การสาธิตนำร่อง และการเตรียมการสำหรับการใช้งานเชิงพาณิชย์สำหรับระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กและระบบกักเก็บพลังงาน เพื่อนำไปสู่เป้าหมายการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กเชิงพาณิชย์ที่มีระบบกักเก็บพลังงานเป็นส่วนสนับสนุนการแยกตัวอย่างเป็นอิสระ (Islanding) จำนวน 3 โครงการในพื้นที่ศักยภาพ เช่น เมืองอัจฉริยะ (Smart City) เขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ และพื้นที่ห่างไกล (5) การพัฒนา ขีดความสามารถด้านสมาร์ทกริดในประเทศ ประกอบด้วย การศึกษาวิจัยและพัฒนาเทคโนโลยีสมาร์ทกริดเพื่อทดแทนการนำเข้าจากต่างประเทศ การพัฒนาขีดความสามารถบุคลากรและการพัฒนาองค์กรเพื่อสนับสนุนการขับเคลื่อน (6) การสื่อสารและสร้างความเข้าใจกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย ประกอบด้วย การจัดตั้งศูนย์ข้อมูลด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทยเพื่อเป็นศูนย์กลางในการสื่อสารประชาสัมพันธ์ (7) การเตรียมการแหล่งเงินทุนสนับสนุน ประกอบด้วย การรวบรวมแผนการลงทุนของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง การเข้าถึงแหล่งเงินทุนที่มีในปัจจุบันให้สะดวกมากขึ้น การปรับกระบวนการและกฎระเบียบให้เอื้อต่อการร่วมทุนระหว่างภาครัฐและภาคเอกชน การจัดหาแหล่งเงินทุนอื่นๆ เพื่อขับเคลื่อนการดำเนินการด้านสมาร์ทกริดเชิงพาณิชย์ และ (8) การจัดทำ ร่างแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริด ในระยะปานกลางเพื่อให้มีความต่อเนื่องในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระยะสั้นไปสู่ระยะกลางในปี พ.ศ. 2564 - 2565
4. กรอบงบประมาณการดำเนินการภายใต้แผนขับเคลื่อนฯ สรุปได้ ดังนี้ (1) ภาพรวมกรอบงบประมาณการดำเนินงานสำหรับแผนการขับเคลื่อนฯ คิดเป็นงบประมาณการดำเนินการทั้งสิ้น 2,082 ล้านบาท แยกตามหน่วยงานที่รับผิดชอบ ดังนี้ สนพ. กฟผ. กฟน. กฟภ. และ สำนักงาน กกพ. 433 169 436 1,018 และ 26 ล้านบาท ตามลำดับ (2) กรอบงบประมาณภายใต้แผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทยในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 จำนวน 20 โครงการ มีรายละเอียดดังนี้ การบริหารและจัดเตรียมโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการขับเคลื่อนฯ 63 ล้านบาท เสาหลักที่ 1: DR & EMS จำนวน 6 โครงการ 974 ล้านบาท เสาหลักที่ 2: RE Forecast จำนวน 3 โครงการ 49 ล้านบาท เสาหลักที่ 3: Micro Grid & ESS จำนวน 4 โครงการ 646 ล้านบาท การส่งเสริมขีดความสามารถ 300 ล้านบาท การสื่อสารทำความเข้าใจกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย 50 ล้านบาท ทั้งนี้ เป้าหมายในภาพรวมของแผนขับเคลื่อนฯ คือ การเกิดขึ้นของธุรกิจด้านสมาร์ทกริดเชิงพาณิชย์ในประเทศไทยภายในปี 2564 โดยเป้าหมายและผลประโยชน์ในภาพรวมจะเกิดขึ้นภายใต้เป้าหมายของแต่ละแผนงานของแผนขับเคลื่อนฯ สรุปได้ ดังนี้ (1) เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านความต้องการใช้ไฟฟ้าฯ เกิดการรับซื้อกำลังไฟฟ้าที่ลดลงได้ในช่วงที่เกิดความต้องการไฟฟ้าสูงสุด หรือ การรับซื้อพลังงานไฟฟ้าแบบ Negawatt เป็นปริมาณ 350 เมกะวัตต์ นอกจากนี้การดำเนินการตอบสนองด้านความต้องการใช้ไฟฟ้าจะได้รับการพัฒนาให้เป็นแบบอัตโนมัติมากขึ้น (2) เสาหลักที่ 2 ระบบพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเกิดศูนย์พยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยเน้นการพยากรณ์ในพื้นที่ที่มีความจำเป็นก่อนเป็นลำดับแรก (3) เสาหลักที่ 3 ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กและระบบกักเก็บพลังงาน เกิดการใช้งานระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กเชิงพาณิชย์จำนวน 3 – 5 โครงการในพื้นที่ที่มีศักยภาพ รวมถึงทำให้การบริหารจัดการการผลิตและการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ดังกล่าวเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพมากขึ้น
5. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 ได้พิจารณาเรื่องแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 โดยมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 และรายงานให้ กพช. เพื่อทราบต่อไป (2) มอบหมายให้คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) สามารถพิจารณาทบทวนกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริด ของประเทศไทย หากมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้นำเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานผลการจัดทำอัตราค่าไฟฟ้าตามมาตรการส่งเสริมการลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response Rate)
กรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นายไกรสีห์ กรรณสูต) ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 กันยายน 2558 ได้รับทราบมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 พฤษภาคม 2558 เรื่อง การทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 และ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 29 กันยายน 2558 ได้เห็นชอบโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2558 ซึ่งได้กำหนดให้ค่าใช้จ่ายตามมาตรการ Demand Response เพื่อส่งเสริมการลดการใช้ไฟฟ้าตามหลักเกณฑ์ ที่ กกพ. กำหนด เป็นส่วนหนึ่งของค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (ค่า Ft) ซึ่ง สำนักงาน กกพ. ได้ศึกษาโครงการพัฒนา Demand Response สำหรับประเทศไทย ระยะที่ 1 และระยะที่ 2 รวมถึงได้ดำเนินโครงการนำร่องเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อภาคไฟฟ้าจากเหตุการณ์หยุดซ่อมแหล่งก๊าซธรรมชาติในปี 2557 - 2558 รวม 4 ครั้ง ต่อมาได้นำผลการศึกษาและบทเรียนจากโครงการนำร่องที่ผ่านมา รวมทั้งทบทวนกรอบนโยบายที่เกี่ยวข้อง เพื่อจัดทำมาตรการความร่วมมือลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) และอัตรา Demand Response ซึ่งจะกำหนดเป็นอัตราค่าไฟฟ้าพิเศษเรียกว่า “อัตราค่าไฟฟ้าตามมาตรการส่งเสริมการลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response Rate)” เพื่อทดลองใช้เป็นการทั่วไปในปี 2560 - 2561 และให้ทบทวนเพื่อประกาศใช้เป็นมาตรการถาวรในปี 2562 ขนานกับการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าตามนโยบายรัฐสำหรับปี 2559 - 2563 ทั้งนี้ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2559 ได้มีมติเห็นชอบมาตรการและอัตรา Demand Response ที่ผ่านกระบวนการรับฟังความคิดเห็นแล้ว
2. หลักการและเหตุผลในการจัดทำมาตรการความร่วมมือลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) เนื่องจากที่ผ่านมาในการจัดการระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (System Peak) คือการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่ต้องใช้เชื้อเพลิงราคาสูงแต่สามารถสั่งเดินเครื่องได้อย่างรวดเร็ว รวมถึงการก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพิ่มเพื่อรองรับช่วงเวลาดังกล่าวเพียงไม่กี่ชั่วโมงในหนึ่งปี ทำให้ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้า มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น ดังนั้น การนำมาตรการที่ส่งเสริมให้ผู้ใช้ไฟฟ้าลดการใช้ไฟฟ้าในช่วงเวลาที่ระบบมีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด หรือในช่วงที่มีต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าหน่วยสุดท้ายสูงมากมาใช้อย่างมีประสิทธิผล จะลดความจำเป็นในการลงทุนสำรองกำลังการผลิตและการใช้กำลังการผลิตส่วนที่มีต้นทุนค่าเชื้อเพลิงสูงลงได้ โดยมาตรการความร่วมมือลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) มีวัตถุประสงค์ระยะยาวเพื่อลดการลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าที่ใช้ในการรองรับช่วงเวลาที่ระบบมีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peaking Plant) ซึ่งมีต้นทุนสูง เสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในภาวะคับขัน และรองรับการเติบโตของการผลิตไฟฟ้าจากแหล่งพลังงานทดแทนแบบ Non-firm รวมถึงการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าและแผนพัฒนา Smart Grid โดยสามารถใช้มาตรการ Demand Response ในลักษณะเป็นโรงไฟฟ้าเสมือน (Virtual Power Plant) และกำลังผลิตสำรอง (Spinning Reserve) ได้ และมีวัตถุประสงค์สำหรับปี 2560 - 2561 ดังนี้ (1) เพื่อพัฒนาการใช้มาตรการ Demand Response ของประเทศไทยต่อเนื่องจากการดำเนินการโครงการนำร่อง ซึ่ง ได้ดำเนินการในช่วงปี 2556 - 2558 ไปสู่การเป็นมาตรการที่ระบบไฟฟ้าสามารถพึ่งพาได้ (Reliable) ทดแทนการสร้างโรงไฟฟ้าและการใช้เชื้อเพลิงต้นทุนสูง (2) เพื่อสร้างความตระหนักรู้และเตรียมความพร้อมให้กับภาคส่วนที่เกี่ยวข้องในการสื่อสารและตอบสนองต่อความต้องการของระบบไฟฟ้ารวมถึงพัฒนาตลาดการลดการใช้ไฟฟ้า (3) เพื่อทดลองและเก็บข้อมูลการใช้มาตรการ Demand Response รูปแบบต่างๆ ทั้งรูปแบบการจ่ายเงินชดเชยและการให้ส่วนลดในอัตราค่าไฟฟ้า รวมถึงกลไกตลาด สำหรับทบทวนและปรับปรุงรายละเอียดของมาตรการ Demand Response ในระยะถัดไป และ (4) เพื่อลดการใช้กำลังไฟฟ้ารวมอย่างน้อย 500 เมกะวัตต์ ที่ตอบสนองต่อความต้องการของระบบในช่วงที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดในปี 2560 และ 2561
3. อัตราค่าไฟฟ้าตามมาตรการส่งเสริมการลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response Rate) หมายถึง อัตราค่าตอบแทนเป็นเงินชดเชย หรือส่วนลดในอัตราค่าไฟฟ้า ซึ่งผู้ใช้ไฟฟ้าหรือผู้รวบรวมการลดการใช้ไฟฟ้า (Load Aggregator) ได้รับเป็นการตอบแทนในการลดการใช้ไฟฟ้าตามเงื่อนไขของมาตรการ เนื่องจากระบบสามารถประหยัดการลงทุนหรือลดความเสี่ยงที่จะเกิดไฟดับจากการที่ไม่สามารถจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าได้เพียงพอต่อความต้องการในช่วงความต้องการใช้สูงสุด โดย Demand Response Rate สำหรับปี 2560 - 2561 ประกอบด้วยอัตราตามมาตรการส่งเสริมการลดการใช้ไฟฟ้า 3 มาตรการหลัก และ 4 มาตรการย่อย ได้แก่ มาตรการ Critical Peak Pricing (CPP) มาตรการ Interruptible/Curtailable Service (I/C) และมาตรการ Emergency Demand Response Program (EDRP) โดยมาตรการ I/C แบ่งออกเป็นมาตรการย่อย คือ มาตรการ Interruptible Load Program (ILP) และมาตรการ Direct Load Control (DLC) และมีเป้าหมายการลดการใช้ไฟฟ้าทั้ง 4 มาตรการร่วมกัน 500 เมกะวัตต์ โดยทุกมาตรการเปิดให้ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3 4 และ 5 สมัครเข้าร่วมได้ ซึ่งสามารถเลือกเข้าร่วมได้เพียงมาตรการเดียว และจะได้รับค่าชดเชย/ส่วนลด ในอัตราที่กำหนดตามมาตรการซึ่งเท่ากับร้อยละ 60 ของอัตราเงินชดเชยสูงสุดที่คำนวณได้จาก Avoided Cost โดยสรุปรายละเอียดแต่ละมาตรการย่อยได้ดังนี้
3.1 มาตรการ CPP มีเป้าหมายลดการใช้ไฟฟ้าเท่ากับ 100 เมกะวัตต์ Demand Response Rate สำหรับมาตรการ CPP ใช้หลักการเดียวกับอัตราค่าไฟฟ้าตามช่วงเวลาของการใช้ (Time of Use: TOU) โดยแบ่งช่วงเวลาของการใช้ออกเป็น 3 ช่วงเวลา คือ ช่วง Critical Peak (13.00 - 15.00 น. วันทำการ) ช่วง Peak (9.00 - 13.00 น. และ 15.00 - 22.00 น. วันทำการ) และช่วง Off-peak (22.00 - 9.00 น. และวันหยุด) ในเดือนเมษายน - พฤษภาคม ซึ่งเป็นฤดูร้อนและเป็นช่วงเวลาที่มีการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของปี ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการตอบรับเข้าร่วมมาตรการจากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจะจ่ายค่าไฟฟ้าตามอัตรา CPP ซึ่งมีอัตราค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Charge) ช่วง Critical Peak (ในช่วง 9.1617 – 9.6659 บาท/kWh) สูงกว่าอัตราค่าไฟฟ้าช่วง Peak (ในช่วง 4.1283 – 4.3555 บาท/kWh) และได้รับอัตราค่าไฟฟ้าช่วง Off-Peak (ในช่วง 1.3379 – 1.3646 บาท/kWh) ต่ำกว่าอัตราค่าไฟฟ้าช่วง Off-Peak ตามอัตรา TOU ปกติ (ในช่วง 2.6107 – 2.6627 บาท/kWh)
3.2 มาตรการ ILP มีเป้าหมายลดการใช้ไฟฟ้าเท่ากับ 200 เมกะวัตต์ ใช้หลักการเดียวกับอัตราค่าไฟฟ้าประเภทที่สามารถงดจ่ายไฟฟ้าได้ (Interruptible Rate) ในปัจจุบัน ซึ่งผู้ใช้ไฟฟ้าที่ทำสัญญา ลดการใช้ไฟฟ้ากับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจะได้รับส่วนลดค่าความต้องการพลังงานไฟฟ้า (Demand Charge) จากอัตรา TOU ปกติในแต่ละเดือนตามปริมาณพลังไฟฟ้าในสัญญา ทั้งนี้ อัตรา ILP มีเงื่อนไขการสั่งการล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 1 ชั่วโมง และมีจำนวนครั้ง จำนวนชั่วโมง ในการเรียกใช้ต่อปี เป็น 3 ทางเลือก คือ ทางเลือกที่ 1 น้อยกว่าหรือเท่ากับ 3 ชั่วโมงต่อครั้ง 2 ครั้งต่อวัน 10 ครั้งต่อเดือน 40 ครั้งต่อปี ทางเลือกที่ 2 น้อยกว่าหรือเท่ากับ 3 ชั่วโมงต่อครั้ง 1 ครั้งต่อวัน 10 ครั้งต่อเดือน 20 ครั้งต่อปี และทางเลือกที่ 3 น้อยกว่าหรือเท่ากับ 6 ชั่วโมงต่อครั้ง 1 ครั้งต่อวัน 10 ครั้งต่อเดือน 20 ครั้งต่อปี นอกจากนี้ มาตรการ ILP จะมีบทลงโทษหากไม่สามารถลดการใช้ไฟฟ้าได้ในปริมาณตามสัญญาเมื่อได้รับการสั่งการเช่นเดียวกับอัตรา Interruptible Rate โดยสัญญาสำหรับมาตรการ ILP แบ่งเป็น 2 กลุ่ม กลุ่มที่ 1 ตั้งแต่ 1,000 กิโลวัตต์ขึ้นไป จะจ่ายค่า Demand Charge เท่ากับ Interruptible Rate ในปัจจุบันและต่ำกว่า Demand Charge ของอัตรา TOU ปกติ และกลุ่มที่ 2 ตั้งแต่ตั้งแต่ 500 กิโลวัตต์ขึ้นไป แต่ไม่ถึง 1,000 กิโลวัตต์ จะจ่ายค่า Demand Charge ต่ำกว่าอัตรา TOU ปกติ แต่สูงกว่าอัตรา ILP กลุ่มที่ 1
3.3 มาตรการ DLC มีเป้าหมายลดการใช้ไฟฟ้า 50 เมกะวัตต์ เป็นอัตราค่าชดเชยที่จ่ายตามปริมาณพลังไฟฟ้าในสัญญาลดการใช้พลังไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายและ Load Aggregator เป็นรายเดือนในอัตราที่เท่ากับส่วนลดของอัตรา ILP กลุ่มที่ 2 โดยมีเงื่อนไขการแจ้งล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 15 นาที และมีจำนวนครั้ง จำนวนชั่วโมง ในการเรียกใช้ต่อปี รวมถึงบทลงโทษหากไม่สามารถลดการใช้พลังไฟฟ้าได้ในปริมาณตามสัญญาเมื่อได้รับการสั่งการเช่นเดียวกับอัตรา ILP ทั้งนี้ผู้ใช้ไฟฟ้าต้องสมัครเข้าร่วมมาตรการกับ Load Aggregator ซึ่งทำหน้าที่ให้บริการประเมินศักยภาพและให้คำปรึกษาเพื่อรวบรวมศักยภาพการลดการใช้ไฟฟ้าจากผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยให้ได้อย่างน้อย 500 กิโลวัตต์ เพื่อเป็นตัวแทนของกลุ่มในการทำสัญญากับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย บริหารจัดการการสั่งการจากศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า และคำนวณผลการลดการใช้ไฟฟ้ารวมถึงจัดสรรเงินชดเชยให้แก่สมาชิก โดยผู้เข้าร่วมต้องยินยอมให้ Load Aggregator เข้าควบคุมการทำงานของเครื่องใช้ไฟฟ้าบางส่วนภายในสถานประกอบการหรืออาคารของตนตามที่ตกลงกันจากระยะไกล อัตราเงินชดเชยสำหรับมาตรการ DLC ทางเลือกที่ 1 2 และ 3 เท่ากับ 42.84 21.42 และ 42.84 บาทต่อกิโลวัตต์ ตามลำดับ ทั้งนี้ มาตรการ DLC เปิดโอกาสให้ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยขนาดใหญ่และกิจการขนาดเล็กซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าแบบ TOU ที่ระดับแรงดันตั้งแต่ 12 กิโลโวลต์ขึ้นไปสามารถเข้าร่วมมาตรการได้ด้วย
3.4 มาตรการ EDRP มีเป้าหมายลดการใช้ไฟฟ้าเท่ากับ 150 เมกะวัตต์ เป็นอัตราค่าชดเชยซึ่งจ่ายผันแปรตามปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ลดได้ในอัตรา 5.63 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง โดยผู้ใช้ไฟฟ้าจะต้องสมัครเข้าร่วมมาตรการกับ Load Aggregator ทั้งนี้ Load Aggregator จะไม่เข้าควบคุมอุปกรณ์ไฟฟ้าในอาคารของผู้ใช้ไฟฟ้าจึงเป็นมาตรการแบบสมัครใจ (Voluntary) โดยให้มีการสั่งการล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 24 ชั่วโมงและมีบทปรับสำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าที่ไม่สามารถลดได้ตามสัญญา 54.14 บาทต่อกิโลวัตต์ ทั้งนี้ ผลการจัดทำ Demand Response Rate เป็นการดำเนินการตามนโยบายและหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่ได้เสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ โดยจะประกาศใช้สำหรับปี 2560 - 2561 ต่อไป ซึ่ง กกพ. อาจปรับปรุงอัตราให้เหมาะสมและสอดคล้องกับการเปลี่ยนแปลงของต้นทุนและราคาเชื้อเพลิงในช่วงเวลาดังกล่าว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 ข้อสรุปการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ได้มีมติเห็นชอบการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบในลักษณะเดียวกันกับธุรกิจน้ำมัน โดยระยะที่ 1 เป็นช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ ซึ่งเปิดเสรีเฉพาะการนำเข้าแต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นฯ และโรงแยกก๊าซฯ โดยจะยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้าของประเทศและสามารถส่งออกเนื้อก๊าซฯ ที่ผลิตในประเทศได้ ภายใต้การควบคุมของ ธพ. โดยจะเริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป และระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ จะยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ และเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดการแข่งขันมีความพร้อม (มีผู้นำเข้าหลายรายมีปริมาณการนำเข้าจากผู้ประกอบการรายอื่นจำนวนมากพอสมควร) โดยให้ ธพ. พิจารณาความพร้อมด้านการแข่งขันในส่วนผลิตและจัดหา ที่เพียงพอและไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคาก๊าซ LPG พร้อมทั้งมอบหมายให้หน่วยงานต่างๆ ไปดำเนินการ ในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยให้ ธพ. รับผิดชอบมาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน และตรวจสอบปริมาณและราคาก๊าซ LPG ตามสัญญาซื้อ-ขายของโรงแยกก๊าซฯ และโรงกลั่นน้ำมันฯ ที่จำหน่ายให้ภาคปิโตรเคมี รวมถึงมอบหมาย ปตท. ดำเนินการจัดทำระเบียบการใช้คลังก๊าซจังหวัดชลบุรีให้แก่บุคคล ที่สามใช้ได้ (Third Party Access: TPA)
2. การดำเนินการในระยะที่ 1 การเปิดเสรีเฉพาะส่วนนำเข้า โดยจะเริ่มตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 มีรายละเอียดดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) ปัจจุบันราคา ณ โรงกลั่น ถูกกำหนดขึ้นโดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และบริษัท ปตท.สผ. สยาม จำกัด) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา โดยมีกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นกลไกบริหารจัดการ หากแหล่งจัดหาก๊าซ LPG แหล่งใดมีต้นทุนจัดหาต่ำกว่าต้นทุนเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักจะต้องส่งเงินส่วนต่างเข้ากองทุนน้ำมันฯ หากแหล่งใดต้นทุนจัดหาสูงกว่าต้นทุนเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักจะได้รับชดเชยส่วนต่างจากกองทุนน้ำมันฯ แต่ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่าน ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นจะถูกปรับเปลี่ยนเพื่อยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคานำเข้า จูงใจให้มีผู้นำเข้ารายอื่นนอกเหนือจาก ปตท. และให้เกิดผลกระทบต่ออุตสาหกรรมปิโตรเคมีน้อยที่สุด โดยแบ่งการกำหนดราคา ณ โรงกลั่นเป็นสองภาคส่วน ดังนี้ ส่วนแรก ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีที่มีสัญญาซื้อ-ขายเดิม ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม และส่วนที่สอง ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีโดยไม่มีสัญญาซื้อ-ขายเดิม เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการอ้างอิงด้วยราคานำเข้า โดยยังคงกำหนดการคำนวณอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในส่วนผลิตและจัดหาของโรงแยกก๊าซฯ และโรงกลั่นน้ำมันฯ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาของโรงแยกก๊าซฯ และโรงกลั่นน้ำมันฯ กับราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น ตามลำดับ ทั้งนี้ เมื่อ พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ อาจจะต้องมีการปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง (2) การผลิตและจัดหา ในส่วนของการนำเข้า จะปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคานำเข้าจากเดิม CP+85 เป็นราคา CP บวกค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (หน่วย : เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคานำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศที่ถูกกำหนดโดย ธพ. กล่าวคือ ให้ผู้ค้ารายอื่นสามารถนำเข้าก๊าซ LPG ได้อย่างเสรีโดยไม่จำกัดปริมาณ ส่วนของโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก จะปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคาจากเดิม CP-20 เป็น CP (หน่วย : เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เพื่อจูงใจให้เพิ่มกำลังการผลิตและลดโอกาสในการนำเข้า สำหรับโรงแยกก๊าซฯ และ ปตท.สผ.สยามฯ ภาครัฐจะยังกำกับดูแลกลไกราคาตามนโยบายรัฐบาลที่กำหนดให้ราคาจะต้องสะท้อนต้นทุน โดยใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนที่แท้จริง (cost plus) ในการกำหนดราคา โดย ปตท.สผ.สยามฯ ที่อยู่ภายใต้การบังคับของ พ.ร.บ.ปิโตรเลียม ให้ดำเนินการตามกฎและระเบียบของกฎหมายนั้น และสำหรับการส่งออก ปัจจุบันอนุญาตให้ส่งออกเฉพาะเนื้อก๊าซ LPG ที่นำเข้าจากต่างประเทศเท่านั้น (นำเข้าเพื่อส่งออก) หลังจากยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้า ให้สามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ที่ผลิตภายในประเทศได้ เพื่อรักษาสมดุลอุปสงค์และอุปทานของประเทศ แต่การส่งออกยังอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ ธพ. (3) การจำหน่าย ยังคงประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ ในช่วงเปลี่ยนผ่าน เพื่อป้องกันการสมยอมในการตั้งราคา พร้อมทั้งศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่ เพื่อใช้ติดตามและดูแลราคาให้เหมาะสม เป็นธรรม (4) มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน มอบหมายให้ ธพ. มีอำนาจสั่งการให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้า LPG แบบฉุกเฉิน (prompt cargo) ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยสามารถได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันฯ ตามต้นทุนจริง รวมถึงศึกษามาตรการเพิ่มสำรอง LPG ใหม่ และมาตรการการปันส่วนก๊าซ LPG (ในภาวะฉุกเฉิน) ให้คุ้มครองราคาภาคครัวเรือน (5) มาตรการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ยังคงใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ เป็นเครื่องมือสำคัญในการป้องกันภาวะขาดแคลนและการรักษาเสถียรภาพด้านราคา และ (6) คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้า และรับ/จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศ ให้ ปตท. ต้องเปิดระบบคลังดังกล่าวให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA)
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 การทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ
กรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 และวันที่ 18 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบหลักการการทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้สอดคล้องกับการจัดหาก๊าซธรรมชาติและสภาพเศรษฐกิจและการเงินที่เปลี่ยนแปลงไป และได้มอบอำนาจให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาและให้ความเห็นชอบหลักเกณฑ์ใหม่ของการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ซึ่งต่อมารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ และมอบหมายให้ สนพ. จัดทำคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อใช้ในการอ้างอิง ต่อมาเมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2553 กพช. ได้เห็นชอบนโยบายและแนวทางการคำนวณราคา LNG และอัตราค่าบริการสถานี LNG รวมทั้งรับทราบกรอบหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการสถานี LNG โดยมอบหมายให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการสถานี LNG และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และกำหนดสูตรโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ โดยราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยแบ่งเป็น 2 กลุ่ม ได้แก่ Gulf Gas และ Pool Gas และอัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่ง ประกอบด้วยค่าใช้จ่ายสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งค่าตอบแทนในการดำเนินการ และค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซธรรมชาติและการส่งก๊าซธรรมชาติให้ได้ตามปริมาณที่กำหนดภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ รวมถึงความเสี่ยงอื่นๆ นอกจากนี้
ได้มอบหมายให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ ตามมาตรา 65 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 และนำเสนอต่อ กพช. เพื่อทราบ
2. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกที่มีการเปลี่ยนแปลงและมีความผันผวนอย่างรุนแรงในช่วง 1 - 2 ปีที่ผ่านมา ทำให้ราคาก๊าซธรรมชาติมีทิศทางปรับตัวลดลง ส่งผลต่อราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติและอุตสาหกรรมต่อเนื่องที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง ประกอบกับธุรกิจก๊าซธรรมชาติในปัจจุบันมีการขยายตัวทำให้ต้องขยายการลงทุนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ นอกจากนี้ โครงสร้างการจัดหาก๊าซธรรมชาติเปลี่ยนแปลงไป ซึ่งตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas Plan 2015) ประเทศไทยมีแนวโน้มการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศ (อ่าวไทย) ลดลงอย่างต่อเนื่อง ในขณะที่มีการเพิ่มการจัดหาก๊าซ LNG จากต่างประเทศมากขึ้น ดังนั้น จึงควรมีการทบทวนการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ โดยเห็นควรเสนอ กพช. พิจารณาทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติให้เป็นไปตามประเภทใบอนุญาตภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. และสะท้อนสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป
3. การทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ
3.1 หลักการการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติตามประเภทใบอนุญาตประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ ซึ่งแบ่งออกเป็น 4 ประเภท สรุปข้อเสนอกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติแต่ละประเภท ดังนี้ (1) อัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) การกำหนด S เป็นไปตามแนวทางของมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 โดยเพิ่มเติมการวิเคราะห์องค์ประกอบค่า S ที่เหมาะสม และกำหนดช่วงระยะเวลาในการกำกับดูแลทุก 5 ปี (2) อัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (T) แนวทางการคำนวณใหม่ใช้หลักการ Building Block โดยคำนวณอัตราค่าบริการจากรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ที่สะท้อนเงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนจากการลงทุน ในรูปต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average Cost of Capital : WACC) ที่ กกพ. เห็นชอบ ทั้งนี้ กำหนดช่วงระยะเวลาในการกำกับดูแลทุก 5 ปี (3) อัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ (L) แนวทางการคำนวณอัตราค่าบริการของสถานี LNG ใหม่ ใช้หลักการ Building Block โดยคำนวณอัตราค่าบริการจากรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ที่สะท้อนเงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนจากการลงทุนในรูปต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (WACC) ที่ กกพ. เห็นชอบ ทั้งนี้ กำหนดช่วงระยะเวลาในการกำกับดูแลทุก 5 ปี (4) อัตราค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (R) แนวทางการคำนวณอัตราค่าบริการแบ่งเป็น 2 วิธี จำแนกตามกลุ่มลูกค้า ได้แก่ การค้าปลีกให้ลูกค้ากลุ่ม Co – Generation ให้ใช้หลักการกำหนดราคาตามต้นทุน (Cost Based) ซึ่งประกอบด้วย 3 ส่วน ได้แก่ ราคาก๊าซธรรมชาติที่ผู้รับใบอนุญาตค้าปลีกก๊าซฯ ซื้อจากผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซฯ ค่าบริการค้าปลีก (M) และค่าบริการจัดจำหน่าย (D) และการค้าปลีกให้กลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม ให้ใช้หลักการผสมผสานระหว่างหลักการของการกำหนดราคาตามราคาเชื้อเพลิงที่ก๊าซเข้าไปทดแทน (Alternative Fuel Pricing) และหลักการกำหนดราคาตามต้นทุน (Cost Based) โดยมีการกำหนดสัดส่วนระหว่างราคาตามสูตร Alternative Fuel Pricing กับ Cost Based เพื่อเป็นการบรรเทาผลกระทบจากการปรับโครงสร้างราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ โดย กกพ. จะเป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบค่าสัดส่วน ที่เหมาะสมและเป็นธรรม ทั้งนี้ การกำกับดูแลอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติจะมีการกำหนดช่วงระยะเวลาและทบทวนตามรอบระยะเวลา หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือกรณีมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ จำเป็นต้องทบทวนค่าสมมติฐานต่างๆ ที่ใช้ในการคำนวณอัตราค่าบริการฯ ให้สอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจและสถานการณ์ปัจจุบัน ซึ่งจะทำให้การบริหารต้นทุนและค่าใช้จ่ายมีประสิทธิภาพ ผลตอบแทนชัดเจนยิ่งขึ้น มีความโปร่งใสสามารถตรวจสอบได้ และสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง
3.2 โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ สรุปได้ดังนี้ (1) โครงสร้างราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติ สำหรับการค้าส่งก๊าซธรรมชาติโดยตรงจากระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission) ไปยังกลุ่มลูกค้า เช่น การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) Natural Gas for Vehicle (NGV) Gas Separation Plant และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ เป็นต้น ให้คำนวณจากสมการ Wy = WH + S + T เมื่อ Wy คือ ราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติไปยังกลุ่มลูกค้า โดย y คือ กลุ่มลูกค้า WH คือ ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย ซึ่งได้รวมค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซที่มีอยู่ในระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติไว้แล้ว S คือ อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และ T คือ อัตราค่าบริการสำหรับการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ Wy WH S และ T มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู (2) โครงสร้างราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติสำหรับการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ จากผู้ค้าปลีกไปยังผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติที่มีการเชื่อมต่อเพื่อรับก๊าซธรรมชาติผ่านโครงข่ายจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution) ให้คำนวณจากสมการ RCO-gen = Wy + M + D และ RIND = (P+D)(X) + (Wy + M + D)(1-X) โดย RCO-gen และ RIND คือ ราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับกลุ่มลูกค้า Co-Generation และกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม ตามลำดับ P คือ ราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติตามหลักการของการกำหนดราคาตามราคาเชื้อเพลิงที่ก๊าซเข้าไปทดแทน (Alternative Fuel Pricing) M คือ ค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ D คือ ค่าบริการจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ X คือ สัดส่วนการกำหนดราคาสำหรับกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรมตามหลักการ Alternative Fuel Pricing ที่ กกพ. กำหนด และ 1-X คือ สัดส่วนการกำหนดราคาสำหรับลูกค้าอุตสาหกรรมตามหลักการ Cost Based ที่ กกพ. กำหนด ทั้งนี้ RCO-gen RIND M และ D มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู
3.3 อัตราค่าบริการประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติตามประเภทใบอนุญาต ดังนี้ (1) อัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) ประกอบด้วย S= S1 + S2 โดยค่าใช้จ่ายสำหรับการจัดหาและ ค้าส่งก๊าซธรรมชาติ รวมค่าตอบแทนในการดำเนินการ (S1) เป็นค่าใช้จ่ายและค่าตอบแทนตามปกติที่เหมาะสมสำหรับการประกอบกิจการจัดหาและค้าส่ง โดยครอบคลุมถึงความเสี่ยงพื้นฐานและค่าใช้จ่ายในการประกอบกิจการจัดหาและค้าส่ง ทั้งนี้ โดยความเห็นชอบของ กกพ. และค่าความเสี่ยง (S2) เป็นค่าความเสี่ยง ที่อยู่นอกเหนือจากความเสี่ยงพื้นฐานในการประกอบกิจการจัดหาและค้าส่งในลักษณะเดียวกันต้องเผชิญ ซึ่งมีความแตกต่างกันตามประเภทลูกค้าผู้ใช้ก๊าซฯ ทั้งนี้ โดยความเห็นชอบของ กกพ. และให้มีการทบทวน S ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ (2) อัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (T) แตกต่างตามพื้นที่ โดยอัตราค่าบริการประกอบด้วย T = Td + Tc โดย ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge: Td) คำนวณจากมูลค่าปัจจุบันสุทธิ (NPV) ของรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ของรอบการกำกับดูแลถัดไป หารด้วย มูลค่าปัจจุบันสุทธิ (NPV) ของปริมาณการจองใช้ระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (Capacity Reserved) ตามสัญญาในรอบการกำกับดูแลถัดไป รายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) สะท้อนเงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนจากการลงทุนในรูปต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average Cost of Capital : WACC) ที่ กกพ. เห็นชอบ และมีการทบทวน Td ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ สำหรับค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge: Tc) คำนวณจากค่าใช้จ่ายในส่วนที่เป็นต้นทุนผันแปรในการให้บริการของผู้รับใบอนุญาต (Variable Cost) ได้แก่ ค่าใช้จ่ายดำเนินงานส่วนที่แปรผันโดยตรงตามปริมาณก๊าซที่ส่งผ่านระบบท่อส่งก๊าซ โดยมีการกำหนดดัชนีสำหรับการปรับค่าบริการส่วนต้นทุนผันแปร เพื่อให้สะท้อนสภาวการณ์ปัจจุบัน และคำนึงถึงประสิทธิภาพการดำเนินงาน และมีการทบทวน Tc ทุกปี ทั้งนี้ การแบ่งพื้นที่ในการกำหนดอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อสามารถเปลี่ยนแปลงได้ตามความเหมาะสมโดยให้อยู่ในอำนาจของ กกพ. (3) อัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซฯ จากสถานะของเหลวเป็นก๊าซ (L) ประกอบด้วย L = Ld + Lc โดยค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge: Ld) คำนวณจากมูลค่าปัจจุบันสุทธิ (NPV) ของรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ของรอบการกำกับดูแลถัดไป หารด้วย NPV ของปริมาณการจองใช้สถานีแอลเอ็นจี (LNG Terminal) ตามสัญญาในรอบการกำกับดูแลถัดไป รายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) สะท้อนเงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนจากการลงทุนในรูปต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average Cost of Capital : WACC) ที่ กกพ. เห็นชอบ และมีการทบทวน Ld ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ สำหรับค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge: Lc) คำนวณจากค่าใช้จ่ายในส่วนที่เป็นต้นทุนผันแปรในการให้บริการของผู้รับใบอนุญาต (Variable Cost) ได้แก่ ค่าใช้จ่ายดำเนินงานส่วนที่แปรผันโดยตรงตามปริมาณการแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ โดยมีการกำหนดดัชนีสำหรับการปรับค่าบริการส่วนต้นทุนผันแปร เพื่อให้สะท้อนสภาวการณ์ปัจจุบัน และคำนึงถึงประสิทธิภาพการดำเนินงาน และมีการทบทวน Lc ทุกปี (4) อัตราค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ คำนวณจากสมการ RCO-gen = Wy + M + D และ RIND = (P+D)(X) + (Wy + M + D)(1-X) โดยค่าบริการค้าปลีก (M) ประกอบด้วย M = M1 + M2 ทั้งนี้ ค่าดำเนินการค้าปลีก (M1) เป็นค่าตอบแทนที่เหมาะสมสำหรับการประกอบกิจการค้าปลีกฯ โดยครอบคลุมถึงความเสี่ยงพื้นฐานและค่าใช้จ่ายในการประกอบกิจการค้าปลีกฯ โดยความเห็นชอบของ กกพ. และค่าความเสี่ยงในการค้าปลีกฯ (M2) เป็นค่าความเสี่ยงที่อยู่นอกเหนือจากความเสี่ยงพื้นฐานในการประกอบกิจการค้าปลีกฯ ในลักษณะเดียวกันต้องเผชิญ ซึ่งมีความแตกต่างกันตามประเภทลูกค้าผู้ใช้ก๊าซฯ ทั้งนี้ โดยความเห็นชอบของ กกพ. โดยมีการทบทวน M ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ ค่าบริการจัดจำหน่าย (D) ประกอบด้วย D = Dd + Dc โดยค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge: Dd) คำนวณจากมูลค่าปัจจุบันสุทธิ (NPV) ของรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ของรอบการกำกับดูแลถัดไป หารด้วย NPV ของประมาณการความต้องการของลูกค้ากิจการค้าปลีกในรอบการกำกับดูแลถัดไป รายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) สะท้อนเงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนจากการลงทุนในรูปต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average Cost of Capital : WACC) ที่ กกพ. เห็นชอบ และมีการทบทวน Dd ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ สำหรับค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge: Dc) คำนวณจากค่าใช้จ่ายในส่วนที่เป็นต้นทุนผันแปรในการให้บริการของผู้รับใบอนุญาต (Variable Cost) ได้แก่ ค่าใช้จ่ายดำเนินงานส่วนที่แปรผันโดยตรงตามปริมาณก๊าซที่ส่งผ่านระบบท่อส่งก๊าซ โดยมีการกำหนดดัชนีสำหรับการปรับค่าบริการส่วนต้นทุนผันแปร เพื่อให้ สะท้อนสภาวการณ์ปัจจุบัน และคำนึงถึงประสิทธิภาพการดำเนินงาน และมีการทบทวน Dc ทุกปี สำหรับสัดส่วนระหว่างราคาตามสูตร Alternative Fuel Pricing กับ Cost Based ได้แก่ X และ 1-X กกพ. จะมีการทบทวนตามรอบระยะเวลา 5 ปี
3.4 การปรับหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ ตลอดจนการกำหนด Price Path เพื่อลดผลกระทบจากการปรับอัตราค่าบริการ ให้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลและดำเนินการโดย กกพ. ซึ่งเป็นไปตามพระราชบัญญัติฯ ทั้งนี้ ในขั้นตอนการดำเนินงานจะมีคณะอนุกรรมการกำกับดูแล ค่าพลังงานและค่าบริการ (คณะอนุกรรมการฯ) พิจารณากลั่นกรองก่อนนำเสนอ กกพ. โดยองค์ประกอบของคณะอนุกรรมการฯ ประกอบด้วยผู้ทรงคุณวุฒิและผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ ได้แก่ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ สำนักงานบริหารหนี้สาธารณะ สำนักงานคณะกรรมการคุ้มครองผู้บริโภค สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย สภาหอการค้าแห่งประเทศไทย และสมาคมธนาคารไทย
4. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 ได้มีมติมอบหมายให้ กกพ. รับข้อสังเกตของที่ประชุมฯ ไปจัดทำรายละเอียดเพิ่มเติมให้ชัดเจน และนำกลับมาเสนอ กพช. ซึ่ง กกพ. ได้ให้รายละเอียดเพิ่มเติมเพื่อชี้แจงต่อข้อสังเกตของ กพช. ดังนี้ (1) การเสนอขอทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติเพื่อให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงและคำนึงถึงผลตอบแทนที่เหมาะสม จูงใจให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพในการประกอบกิจการพลังงาน คำนึงถึงความเป็นธรรมของผู้ใช้พลังงานและผู้รับใบอนุญาต อัตราค่าบริการชัดเจนและโปร่งใส (2) การเปลี่ยนแปลงวิธีการคำนวณใหม่เป็นแบบ Building Block ทำให้ สามารถกำกับดูแลทั้งเงินทุนและค่าใช้จ่ายที่สอดคล้องกับบริบทปัจจุบันและใกล้เคียงความเป็นจริงมากที่สุด มีการกำหนดค่า X ช่วบควบคุมประสิทธิภาพการดำเนินงานสำหรับค่าใช้จ่ายที่สามารถควบคุมได้ รวมทั้งสามารถตรวจสอบเงินลงทุนและค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นทำให้มีความชัดเจนและโปร่งใส (3) แนวทางการปรับอัตราผลตอบแทนใหม่สำหรับโครงการเดิม กรณีการลงทุนเดิมของผู้รับใบอนุญาต จะปรับวิธีการคำนวณอัตราค่าบริการเป็นแบบ Building Block และปรับรูปแบบผลตอบแทนการลงทุน จากเดิม IRROE เป็น WACC เพื่อให้การกำกับดูแลเป็นมาตรฐานเดียวกัน แต่จะยังคงระดับผลตอบแทนการลงทุนตลอดอายุโครงการเดิม ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 เพื่อคงสิทธิหรือภาระผูกพันที่มีอยู่เดิม รวมถึงผลตอบแทนการลงทุนของ LNG Terminal แต่อัตราผลตอบแทนการลงทุนโครงการใหม่ในอนาคตจะกำหนดในรูป WACC ที่ กกพ. กำหนดในช่วงรอบการกำกับดูแล และกำหนดเป็นอัตราคงที่ตลอดอายุโครงการ ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. ได้หารือกับกระทรวงการคลังแล้วเมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2559 และได้รับข้อเสนอแนะในประเด็นการพิจารณา WACC สำหรับโครงการลงทุนใหม่ว่า ควรพิจารณาจากต้นทุนเงินทุนส่วนเพิ่มสำหรับโครงการใหม่ รวมทั้งให้คำนึงถึงสภาวะเศรษฐกิจปัจจุบันที่อัตราดอกเบี้ยต่ำ หากสามารถกำหนดผลตอบแทนที่สามารถใช้ในระยะยาวอาจทำให้อัตราค่าบริการฯ โดยรวมไม่สูงจนเกินไป ซึ่งสำนักงาน กกพ. จะนำข้อเสนอแนะดังกล่าวไปใช้ประกอบการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ ตามขั้นตอนของพระราชบัญญัติฯ ต่อไป สำหรับความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้ใช้ WACC เฉพาะส่วนของกิจการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ซึ่งเป็นกิจการที่มีความเสี่ยงต่ำ และเห็นควรให้ กกพ. นำความเห็น/ข้อแนะนำของรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลังที่ต้องการให้สภาวะเศรษฐกิจปัจจุบันที่อัตราดอกเบี้ยต่ำไปใช้ประกอบการพิจารณากำหนดผลตอบแทนการลงทุนโครงการใหม่
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ กรณีการลงทุนเดิมของผู้รับใบอนุญาต จะยังคงระดับผลตอบแทนการลงทุนตลอดอายุโครงการเดิม เพื่อคงสิทธิหรือภาระผูกพันที่มีอยู่เดิมตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติที่เห็นชอบไว้ก่อนหน้า สำหรับผลตอบแทนการลงทุนโครงการใหม่ในอนาคตกำหนดเป็นอัตราคงที่ตลอดอายุโครงการ โดยจะพิจารณาจากต้นทุนเงินทุนส่วนเพิ่มสำหรับโครงการใหม่เพื่อให้ได้อัตราผลตอบแทนที่เหมาะสมต่อไป และนำความเห็นของกระทรวงการคลังและฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปประกอบการพิจารณาในขั้นตอนต่อไป
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการตามขั้นตอนของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
เรื่องที่ 8 แนวทางการบริหารจัดการกิจการก๊าซธรรมชาติและ LNG เพื่อความมั่นคง
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 เรื่อง แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง โดยเห็นชอบโครงการลงทุนในระยะที่ 1 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) มอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการจำนวน 3 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 13,900 ล้านบาท และเห็นชอบในหลักการสำหรับการดำเนินการลงทุนในระยะที่ 2 และ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (ส่วนที่ 2) โดยมอบหมาย ให้ ปตท. ไปศึกษารายละเอียดตามข้อเสนอแนะของ กกพ. และนำผลการศึกษาเสนอ กบง. เพื่อให้ความเห็นชอบก่อนนำเสนอ กพช. เพื่อทราบ ต่อมาเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 เรื่อง แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการการลงทุนในระยะที่ 2 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการ จำนวน 2 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 110,100 ล้านบาท ให้เข้าระบบภายในปี 2564 (2) เห็นชอบให้เลื่อนโครงการลงทุนในระยะที่ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) ออกไป 6-10 ปี ประกอบด้วยโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ จำนวน 2 โครงการ (ส่วนที่ 1 ระยะที่ 3) วงเงินลงทุนรวม 12,000 ล้านบาท โดยให้มีการติดตามและประเมินความจำเป็นของโครงการเป็นระยะๆ และ (3) ในส่วนของการลงทุนโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) (ส่วนที่ 2) จำนวน 2 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 65,500 ล้านบาท มอบหมายให้ สนพ. ชธ. ร่วมกับ กกพ. และ กฟผ. ไปศึกษาเพิ่มเติมโดยให้คำนึงถึงแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในอนาคตอย่างใกล้ชิด แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. และ กพช. ตามลำดับอีกครั้ง
2. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2559 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 เรื่องแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ซึ่งได้ปรับเปลี่ยนการประมาณความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติจาก Gas Plan 2015 เดิม ที่ได้รับความเห็นชอบเมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 ดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ Map Ta Phut LNG Terminal เพิ่มเติมอีก 1.5 ล้านตันต่อปี [T-1 ext.] วงเงิน 1,000 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ ปตท. หรือบริษัทในกลุ่ม ปตท. เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดเข้าระบบภายในปี 2562 (2) เห็นชอบให้ดำเนินโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง [T-2] วงเงิน 36,800 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ ปตท. หรือบริษัทในกลุ่ม ปตท. เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2565 (3) มอบหมายให้ กฟผ. ไปศึกษาความเหมาะสมด้านเทคนิคและเศรษฐศาสตร์ของโครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 15 กันยายน 2559 และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป และ (4) มอบหมายให้ ชธ. สนพ. กกพ. และ ปตท. ไปศึกษาโครงการ [F-2] : โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา หรือมาบตาพุด จังหวัดระยอง) โครงการ [T-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 3 และ โครงการ [T-4 หรือ F-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 4) หรือ FSRU ที่ประเทศเมียนมาให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี และนำกลับมาเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป
3. กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 มีมติเห็นชอบให้ปรับเปลี่ยนการประมาณความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติจากกรณีฐานของ Gas Plan 2015 ที่คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 เป็นกรณีฐานใหม่ ที่คิดความเสี่ยงด้านความต้องการใช้จากการชะลอโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินที่อาจไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผน และร้อยละความสำเร็จของแผนพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan : AEDP) และแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Plan : EEP) ที่มีแนวโน้มที่จะขับเคลื่อนให้เกิดผลสัมฤทธิ์ล่าช้ากว่าแผน กระทรวงพลังงานจึงได้ปรับการคาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้เพิ่มสูงขึ้นจากการนำมาใช้เพื่อผลิตไฟฟ้าทดแทนโรงไฟฟ้าถ่านหินและทดแทนผลจากการดำเนินการตามแผน AEDP และ EEP นอกจากนี้ จากการติดตามการใช้ก๊าซธรรมชาติอย่างต่อเนื่อง พบว่ามีค่าต่ำกว่าค่าที่คาดการณ์ไว้ ดังนั้น ชธ. และ สนพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าในปี 2565 ประเทศจะมีความต้องการนำเข้า LNG เพื่อทดแทนก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่ลดลงอยู่ที่ประมาณ 17.4 ล้านตันต่อปี ซึ่งสูงขึ้นเมื่อเทียบกับกรณีฐานเดิมตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 และกรณีฐานใหม่ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2559 (ฐานเดิม 8.9 ล้านตันต่อปี และฐานใหม่ 13.5 ล้านตันต่อปี) และในช่วงปลายแผนในปี 2579 คาดว่าจะมีความต้องการนำเข้า LNG เพิ่มสูงขึ้นถึง 34 ล้านตันต่อปี สูงขึ้นจากกรณีฐานเดิมและกรณีฐานใหม่ (ฐานเดิม 22 ล้านตันต่อปี และฐานใหม่ 31 ล้านตันต่อปี) ทำให้จำเป็นต้องมีปรับแผนโครงสร้างพื้นฐานและการจัดหา LNG ในระยะยาว โดยส่วนที่ 1 โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ พบว่า ไม่มีการปรับเปลี่ยนกรอบโครงการและสามารถดำเนินการต่อเนื่องต่อไปได้ ส่วนที่ 2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว พบว่าควรพิจารณาปรับเปลี่ยนกรอบโครงการให้เหมาะสมกับสถานการณ์ความต้องการก๊าซธรรมชาติและ LNG ที่เปลี่ยนแปลงไป
4. กบง. เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการบริหารจัดการกิจการก๊าซธรรมชาติและ LNG เพื่อความมั่นคง และได้มีมติ ดังนี้ (1) รับทราบการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตาม Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ (2) เห็นชอบให้ดำเนินการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง [T-2] ที่มอบหมายให้ ปตท. ดำเนินโครงการ ให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG สูงสุดเพิ่มขึ้นจาก 5 ล้านตันต่อปี เป็น 7.5 ล้านตันต่อปี ประมาณการเงินลงทุนรวม 38,500 ล้านบาท และกำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2565 (3) เห็นชอบให้ กฟผ. ดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ขนาด 5 ล้านตันต่อปี เงินลงทุนรวม 24,500 ล้านบาท กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2567 ทั้งนี้ ให้ กฟผ. รายงานความก้าวหน้าการดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบนเป็นระยะและต้องเกิดความชัดเจนว่าจะสามารถดำเนินการได้ทันตามแผนภายในเดือนธันวาคม 2561 เพื่อสำหรับในกรณีที่ กฟผ. ไม่สามารถดำเนินการได้ กระทรวงพลังงานจะได้เตรียมแผนสำรองรองรับ และ (4) เห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา [F-3] ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2570 โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปดำเนินการศึกษารายละเอียดความจำเป็นของโครงการ ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และนำเสนอผลการศึกษาต่อ กบง. เพื่อพิจารณา
5. กกพ. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2559 ได้พิจารณาเรื่องแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง และมีมติเห็นควรให้การสนับสนุนแผนฯ และมีความเห็นเพิ่มเติมดังนี้ (1) การจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในช่วงปี 2563 – 2564 จะมีความเสี่ยง เนื่องจากความสามารถในการรองรับก๊าซธรรมชาติของโครงสร้างพื้นฐาน LNG ไม่เพียงพอต่อความต้องการ LNG ตาม Gas Plan 2015 ที่ปรับเปลี่ยนไป ดังนั้น ควรเพิ่มความสามารถในการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งสัมปทานในประเทศ หรือเตรียมความพร้อมจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในการบริหารจัดการเชื้อเพลิงชนิดอื่นที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าเข้ามาทดแทนก๊าซธรรมชาติด้วย (2) เห็นควรสนับสนุนการเพิ่มกำลังแปรสภาพ LNG จาก 5 ล้านตันต่อปี เป็น 7.5 ล้านตันต่อปี ในโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง (แห่งที่ 2) เพื่อรองรับความต้องการใช้ LNG ที่มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น และช่วยลดต้นทุนต่อหน่วยในการก่อสร้าง ส่งผลให้อัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซธรรมชาติ ลดลงอย่างมีนัยสำคัญ (3) โครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี ซึ่งมอบหมายให้ กฟผ. เป็นผู้ดำเนินการช่วยให้มีผู้ประกอบการรายใหม่ ตลอดจนช่วยเพิ่มจุด Entry Point ให้กับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ซึ่งเป็นการเพิ่มความมั่นคงของระบบจัดหาและส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ โดยมีประเด็นที่ต้องคำนึงถึง คือ โครงการ FSRU ต้องเชื่อมต่อเข้ากับระบบท่อและจัดส่งก๊าซธรรมชาติเข้าสู่โครงข่ายของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ก่อนจ่ายก๊าซธรรมชาติเข้าโรงไฟฟ้าพระนครใต้ และโรงไฟฟ้าพระนครเหนือ แทนการดำเนินโครงการ FSRU ในรูปแบบส่งก๊าซธรรมชาติเข้าโรงไฟฟ้าโดยตรง (Stand Alone) เพื่อไม่ให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายอื่นรับภาระด้านอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติสำหรับพื้นที่บนฝั่งมากขึ้น โดย กฟผ. ต้องปฏิบัติตามข้อบังคับว่าด้วยการจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม (TPA Regime) เพื่อให้ผู้ใช้บริการสามารถใช้หรือเชื่อมต่อกับ FSRU ได้ และ เห็นควรให้ กฟผ. แยก FSRU เป็นหน่วยธุรกิจ (Business Unit) หรือพัฒนาเป็นบริษัท และขอใบอนุญาตการประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่อให้เกิดความโปร่งใสและชัดเจนในการกำกับดูแล และ (4) โครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา [F-3] ขนาด 3 ล้านตันต่อปี เห็นควรให้มีการศึกษาและนำเข้า LNG จากโครงการดังกล่าว เนื่องจากเป็นการกระจายความเสี่ยงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ตลอดจนช่วยให้เกิดการใช้ประโยชน์สูงสุดจากระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตกทดแทนการลดลงของปริมาณก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาและเยตากุน ทั้งนี้ การนำเข้า LNG จากประเทศเมียนมา ด้วย FSRU ต้องแข่งขันได้กับการนำเข้า LNG จากฝั่งอ่าวไทย
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ที่ปรับปรุงใหม่
2. เห็นชอบให้ดำเนินการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] ที่มอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินโครงการ ให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG สูงสุดเพิ่มขึ้นจาก 5 ล้านตันต่อปี เป็น 7.5 ล้านตันต่อปี ประมาณการเงินลงทุนรวม 38,500 ล้านบาท และกำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2565
3. เห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ขนาด 5 ล้านตันต่อปี โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยเป็นผู้ดำเนินโครงการ และมีการประมาณการเงินลงทุนรวม 24,500 ล้านบาท กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2567 ทั้งนี้ ให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยรายงานความก้าวหน้าการดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบนเป็นระยะๆ และต้องเกิดความชัดเจนว่าจะสามารถดำเนินการได้ทันตามแผนภายในเดือนธันวาคม พ.ศ. 2561 เพื่อสำหรับในกรณีที่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยไม่สามารถดำเนินการได้กระทรวงพลังงานจะได้ดำเนินการเตรียมแผนสำรองรองรับในกรณีไม่สามารถดำเนินโครงการได้ตามแผน ทั้งนี้ ให้ดำเนินการตามความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานด้วย
4. เห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา [F-3] ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2570 โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ไปดำเนินการศึกษาในรายละเอียดความจำเป็นของโครงการ ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และนำเสนอผลการศึกษาต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณาต่อไป
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 และคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 ได้เห็นชอบให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป และให้นำเสนอขอความเห็นชอบเพื่อลงนามสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาว (LNG Sale and Purchase Agreement: LNG SPA) จาก กพช. โดยเมื่อ กพช. ให้ความเห็นชอบแล้ว จะรายงานให้คณะรัฐมนตรีรับทราบ ทั้งนี้ จาก Gas Plan 2015 และ PDP 2015 ประเทศไทยยังคงมีความต้องการ LNG เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง และจำเป็นต้องจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม เพื่อเพิ่มความมั่นคงทางพลังงาน โดยเมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2558 ปตท. ได้ลงนาม Heads of Agreement (Non-binding) กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. (PETRONAS) เพื่อจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ระยะยาว (เพิ่มเติม) กำหนดส่งมอบในปี 2560/2561 ในปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี
2. การจัดหา LNG ในรูปแบบสัญญาระยะยาว (เพิ่มเติม) จากบริษัท PETRONAS สรุปได้ดังนี้ (1) จากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกที่ปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่องตั้งแต่ช่วงปลายปี 2557 ประกอบกับประมาณการความต้องการ LNG ของโลกไม่เป็นไปตามแผน ส่งผลให้มีปริมาณ LNG เกินกว่าความต้องการ (supply surplus) ปตท. จึงเปิดเจรจากับบริษัท PETRONAS เพื่อขอปรับลดราคาลงจากที่เคยตกลงไว้ตาม Heads of Agreement (HOA) สรุปว่าราคาสุดท้ายที่บริษัท PETRONAS เสนอ ลดลงจากราคาเดิมใน HOA เฉลี่ยประมาณ 1.92 – 2.29 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู หรือร้อยละ 24 – 26 (เปรียบเทียบที่ระดับราคาน้ำมัน JCC ที่ 20 – 100 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และ Henry Hub ที่ 3 – 4 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และ (2) ข้อคิดเห็นเพิ่มเติมจากการเจรจาซื้อขาย LNG จากบริษัท PETRONAS ดังนี้ 1) การจัดหา LNG จากบริษัท PETRONAS เป็นการสนับสนุนความร่วมมือภายในประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน (AEC) 2) PETRONAS เป็นบริษัทน้ำมันแห่งชาติของประเทศมาเลเซีย ปัจจุบันมีกำลังผลิตถึง 27.7 ล้านตันต่อปี และโดยในปี 2560 จะมี LNG เพิ่มเติมจากโครงการใหม่ ได้แก่ โครงการ FLNG (มาเลเซีย) และ โครงการ MLNG Train 9 ส่งผลให้มีกำลังการผลิตรวมเป็น 32.5 ล้านตันต่อปี นอกจากนี้โครงการ Pacific North West LNG (แคนาดา) ซึ่งในอนาคตจะเพิ่มกำลังผลิตเป็น 44.5 ล้านตันต่อปี 3) แหล่งที่มาของ LNG หลักคือมาจากโครงการ MLNG ในประเทศมาเลเซียซึ่งใกล้ประเทศไทย ใช้เวลาเดินเรือขนส่งเพียงประมาณ 3 วันถึงท่ามาบตาพุดทำให้มีความยืดหยุ่นในการรับ LNG ในกรณีที่ต้องการเร่งด่วน 4) ราคาที่สามารถต่อรองได้จากบริษัท PETRONAS ถือเป็นข้อเสนอดีที่สุด ณ ปัจจุบัน บนเงื่อนไขโครงสร้างสูตรราคาแบบผสม 5) สามารถนำ LNG ไปขายให้ผู้ซื้อรายอื่นนอกประเทศไทยได้ ในกรณีที่ความต้องการใช้ LNG ภายในประเทศไม่เป็นไปตามแผน และ 6) ตามประมาณการความต้องการ LNG จะเห็นว่าการจัดหา LNG เพิ่มเติมจากทั้งบริษัท SHELL บริษัท BP และบริษัท PETRONAS ในปริมาณรวม 3.2 ล้านตันต่อปี ไม่กระทบต่อนโยบายการเปิดเสรีตลาดก๊าซฯ เนื่องจากการจัดหา LNG ดังกล่าวสามารถรองรับความต้องการ LNG ของประเทศด้วยสัญญาระยะยาวได้เพียงร้อยละ 50 ของความต้องการ LNG เท่านั้น ทั้งนี้ เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงทางด้านพลังงานในภาพรวม ยังจำเป็นต้องจัดหา LNG เพิ่มเติมทั้งในรูปแบบสัญญาระยะยาวและ SPOT อีกเป็นจำนวนมากในอนาคต ดังนั้น จึงเห็นควรเสนอ กพช. เพื่อขอความเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่าง ปตท. กับบริษัท PETRONAS และให้ ปตท. ลงนามในสัญญาฯ ภายหลังจากที่ร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาฯ ที่ไม่ใช่สาระสำคัญ ให้ ปตท. สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำเสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรี รวมทั้งขอความเห็นชอบให้สัญญาฯ ดังกล่าวใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. และให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. ภายหลังจากที่ร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติและคณะรัฐมนตรี
2. เห็นชอบให้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการ
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเรื่องร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. เสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาอนุมัติ
เรื่องที่ 10 แต่งตั้งคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กพช. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 ได้เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (EEP 2015) โดยมีเป้าหมายที่จะลดการใช้พลังงานโดยใช้ดัชนีความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity; EI) หรือพลังงานที่ใช้พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) ต่อหน่วยผลิตภัณฑ์มวลรวมภายในประเทศ (Gross domestic product; GDP; billion baht) ลงร้อยละ 30 ในปี 2579 เมื่อเทียบกับปี 2553 หรือคิดเป็นการลดการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายลง 56,142 ktoe โดยดำเนินการภายใต้ 3 กลยุทธ์ ได้แก่ กลยุทธ์ภาคบังคับ (Compulsory Program) กลยุทธ์ภาคความร่วมมือ (Voluntary Program) และกลยุทธ์สนับสนุน (Complementary Program) มีเป้าหมายดำเนินการใน 4 กลุ่มเศรษฐกิจหลัก ได้แก่ ภาคอุตสาหกรรม ภาคอาคารธุรกิจ ภาคบ้านอยู่อาศัย และภาคขนส่ง
2. จากการประเมินผลประหยัดพลังงานตามแผน EEP 2015 พบว่า ณ ปี 2579 ภาคขนส่งเป็นภาคเศรษฐกิจที่มีศักยภาพสูงสุดในการลดการใช้พลังงาน (ความร้อน) สูงถึง 30,213 ktoe หรือคิดเป็นร้อยละ 59 ของแผน EEP 2015 ทั้งนี้มาตรการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง ภายใต้กลยุทธ์ภาคความร่วมมือ (Voluntary Program) ของแผน EEP 2015 ประกอบด้วยมาตรการย่อย 11 มาตรการ เป้าหมายผลประหยัด ณ ปี 2579 และหน่วยงานผู้รับผิดชอบ สรุปได้ดังนี้ (1) การกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม (ยกเลิกการอุดหนุนราคาน้ำมันดีเซล) เป้าหมาย 456 ktoe สนพ. เป็นผู้รับผิดชอบ (2) การสนับสนุนการใช้ยานยนต์ประหยัดพลังงาน ภาษี และฉลากแสดงประสิทธิภาพ (ECO Sticker) เป้าหมาย 13,731 ktoe ผู้รับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงานเศรษฐกิจอุตสาหกรรม และกรมสรรพสามิต (3) การติดฉลากแสดงประสิทธิภาพพลังงานในยางรถยนต์ เป้าหมาย 469 ktoe มี พพ. เป็นผู้รับผิดชอบ (4) การบริหารจัดการขนส่งเพื่อการประหยัดพลังงาน เป้าหมาย 1,360 ktoe ผู้รับผิดชอบ ได้แก่ สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย (ส.อ.ท.) และ สนพ. (5) การขับขี่เพื่อการประหยัดพลังงาน (ECO Driving) เป้าหมาย 1,491 ktoe ผู้รับผิดชอบ ได้แก่ ส.อ.ท. และ สนพ. (6) เงินทุนหมุนเวียนเพื่อการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง (ESCO-ขนส่ง) เป้าหมาย 588 ktoe มี พพ. เป็นผู้รับผิดชอบ (7) การอุดหนุนผลการประหยัดพลังงานสำหรับภาคขนส่ง เป้าหมาย 1,261 ktoe มี พพ. เป็น ผู้รับผิดชอบ (8) การพัฒนาระบบโครงสร้างพื้นฐานคมนาคมขนส่ง รถไฟฟ้าขนส่งมวลชน เป้าหมาย 4,823 ktoe ผู้รับผิดชอบ ได้แก่ กระทรวงคมนาคม (9) การพัฒนาระบบโครงสร้างพื้นฐานคมนาคมขนส่ง รถไฟรางคู่ เป้าหมาย 4,922 ktoe ผู้รับผิดชอบ ได้แก่ กระทรวงคมนาคม (10) การเพิ่มประสิทธิภาพการขนส่งน้ำมัน โดยพัฒนาระบบขนส่งน้ำมันทางท่อ เป้าหมาย 34 ktoe มี ธพ. เป็นผู้รับผิดชอบ และ (11) การส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้า (EV) เป้าหมาย 1,123 ktoe ผู้รับผิดชอบ ได้แก่ สนพ. สำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน และกระทรวงอุตสาหกรรม
3. การดำเนินงานมาตรการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง แบ่งเป็น 4 กลุ่มหลัก ดังนี้ (1) การกำกับราคาเชื้อเพลิงในภาคขนส่งให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงต่างๆ ให้สะท้อนต้นทุนของเชื้อเพลิงแต่ละประเภท และปรับโครงสร้างอัตราภาษีสรรพสามิตให้เป็นธรรมกับผู้ใช้น้ำมันเชื้อเพลิงทุกประเภท ซึ่งปัจจุบันได้ยกเลิกการสนับสนุนราคาน้ำมันดีเซลแล้ว แต่ยังคงสนับสนุนราคาเฉพาะน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และ E85 เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทน (2) การเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ในยานยนต์ โดยสนับสนุนให้ประชาชนเลือกซื้อรถยนต์ที่มีประสิทธิภาพและประหยัดพลังงาน โดยการจัดเก็บภาษีตามปริมาณการปล่อย CO2 การติดฉลากแสดงอัตราการสิ้นเปลืองเชื้อเพลิงหรือฉลากแสดงประสิทธิภาพ ซึ่งปัจจุบันสำนักงานเศรษฐกิจอุตสาหกรรมได้พัฒนานโยบายระบบป้ายข้อมูลรถยนต์ตามมาตรฐานสากล หรือ ECO Sticker ซึ่งกำหนดให้รถยนต์ที่จำหน่ายในประเทศต้องติดฉลากแสดงข้อมูลสมรรถนะของรถยนต์ ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2558 และกรมสรรพสามิต ได้ประกาศใช้โครงสร้างภาษีสำหรับยานยนต์ใหม่ โดยจัดเก็บตามปริมาณการปล่อย CO2 ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2559 (3) การส่งเสริมการบริหารจัดการการใช้รถบรรทุกและ รถโดยสาร โดยพัฒนาผู้ประกอบการขนส่ง ซึ่งมีโครงการสาธิตระบบบริหารจัดการพลังงานในภาคขนส่ง โดยจัดทีมผู้เชี่ยวชาญเข้าไปจัดทำระบบบริหารจัดการพลังงานให้ผู้ประกอบการขนส่ง จัดฝึกอบรมการขับขี่ยานพาหนะเพื่อการประหยัดพลังงาน สนับสนุนเงินลงทุนให้ผู้ประกอบการดำเนินการปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ส่งเสริมธุรกิจบริษัทจัดการพลังงานในภาคขนส่ง (Logistics ESCO) และ (4) พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานคมนาคมขนส่ง เพื่อการเปลี่ยนรูปแบบการเดินทางและขนส่งสินค้า ได้แก่ พัฒนารถไฟฟ้า 12 สาย และรถไฟทางคู่ ทั่วประเทศ 3,150 กิโลเมตร พัฒนาระบบขนส่งน้ำมันทางท่อ การรองรับการใช้ยานยนต์ไฟฟ้า เป็นต้น
4. เนื่องจากมาตรการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งตามแผน EEP 2015 มีหลายหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้อง และครอบคลุมความรับผิดชอบของหลายกระทรวง ดังนั้น เพื่อให้การบูรณาการขับเคลื่อนนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งดำเนินไปอย่างเป็นรูปธรรม มีประสิทธิภาพ บรรลุตามเป้าหมายและเกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ กระทรวงพลังงาน จึงเห็นสมควรแต่งตั้ง “คณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง” โดยมีรองนายกรัฐมนตรี (พลอากาศเอก ประจิน จั่นตอง) เป็นประธานกรรมการ ผู้แทน พพ. เป็นกรรมการและเลขานุการ และมีกรรมการประกอบด้วย รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน รัฐมนตรีว่าการกระทรวงคมนาคม รัฐมนตรีว่าการกระทรวงอุตสาหกรรม ปลัดกระทรวงการคลัง หรือผู้แทน ปลัดกระทรวงพลังงาน หรือผู้แทน ปลัดกระทรวงแรงงาน หรือผู้แทน เลขาธิการคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ หรือผู้แทน ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนการขนส่งและจราจร หรือผู้แทน ผู้อำนวยการสำนักงานเศรษฐกิจอุตสาหกรรม หรือผู้แทน ผู้อำนวยการ สนพ. หรือผู้แทน ผู้แทนสหพันธ์การขนส่งทางบกแห่งประเทศไทย และผู้ทรงคุณวุฒิด้านอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่งจำนวน 3 ท่าน โดยคณะกรรมการฯ มีอำนาจและหน้าที่ ดังนี้ (1) กำกับดูแลการดำเนินงานตามมาตรการด้านอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่ง ให้บรรลุตามเป้าหมายของแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 – 2579 (2) ขับเคลื่อนและผลักดันให้มาตรการอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่งดำเนินการอย่างเป็นรูปธรรม (3) บูรณาการการดำเนินงานตามมาตรการอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่งให้มีประสิทธิภาพและเกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ (4) เสนอแนะ ให้ข้อมูล และข้อคิดเห็นที่เป็นประโยชน์ต่อการดำเนินมาตรการอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่ง (5) ติดตามและประเมินผลการดำเนินงานภายใต้มาตรการอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่ง (6) แต่งตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อสนับสนุนการดำเนินงานตามที่เห็นสมควร และ (7) ปฏิบัติงานอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง และเป็นประโยชน์ต่อความสำเร็จของมาตรการ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง โดยให้ปรับปรุงองค์ประกอบของคณะกรรมการฯ ในส่วนของประธานกรรมการ เป็น รองนายกรัฐมนตรีที่ได้รับมอบหมายและมอบอำนาจให้กำกับการบริหารราชการกระทรวงพลังงานแทนนายกรัฐมนตรี และเพิ่มเติมองค์ประกอบของคณะกรรมการฯ จาก 2 หน่วยงาน ได้แก่ กระทรวงมหาดไทย และกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ก่อนนำคำสั่งฉบับนี้เสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติลงนามต่อไป
เรื่องที่ 11 รายงานความคืบหน้าเกี่ยวกับคดีปกครองที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติถูกฟ้องร้อง
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 ได้เห็นชอบในการมอบอำนาจในการดำเนินคดีปกครอง โดยมอบหมายให้กรรมการและเลขานุการ กพช. มีอำนาจแทน กพช. ในการลงนามในใบมอบอำนาจและเอกสารที่เกี่ยวข้องเพื่อแต่งตั้งพนักงานอัยการดำเนินการแทน กพช. ในคดีต่างๆ ที่ กพช. ถูกฟ้องร้องทุกคดี รวมทั้งให้มีอำนาจในการไปให้ถ้อยคำต่อศาล ทำคำชี้แจงข้อเท็จจริง หรือมอบหมายให้เจ้าหน้าที่ดำเนินการดังกล่าวแทน โดยเมื่อดำเนินการใดๆ แล้ว ให้นำกลับมารายงานให้ กพช. ทราบต่อไป
2. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้รวบรวบคดีปกครองที่มีผู้ฟ้อง กพช. ในช่วงที่ผ่านมา รวมทั้งสิ้น 13 คดี สรุปได้ดังนี้ (1) สมาคมต่อต้านสภาวะโลกร้อน กับพวกรวม 5 คน ฟ้องขอเพิกถอนมติหรือคำสั่งเกี่ยวกับมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี 50 หน่วย ซึ่งศาลปกครองกลางได้พิจารณาคดีครั้งแรกเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2559 และจะมีหมายแจ้งวันพิพากษาคดีต่อไป (2) นายมงคลกิตติ์ สุขสินธารานนท์ กับพวกรวม 4 คน ฟ้องเกี่ยวกับการขึ้นราคาก๊าช LPG และก๊าช NGV โดยผู้ฟ้องคดีขอให้ผู้ถูกฟ้องคดีหยุดการขึ้นราคาก๊าชธรรมชาติเนื่องจากการกำหนดราคาโดยไม่ชอบด้วยกฎหมาย ขณะนี้ศาลแสวงหาข้อเท็จจริงเสร็จเรียบร้อยแล้วและอยู่ในขั้นตอนที่ศาลมีหมายแจ้งวันนั่งพิจารณาคดีครั้งแรก (3) นายมงคลกิตติ์ สุขสินธารานนท์ กับพวกรวม 4 คน ฟ้องประเด็นการขึ้นราคาค่าไฟฟ้าและการปรับค่าขึ้นค่า Ft โดยขอให้หยุดขึ้นค่าไฟฟ้า ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครอง (4) นายมงคลกิตติ์ สุขสินธารานนท์ กับพวกรวม 4 คน ฟ้องประเด็นการขึ้นราคาน้ำมัน โดยขอให้ควบคุมราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ซึ่งอยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครอง (5) มูลนิธิเพื่อผู้บริโภค กับพวกรวม 5 คน ฟ้องเพิกถอนมติขึ้นราคา LPG ภาคครัวเรือน ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครอง (6) สมาคมเครื่องปั้นดินเผาลำปาง ฟ้องเรื่องการปรับขึ้นราคาก๊าช LPG ภาคอุตสาหกรรม โดยผู้ฟ้องคดีขอให้เพิกถอนมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 ซึ่งเห็นชอบมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เรื่อง นโยบายการชดเชยราคาก๊าซ LPG โดยให้ทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ซึ่งศาลปกครองเชียงใหม่ได้พิพากษายกฟ้อง แต่ผู้ฟ้องคดีได้อุทธรณ์คำพิพากษา ขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณาของศาลปกครองสูงสุด (7) บริษัท กมลาไสย ไบโอ เพาเวอร์ 2010 จำกัด ขอให้เพิกถอนมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่มอบหมายให้ กกพ. ออกประกาศอันมีผลเป็นการจำกัดสิทธิในการขอรับการสนับสนุนแบบ Feed-in Tariff (FiT) และเพิกถอนประกาศ กกพ. เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) ในช่วงเปลี่ยนผ่านจาก Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) ลงวันที่ 11 มิถุนายน 2558 ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครองกลาง (8) บริษัท ทรัพย์อนันต์ ไบโอแมส จำกัด ฟ้องขอให้แก้ไขเพิ่มเติมเปลี่ยนแปลงประกาศ กกพ. ณ วันที่ 11 มิถุนายน 2558 ข้อ 4 เพื่อให้โครงการที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ Adder ที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ได้สิทธิเปลี่ยนอัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT นับแต่วันออกประกาศ ออกคำสั่ง หรือดำเนินการใดๆ เพื่อให้โครงการของผู้ฟ้องคดีมีสิทธิได้ใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT มีกำหนดระยะเวลา 20 ปี นับแต่วันที่ได้รับซื้อไฟฟ้าเข้าระบบ ซึ่งขณะนี้อยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครองกลาง (9) นายสมคิด หอมเนตร กับพวกรวม 27 คน ฟ้องขอให้ระงับหรือยกเลิกเพิกถอนคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 ลงวันที่ 23 ธันวาคม 2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 2/2546 ลงวันที่ 29 ธันวาคม 2546 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวการณ์ ขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครองกลาง (10) นายนิวัฒน์ ร้อยแก้ว กับพวกรวม 37 คน ฟ้องคดีพิพาทเกี่ยวกับการที่หน่วยงานของรัฐกระทำการไม่ชอบด้วยกฎหมาย และคดีพิพาทเกี่ยวกับสัญญาทางปกครอง กรณีโครงการก่อสร้างโรงไฟฟ้าไซยะบุรี โดยขอให้ยกเลิกสัญญาซื้อไฟฟ้าไซยะบุรี ซึ่งศาลปกครองกลางพิพากษายกฟ้อง เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2558 และผู้ฟ้องคดีได้อุทธรณ์คำพิพากษา ขณะนี้อยู่ในการพิจารณาของศาลปกครองสูงสุด (11) บริษัท กมลาไสย ไบโอ เพาเวอร์ 2010 จำกัด ฟ้องขอใช้สิทธิเรียกร้องค่าเสียหายจากการกระทำโดยจงใจมีมติและออกประกาศที่ไม่ชอบด้วยกฎหมาย ขณะนี้อยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครองกลาง (12) และ (13) บริษัท เอ ที ไบโอพาวเวอร์ จำกัด และบริษัท มุ่งเจริญ ไบโอแมส จำกัด กับพวกรวม 2 คน ฟ้องกรณีมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่เปลี่ยนแปลงอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเชื้อเพลิงชีวมวลขนาดเล็กมาก (VSPP) จากแบบ Adder เป็นแบบ Feed-in Tariff (FiT) เป็นการกระทำที่เลือกปฏิบัติโดยไม่ชอบด้วยกฎหมาย จึงขอให้กำหนดนโยบายและแนวทางหลักเกณฑ์ในการรับซื้อไฟฟ้าของผู้ประกอบการ SPP ให้เป็นแบบเดียวกับ VSPP ขณะนี้ทั้งสองคดีอยู่ระหว่างการจัดทำคำให้การ
3. ศาลได้มีหมายแจ้งคำสั่งศาล ลงวันที่ 25 พฤศจิกายน 2559 แจ้งว่าสมาคมต่อต้านสภาวะโลกร้อน กับพวกรวม 21 คน ฟ้องขอให้เพิกถอนกระบวนการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) ที่เกิดจากกระบวนการจัดทำและใช้ดุลยพินิจและการกระทำที่ไม่ชอบด้วยกฎหมาย ไม่สะท้อนข้อเท็จจริง ซึ่งศาลปกครองกลางยังไม่รับฟ้อง เนื่องจากข้อเท็จจริงยังไม่ชัดเจนและยังไม่เพียงพอที่จะมีคำสั่งรับหรือไม่รับคำฟ้อง และให้ผู้ถูกฟ้องคดีชี้แจงข้อเท็จจริงเพิ่มเติมต่อศาล ซึ่งขณะนี้อยู่ระหว่างการดำเนินการจัดทำชี้แจงเพื่อส่งศาลปกครองกลางต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 12 ปฏิทินการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ประจำปี 2560
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ในปี 2559 ได้มีการประชุม กพช. รวมทั้งสิ้น 5 ครั้ง โดยได้พิจารณาในประเด็นสำคัญ ดังนี้
(1) แผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทย (2) ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... (3) แนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทาน
จะสิ้นสุดอายุในปี 2565 – 2566 (4) แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง (LNG) (5) แนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มในกิจการพลังงาน (6) แผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับการจัดตั้งเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ (SEZ) (7) การขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (8) แนวทางการแก้ไขปัญหาภาษีมูลค่าเพิ่มจากมาตรการอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสตามนโยบายของรัฐ (9) การทบทวนอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) พลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานลมปี 2559 และ (10) ขอทบทวนนโยบายและหลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติ
2. เพื่อให้การบริหารนโยบายด้านพลังงานเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ สอดคล้องกับสถานการณ์ ที่เปลี่ยนแปลงไป ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้มีการกำหนดร่างปฏิทินการประชุม กพช. ประจำปี 2560 ในเบื้องต้น โดยมีการประชุมทั้งสิ้น 6 ครั้ง โดยครั้งที่ 1 กำหนดการประชุมประมาณช่วงสัปดาห์ที่ 4 ของเดือนมกราคม 2560 ครั้งที่ 2 กำหนดการประชุม ประมาณช่วงสัปดาห์ที่ 4 ของเดือนมีนาคม 2560 ครั้งที่ 3 กำหนดการประชุม ประมาณช่วงสัปดาห์ที่ 4 ของเดือนพฤษภาคม 2560 ครั้งที่ 4 กำหนดการประชุม ประมาณช่วงสัปดาห์ที่ 4 ของเดือนกรกฎาคม 2560 ครั้งที่ 5 กำหนดการประชุม ประมาณช่วงสัปดาห์ที่ 4 ของเดือนกันยายน 2560 และครั้งที่ 6 กำหนดการประชุม ประมาณช่วงสัปดาห์ที่ 4 ของเดือนพฤศจิกายน 2560
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 11 วันพฤหัสบดีที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2560 (ครั้งที่ 11)
เมื่อวันศุกร์ที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 เวลา 09.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1. รายงานความก้าวหน้าการดำเนินงานตามแนวนโยบาย Energy 4.0
2. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3. รายงานการนำเข้า การจัดหา และสถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
4. สถานการณ์และแนวทางการสร้างความมั่นคงด้านไฟฟ้าภาคใต้
5. แนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ” สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
6. การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดยใช้งบประมาณภาครัฐ
8. ความคืบหน้าโครงการซื้อไฟฟ้าต่างประเทศและร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1
9. การปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 รายงานความก้าวหน้าการดำเนินงานตามแนวนโยบาย Energy 4.0
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กระทรวงพลังงาน ได้จัดทำแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) ประกอบด้วย 5 เสาหลัก คือ (1) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (2) แผนอนุรักษ์พลังงาน (3) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (4) แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ และ (5) แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งมีระยะเวลาตั้งแต่ปี 2558 - 2579 ต่อมารัฐบาลได้กำหนดนโยบาย “Thailand 4.0” เพื่อปฏิรูปโครงสร้างเศรษฐกิจของประเทศไทย จากประเทศรายได้ปานกลางเป็นประเทศที่มีรายได้สูง โดยมุ่งเน้นการขับเคลื่อนเศรษฐกิจด้วยนวัตกรรม เพื่อสร้างเศรษฐกิจที่มุ่งเน้นคุณค่า (Value-Based Economy) กระทรวงพลังงาน จึงมีแผนที่จะขับเคลื่อนภาคพลังงานของประเทศด้วยแนวนโยบาย “Energy 4.0” เพื่อให้สอดรับนโยบายของรัฐบาล ภายใต้กรอบแผน 5 เสาหลัก ซึ่งมีเป้าหมายคือการสร้างรายได้ให้กับประชาชนและประเทศ โดยแบ่งการขับเคลื่อนออกเป็น 2 ระดับ คือ (1) ระดับประเทศ จะมุ่งเน้นการผลักดันให้เกิดนวัตกรรมด้านพลังงาน เพื่อเพิ่มขีดความสามารถการแข่งขันในตลาดโลก การส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาเกี่ยวกับด้านพลังงาน เพื่อต่อยอดธุรกิจพลังงานของประเทศให้เติบโต ตลอดจนการบริหารจัดการเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานของประเทศ เช่น การเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าระหว่างประเทศ การเปิดให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ รวมถึงการผลิตไฟฟ้าประเภทผสมผสานระหว่างพลังงานธรรมชาติ และพลังงานชีวภาพ เป็นต้น และ (2) ระดับชุมชน/ประชาชน จะมุ่งเน้นการสร้างรายได้ และลดรายจ่ายให้กับประชาชนและชุมชน ผ่านโครงการประชารัฐ โครงการพลังงานชุมชน และการส่งเสริมด้านพลังงานในธุรกิจ SMEs
2. ในช่วงที่ผ่านมา กระทรวงพลังงานได้เริ่มดำเนินงานตามแผนงานที่อยู่ภายใต้แนวนโยบาย “Energy 4.0” โดยมีมาตรการที่สำคัญประกอบด้วย
2.1 แผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทย โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกับสมาคมยานยนต์ไฟฟ้าไทย (สยฟท.) ได้ขอรับการสนับสนุนเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ 2559 ในวงเงิน 76,047,500 บาท เพื่อดำเนินโครงการสนับสนุนการลงทุนสถานีอัดประจุไฟฟ้า (Charging Station) ระยะที่ 1 และปีงบประมาณ 2560 ในวงเงิน 34,938,000 บาท เพื่อใช้ดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 2 โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อสนับสนุนการลงทุนสำหรับการจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า สำหรับหน่วยงานราชการ รัฐวิสาหกิจและภาคเอกชน จำนวนรวม 150 สถานี โดยสถานีอัดประจุไฟฟ้าแบบ Quick Charge สนับสนุน 1 ล้านบาทต่อสถานี และสถานีอัดประจุไฟฟ้าแบบ Normal Charge สนับสนุน 1 แสนบาทต่อสถานี ในช่วงที่ผ่านมา ได้เปิดรับข้อเสนอโครงการฯ รอบที่ 1 ระหว่างวันที่ 3 - 26 ตุลาคม 2559 มีจำนวนหัวจ่ายที่ได้รับการสนับสนุนรวม 26 หัวจ่าย และรอบที่ 2 ระหว่างวันที่ 1 - 20 ธันวาคม 2559 สนับสนุนรวม 17 หัวจ่าย รวม 2 รอบ สนับสนุนแล้ว 43 หัวจ่าย และปัจจุบัน อยู่ระหว่างเปิดรับข้อเสนอโครงการฯ รอบที่ 3 ในระหว่างวันที่ 1 - 20 กุมภาพันธ์ 2560 โดยจะประกาศรายชื่อ ผู้ผ่านการคัดเลือกรอบที่ 3 ในวันที่ 15 มีนาคม 2560
2.2 โครงการสนับสนุนการออกแบบเมืองอัจฉริยะ (Smart Cities-Clean Energy) โดย สนพ. ร่วมกับมูลนิธิสถาบันอาคารเขียวไทย ขอรับการสนับสนุนเงินกองทุนอนุรักษ์พลังงานฯ ปี 2559 ในวงเงิน 115,005,500 บาท โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อสนับสนุนหน่วยงานภาครัฐ รัฐวิสาหกิจ หน่วยงานส่วนท้องถิ่น มหาวิทยาลัย และองค์กรเอกชน ออกแบบและพัฒนาเมืองหรือโครงการในลักษณะชุมชนเมือง โดยจัดประกวดการวางผังชุมชนและการออกแบบเมืองอัจฉริยะ แบ่งเป็น 3 ขั้นตอนดังนี้ (1) ข้อเสนอแนวความคิดในการพัฒนาเมืองอัจฉริยะ (Smart City Development Proposal) ประกอบด้วย แนวความคิดการวางผังชุมชน การพัฒนาเขตที่อยู่อาศัยและเขตพาณิชยกรรม โครงข่ายระบบการขนส่ง ระบบสาธารณูปโภค การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน การพัฒนาศูนย์กลางเศรษฐกิจ เป็นต้น โดยคัดเลือกข้อเสนอที่ดีที่สุดไม่เกิน 20 อันดับแรก ที่จะได้รับการสนับสนุนเงินจากกองทุนฯ รายละไม่เกิน 500,000 บาท (2) การจัดทำผังแม่บทการพัฒนาเมืองอัจฉริยะ (Smart City Development Master Plan) ผู้ที่ได้รับเงินสนับสนุนในขั้นตอนที่ 1 จะต้องจัดทำผังแม่บทการพัฒนาเมืองอัจฉริยะ ที่มีรายละเอียดครอบคลุมผังการใช้พื้นที่ แผนผังโครงการ การจัดวางอาคาร และแผนผังระบบโครงสร้างพื้นฐาน พร้อมจัดทำรายงานเปรียบเทียบ แสดงการคำนวณตัวเลขของการประหยัดพลังงาน การประหยัดน้ำ การลดปริมาณคาร์บอน การประหยัดค่าก่อสร้าง เป็นต้น และคัดเลือกข้อเสนอที่ดีที่สุดไม่เกิน 7 อันดับแรก จะได้รับการสนับสนุนเงินจากกองทุนฯ รายละไม่เกิน 10,000,000 บาท และ (3) การจัดทำโมเดลธุรกิจ (Business model) ผู้ที่ได้รับเงินสนับสนุนในขั้นตอนที่ 2 จะต้องจัดทำแบบรายละเอียดเบื้องต้น ประเมินค่าก่อสร้างเบื้องต้น วิเคราะห์ค่าใช้จ่ายตลอดอายุโครงการ รายงานการวิเคราะห์ด้านเศรษฐศาสตร์ นำไปใช้เป็นโมเดลธุรกิจ และนำไปสู่การจัดหาผู้ร่วมทุนและการพัฒนาเมืองอัจฉริยะต่อไป ซึ่งการดำเนินงานที่ผ่านมา มีข้อเสนอแนวคิดการพัฒนาเมืองอัจฉริยะเข้าร่วมโครงการฯ ทั้งสิ้นรวม 36 แห่ง แบ่งเป็นเมืองขนาดใหญ่ จำนวน 32 แห่ง และเมืองขนาดเล็กจำนวน 4 แห่ง ทั้งนี้ กำหนดการประกาศผลการคัดเลือกเมืองอัจฉริยะอย่างเป็นทางการ ภายในเดือนกุมภาพันธ์ 2560 เพื่อให้แต่ละโครงการที่ได้รับการคัดเลือกจัดทำ Master Plan และแบบรายละเอียดเบื้องต้นส่งเข้าคัดเลือกในขั้นตอนที่ 2 ภายในเดือนมีนาคม 2560 รวมทั้งคัดเลือก Master Plan จำนวนไม่เกิน 7 โครงการ เพื่อจัดทำ Business model ภายในเดือนเมษายน 2560
2.3 โครงการสนับสนุนการศึกษา วิจัย พัฒนาเทคโนโลยีพลังงานทดแทน ปีงบประมาณ 2559 (Energy Storage) เมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2559 คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้มีมติเห็นชอบให้ สนพ. จัดสรรเงินให้กับสำนักงานพัฒนาวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีแห่งชาติ (สวทช.) ดำเนินงานโครงการสนับสนุนการศึกษา วิจัย พัฒนาเทคโนโลยีพลังงานทดแทน ปี 2559 (Energy Storage) ในวงเงิน 765,000,000 บาท โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อพัฒนาระบบการเก็บสะสมพลังงานให้เหมาะสมกับความต้องการของประเทศ จากการเปิดรับข้อเสนอโครงการฯ ในระหว่างวันที่ 1 กันยายนถึงวันที่ 15 ตุลาคม 2559 มีผู้สนใจยื่นข้อเสนอโครงการตรงตามประกาศ 122 โครงการ วงเงิน 3,430.53 ล้านบาท ผ่านการพิจารณาจากคณะที่ปรึกษาเทคนิคฯ 33 โครงการ วงเงิน 331.75 ล้านบาท และจะนำเสนอคณะทำงานกำกับงานวิจัยพัฒนาเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน ซึ่งมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เป็นประธานพิจารณาอนุมัติโครงการภายในเดือนกุมภาพันธ์ 2560 จากนั้น สวทช. จะประกาศผลการพิจารณาข้อเสนอโครงการและจัดทำสัญญาให้ทุนสนับสนุนโครงการตามลำดับต่อไป
2.4 นโยบาย SPP Hybrid Firm เพื่อส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนในรูปแบบใหม่ที่สามารถบริหารจัดการเชื้อเพลิงได้ สร้างเสถียรภาพในการจ่ายไฟฟ้าให้กับระบบไฟฟ้าของประเทศได้
2.5 การขับเคลื่อนการลงทุนด้านเศรษฐกิจชีวภาพ (Bio Economy) ของประเทศไทย มีโครงการปฏิรูปเศรษฐกิจชีวภาพ (Bio Economy) ซึ่งดำเนินการภายใต้โครงการสานพลังประชารัฐ โดยคณะกรรมการพัฒนาคลัสเตอร์อุตสาหกรรมแห่งอนาคต หรือโครงการประชารัฐ D5 ซึ่งครอบคลุมการปฏิรูปภาคการเกษตรไปสู่การพัฒนาการเกษตรที่ยั่งยืน ประกอบด้วย 6 อุตสาหกรรม คือ (1) เกษตรกรรม (2) พลังงานชีวภาพ (3) ชีวเคมีภัณฑ์ (4) อาหารแห่งอนาคต (5) อาหารสัตว์แห่งอนาคต และ (6) ชีวเภสัชภัณฑ์ โดยกระทรวงพลังงานเกี่ยวข้องในการขับเคลื่อนอุตสาหกรรมพลังงานชีวภาพ โดยเริ่มจากพืชเป้าหมายที่จะนำไปพัฒนาเพื่อสร้างมูลค่าได้ก่อน ได้แก่ มันสำปะหลังและอ้อย ซึ่งใช้เป็นวัตถุดิบเชื้อเพลิงชีวภาพอยู่แล้วและสามารถนำไปพัฒนาต่อเพื่อเพิ่มมูลค่าได้อีก เช่น (1) การนำเอทานอลไปผสมกับน้ำมันดีเซลหรือ ดีโซฮอล (2) การพัฒนาก๊าซมีเทนชีวภาพอัด (CBG) ทั้งจากน้ำเสียและวัตถุดิบจากอุตสาหกรรมอ้อยและมันสำปะหลัง เพื่อนำมาใช้แทนก๊าซ NGV ในภาคขนส่ง และ (3) การเข้าไปปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้าในโรงงานน้ำตาลด้วยเทคโนโลยี High Pressure Boiler เพี่อให้สามารถผลิตไฟฟ้าได้มากขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และให้ฝ่ายเลขานุการฯ รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 2 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาว นฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือนธันวาคม 2559 ภาครัฐได้มีภาระผูกพันไปแล้วทั้งหมด 9,265 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะ 410 เมกะวัตต์ ชีวมวล 3,658 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 425 เมกะวัตต์ น้ำขนาดเล็ก 49 เมกะวัตต์ ลม 1,586 เมกะวัตต์ แสงอาทิตย์ 3,040 เมกะวัตต์ และอื่นๆ (เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) 97 เมกะวัตต์ โดยสัดส่วนการรับซื้อทั้งหมดเฉลี่ยถึงร้อยละ 55.22 ของเป้าหมาย AEDP ปี 2579 เช่น การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะมีการรับซื้อไปแล้วร้อยละ 74.54 ของเป้าหมาย AEDP เชื้อเพลิงชีวมวลร้อยละ 65.67 พลังงานลมร้อยละ 52.83 และพลังงานแสงอาทิตย์ร้อยละ 50.66 เป็นต้น ทั้งนี้ภาระผูกพันที่ภาครัฐได้รับซื้อในปี 2559 จำนวน 9,265 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น (1) โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) จำนวน 7,044 ราย รวม 6,722 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้นจากปี 2558 จำนวน 5,268 ราย หรือ 1,721 เมกะวัตต์ และ (2) โครงการที่อยู่ระหว่างจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ แบ่งเป็น 2 กลุ่ม ได้แก่ โครงการที่ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้ว อยู่ระหว่าง COD ณ สิ้นปี 2559 จำนวน 159 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 2,076 เมกะวัตต์ เป็นโครงการรับซื้อแบบ Competitive Bidding ในปี 2559 เชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพ 1 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 2 เมกะวัตต์ และชีวมวล 4 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 36 เมกะวัตต์ และโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว อยู่ระหว่างรอลงนามฯ ณ สิ้นปี 2559 จำนวน 50 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 467 เมกะวัตต์ เป็นโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม ซึ่งเปิดรับซื้อในปี 2559 จำนวน 7 ราย กำลังผลิตไม่เกิน 42 เมกะวัตต์
2. สรุปสถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าใน ปี 2559
2.1 โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ที่กำหนดให้ผู้ประกอบกิจการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทอาคารธุรกิจ/โรงงาน ปี 2556 สามารถดำเนินการต่อได้จนถึงวันที่ 30 เมษายน 2559 และประเภทบ้านอยู่อาศัย ปี 2556 และปี 2558 สามารถดำเนินการได้จนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2559 และหากไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าสิ้นสุดลง ทั้งนี้ ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2559 COD แล้วจำนวน 6,166 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 130 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นประเภทบ้านอยู่อาศัย 6,002 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 48 เมกะวัตต์ และประเภทอาคารธุรกิจ/โรงงาน 164 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 82 เมกะวัตต์ ตามลำดับ
2.2 โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) เดิม จำนวน 171 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 984 เมกะวัตต์ ซึ่ง กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ว่าหาก COD ภายในเดือนเมษายน 2559 ให้รับอัตรา FiT คงเดิมที่ 5.66 บาท ต่อหน่วย แต่หาก COD หลังวันที่ 30 เมษายน 2559 แต่ไม่เกินวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้รับอัตรา FiT ที่ 5.377 บาทต่อหน่วย โดย ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2559 COD แล้ว จำนวน 165 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 969 เมกะวัตต์ และมีโครงการที่ได้รับการยกเลิก PPA จำนวน 6 ราย รวม 15 เมกะวัตต์
2.3 โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ปี 2558 มีผู้ผ่านการคัดเลือกรวม 67 ราย (สหกรณ์การเกษตรทั้งหมด) กำลังผลิตติดตั้ง 281 เมกะวัตต์ ปัจจุบันมี 52 ราย สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ตามกำหนด คิดเป็นกำลังการผลิตติดตั้ง 217.87 เมกะวัตต์ ต่อมาเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2560 กระทรวงพลังงานได้ประชุมหารือแนวทางการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ ระยะที่ 2 ร่วมกับหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง ซึ่งที่ประชุมรับทราบความเห็นของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ที่เห็นว่าองค์กรสงเคราะห์ทหารผ่านศึก และมหาวิทยาลัยในกำกับของรัฐที่มีอำนาจในการดำเนินธุรกิจเชิงพาณิชย์เท่านั้นที่สามารถดำเนินโครงการฯ ได้ ทั้งนี้ ที่ประชุมเห็นควรพิจารณาทบทวนการแบ่งส่วนงาน (1 โครงการต่อ 1 ส่วนงานต่อ 1 พื้นที่ดำเนินการ) ให้มีความเหมาะสมกับเป้าหมายที่เหลือ 400 เมกะวัตต์ รวมทั้งรูปแบบการรับซื้อที่ (Firm/Non-Firm) วิธีการคัดเลือก (จับสลาก/Competitive Bidding) เพื่อนำไปปรับปรุงระเบียบและประกาศที่เกี่ยวข้องต่อไป
2.4 การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) ในแบบ Feed-in Tariff (ระยะที่ 1 สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา) เมื่อวันที่ 15 มกราคม 2559 กกพ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff พ.ศ. 2559 ประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) เป็นลำดับแรก มีเป้าหมาย 10 เมกะวัตต์ และเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2559 มีผู้ได้รับคัดเลือก 1 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 2 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายในระยะที่ 1 อีก 8 เมกะวัตต์สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าประเภทชีวมวล เมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2559 สำนักงาน กกพ. ประกาศรายชื่อผู้ที่ได้รับคัดเลือก 4 ราย มีกำลังผลิตติดตั้งรวม 36 เมกะวัตต์ ครบตามเป้าหมาย มีการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ปัจจุบันอยู่ระหว่างการขอใบอนุญาต คาดว่าจะก่อสร้างแล้วเสร็จช่วงปลายปี 2561
2.5 การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมและขยะชุมชน โดยเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. มีมติเห็นชอบให้ลำดับความสำคัญเชื้อเพลิงจากขยะเป็นอันดับแรกพร้อมทั้งให้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้า ในรูปแบบ FiT โดยไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) มีสถานะภาพดังนี้ (1) ขยะอุตสาหกรรม (เป้าหมายปี 2558-2562 ปริมาณ 50 เมกะวัตต์) วันที่ 28 ตุลาคม 2559 มีผู้ผ่านการคัดเลือก 7 ราย พลังไฟฟ้าเสนอขายรวมไม่เกิน 30.78 เมกะวัตต์ และกำลังผลิตติดตั้งรวมไม่เกิน 41.83 เมกะวัตต์ ต้อง ลงนาม PPA ภายในวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2560 และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2560 และ (2) ขยะชุมชน เมื่อวันที่ 1 ธันวาคม 2559 ประกาศรับซื้อไฟฟ้า 77.9 เมกะวัตต์ จะดำเนินการคัดเลือกเพื่อลงนามสัญญาซื้อขายภายในวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เชิงพาณิชย์ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562 ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานการนำเข้า การจัดหา และสถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบสัญญาซื้อขาย LNG ด้วยสัญญาระยะยาว (สัญญา LNG SPA) เป็นเวลา 20 ปี กับบริษัท Qatargas ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี ต่อมาเมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2559 คณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบผลการเจรจาปรับลดราคา LNG ในสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell และบริษัท BP โดย ปตท. ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 และกับ บริษัท BP เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2559 ในปริมาณรายละ 1.0 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนเมษายน 2560 เป็นเวลา 15 ปี และ 20 ปี ตามลำดับ และเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. มีมติเห็นชอบประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ที่ปรับปรุงใหม่ และเห็นชอบการจัดหา LNG ระยะยาวเพิ่มเติมจากบริษัท PETRONAS LNG LTD. ในปริมาณ 1.2 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบในปี 2560 เป็นระยะเวลา 15 ปี พร้อมทั้งอนุมัติให้ ปตท. ลงนามสัญญาฯ ได้ หลังผ่านการพิจารณาร่างสัญญาฯ จากสำนักงานอัยการสูงสุด
2. สถานการณ์ตลาดและแนวโน้มราคา LNG ในปี 2559 ปริมาณอุปทาน LNG ตลาดโลกปรับตัวเพิ่มขึ้นเป็นประมาณ 262 ล้านตันต่อปี จากในปี 2558 ที่ปริมาณ 250 ล้านตันต่อปี โดยมีโครงการผลิต LNG แหล่งใหม่ๆ จากประเทศออสเตรเลียและสหรัฐอเมริกาจะทยอยเข้าสู่ตลาดอย่างต่อเนื่อง อย่างไร ก็ตามในไตรมาสที่ 4 ปี 2559 ถึงไตรมาสที่ 1 ปี 2560 ราคา Spot LNG ได้ปรับเพิ่มสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ เนื่องจากปัญหาด้านการผลิตในบางโครงการ และความต้องการใช้ในช่วงฤดูหนาวในภูมิภาคเอเชียเหนือ ทั้งนี้ บริษัทผู้เชี่ยวชาญได้วิเคราะห์สถานการณ์ตลาด LNG ว่ายังอยู่ในสภาวะที่มีอุปทานสูงกว่าอุปสงค์ (supply surplus) ทั้งนี้ การวิเคราะห์ปัจจัยด้านอุปสงค์ พบว่า ประเทศญี่ปุ่นซึ่งเป็นประเทศผู้ซื้อ LNG รายใหญ่ที่สุด ของโลก นำเข้า LNG ในปี 2559 รวม 83.5 ล้านตันต่อปี ลดลงจากปี 2558 ประมาณ 2.7 ล้านตัน ประเทศจีนและประเทศอินเดียนำเข้า LNG เพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ โดยในปี 2559 ประเทศจีนนำเข้ารวม 26.9 ล้านตัน เพิ่มขึ้นจากปี 2558 ประมาณ 7 ล้านตัน หรือคิดเป็นร้อยละ 35 เช่นเดียวกับประเทศอินเดียที่นำเข้ารวม 19.6 ล้านตัน เพิ่มขึ้นจากปี 2558 ประมาณ 3.8 ล้านตัน เนื่องจากราคา LNG ที่ปรับลดลง ส่งผลให้ความต้องการ LNG ปรับเพิ่มสูงขึ้น นอกจากนี้กลุ่มประเทศผู้นำเข้า LNG รายใหม่ ได้แก่ ประเทศปากีสถาน ประเทศอียิปต์ และประเทศจอร์แดน ยังคงแสดงความต้องการ LNG เพิ่มขึ้น ส่วนการวิเคราะห์ปัจจัยด้านอุปทาน พบว่าประเทศออสเตรเลียสามารถผลิต LNG ในปี 2559 รวมทั้งสิ้น 39.7 ล้านตัน จากทั้งโครงการผลิตเดิมและโครงการผลิตใหม่ ส่งผลให้เป็นประเทศผู้ส่งออก LNG รายใหญ่เป็นอันดับ 2 ของโลก แต่จากความสามารถ ในการผลิตที่ไม่คงที่ในระหว่างทดสอบการเดินเครื่องของโครงการใหม่ ทำให้การผลิตล่าช้าและเกิดความผันผวนของราคา Spot LNG เป็นระยะ ประเทศสหรัฐอเมริกาสามารถเริ่มการผลิตและส่งออก LNG เป็นครั้งแรก ในเดือนกุมภาพันธ์ 2559 และคาดว่าจะมีการผลิตสู่ตลาดเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องในปี 2560 นอกจากนี้ โครงการผลิต LNG ที่สามารถประกาศตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้ายในปี 2559 และสามารถเริ่มก่อสร้างได้เพียงโครงการเดียวเนื่องจากมีต้นทุนผลิตต่ำ คือ โครงการ Tangguh LNG ของประเทศอินโดนีเซียมีกำลังการผลิต 3.8 ล้านตันต่อปี ในขณะที่โครงการอื่นเลื่อนการตัดสินใจลงทุนออกไป เนื่องจากมีแนวโน้มที่จะไม่คุ้มค่าในการดำเนินธุรกิจ ส่งผลให้ตลาด LNG คาดว่าจะกลับมาตึงตัวอีกครั้งตั้งแต่ปี 2563 เป็นต้นไป
3. จากประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผนบริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ที่ปรับปรุงใหม่ ทำให้ความต้องการ LNG สำหรับปี 2560 อยู่ที่ปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี และเพิ่มเป็น 6.1 ล้านตัน ในปี 2561 จากนั้นความต้องการยังคงเพิ่มสูงขึ้น อย่างต่อเนื่องถึง 14.2 ล้านตันต่อปี ในปี 2564 และมากกว่า 20 ล้านตันต่อปี ในปี 2568 ดังนั้น จึงจำเป็นต้องจัดหา LNG ในสัญญาระยะยาวเพิ่มเติมเพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการของประเทศ ซึ่งในปี 2559 ปตท. ได้นำเข้า LNG ปริมาณรวมทั้งสิ้น 2.90 ล้านตัน โดยเริ่มนำเข้าด้วยสัญญา LNG SPA กับบริษัท Qatargas ปริมาณรวม 2.0 ล้านตัน นอกจากนี้ยังจัดหาเพิ่มเติมจากตลาด Spot ปริมาณรวม 0.90 ล้านตัน ทำให้ราคานำเข้า LNG เฉลี่ยรวม เท่ากับ 6.18 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ซึ่งคิดเป็นราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญาระยะยาว เท่ากับ 6.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญา Spot เท่ากับ 5.02 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และในปี 2560 ปตท. มีแผนจัดหา LNG ให้เพียงพอกับความต้องการใช้ภายในประเทศประมาณ 4.6 - 4.9 ล้านตัน โดยมีแผนรับ LNG จากแหล่งต่างๆ ดังนี้ (1) บริษัท Qatargas ตามสัญญาระยะยาว (ปีสัญญามกราคม – ธันวาคม) ปริมาณ 2.0 ล้านตัน (2) บริษัท Shell (ปีสัญญาเมษายน – มีนาคม) ตามสัญญาระยะยาว ปริมาณ 0.375 ล้านตัน (3) บริษัท BP ตามสัญญาระยะยาว (ปีสัญญามกราคม– ธันวาคม) ปริมาณ 0.317 ล้านตัน (4) บริษัท PETRONAS ตามสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม (ปีสัญญามกราคม – ธันวาคม) ปริมาณ 0.24 - 0.36 ล้านตัน และ (5) ปตท. คาดว่าจะจัดหา LNG ส่วนเพิ่มปริมาณ 1.6 - 1.9 ล้านตัน จากตลาด Spot โดยมีความต้องการ Spot LNG เริ่มตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2560 เป็นต้นไป
4. จากราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นในช่วงสองเดือนสุดท้ายของปี 2559 นักวิเคราะห์ จึงคาดการณ์ว่าราคา LNG ในไตรมาสแรกของปี 2560 จะยังคงอยู่ในระดับสูงต่อไป แต่จะเป็นเพียงระยะสั้น และจะปรับตัวลดลงเนื่องจากอุปทานในตลาดที่ยังคงสูงกว่าอุปสงค์ อย่างไรก็ตาม ราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นในช่วงไตรมาสแรกของปี 2560 อาจส่งผลกระทบต่อแผนการนำเข้า LNG ในปี 2560 โดยหากราคา Spot LNG ปรับตัวขึ้นสูงกว่าราคาน้ำมันเตา 2%S (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) ที่ประกาศโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และราคาน้ำมันเตา 0.5%S อาจทำให้โรงไฟฟ้าเปลี่ยนไปใช้น้ำมันเตาที่มีราคาถูกกว่าในการผลิตไฟฟ้าแทน ทั้งนี้ ในปี 2560 ประมาณการราคา LNG นำเข้าเฉลี่ยของ ปตท. คิดเป็น 7.53 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ซึ่งคิดเป็นประมาณการราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญาระยะยาว เท่ากับ 7.77 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และประมาณการราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญา Spot เท่ากับ 7.00 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564
ฝ่ายเลขานุการฯ และผู้ว่าการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (นายกรศิษฎ์ ภัคโชตานนท์) ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ในปี 2559 ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดของระบบการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในภาคใต้เท่ากับ 2,713 เมกะวัตต์ เกิดขึ้นในวันที่ 28 เมษายน 2559 เวลา 19.30 น. เพิ่มขึ้นคิดเป็นร้อยละ 4.25 จากปีที่ผ่านมา โดยภาคใต้มีกำลังผลิตไฟฟ้ารวมทั้งสิ้น 3,089.5 เมกะวัตต์ ขณะที่อัตราการเติบโตเฉลี่ยของความต้องการไฟฟ้าสูงสุดภาคใต้ในระบบ กฟผ. ช่วง 10 ปีที่ผ่านมา (ปี 2549 - 2559) มีอัตราการเติบโตเฉลี่ยสูงกว่าภาคอื่นที่ร้อยละ 4.7 โดยกำลังผลิตไฟฟ้าหลักของภาคใต้มาจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมซึ่งใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า ได้แก่ โรงไฟฟ้าทดแทนขนอม กำลังผลิต 930 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1-2 กำลังผลิต 1,476 เมกะวัตต์ ซึ่งคิดเป็นร้อยละ 78 ของกำลังผลิตไฟฟ้าทั้งหมดของภาคใต้ ส่วนที่เหลือเป็นโรงไฟฟ้าพลังน้ำและพลังงานหมุนเวียนซึ่งมีความไม่แน่นอน ทำให้ไม่สามารถพึ่งพาได้ทั้งหมด เมื่อพิจารณากับความต้องการไฟฟ้าสูงสุด กำลังผลิตไฟฟ้าของภาคใต้ยังมีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองไม่เพียงพอ ไม่รองรับเหตุสุดวิสัย และทุกปีจะมีการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติจากแหล่งพัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (Joint Development Area : JDA) ส่งผลต่อการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1-2 โดยโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ที่สามารถเดินเครื่องด้วยเชื้อเพลิงสำรองได้ หรือต้องรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศมาเลเซียหากการส่งพลังงานไฟฟ้าผ่านสายส่งไฟฟ้าจากภาคกลางไม่เพียงพอต่อความต้องการไฟฟ้า ปัจจุบันระบบส่งไฟฟ้าภาคใต้มีสายส่งเชื่อมโยงระหว่างภาคตะวันตกและภาคใต้ 4 วงจร คือ สายส่ง 230 กิโลโวลต์ บางสะพาน - หลังสวน จำนวน 2 วงจร และสายส่ง 230 กิโลโวลต์ บางสะพาน - ชุมพร จำนวน 2 วงจร กฟผ. จะต้องควบคุมให้การ ส่งกำลังไฟฟ้าจากภาคตะวันตกไปยังภาคใต้ในสภาวะปกติที่ประมาณ 650 เมกะวัตต์ เพื่อไม่ให้เกินขีดจำกัดการส่งไฟฟ้าของสายส่ง เนื่องจากในกรณีฉุกเฉิน เช่น หากมีโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ในภาคใต้หลุดออกจากระบบ สายส่งทั้ง 4 วงจร จะต้องสามารถส่งกำลังไฟฟ้าเพิ่มขึ้นเพื่อทดแทนกำลังผลิตจากโรงไฟฟ้าไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าในภาคใต้ ได้อย่างต่อเนื่อง หากส่งกำลังไฟฟ้าเกินขีดจำกัด จะไม่สามารถควบคุมความถี่และแรงดันของระบบไฟฟ้าและจะต้องดับไฟฟ้าบางส่วนเพื่อรักษาระบบไฟฟ้าโดยรวมของประเทศ ทั้งนี้ ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า ของประเทศ พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) ได้บรรจุโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ กำลังผลิตไฟฟ้า 800 เมกะวัตต์ มีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในปี 2562 และโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทพา เครื่องที่ 1-2 รวมกำลังผลิตไฟฟ้า 2,000 เมกะวัตต์ มีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในปี 2564 และ 2567 ตามลำดับ เพื่อเพิ่มความมั่นคงให้ระบบไฟฟ้าภาคใต้ แม้ว่าตามแผนจะมีโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ในปี 2562 แต่กำลังผลิตไฟฟ้าของภาคใต้ก็ยังไม่เพียงพอไม่รองรับเกณฑ์มาตรฐาน กรณีโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่สุดจ่ายไฟฟ้าไม่ได้ (N-1) จนกว่าโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทพา เครื่องที่ 1 จะสามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ในปี 2564 กำลังผลิตไฟฟ้าภาคใต้จึงจะเพียงพอสามารถรองรับเหตุสุดวิสัยกรณีโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่สุดในระบบหยุดเดินเครื่องได้ ปัจจุบันโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินในภาคใต้มีความล่าช้ากว่าแผน เนื่องจากมีประชาชนบางส่วนยังไม่เห็นด้วยกับโครงการ การที่ไม่มีกำลังผลิตไฟฟ้าเพิ่มในอนาคต ขณะที่ความต้องการไฟฟ้าในภาคใต้เพิ่มขึ้นทุกปีตามการขยายตัวทางด้านเศรษฐกิจ จะทำให้ภาคใต้มีความเสี่ยงในการเกิดปัญหาไฟฟ้าดับ ดังนั้น การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ และโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทพา จึงมีความสำคัญต่อระบบไฟฟ้าในภาคใต้
2. จากเหตุการณ์อุทกภัยในพื้นที่ภาคใต้ช่วงต้นปี 2560 รวมทั้งสิ้น 12 จังหวัด (นครศรีธรรมราช สุราษฏร์ธานี พัทลุง ประจวบคีรีขันธ์ สงขลา ตรัง ชุมพร นราธิวาส ปัตตานี กระบี่ ระนอง และยะลา) กฟผ. และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้รายงานเหตุการณ์อุทกภัยภาคใต้ระหว่างวันที่ 2 – 19 มกราคม 2560 ว่าส่งผลกระทบต่อการจ่ายกระแสไฟฟ้าใน 12 จังหวัด แต่ไม่มีปัญหาไฟฟ้าดับ ซึ่ง กฟผ. มีการตรวจสอบแก้ไขอุปกรณ์ไฟฟ้าภายหลังน้ำลด ติดตั้งเครื่องกำเนิดกระแสไฟฟ้าให้กับจุดพักพิงชั่วคราว โรงพยาบาล และสถานที่สำคัญต่างๆ ก่อสร้างระบบจำหน่ายกระแสไฟฟ้าชั่วคราวในพื้นที่ที่เสาไฟฟ้าล้ม การมอบถุงยังชีพให้ประชาชนที่ประสบอุทกภัย จำนวน 6,300 ชุด มีมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับผลกระทบ การขยายเวลาการชำระค่าไฟฟ้าออกไป 31 วัน หลังครบกำหนดใบแจ้งหนี้ รวมทั้งมีมาตรการรองรับและเตรียมความพร้อมในระยะยาว เช่น จัดทำระบบป้องกันน้ำท่วมเข้าสถานีไฟฟ้าในพื้นที่น้ำท่วมซ้ำซาก เป็นต้น
3. แผนการทำงานซ่อมบำรุงแหล่งก๊าซธรรมชาติ JDA-A18 ระหว่างวันที่ 31 สิงหาคมถึงวันที่ 6 กันยายน 2560 จะส่งผลกระทบต่อระบบไฟฟ้าภาคใต้ โดยโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ต้องเดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซล และโรงไฟฟ้าชุดที่ 2 ต้องหยุดเดินเครื่อง กระทรวงพลังงานได้คาดการณ์ว่าในช่วงดังกล่าวจะมีกำลังผลิตไฟฟ้าอยู่ที่ 2,253 เมกะวัตต์ และคาดการณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ภาคใต้ช่วงหยุดจ่ายก๊าซฯ อยู่ที่ 2,657 เมกะวัตต์ ผลคือ จะขาดกำลังผลิตไฟฟ้าภาคใต้ ประมาณ 404 เมกะวัตต์ แต่สามารถจ่ายพลังไฟฟ้า ผ่าน Tie-line ภาคกลาง-ภาคใต้ เพิ่มได้ 550 เมกะวัตต์ (ไม่เกินมาตรฐาน N-1) และจำเป็นต้องใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้ากระบี่ ใช้น้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้าจะนะและโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานีเพื่อผลิตไฟฟ้า นอกจากนี้ จำเป็นต้องรณรงค์และขอความร่วมมือหน่วยงานต่างๆ ให้ร่วมกันประหยัดพลังงานในช่วงที่มีการหยุดจ่ายก๊าซฯ โดยเฉพาะช่วงเวลา 18.00-21.30 น. ทั้งนี้ หากกรณีโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 เกิดเหตุขัดข้อง ไม่สามารถเดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซล อาจต้องเดินเครื่องกังหันก๊าซของโรงไฟฟ้า สุราษฎ์ธานีขนาด 2x115 เมกะวัตต์ รวมทั้งเจรจาซื้อไฟฟ้าจากมาเลเซีย
4. โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ ตั้งอยู่ภายในบริเวณพื้นที่โรงไฟฟ้ากระบี่เดิม ที่อำเภอ เหนือคลอง จังหวัดกระบี่ มีกำลังผลิตติดตั้ง 870 เมกะวัตต์ ใช้เชื้อเพลิงถ่านหินประเภทซับบิทูมินัสหรือบิทูมินัส นำเข้าจากต่างประเทศ มีค่ากำมะถันไม่เกินร้อยละ 1 เฉลี่ยวันละประมาณ 7,260 ตัน ใช้เทคโนโลยีการเผาไหม้ Ultra Supercritical ซึ่งเป็นเทคโนโลยีที่มีประสิทธิภาพสูงและทันสมัยที่สุด เป็นที่ยอมรับในวงกว้าง ทำให้สามารถลดปริมาณการใช้เชื้อเพลิงและปริมาณการปล่อยก๊าซเรือนกระจกลงได้มาก พร้อมทั้งติดตั้งระบบกำจัดมลสาร ได้แก่ เครื่องดักจับก๊าซออกไซด์ของไนโตรเจน (SCR) อุปกรณ์ดักจับไอปรอทแบบฉีดผงถ่านกัมมันต์ (ACI) อุปกรณ์ดักจับแบบไฟฟ้าสถิต (ESP) และเครื่องดักจับก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์แบบเปียก (FGD) นอกจากนี้ โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ ได้ออกแบบเพิ่มเติมให้สามารถใช้เชื้อเพลิงชีวมวลในอัตราส่วนไม่เกินร้อยละ 2 ตามข้อเสนอของชุมชน เพื่อส่งเสริมอาชีพหรือนำวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาใช้ให้เกิดประโยชน์ โดยจะใช้ชีวมวลเป็นเชื้อเพลิงเผาร่วมกับถ่านหิน (Co-firing) ซึ่งมีการศึกษาวิจัยที่สนับสนุนว่าการผสมชีวมวลลงไปเล็กน้อยจะช่วยลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ โดยได้กำลังผลิตเท่าเดิม โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ จะต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและสุขภาพ (EHIA) ตามประกาศกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ส่วนโครงการท่าเทียบเรือบ้านคลองรั้ว ตั้งอยู่บริเวณคลังน้ำมันบ้านคลองรั้วของโรงไฟฟ้ากระบี่ปัจจุบัน สามารถรับเรือบรรทุกถ่านหินขนาด 10,000 เดทเวทตัน ได้พร้อมกันสูงสุด 2 ลำ เรือบรรทุกถ่านหินเป็นระบบปิดและใช้เส้นทางเดินเรือเดียวกับเรือขนส่งน้ำมันเตาของโรงไฟฟ้ากระบี่ปัจจุบัน หลังรับถ่านหิน ที่ท่าเรือ ถ่านหินจะถูกลำเลียงตามแนวสายพานระบบปิด ระยะทางประมาณ 9 กิโลเมตร ถึงอาคารเก็บถ่านหินหลักบริเวณโรงไฟฟ้ากระบี่ ซึ่งโครงการท่าเทียบเรือบ้านคลองรั้ว จะต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) ตามประกาศกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
5. การดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ เมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2557 กฟผ. นำส่งรายงาน EHIA โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ต่อสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) ต่อมาเมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2558 เครือข่ายปกป้องถ่านหินกระบี่ได้ยื่นข้อเรียกร้องให้รัฐบาลยุติโครงการ และเมื่อวันที่ 17 ธันวาคม 2558 นายกรัฐมนตรีมีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการศึกษาการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้า ถ่านหิน จังหวัดกระบี่ (คณะกรรมการไตรภาคี) ซึ่งคณะกรรมการไตรภาคีได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการ 4 คณะ ได้แก่ คณะอนุกรรมการศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อมจากการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน จังหวัดกระบี่ คณะอนุกรรมการศึกษาการใช้พลังงานทดแทนหรือพลังงานทางเลือกของจังหวัดกระบี่ คณะอนุกรรมการประสานงานเพื่อติดตามการดำเนินการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าถ่านหินจังหวัดกระบี่และกลั่นกรองความคิดเห็นของประชาชน และคณะอนุกรรมการประสานงานฝ่ายเลขานุการ ต่อมาเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2559 คณะกรรมการไตรภาคีได้จัดส่งรายงานการศึกษาให้นายกรัฐมนตรี โดยมีข้อสรุปหลักที่ต้องทำควบคู่กับการสร้างโรงไฟฟ้า คือ (1) ให้มีกรรมการร่วมติดตามตรวจสอบการทำงานของโรงไฟฟ้า โดยมีตัวแทนภาคประชาชนที่อยู่รอบโรงไฟฟ้าและผู้ประกอบการในอุตสาหกรรมหลักของจังหวัดกระบี่ หมุนเวียนกันไปเป็นกรรมการ ตลอดอายุการดำเนินการของโรงไฟฟ้า ตั้งแต่เริ่มก่อสร้างจนสิ้นสุดสัญญาการผลิต เพื่อรับรู้และร่วมแก้ปัญหาผลกระทบที่อาจจะเกิดขึ้นจากโรงไฟฟ้า ซึ่ง กฟผ. สามารถดำเนินการได้ตามข้อเสนอ (2) บริหารเงินกองทุนรอบโรงไฟฟ้าให้เป็นประโยชน์ต่อการพัฒนาจังหวัดกระบี่ โดยมุ่งเน้นการศึกษาและสาธารณสุข ส่งเสริมการจัดตั้งมหาวิทยาลัยอันดามัน และขยายการใช้เงินกองทุนพัฒนาพื้นที่โดยรอบโรงไฟฟ้าเกินกว่ารัศมี 5 กิโลเมตร ให้ครอบคลุมพื้นที่ที่อาจจะได้รับผลกระทบจากการขนส่งถ่านหินด้วย ซึ่งกองทุนพัฒนาไฟฟ้าสามารถกำหนดรัศมีได้มากกว่า 5 กิโลเมตร กรณีตำบลที่อยู่นอกเขตพื้นที่ประกาศ หากต้องการได้รับผลประโยชน์จากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า สามารถดำเนินการได้โดยเสนอโครงการต่อคณะกรรมการพัฒนาชุมชนในพื้นที่โรงไฟฟ้า (คพรฟ.) เพื่อเสนอ กกพ. พิจารณาเป็น รายกรณีไป (3) ส่งเสริมพลังงานทดแทนในพื้นที่โดยให้ กฟผ. สนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากผลิตภัณฑ์ปาล์ม เพื่อช่วยเหลือเกษตรกรที่ปลูกปาล์ม รวมถึงการรับซื้อไฟฟ้าตามอำนาจหน้าที่ที่จะกระทำได้จากพลังงานทดแทนอื่นๆ ซึ่ง กฟผ. สามารถดำเนินการได้ตามข้อเสนอ และ (4) การบริหารจัดการในพื้นที่ที่คาดว่าจะได้รับผลกระทบจากการดำเนินโครงการ ได้แก่ ด้านสิ่งแวดล้อมและระบบนิเวศน์ ด้านสุขภาพ ด้านการพัฒนาและส่งเสริมอาชีพให้แก่ราษฎรในพื้นที่และด้านการศึกษา ซึ่ง กฟผ. สามารถดำเนินการได้ตามข้อเสนอ
6. นายกรัฐมนตรีได้มีบัญชาและข้อสั่งการ สรุปได้ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2559 ดำเนินการเพื่อให้ประชาชนในพื้นที่เข้าใจปัญหาแล้วแสวงหาความร่วมมือประชารัฐ โดยคำนึงถึงอนาคต ที่จำเป็นต้องมีการพัฒนาและต้องอาศัยพลังงานที่มีความเสถียร จำเป็นต้องมีทั้งความเสถียร และพลังงานทดแทนหมุนเวียน ประเด็นที่สำคัญคือในพื้นที่มีผู้เห็นด้วยแต่มีผู้เห็นต่างนอกพื้นที่เข้าไปขับเคลื่อนต่อต้าน อย่าให้เกิดความขัดแย้งกัน (2) การประชุมคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2559 ให้กระทรวงพลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการให้เกิดกระบวนการมีส่วนร่วมของประชาชนในพื้นที่และสร้างความเข้าใจ ที่ถูกต้องแก่ประชาชน โดยเฉพาะในพื้นที่จังหวัดกระบี่ต่อไปด้วย เพื่อแก้ไขปัญหาการขาดแคลนพลังงานไฟฟ้า ที่เกิดขึ้นในปัจจุบัน และ (3) การประชุมคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2559 ให้กระทรวงพลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการให้เกิดกระบวนการมีส่วนร่วมของประชาชนในพื้นที่และสร้างความเข้าใจ ที่ถูกต้องแก่ประชาชนเกี่ยวกับการก่อสร้างโรงฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ เพื่อแก้ไขปัญหาการขาดแคลนพลังงานไฟฟ้า ที่เกิดขึ้นในปัจจุบัน นั้น หากพื้นที่ใดประชาชนส่วนใหญ่มีความเข้าใจและยอมรับให้มีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าแล้ว ให้กระทรวงพลังงานเริ่มดำเนินการตามขั้นตอนของกฎหมาย ระเบียบ และมติคณะรัฐมนตรีที่เกี่ยวข้องภายใน ปี 2560 ต่อไป ทั้งนี้ กระทรวงพลังงาน โดย กฟผ. ได้ดำเนินการตามข้อสั่งการ ดังนี้ (1) สำรวจการยอมรับโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ โดยมีประชาชนและชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้ายื่นหนังสือสนับสนุนโครงการรวม 5 ครั้ง มีการการจัดกิจกรรมและเผยแพร่การสนับสนุนของประชาชนในพื้นที่และนักวิชาการ รวมทั้งการชี้แจงของ กฟผ. ผ่านสื่อต่างๆ (2) สร้างกระบวนการมีส่วนร่วมและสร้างความเข้าใจแก่ประชาชนในพื้นที่ โดยจัดรับฟังความคิดเห็นในระหว่างการจัดทำ EIA การชี้แจงให้ข้อมูลสร้างความรู้ความเข้าใจเกี่ยวกับสถานการณ์พลังงานไฟฟ้า ข้อมูลโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาด การจัดทำสื่อเผยแพร่ประชาสัมพันธ์ให้ประชาชน ในพื้นที่จังหวัดกระบี่และใกล้เคียง รวมทั้งจัดศึกษาดูงานเชิงประจักษ์โรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดให้กับประชาชนในจังหวัดกระบี่ และ (3) ดำเนินกิจกรรมการพัฒนาคุณภาพชีวิตและสิ่งแวดล้อมชุมชนโดยรอบพื้นที่โครงการ ได้แก่ โครงการออกหน่วยแพทย์เคลื่อนที่และทันตกรรมเคลื่อนที่ โครงการขุดเจาะบ่อบาดาล โครงการช่วยเหลือบรรเทาปัญหาขาดแคลนน้ำอุปโภคในช่วงหน้าแล้งทุกปี โครงการปลูกป่าชายเลน โครงการบ้านปลาหญ้าทะเล เป็นต้น
7. กฟผ. ได้ศึกษาโครงการโรงไฟฟ้าเทพา ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 1,100 เมกะวัตต์ จำนวน 2 เครื่อง ใช้เทคโนโลยีการเผาไหม้ Ultra Supercritical เหมือนโรงไฟฟ้ากระบี่ ใช้ถ่านหินคุณภาพดีประเภทซับบิทูมินัสหรือบิทูมินัสนำเข้าจากต่างประเทศเป็นเชื้อเพลิง โดยใช้เทคโนโลยีถ่านหินสะอาดสำหรับการผลิตไฟฟ้า มีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ประมาณปี 2564 และ 2567 มีที่ตั้งอยู่ในเขตตำบลปากบาง อำเภอเทพา จังหวัดสงขลา บนพื้นที่ประมาณ 2,850 ไร่ โรงไฟฟ้าถูกออกแบบให้สามารถใช้เชื้อเพลิงชีวมวลในอัตราส่วนไม่เกินร้อยละ 2 เพื่อส่งเสริมการนำวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาใช้ให้เกิดประโยชน์ ท่าเทียบเรือขนถ่ายถ่านหิน ตั้งอยู่ริมทะเลห่างจากชายฝั่งประมาณ 3 กิโลเมตร มีความกว้างหน้าท่า 22 เมตร ความยาวหน้าท่าประมาณ 300 เมตร ความลึกหน้าท่าไม่น้อยกว่า 7 เมตร จุดที่ให้เรือลอดผ่านได้จะยกระดับสูงขึ้นจากระดับน้ำทะเลสูงสุด 9 เมตร ที่ระยะประมาณ 1.5 กิโลเมตร จากชายฝั่ง เรือบรรทุกถ่านหินขนาดประมาณ 13,000 เดทเวทตัน ระดับการกินน้ำลึกสูงสุดขณะบรรทุกประมาณ 6 เมตร ขนส่งถ่านหินระบบปิด โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทพาและโครงการท่าเทียบเรือสำหรับโรงไฟฟ้าถ่านหินเทพา จะต้องทำ EHIA ตามประกาศกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม โดยเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2558 กฟผ. นำส่งรายงาน EHIA โครงการฯ เสนอต่อ สผ. เพื่อเข้าสู่กระบวนการพิจารณา ซึ่งปัจจุบัน คชก. กำลังพิจารณารายงาน EHIA ดังกล่าว ทั้งนี้ การศึกษาความเหมาะสมโครงการและขออนุมัติสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) อยู่ระหว่างนำเสนอต่อคณะกรรมการ สศช. ซึ่งต้องรอผลการพิจารณารายงาน EHIA ของ คชก. มาประกอบการพิจารณา โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทพา เริ่มสร้างความรู้ความเข้าใจกับประชาชนในพื้นที่ตั้งแต่ปี 2556 เป็นต้นมา ด้วยความร่วมมือจากทั้งในพื้นที่และนอกพื้นที่ กฟผ. ได้ดำเนินกิจกรรมหลายอย่างที่สร้างความรู้ความเข้าใจและความสัมพันธ์อันดีและมีส่วนร่วมกับชุมชน รวมไปถึงการพัฒนาคุณภาพชีวิตและสิ่งแวดล้อมของชุมชน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ดำเนินการโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดกระบี่ และโครงการท่าเทียบเรือบ้านคลองรั้ว ตามขั้นตอนของกฎหมาย รวมทั้งเร่งรัดการสร้างความรู้ความเข้าใจแก่ประชาชนในพื้นที่อย่างต่อเนื่อง
2. เห็นชอบให้สำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมพิจารณารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) และรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและสุขภาพ (EHIA) ของโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดกระบี่ และโครงการท่าเทียบเรือบ้านคลองรั้ว โดยให้นำความเห็นของคณะกรรมการศึกษาการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน จังหวัดกระบี่ (คณะกรรมการไตรภาคี) ไปประกอบการพิจารณาตามลำดับต่อไป
เรื่องที่ 5 แนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ” สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ตามแผนยุทธศาสตร์ชาติระยะ 20 ปี (พ.ศ. 2560 – 2579) รัฐบาลได้กำหนดวิสัยทัศน์ ในการขับเคลื่อนเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศให้ “ประเทศมีความมั่นคง มั่งคั่ง ยั่งยืน เป็นประเทศพัฒนาแล้ว ด้วยการพัฒนาตามปรัชญาของเศรษฐกิจพอเพียง” และมอบหมายให้กระทรวงต่างๆ จัดทำแผนยุทธศาสตร์ระดับกระทรวงและปฏิบัติภารกิจหน้าที่ของกระทรวงให้สอดคล้องตามแผนยุทธศาสตร์ชาติ ซึ่งกระทรวงพลังงาน ได้จัดทำยุทธศาสตร์ตามแนวนโยบายตามแผนยุทธศาสตร์ชาติระยะ 20 ปี ภายใต้กรอบแผน 5 เสาหลัก สอดรับกับนโยบายของรัฐบาล ซึ่งแบ่งการขับเคลื่อนออกเป็น 2 ระดับ คือ ระดับประเทศ จะมุ่งเน้นการผลักดันให้เกิดนวัตกรรมด้านพลังงานใหม่ๆ ส่วนในระดับชุมชน/ประชาชน จะมุ่งเน้นการสร้างรายได้ และลดรายจ่ายให้กับประชาชนและชุมชนผ่านโครงการประชารัฐ การสนับสนุนกิจกรรมเพื่อสังคมการดำเนินโครงการพลังงานชุมชน ส่งเสริมให้ชุมชนมีรายได้อย่างยั่งยืน
2. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2559 ประธานคณะกรรมการการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้แจ้ง ที่ประชุมคณะกรรมการ กฟภ. ว่ารัฐบาลมอบนโยบายให้ กฟภ. พิจารณาดำเนินการโครงการพัฒนาการผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากจากชีวมวลและชีวภาพ ในพื้นที่จังหวัดชายแดนใต้ (จังหวัดยะลา จังหวัดปัตตานี และจังหวัดนราธิวาส) ต่อมาเมื่อวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2560 กระทรวงพลังงานได้จัดประชุมร่วมกับหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องเพื่อหารือเรื่องดังกล่าว ซึ่งที่ประชุมมอบให้บริษัท พีอีเอ เอ็นคอม อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (บริษัทในเครือ กฟภ. ที่มีสถานะเป็นรัฐวิสาหกิจ โดย กฟภ. ถือหุ้นร้อยละ 100) จัดทำทางเลือกอัตราการรับซื้อไฟฟ้าที่มีความเป็นไปได้ในการลงทุนและเหมาะสมกับพื้นที่โครงการ พร้อมทั้งสัดส่วนการเข้าร่วมลงทุนและรายละเอียดอื่นที่เกี่ยวข้อง ซึ่งบริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ ได้ปรับปรุงรายละเอียดตามความเห็นของที่ประชุมเรียบร้อยแล้ว โดยสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
2.1 บริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ จะร่วมดำเนินโครงการประชารัฐเพื่อความมั่นคง 3 จังหวัดชายแดนใต้ กับภาคเอกชนและภาคประชาชนในพื้นที่มีแผนงานดำเนินโครงการพื้นที่ที่มีความพร้อมในการผลิตกระแสไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อสนับสนุนรัฐบาลในการแก้ไขปัญหาพื้นที่ชายแดนใต้อย่างยั่งยืน เพื่อรองรับการจัดตั้ง “โครงการพาคนกลับบ้าน กอ.รมน.ภาค 4 ส่วนหน้า” และ “โครงการรองรับมวลชน หมู่บ้านสันติสุข” แก้ไขปัญหาความยากจนของประชาชนในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนใต้ โดยการ สร้างงาน เพิ่มรายได้ ส่งเสริมระบบป้องกันตนเองจากมวลชนในพื้นที่ตน และเป็นการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า ในรูปแบบกระจายศูนย์ (Distribution Generation : DG) เพื่อสร้างความมั่นคงด้านพลังงานจากการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชีวมวล/ชีวภาพที่มีศักยภาพในชุมชน แบ่งเป็น (1) แผนงานการผลิตไฟฟ้าจากชีวมวลขนาดเล็ก มีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าชีวมวล 3 แห่ง ในพื้นที่อำเภอเมือง จังหวัดนราธิวาส อำเภอแม่ลาน จังหวัดปัตตานี และอำเภอบันนังสตา จังหวัดยะลา กำลังการผลิตติดตั้งรวม 18 เมกะวัตต์ จ่ายไฟเข้าระบบจำหน่าย กฟภ. รวม 12 เมกะวัตต์ ใช้เทคโนโลยี Direct-Fired ผลิตไอน้ำส่งผ่าน Steam turbine หรือใช้เทคโนโลยี Gasification ผลิตก๊าซชีวมวลเพื่อผลิตไฟฟ้า โดยใช้เศษไม้ยางพาราเป็นเชื้อเพลิงหลัก เงินลงทุน 1,562 ล้านบาท (พีอีเอ เอ็นคอมฯ ร้อยละ 40 และภาคเอกชนร้อยละ 60) และ (2) แผนงานการผลิตไฟฟ้าจากชีวภาพ มีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าชีวภาพ 30 แห่ง ในพื้นที่จังหวัดนราธิวาส จังหวัดปัตตานี จังหวัดยะลา กำลังการผลิตติดตั้งรวม 35 เมกะวัตต์ จ่ายไฟเข้าระบบจำหน่าย กฟภ. รวม 30 เมกะวัตต์ ใช้หญ้าเนเปียร์เป็นเชื้อเพลิงหลักหมักให้เป็นก๊าซชีวภาพเพื่อผลิตไฟฟ้า เงินลงทุน 3,600 ล้านบาท (พีอีเอ เอ็นคอมฯ ร้อยละ 40 ภาคเอกชนร้อยละ 60 ซึ่งพีอีเอ เอ็นคอมฯ จะพิจารณาคัดเลือกภายหลัง) ซึ่งการดำเนินโครงการฯ จะทำให้ประชาชนมีรายได้เพิ่มขึ้น เกิดการสร้างงานให้ชุมชนในพื้นที่ ชุมชนได้รับการพัฒนาจากเงินกองทุนรอบโรงไฟฟ้า ภาษีบำรุงท้องที่ ภาษีการค้า และชุมชนจะได้รับจัดสรรเงินร้อยละ 10 ของกำไรสุทธิในแต่ละปีอย่างต่อเนื่อง นอกจากนี้ยังช่วยเสริมสร้างการมีส่วนร่วมระหว่างภาคประชาชน ภาครัฐ และภาคเอกชน สนับสนุนโครงการของรัฐบาลในการแก้ปัญหาราคาสินค้าเกษตรตกต่ำ และปัญหาอื่นใน 3 จังหวัดชายแดนใต้ เป็นต้น
2.2 ข้อเสนอของ บริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ มีดังนี้ (1) ให้บริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ ดำเนินการโดยจัดตั้ง/ร่วมลงทุนบริษัทในเครือ เพื่อดำเนินงานให้แล้วเสร็จโดยเร็ว (2) ขอให้รับซื้อไฟฟ้าตามโครงการ ประชารัฐเพื่อความมั่นคง 3 จังหวัดชายแดนใต้ ประกอบด้วย แผนงานการผลิตไฟฟ้าชุมชนจากชีวมวลขนาดเล็ก จำนวน 12 เมกะวัตต์ และแผนงานการผลิตไฟฟ้าชุมชนจากชีวภาพจำนวน 30 เมกะวัตต์ และ (3) เสนอทางเลือกอัตราค่ารับซื้อไฟฟ้าที่ทำให้อัตราผลตอบแทนภายในโครงการไม่น้อยกว่าร้อยละ 12 หรืออัตราค่ารับซื้อไฟฟ้าตามอัตรา Feed-in Tariff (FiT และ FiT Premium) ตามที่ กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557
3. หน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้มีความเห็นต่อโครงการประชารัฐเพื่อความมั่นคง 3 จังหวัดชายแดนใต้ สรุปได้ดังนี้
3.1 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) มีความเห็นว่า เนื่องจากเป็นโครงการใหม่ควรดำเนินโครงการผลิตไฟฟ้าจากชีวมวลขนาดเล็ก จำนวน 12 เมกะวัตต์ ในช่วงแรกก่อน หากประสบความสำเร็จ จึงดำเนินการในส่วนการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ จำนวน 30 เมกะวัตต์ โดยอาจมอบให้รัฐวิสาหกิจหรือหน่วยงานอื่นดำเนินการได้ตามความเหมาะสม โดยให้ กบง. เป็นผู้พิจารณา นอกจากนี้ บริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ ควรถือหุ้นประมาณร้อยละ 40 - 49 บริษัทชุมชนประชารัฐ/วิสาหกิจชุมชน ถือหุ้นร้อยละ 51 - 60 โดยเอกชนสามารถเข้าร่วมโครงการดังกล่าวได้ในส่วนของบริษัทชุมชนประชารัฐ/วิสาหกิจชุมชน โดยให้ กฟภ. ดำเนินการคัดเลือกผู้เข้าร่วมโครงการอย่างเป็นธรรมและโปร่งใส และควรมีแนวทางการกำหนดผลตอบแทนที่กลับคืนสู่ชุมชนในพื้นที่ที่แน่นอน เช่น การรับประกันการจัดสรรผลตอบแทนขั้นต่ำกลับคืนสู่ชุมชนในพื้นที่ การรับประกันราคาและปริมาณรับซื้อเชื้อเพลิงจากชุมชนในพื้นที่ที่กำหนด เป็นต้น ในส่วนของอัตราราคาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ เห็นควรให้มีการกำหนดอัตราราคาอีกครั้งโดยให้ กกพ. พิจารณาเสนอ โดยไม่เกินอัตรา FiT เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 และคำนึงถึงความเป็นธรรมกับเอกชนรายอื่นที่มีการแข่งขันราคาในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ก่อนหน้านี้ด้วย และเห็นควรมอบให้ กบง. พิจารณาเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าดังกล่าว
3.2 กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) มีความเห็นดังนี้ (1) แผนงานการผลิตไฟฟ้าชุมชนจากชีวมวลขนาดเล็ก ระบุเชื้อเพลิงที่ใช้เป็นเศษไม้ยางพารา หรือปลูกไม้โตเร็วด้วย หากมีการปลูกพืชพลังงาน จำเป็นต้องมีพื้นที่เพาะปลูกเพื่อรองรับ โดยต้องไม่ส่งผลกระทบต่อการเพาะปลูกพืชอื่นๆ หรือไม่เป็นการรุกล้ำพื้นที่ป่า การไม่ระบุปริมาณเชื้อเพลิงที่จะใช้สำหรับโรงไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ทำให้ไม่ทราบว่าปริมาณไม้ยางพาราจะมีเพียงพอหรือไม่ เพราะต้องคำนึงถึงโรงไฟฟ้าชีวมวลเดิมที่มีที่ตั้งใกล้เคียง เช่น โรงไฟฟ้าชีวมวลในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ซึ่งมีการประมูลเมื่อเดือนสิงหาคม 2559 รวมกำลังการผลิตติดตั้ง 36 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ควรระบุเรื่องการรับซื้อเชื้อเพลิงจากชุมชน การรับประกันราคาและปริมาณรับซื้อ และสามารถใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าอัตราเดียวกับที่ กกพ. กำหนด ในปัจจุบันได้ และ (2) แผนงานการผลิตไฟฟ้าชุมชนจากก๊าซชีวภาพ ในกรณีที่ใช้หญ้าเนเปียร์เป็นเชื้อเพลิงหลัก ที่กำลังการผลิตติดตั้งรวม 35 เมกะวัตต์ ต้องใช้พื้นที่ในการเพาะปลูกไม่น้อยกว่า 35,000 ไร่ ราคาซื้อขายวัตถุดิบต้องเป็นที่ยอมรับได้ของทั้งสองฝ่าย ทั้งนี้ หลักเกณฑ์การขายไฟฟ้าของ กกพ. อัตรา FiT ของการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน จะต้องเป็นหญ้าเนเปียร์อย่างเดียวไม่รวมกับมูลสัตว์ นอกจากนี้ต้องพิจารณาจากการมีส่วนร่วมของชุมชนในพื้นที่ติดตั้งโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพด้วย
3.3 การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) มีความเห็นว่าโครงการที่เสนอมาคาดว่า จะมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเร็วกว่าแผนงานก่อสร้างสายส่ง 500 เควี สุราษฎร์ 2 – ทุ่งสง – หาดใหญ่ ซึ่งจะแล้วเสร็จภายในปี 2564 ดังนั้น หากมีการจ่ายไฟฟ้าก่อนปี 2564 จะทำให้ กฟผ. ไม่สามารถเดินเครื่องโรงไฟฟ้าจะนะได้ตาม Merit Order และต้องลดกำลังผลิตของโรงไฟฟ้าจะนะเพิ่มเติม ส่งผลกระทบต่อค่า Ft เพิ่มขึ้น 0.36 - 0.38 สตางค์ต่อหน่วย (ภายใต้สมมติฐานว่ามีการรับซื้อไฟฟ้า ตามกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้าด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้าชีวมวล 5.04 - 6.34 บาทต่อหน่วยตามขนาดของโรงไฟฟ้า และอัตรารับซื้อไฟฟ้าชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 4.76 บาทต่อหน่วย ภายในปี 2562-2563)
3.4 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีความเห็นว่า รูปแบบโครงการประชารัฐที่บริษัทฯ ซึ่งเป็นรัฐวิสาหกิจที่ กฟภ. ถือหุ้น 100% ร่วมทุนกับเอกชน ควรพิจารณาข้อกฎหมายและระเบียบ ที่เกี่ยวข้อง เช่น พระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมทุน พ.ศ. 2556 และหลักเกณฑ์การจัดตั้ง/ร่วมทุนและกำกับดูแลบริษัทในเครือของรัฐวิสากิจ ศักยภาพระบบไฟฟ้าในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนใต้ ปัจจุบันไม่เพียงพอสำหรับรองรับการเชื่อมต่อ เนื่องจาก กฟผ. อยู่ระหว่างก่อสร้างสายส่ง 500 เควี ซึ่งจะแล้วเสร็จในปี 2564 ดังนั้น หากต้องการให้เปิดรับซื้อก่อนปี 2564 จำเป็นต้องลดการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าจะนะอีก 42 เมกะวัตต์ เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ แทน ส่งผลให้ต้นทุนการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มสูงขึ้น ซึ่งจะถูกส่งผ่านไปยังประชาชนในรูปของค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) ในส่วนอัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบ Fit สำหรับชีวมวล และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) สำหรับโครงการฯ ควรเป็นอัตราที่เหมาะสม และเป็นธรรมกับผู้ประกอบการรายเดิมที่ชนะการประมูลโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ FiT ระยะที่ 1 ที่ผ่านมา นอกจากนี้การกำหนดเป้าหมายรับซื้อในพื้นที่ควรสอดคล้องกับพื้นที่ศักยภาพของพลังงานหมุนเวียนแต่ละประเภท (RE Zoning) ทั้งนี้ การจัดสรรประโยชน์ต่อชุมชน ควรมีความชัดเจนและมีความยั่งยืนตลอดอายุโครงการ โดยอาจจัดตั้งในรูปแบบกองทุนระดับชุมชนเพื่อดูแลผลประโยชน์ที่ได้รับ และมีการออกระเบียบการใช้เงินกองทุนที่ชัดเจนตลอดอายุโครงการ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการให้การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และบริษัท พีอีเอ เอ็นคอม อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ (โครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ) ในส่วนของการผลิตไฟฟ้าชีวมวล โดยมีปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 12 เมกะวัตต์ โดยร่วมกับบริษัทชุมชนประชารัฐ/วิสาหกิจชุมชน ทั้งนี้ ให้รายงานผลการดำเนินงานต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และมอบให้ กบง. พิจารณาในการดำเนินการในส่วนของการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) โดยมีปริมาณการรับซื้อไม่เกิน 30 เมกะวัตต์
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานและคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) โดยความเห็นชอบของ กบง. กำหนดอัตราราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ โดยคำนึงถึงความเป็นธรรมและเพียงพอในการรองรับวัตถุประสงค์ของแนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ”
3. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย บริหารต้นทุนการผลิตไฟฟ้า เพื่อให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ โดยให้มีผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าน้อยที่สุด
ทั้งนี้ ให้รับความเห็นของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปประกอบการพิจารณาดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 6 การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดยใช้งบประมาณภาครัฐ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้แจ้งว่าระเบียบวาระนี้ขอนำเสนอ กพช. เพื่อทราบ และขอให้อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (นายประพนธ์ วงษ์ท่าเรือ) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้พัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อทดแทนการใช้พลังงานฟอสซิสในการผลิตกระแสไฟฟ้าจ่ายเข้าระบบจำหน่ายของ กฟภ. และระบบสายส่งของ กฟผ. เพื่อเสริมความมั่นคงและลดการสูญเสียในระบบไฟฟ้า จัดหาไฟฟ้าให้กับราษฎรในพื้นที่ห่างไกลที่ กฟภ. ยังขยายเขตระบบจำหน่ายไฟฟ้าไปไม่ถึง อีกทั้งยังเป็นการเพิ่มสัดส่วนการผลิตและการใช้พลังงานทดแทนของประเทศและลดปริมาณการปล่อยก๊าซเรือนกระจก โดยโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ พพ. พัฒนาได้แก่ โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำและโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลม สรุปได้ดังนี้
1.1 โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำ แบ่งเป็น (1) โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็ก ก่อสร้างโดยใช้งบประมาณแผ่นดิน โดย พพ. เป็นผู้ผลิตไฟฟ้าและบำรุงรักษาเอง จำนวน 23 โครงการ รวมกำลังผลิต 59,314 กิโลวัตต์ กำลังผลิตตั้งแต่ 200 -12,000 กิโลวัตต์ต่อแห่ง ผลิตไฟฟ้ารวมประมาณ 122 ล้านหน่วยต่อปี มี 21 โครงการ ขายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้าของ กฟภ. ในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วย และอีก 2 โครงการ ขายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้าของ กฟผ. แบบ Off-Peak On-Peak ในอัตรา 2.3567 - 4.2243 บาทต่อหน่วย ทดแทนน้ำมันเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าประมาณ 27.12 กิโลตันเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อปี ลดปริมาณการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 71,146 ตันคาร์บอนไดออกไซด์ต่อปี นำรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าทั้งหมดส่งให้กับกระทรวงการคลังเป็นรายได้แผ่นดินประมาณ 200 ล้านบาทต่อปี ปัจจุบันโครงการห้วยประทาว (เขื่อนล่าง) ก่อสร้างแล้วเสร็จ 1 โครงการ กำลังผลิต 320 กิโลวัตต์ พร้อมขายไฟฟ้าแต่ยังไม่สามารถขายได้เนื่องจาก ยังไม่เปิดรับซื้อไฟฟ้า (2) โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำระดับหมู่บ้าน พพ. ก่อสร้างโดยใช้งบประมาณแผ่นดินร่วมกับชุมชน โดยชุมชนออกแรง และจัดหาวัสดุอุปกรณ์ที่มีอยู่ในท้องถิ่นมาร่วมก่อสร้าง จำนวน 60 โครงการ รวมกำลังผลิต 2,140 กิโลวัตต์ มีกำลังผลิตตั้งแต่ 15 – 80 กิโลวัตต์ต่อแห่ง ผลิตไฟฟ้ารวมประมาณ 2 ล้านหน่วย ต่อปี เมื่อก่อสร้างเสร็จ พพ. จะอบรมการบริหารโครงการ ถ่ายทอดความรู้การเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าและการบำรุงรักษาให้ชุมชน เพื่อให้ชุมชนเป็นผู้ดำเนินการผลิตไฟฟ้าขายเองใช้เองในราคา 2-3 บาทต่อหน่วย โดยมี พพ. เป็นพี่เลี้ยงสนับสนุนทางด้านเทคนิคต่อไป และ (3) โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำชุมชน เป็นโครงการที่ชุมชน มีศักยภาพด้านพลังน้ำมีหนังสือขอโครงการมายัง พพ. ก่อสร้างโดยใช้งบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริม การอนุรักษ์พลังงาน มีจำนวน 28 โครงการ รวมกำลังผลิต 2,977 กิโลวัตต์ กำลังผลิตตั้งแต่ 30 – 320 กิโลวัตต์ต่อแห่ง ปัจจุบันโอนให้องค์การปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) แล้ว 2 โครงการ รวมกำลังผลิต 64 กิโลวัตต์ โดยชุมชนผลิตไฟฟ้าขายเองใช้เองในราคา 3 บาทต่อหน่วย และอีก 2 โครงการ รวมกำลังผลิต 257 กิโลวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. แล้ว ในราคา 2.92 บาทต่อหน่วย คงเหลือ 24 โครงการ รวมกำลังผลิต 2,656 กิโลวัตต์ พร้อมขายไฟฟ้าแต่ยังไม่สามารถขายได้เนื่องจากยังไม่เปิดรับซื้อไฟฟ้า
1.2 โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลม เพื่อสาธิตส่งเสริมให้มีการลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าพลังงานลม ประกอบด้วย (1) ใช้งบประมาณแผ่นดิน 2 โครงการ ได้แก่ โครงการบ้านทะเลปังจังหวัดนครศรีธรรมราช กำลังผลิต 250 กิโลวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. แล้ว ในอัตรา 2.92 บาทต่อหน่วยและนำส่งรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าส่งให้กระทรวงการคลังประมาณ 0.12 ล้านบาทต่อปี และ โครงการหลวงแม่แฮ จังหวัดเชียงใหม่ จำนวน 1 โครงการ กำลังผลิต 275 กิโลวัตต์ พร้อมขายไฟฟ้าแต่ยังไม่สามารถขายได้เนื่องจากยังไม่เปิดรับซื้อไฟฟ้า และ (2) ใช้งบประมาณกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 2 โครงการ ได้แก่ โครงการ บ้านทะเลปัง จังหวัดนครศรีธรรมราช กำลังผลิต 1,500 กิโลวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. แล้ว ในอัตรา 2.3567 – 4.2253 บาทต่อหน่วย (Off peak On peak) และนำรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าส่งให้กองทุนฯ ประมาณ 1.6 ล้านบาทต่อปี และโครงการสาธิตพัฒนาพลังงานลมเพื่อผลิตไฟฟ้า จังหวัดปัตตานี จำนวน 1 โครงการ กำลังผลิต 1,750 กิโลวัตต์ พร้อมขายไฟฟ้าแต่ยังไม่สามารถขายได้เนื่องจากยังไม่เปิดรับซื้อไฟฟ้า ปัจจุบันโครงการไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดยใช้งบประมาณภาครัฐ จำนวน 27 โครงการ รวม 5,001 กิโลวัตต์ ไม่สามารถขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. ได้ เนื่องจากการรอรับใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงาน (รง.4) ตามพระราชบัญญัติโรงงาน พ.ศ. 2535 แต่ปัจจุบันได้รับการยกเว้นแล้วตามประกาศราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 20 มีนาคม 2558 อย่างไรก็ตาม ตั้งแต่วันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีนโยบายหยุดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนทุกประเภทเพื่อปรับเปลี่ยนอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากระบบ Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) โดยจะประกาศรับซื้อไฟฟ้าเป็นครั้ง ๆ ไป ทำให้โครงการโรงไฟฟ้าดังกล่าวซึ่งก่อสร้างแล้วเสร็จ ไม่สามารถขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ ประกอบด้วยโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำ 25 โครงการ และโครงการโรงไฟฟ้าพลังลม 2 โครงการ ดังนี้ (1) โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำห้วยประทาว (เขื่อนล่าง) จำนวน 1 โครงการ กำลังผลิต 320 กิโลวัตต์ (2) โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำชุมชน จำนวน 24 โครงการ รวมกำลังผลิต 2,656 กิโลวัตต์ (3) โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลมโครงการหลวง แม่แฮ จ.เชียงใหม่ จำนวน 1 โครงการ ขนาดกำลังผลิต 275 กิโลวัตต์ (4) โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลมโครงการสาธิตพัฒนาพลังงานลมเพื่อผลิตไฟฟ้า จ.ปัตตานี จำนวน 1 โครงการ ขนาดกำลังผลิต 1,750 กิโลวัตต์ และเนื่องจากโครงการดังกล่าวลงทุนโดยใช้งบประมาณภาครัฐและไม่เป็นภาระต่อประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า โดยรายได้จากการผลิตไฟฟ้าทั้งหมดนำส่งให้กระทรวงการคลังเป็นรายได้แผ่นดิน จึงขอใช้อัตราค่าไฟฟ้า 1.091 บาท ต่อหน่วย คงที่ตลอดอายุโครงการเหมือนกับโรงไฟฟ้าส่วนใหญ่ของ พพ. ที่ขายไฟฟ้าให้กับ กฟภ.
มติของที่ประชุม
รับทราบความคืบหน้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และ การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าในอัตรา 1.091 บาทต่อหน่วย คงที่ตลอดอายุโครงการ สำหรับโครงการที่ยังไม่ได้มีการขายไฟฟ้าเข้าระบบ
มอบหมายให้ พพ. หารือกับกระทรวงการคลังและสำนักงบประมาณเพื่อขอนำรายได้จากการ ขายไฟฟ้ามาใช้เป็นค่าใช้จ่ายสำหรับซ่อมบำรุงโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดย พพ. ก่อนนำส่งรายได้ส่วนที่เหลือให้กระทรวงการคลังต่อไป
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ตามที่รัฐบาลได้มีนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เพื่อลดการพึ่งพาการนำเข้าพลังงาน และเพิ่มความมั่นคงด้านพลังงาน แต่การดำเนินการที่ผ่านมา พบว่าการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนไม่มีความสม่ำเสมอ ไม่มีความเสถียร ซึ่งส่งผลกระทบต่อการบริหารจัดการระบบไฟฟ้า ในด้านความเชื่อถือได้ ความมั่นคงในการจ่ายไฟฟ้าอย่างต่อเนื่อง ซึ่งหากมีการส่งเสริมใช้พลังงานหมุนเวียนมากขึ้น การไฟฟ้าก็จะต้องมีภาระที่จะต้องก่อสร้างโรงไฟฟ้าให้มีกำลังผลิตสำรองเพื่อรองรับการจ่ายไฟฟ้าในช่วงเวลา ที่โรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ ดังนั้น สนพ. จึงได้จัดทำนโยบายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องกับศักยภาพในการผลิตไฟฟ้าของพลังงานหมุนเวียน ช่วยสร้างความมั่นคงให้แก่ระบบไฟฟ้า ลดความผันผวนของพลังงานธรรมชาติที่มีความไม่แน่นอนสูง ให้มีความสามารถในการพึ่งพาได้มากกว่าโรงไฟฟ้าหมุนเวียนในรูปแบบปกติ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทั้งประเภท SPP และ VSPP ที่จะประกาศใช้ในระยะต่อไป โดยจะต้องมีรูปแบบการผลิตไฟฟ้าในลักษณะ Firm เพื่อให้สอดคล้องกับแนวคิดดังกล่าวข้างต้น
2. หลักการการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากแบบ VSPP Semi-Firm สรุปได้ดังนี้ (1) ที่ผ่านมาโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Firm จะมีเพียงโรงไฟฟ้าชีวมวลระดับ SPP เท่านั้น ที่มีศักยภาพในการรวบรวมเชื้อเพลิงชีวมวลจำนวนมาก เพื่อผลิตไฟฟ้าให้มีความสม่ำเสมอสอดคล้องกับการ สั่งการของ กฟผ. (2) สนพ. ได้ศึกษาแนวคิดการจัดทำนโยบายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบผสมผสาน (Hybrid) ซึ่งจะทำให้สามารถผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Firm ได้ เพื่อช่วยสร้างความมั่นคงให้แก่ระบบไฟฟ้า และสามารถพึ่งพาได้มากกว่าโรงไฟฟ้าหมุนเวียนในรูปแบบปกติ นอกจากนี้ ยังช่วยลดภาระการจัดหาเชื้อเพลิงประเภทใดประเภทหนึ่งในการผลิตไฟฟ้าลง โดยการบริหารจัดการเชื้อเพลิงและผลิตไฟฟ้าร่วมกับพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบอื่นๆ รวมถึงอาจใช้เทคโนโลยีการกักเก็บพลังงานร่วมด้วย (3) สนพ. ได้จัดประชุมหารือและรับฟังความคิดเห็นในการจัดทำนโยบายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยใช้เทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบผสมผสาน (Hybrid) กับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและผู้ประกอบการภาคเอกชน พบว่ามีความเป็นไปได้ และสามารถนำเทคโนโลยีการกักเก็บพลังงานมาร่วมได้ โดยเริ่มจากระดับ SPP ที่มีความสามารถ ในดำเนินการผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Firm ได้อยู่แล้ว ทั้งนี้ การผลิตไฟฟ้าสำหรับ VSPP เชื้อเพลิงชีวภาพก็อาจดำเนินการในรูปแบบ Firm ได้ แต่อาจต้องปรับปรุงเงื่อนไขสัญญา Firm ที่มีในปัจจุบันให้เหมาะสมกับฤดูกาลของผลิตผลทางการเกษตร และยังคงสามารถรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้า ในช่วงฤดูร้อนที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดได้ โดยการให้มีการผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Firm เฉพาะบางช่วงเวลาและบางเดือนของปีเท่านั้น (Semi Firm) ซึ่งสามารถสรุปข้อเสนอหลักการการรับซื้อไฟฟ้าได้ดังนี้
2.1 การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP Hybrid Firm ใช้สำหรับการเปิดรับซื้อรายใหม่เท่านั้น โดยขายเข้าระบบเป็น SPP ขนาดมากกว่า 10 เมกะวัตต์ แต่ไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ สามารถใช้เชื้อเพลิงได้มากกว่าหรือเท่ากับ 1 ประเภท โดยไม่กำหนดสัดส่วน ทั้งนี้ อาจพิจารณาใช้ระบบกักเก็บพลังงาน (ESS) ร่วมได้ และต้องเป็นสัญญาประเภท Firm กับ กฟผ. เท่านั้น (เดินเครื่องผลิตไฟฟ้าร้อยละ 100 ในช่วง Peak และในช่วง Off-peak ไม่เกินร้อยละ 65 โดยอาจต่ำกว่าร้อยละ 65 ได้ ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามที่ กกพ.กำหนด) ห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิล มาช่วยในการผลิตไฟฟ้า ยกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้า (Start up) ติดมิเตอร์ซื้อขายไฟฟ้าจุดเดียวกัน และจะต้องติดตั้ง Unit Monitoring Meter (UMM) มีบทปรับที่เหมาะสมหากไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ตามสัญญา ต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิงและมีแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมใช้พื้นที่ร่วมด้วย เช่น การปลูก พืชพลังงาน เป็นต้น ในสัดส่วนที่จะมีการกำหนดต่อไป รับซื้อไฟฟ้าในลักษณะ Competitive Bidding ใช้อัตรา FiT เดียวแข่งกันทุกประเภทเชื้อเพลิง กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในปี 2563
2.2 การรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP Semi-Firm ใช้สำหรับการเปิดรับซื้อ FiT-Bidding ประเภทเชื้อเพลิง ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) สามารถใช้ระบบกักเก็บพลังงาน (ESS) ร่วมได้ ต้องเป็นสัญญาประเภท Firm จำนวน 6 เดือน (เดินเครื่องผลิตไฟฟ้าร้อยละ 100 ในช่วง Peak และในช่วง Off-peak ไม่เกินร้อยละ 65 โดยอาจต่ำกว่าร้อยละ 65 ได้ ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามที่ กกพ.กำหนด) โดยจะต้องครอบคลุมเดือนที่คาดว่าจะมีการใช้พลังไฟฟ้าสูงสุด 4 เดือน (มีนาคม – มิถุนายน) และสำหรับ 6 เดือน ที่เหลือจะเป็นสัญญา Non-Firm ห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลช่วยในการผลิตไฟฟ้า ยกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้า (Start up) เท่านั้น ต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิงและมีแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมใช้พื้นที่ร่วมด้วยเช่น การปลูกพืชพลังงาน เป็นต้น ในสัดส่วนที่จะมีการกำหนดต่อไป รับซื้อไฟฟ้าในลักษณะ Competitive Bidding ใช้อัตรา FiT แบ่งตามประเภทเชื้อเพลิง โดยปรับรูปแบบการสนับสนุนอัตรา FiT Premium จากเดิมที่เป็นการอุดหนุนช่วง 8 ปีแรก มาเป็นการอุดหนุนเฉพาะช่วงที่ขายแบบ Firm เท่านั้น ตลอดอายุโครงการ 20 ปี เพื่อจูงใจให้มีการผลิตไฟฟ้าในช่วงเดือนที่คาดว่าจะมีความต้องการใช้พลังไฟฟ้าสูงสุดกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในปี 2562
ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560 ได้รับทราบหลักการการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากแบบ VSPP Semi-Firm แล้ว
3. ข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm โดยพิจารณาจากต้นทุนการผลิตไฟฟ้าแบบผสมผสานหลายประเภทเชื้อเพลิง บนพื้นฐานเชื้อเพลิงที่มีศักยภาพในการดำเนินการผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Firm และสรุปอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP Hybrid Firm ที่กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 เมกะวัตต์ แต่ไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ อัตรา FiT เท่ากับ 3.66 บาทต่อหน่วย (FiTF 1.81 บาทต่อหน่วย + FiTv 1.85 บาทต่อหน่วย) ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี โดยอัตรา FiT จะใช้สำหรับโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2560 โดยภายหลังจากปี 2560 อัตรา FiTV จะเพิ่มขึ้นต่อเนื่องตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation) ส่วนข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm เห็นควรให้มีการปรับปรุงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในกลุ่มเชื้อเพลิงชีวภาพ ซึ่งประกอบด้วย ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) จากรูปแบบ Non-firm เป็นรูปแบบ Semi-firm โดยใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 และมีการปรับรูปแบบการสนับสนุน อัตรา FiT Premium จากเดิมที่เป็นการอุดหนุนช่วง 8 ปีแรก มาเป็นการอุดหนุนเฉพาะช่วงที่มีการขายไฟฟ้าแบบ Firm เท่านั้น ตลอดอายุโครงการ 20 ปี ทั้งนี้ ในส่วนของชีวมวล จากเดิมกำหนดกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 1 ถึง 3 เมกะวัตต์ ให้เปลี่ยนเป็น กำลังผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 3 เมกะวัตต์ และอัตรา FiT จะใช้สำหรับโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2560 โดยภายหลังจากปี 2560 อัตรา FiTV จะเพิ่มขึ้นต่อเนื่องตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation) สำหรับโครงการ ในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ หมายถึง จังหวัดยะลา จังหวัดปัตตานี จังหวัดนราธิวาส และ 4 อำเภอ ในจังหวัดสงขลา ได้แก่ อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากแบบ VSPP Semi-Firm
2. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ดังนี้
2.1 อัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กแบบ SPP Hybrid Firm
2.2 อัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm
2.3 มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา
2.4 ให้รับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm ในปริมาณ 300 เมกะวัตต์ ก่อน หลังจากนั้นให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm 269 เมกะวัตต์ โดยมอบหมายให้ กกพ. และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าแบ่งเป็นรายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ และนำเสนอให้ กบง. พิจารณาเห็นชอบ ก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm
เรื่องที่ 8 ความคืบหน้าโครงการซื้อไฟฟ้าต่างประเทศและร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ประเทศไทยได้มีบันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลไทยกับรัฐบาลประเทศเพื่อนบ้าน เพื่อความร่วมมือในการพัฒนาพลังงานไฟฟ้าและขายไฟฟ้าให้กับไทย ได้แก่ สปป. ลาว จำนวน 9,000 เมกะวัตต์ (ลงนาม MOU ฉบับใหม่เมื่อวันที่ 6 กันยายน 2559) ประเทศจีน จำนวน 3,000 เมกะวัตต์ สาธารณรัฐแห่งสหภาพ เมียนมา ไม่ระบุปริมาณรับซื้อไฟฟ้า (ลงนาม MOU ฉบับใหม่เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2558) และกัมพูชาไม่ได้ระบุจำนวนที่จะซื้อขาย ไม่ได้ระบุอายุ MOU แต่มีการเจรจาเป็นรายโครงการ เช่น โครงการสตึงมนัมทั้งนี้ รวมถึงมีความร่วมมือในการแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้ากับมาเลเซีย จำนวน 300 เมกะวัตต์
2. ปัจจุบันประเทศไทยมีการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว เพียงประเทศเดียว ภายใต้ MOU 9,000 เมกะวัตต์ มีโครงการที่จ่ายไฟฟ้าแล้ว กำลังผลิตรวม 3,578 เมกะวัตต์ รวม 6 โครงการ ได้แก่ เทิน-หินบุน (214 เมกะวัตต์) ห้วยเฮาะ (126 เมกะวัตต์) น้ำเทิน 2 (948 เมกะวัตต์) น้ำงึม 2 (597 เมกะวัตต์) เทิน-หินบุนส่วนขยาย (220 เมกะวัตต์) หงสาลิกไนต์ (1,473 เมกะวัตต์) โครงการที่ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว และอยู่ระหว่างการก่อสร้าง รวม 1,843 เมกะวัตต์ จำนวน 3 โครงการ ได้แก่ เซเปียน-เซน้ำน้อย (354 เมกะวัตต์) มีกำหนด COD กุมภาพันธ์ 2562 น้ำเงี้ยบ 1 (269 เมกะวัตต์) กำหนด COD เดือนกันยายน 2562 ไซยะบุรี (1,220 เมกะวัตต์) กำหนด COD เดือนตุลาคม 2562 และโครงการที่ลงนามบันทึกความเข้าใจการซื้อขายไฟฟ้า (Tariff MOU) รวม 515 เมกะวัตต์ รวมทั้งสิ้น 5,936 เมกะวัตต์ คงเหลือปริมาณไฟฟ้าที่สามารถรับซื้อจาก สปป. ลาว ได้อีก 3,064 เมกะวัตต์ ปัจจุบันมี 1 โครงการ ได้แก่ น้ำเทิน 1 (515 เมกะวัตต์) กำหนด COD เดือนมกราคม 2565
3. เมื่อวันที่ 18 - 19 ธันวาคม 2558 นายกรัฐมนตรีของไทยและนายกรัฐมนตรีของกัมพูชา ได้ประชุมหารือเกี่ยวกับความร่วมมือโครงการไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัม เพื่อให้เกิดความร่วมมือด้านพลังงานและการบริหารจัดการน้ำร่วมกันอย่างบูรณาการ โดยเมื่อวันที่ 25 - 26 สิงหาคม 2559 ในการประชุมคณะกรรมาธิการร่วมว่าด้วยความร่วมมือทวิภาคี (JC) ไทย-กัมพูชา ครั้งที่ 10 ทั้งสองฝ่ายเห็นชอบร่วมกันที่จะศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัม ในรายละเอียดโครงการ การใช้ประโยชน์จากน้ำ และการซื้อขายพลังงานไฟฟ้า ต่อมาเมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2559 ผลการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการเบื้องต้น (Pre-feasibility Study) ของโครงการไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัมแล้วเสร็จ โดยมีแผนจะก่อสร้างโรงไฟฟ้าในฝั่งไทยและฝั่งกัมพูชา ซึ่งจะสามารถนำน้ำมาใช้ประโยชน์ในฝั่งไทยได้ด้วย ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2559 ผู้บัญชาการทหารบกได้เข้าเยี่ยมคารวะนายกรัฐมนตรีของกัมพูชา และได้รับทราบประเด็นที่ยังติดค้างในการดำเนินโครงการฯ ได้แก่ (1) การตั้งโรงไฟฟ้าในไทย และ (2) การผันน้ำและใช้น้ำในฝั่งไทย ซึ่งนายกรัฐมนตรีกัมพูชาได้เห็นชอบให้ตั้งโรงไฟฟ้าในฝั่งไทยและผันน้ำให้ฝ่ายไทยใช้โดยไม่คิดค่าใช้จ่าย ต่อมาเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2560 กระทรวงอุตสาหกรรมเหมืองแร่และพลังงานของกัมพูชา ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน ของไทย แจ้งว่ารัฐบาลกัมพูชาได้ให้สิทธิ์บริษัท Steung Meteuk Hydropower จำกัด ในการจัดทำ Feasibility Study เพื่อพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าสตึงมนัม และเมื่อวันที่ 7 กุมภาพันธ์ 2560 ผู้พัฒนาโครงการ มีหนังสือถึงประธานอนุกรรมการประสานความร่วมมือความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าโครงการสตึงมนัม โดยมีทางเลือกในการพัฒนาโครงการ 3 ทางเลือก คือ (1) มีโรงไฟฟ้าทั้งฝั่งไทยและฝั่งกัมพูชา กำลังผลิต 52 เมกะวัตต์ (ฝั่งไทย 28 เมกะวัตต์ ฝั่งกัมพูชา 24 เมกะวัตต์) อัตราค่าไฟฟ้า 8.50 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (2) มีโรงไฟฟ้าเฉพาะฝั่งไทย กำลังผลิต 28 เมกะวัตต์ อัตราค่าไฟฟ้า 13.50 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และ (3) มีโรงไฟฟ้าเฉพาะฝั่งกัมพูชา กำลังผลิต 24 เมกะวัตต์ อัตราค่าไฟฟ้า 13.50 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ซึ่งทั้ง 3 ทางเลือก มีการผันน้ำเข้าฝั่งไทยปริมาณเฉลี่ย 300 ล้านลูกบาศก์เมตรต่อปี
4. ความคืบหน้าการซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1 โดยเมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2559 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบ Tariff MOU โครงการน้ำเทิน 1 และ กฟผ. ได้ลงนามใน Tariff MOU กับกลุ่มผู้พัฒนาโครงการเมื่อวันที่ 25 มีนาคม 2559 ซึ่งการเจรจาร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement : PPA) โครงการน้ำเทิน 1 ได้ใช้ PPA โครงการน้ำเงี้ยบ 1 เป็นต้นแบบ ต่อมาเมื่อวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2560 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าฯ ได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการน้ำเทิน 1 โดยกลุ่มผู้พัฒนาโครงการน้ำเทิน 1 ประกอบด้วย Phonesack Group Co., Ltd. (PSG) ถือหุ้นร้อยละ 60 Electricity Generating Public Company Limited (EGCO) ถือหุ้นร้อยละ 25 และ EDL-Generation Public Company (EdL-GEN) ถือหุ้นร้อยละ 15 โครงการน้ำเทิน 1 ตั้งอยู่บนลำน้ำกระดิ่ง ในแขวงบอลิคำไซ ตอนกลางของ สปป.ลาว เป็นเขื่อนกักเก็บน้ำ ชนิด Roller Compacted Concrete Curved Gravity กำลังผลิตติดตั้ง 650 เมกะวัตต์ (2 x 260 เมกะวัตต์ และ 1 x 130 เมกะวัตต์) จำหน่ายไฟฟ้าให้ กฟผ. 514.3 เมกะวัตต์ (ณ ชายแดนไทย-สปป.ลาว) และรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (Electricity du Laos: EdL) โดยอยู่ระหว่างการเจรจาปริมาณซื้อขายไฟฟ้า มีการผลิตพลังงานไฟฟ้า 1,953 ล้านหน่วยต่อปี แบ่งเป็น Primary Energy (PE) 1,730 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) 223 ล้านหน่วย ระบบส่งไฟฟ้าฝั่ง สปป. ลาว แรงดัน 500 กิโลโวลท์ จากโครงการฯ ถึง สฟ. นาบง ระยะทาง 154 กิโลเมตร สายส่งแรงดัน 500 กิโลโวลท์ จาก สฟ.นาบง ถึงชายแดนไทย - สปป. ลาว ระยะทาง 27 กิโลเมตร ระบบส่งไฟฟ้า ฝั่งไทย แรงดัน 500 กิโลโวลท์ จากชายแดนไทย - สปป. ลาว ถึง สฟ. อุดรธานี 3 ระยะทาง 80 กิโลเมตร โครงการฯ มีอายุสัญญา 27 ปี กำหนดวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในวันที่ 1 มกราคม 2565
5. สรุปสาระสำคัญของร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า มีดังนี้ (1) คู่สัญญาคือ กฟผ. และ Nam Theun 1 Power Company Limited (Generator) อายุสัญญา 27 ปี นับจาก COD โดย Generator มีหน้าที่จัดหาเงินกู้ให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือน นับจากวันลงนามสัญญา หรือภายในวันที่ 1 พฤศจิกายน 2560 แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นทีหลัง (Scheduled Financial Close Date: SFCD) หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SFCD จะต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯต่อวัน (2) Generator มีหน้าที่พัฒนาโครงการฯ และเริ่มจำหน่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ให้ กฟผ. ภายใน 50 เดือน นับจากวันที่ กฟผ. เริ่มก่อสร้างสายส่งฝั่งไทย หรือภายในวันที่ 1 มกราคม 2565 แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นทีหลัง (Scheduled Commercial Operation Date: SCOD) กฟผ. มีหน้าที่เริ่มก่อสร้างสายส่งฝั่งไทยภายใน SFCD หรือวันที่ Generator จัดหาเงินกู้ได้ (Financial Close Date: FCD) แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นทีหลัง (EGAT Construction Obligation Commencement Date : ECOCD) และต้องดำเนินการให้แล้วเสร็จภายใน 32 เดือนนับจาก ECOCD หรือภายในวันที่ 1 กรกฎาคม 2563 แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นทีหลัง โดยฝ่ายที่ทำให้เกิดความล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับ (Liquidated Damages: LD) ตามอัตราที่กำหนด แต่หากความล่าช้านั้นเกิดจากเหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่อ้างเหตุสุดวิสัยจะต้องจ่ายค่า Force Majeure Offset Amount (FMOA) ตามอัตราที่กำหนด โดยจะได้รับคืนในภายหลัง (แตกต่างจาก LD ที่ไม่มีการจ่ายคืน) การผลิตไฟฟ้าของ Generator ต้องเป็นไปตาม Contracted Operating Characteristics (COC) ที่ระบุไว้ใน PPA และการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่งของ กฟผ. ได้แบบ Full Dispatch ทั้งนี้ Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าให้บุคคลที่สาม ยกเว้น EdL ตามที่ระบุใน PPA หรือตามที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ.
6. การซื้อขายไฟฟ้าและราคารับซื้อไฟฟ้า แบ่งเป็น (1) พลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อจากโครงการฯ ได้แก่ Primary Energy (PE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 16 ชั่วโมงต่อวัน ตั้งแต่วันจันทร์ถึง วันเสาร์ Secondary Energy (SE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายเกินจาก PE ในวันจันทร์ถึงวันเสาร์ (ไม่เกิน 5.35 ชั่วโมงต่อวัน) และวันอาทิตย์ (ไม่เกิน 21.35 ชั่วโมงต่อวัน) และ Excess Energy (EE) เป็นพลังงานไฟฟ้าที่เกินจาก PE และ SE โดย กฟผ. จะรับประกันซื้อ PE และ SE แต่ไม่รับประกันซื้อ EE และ Generator ต้องรับประกันการผลิต PE ส่งให้ กฟผ. ไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 8 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์) ในแต่ละเดือน และเมื่อรวมทั้งปีแล้วจะต้องไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 10 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์) (2) ราคารับซื้อไฟฟ้า ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว แบ่งเป็น ระหว่างการทดสอบ เท่ากับ 0.570 บาทต่อหน่วย ระหว่าง Unit Operation Period (กฟผ. รับซื้อจากหน่วยผลิตไฟฟ้าที่ผ่านการทดสอบแล้วในช่วงก่อน COD) แบ่งเป็น PE เท่ากับ 3.1800 US¢ + 1.0494 บาทต่อหน่วย SE เท่ากับ 1.6790 บาทต่อหน่วย และ EE เท่ากับ 1.5391 บาทต่อหน่วย ตั้งแต่ COD เป็นต้นไป PE เท่ากับ 4.2400 US¢ + 1.3992 บาทต่อหน่วย SE เท่ากับ 1.6790 บาทต่อหน่วย และ EE เท่ากับ 1.5391 บาทต่อหน่วย (3) กฟผ. จะจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้าให้ Generator ในแต่ละปี ไม่เกินจำนวนพลังงานไฟฟ้าตามเป้าหมายรายปี เท่ากับ 1,953 ล้านหน่วย แบ่งเป็น PE 1,730 ล้านหน่วย และ SE 223 ล้านหน่วย โดยกรณีที่ Generator มีความพร้อมผลิตไฟฟ้าเกินเป้าหมายรายปี พลังงานไฟฟ้าส่วนเกินเป้าหมายจะถูกเก็บไว้ในบัญชี และ กฟผ. จะจ่ายเงินคืนให้ Generator ในปีที่ Generator มีความพร้อมต่ำกว่าเป้าหมาย และในกรณีที่ กฟผ. สั่งเดินเครื่องน้อยกว่าค่าพลังงานไฟฟ้าที่รับประกันซื้อรายเดือน กฟผ. ต้องจ่ายเงินเท่ากับที่รับประกันซื้อ และส่วนที่ซื้อไม่ครบสามารถสะสมไว้ในบัญชี Dispatch Shortfall โดย กฟผ. มีสิทธิ์เรียกคืนได้ตลอดอายุสัญญา หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนที่รับประกันซื้อในเดือนนั้นๆ จนครบแล้ว ในกรณีที่มี Dispatch Shortfall สะสมเกินกว่าข้อตกลง (เท่ากับ 155.4 ล้านหน่วย) แล้วมีน้ำล้นเกิดขึ้น ให้เก็บตัวเลขน้ำล้นส่วนที่เป็นของ กฟผ. ไว้ในบัญชีน้ำล้น ในเดือนสุดท้ายของปีที่ 14 และปีสุดท้ายของ PPA ให้นำตัวเลขที่สะสมในบัญชี Dispatch Shortfall และบัญชีน้ำล้นไปคำนวณเป็นค่าไฟฟ้า แล้วนำไปหักลบกับรายได้สะสมจากการขาย EE หากรายได้จากการขาย EE มีมากกว่า Generator ต้องคืนเงินให้ กฟผ. เท่ากับจำนวนเงินที่คำนวณจาก Dispatch Shortfall และน้ำล้น หากหักลบกันแล้วยังมีเงินเหลือในบัญชีรายได้สะสมของ EE Generator ต้องคืนเงินให้ กฟผ. อีกร้อยละ 25 (ถือเป็นการแบ่งผลประโยชน์จากการที่ กฟผ. ช่วยซื้อไฟฟ้ามากกว่าที่ได้รับประกันซื้อ)
7. การวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน (Securities) Generator จะต้องวางหลักประกันการปฏิบัติหน้าที่ตาม PPA และการชำระหนี้ให้ กฟผ. ตลอดอายุสัญญา ดังนี้ (1) Development Security (DS) คือ หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการฯ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 7.79 ล้านเหรียญสหรัฐ ตั้งแต่วันลงนามสัญญาจนถึงวัน FCD และ DS2 จำนวน 19.55 ล้านเหรียญสหรัฐ ตั้งแต่วัน FCD จนถึงวัน COD (2) Performance Security (PS) คือ หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 17.47 ล้านเหรียญสหรัฐ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันที่ครบ 14 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 5.88 ล้านเหรียญสหรัฐ ตั้งแต่วันที่ครบ 14 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) Additional Security คือ สัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการฯ เพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. ในวงเงิน 3,870 ล้านบาท โดย กฟผ. เป็นผู้รับผลประโยชน์ลำดับสองรองจากผู้ให้เงินกู้แก่โครงการฯ ส่วนกรณีเกิดเหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่ได้รับผลกระทบสามารถหยุดปฏิบัติหน้าที่ตาม PPA ได้นานเท่าที่เหตุสุดวิสัยเกิดขึ้น และจะได้รับการขยายเวลาสำหรับการปฏิบัติหน้าที่นั้นเท่ากับจำนวนวันที่เกิดเหตุสุดวิสัย แต่ต้องจ่าย FMOA ให้แก่อีกฝ่ายหนึ่งในอัตราที่กำหนดใน PPA โดยจะได้รับเงินคืนในภายหลัง ด้วยวิธี หักกลบลบหนี้กับค่าไฟฟ้ารายเดือน กรณีเกิด Political Force Majeure ฝ่ายที่ได้รับผลกระทบมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาเมื่อไรก็ได้ และจะต้องจ่าย Termination Payment ให้อีกฝ่ายตามที่กำหนดไว้ใน PPA แต่อีกฝ่ายจะมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาได้หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 15 เดือน กรณีเกิด Non-Political Force Majeure หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 24 เดือน ทั้งสองฝ่ายมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญา โดยไม่มีฝ่ายใดต้องจ่าย Termination Payment กรณี กฟผ. ไม่สามารถจัดหาที่ดินก่อสร้างระบบส่งได้ ให้ถือเป็น EGAT Access Rights Force Majeure โดย กฟผ. มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญา เมื่อไรก็ได้ แต่ Generator จะบอกเลิกสัญญา ได้เมื่อผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 730 วัน ทั้งนี้ กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการฯ (Project Acquisition) เมื่อมีการบอกเลิกสัญญา หากการบอกเลิกสัญญาเกิดขึ้นก่อน FCD ถ้าฝ่ายใดผิดสัญญา หรือเกิด Political Force Majeure อีกฝ่ายจะคืนหลักทรัพย์ค้ำประกัน หากการบอกเลิกสัญญาเกิดขึ้นหลัง FCD หาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด TPFM กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการฯ แต่หาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด LPFM กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการฯ ทั้งนี้ หากมีข้อพิพาทให้ยุติโดยการเจรจาด้วยความสุจริต (Good Faith Discussion) ในลำดับแรก หากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลา ที่กำหนด ให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) โดยใช้กฎของ United Nations Commission on International Trade Law (UNCITRAL Rules) และดำเนินกระบวนการที่ประเทศไทย โดยใช้ภาษาอังกฤษ และ PPA นี้ใช้บังคับและตีความกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
1. รับทราบสถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ
2. รับทราบความคืบหน้าการดำเนินงานโครงการไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัม และมอบหมายให้คณะกรรมการทรัพยากรน้ำแห่งชาติ (กนช.) กรมทรัพยากรน้ำ และกรมชลประทาน รับไปเตรียมการวางแผน ในส่วนงานที่เกี่ยวข้องกับการนำน้ำจากโครงการไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัมไปใช้ประโยชน์ในพื้นที่ภาคตะวันออก โดยประสานงานกับกระทรวงพลังงานในส่วนที่เกี่ยวข้องตามขั้นตอนต่อไป
3. เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1 กับผู้พัฒนาโครงการเมื่อร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไขร่างสัญญาที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่างสัญญาฯ และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไขโดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบอีก
เรื่องที่ 9 การปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
ฝ่ายเลขานุการฯ และประธานเจ้าหน้าที่บริหารและกรรมการผู้จัดการใหญ่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (นายเทวินทร์ วงศ์วานิช) ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 คณะกรรมการบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) มีมติเห็นชอบการปรับโครงสร้าง ปตท. โดยการโอนหน่วยธุรกิจน้ำมัน ธุรกิจค้าปลีกและธุรกิจที่เกี่ยวเนื่องไปยังบริษัท ปตท. ธุรกิจค้าปลีก จำกัด (PTT Retail Business Company Limited หรือ PTTRB) ซึ่ง ปตท. ถือหุ้นร้อยละ 100 จากนั้นเปลี่ยนชื่อเป็นบริษัท ปตท. น้ำมันและการค้าปลีก จำกัด (PTT Oil and Retail Business Company Limited หรือ PTTOR) พร้อมเห็นชอบให้นำ PTTOR เข้าระดมทุนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย และเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2559 ปตท. มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานเพื่อขออนุมัติการปรับโครงสร้าง ปตท. และจะเสนอตามขั้นตอนให้คณะรัฐมนตรีอนุมัติต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2559 สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) มีหนังสือถึงเลขาธิการคณะรัฐมนตรี เพื่อขอให้ทบทวนการปรับโครงสร้างธุรกิจของ ปตท. ใน 3 ประเด็น คือ (1) ความมั่นคงด้านพลังงาน (2) ทรัพย์สินของชาติต้องสูญหายไป และ (3) ขอให้ทบทวนการปรับโครงสร้างธุรกิจที่แล้วมาของ ปตท. ที่ดำรงสัดส่วนในบริษัทในกลุ่ม ปตท. ต่ำกว่าร้อยละ 50 ให้มีสัดส่วนการถือหุ้นเกินกว่าร้อยละ 50 โดยคำนึงถึงประโยชน์สูงสุดต่อประชาชนและประเทศชาติ ทั้งนี้ นายกรัฐมนตรีได้มอบหมายให้กระทรวงพลังงานเป็นหน่วยงานหลักร่วมกับกระทรวงการคลังและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปศึกษา ตรวจสอบและพิจารณาถึงผลกระทบที่จะเกิดขึ้นหากมีการปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท.
2. ข้อเสนอการปรับโครงสร้างธุรกิจของ ปตท. มีดังนี้ (1) ปตท. จะโอนกิจการสินทรัพย์และหนี้สินของหน่วยธุรกิจน้ำมันและโอนหุ้นของบริษัทร่วมและบริษัทย่อยที่เกี่ยวข้องกับหน่วยธุรกิจน้ำมันและธุรกิจที่เกี่ยวเนื่องทั้งในและต่างประเทศให้ PTTOR ซึ่ง PTTOR จะชำระค่าตอบแทนตามราคาตลาดยุติธรรม (Fair Market Price) โดยจะมีที่ปรึกษาทางการเงินอิสระ (Independent Financial Adviser – IFA) ที่ขึ้นทะเบียนกับสำนักงานคณะกรรมการกำกับหลักทรัพย์และตลาดหลักทรัพย์ (กลต.) เป็นผู้ตรวจสอบการประเมินราคา (2) เนื่องจาก PTTOR จำเป็นต้องใช้สินทรัพย์ที่ดินของหน่วยราชการที่ ปตท. เช่าหรือได้รับสิทธิ รวมทั้งสินทรัพย์และที่ดินของ ปตท. เพื่อประกอบธุรกิจน้ำมันต่อเนื่อง และ PTTOR มิได้เป็นรัฐวิสาหกิจ ดังนั้น ปตท. จึงต้องดำเนินงานภายใต้กระบวนการต่างๆ ตามที่กำหนดไว้ในพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 ในการให้เช่า เช่าช่วง ในสินทรัพย์และที่ดินดังกล่าวกับ PTTOR (3) การนำ PTTOR เข้าระดมทุนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย โดย ปตท. จะถือหุ้นน้อยกว่าร้อยละ 50 เพื่อให้ PTTOR มีสถานะเป็นเอกชน มีความคล่องตัวในการดำเนินธุรกิจ จากนั้น ปตท. จะเสนอขายหุ้นสามัญ PTTOR ต่อประชาชนทั่วไปเป็นครั้งแรก (Initial Public Offering – “IPO”) โดยจะกำหนดหลักเกณฑ์การกระจายหุ้นอย่างชัดเจนเพื่อให้หุ้นกระจายไปสู่ประชาชนอย่างทั่วถึง ภายใต้เงื่อนไขว่า ปตท. และหน่วยงานรัฐ จะถือหุ้นร้อยละ 45.0 – 49.99 การถือหุ้นของบุคคลต่างด้าวทั้งหมดไม่เกินร้อยละ 25.0 และการถือหุ้นของ ผู้ถือหุ้นรายบุคคลสัญชาติต่างด้าวไม่เกินร้อยละ 3.0 ต่อราย และ (4) การปรับโครงสร้างธุรกิจน้ำมันจะช่วยเพิ่มความชัดเจนและความโปร่งใสในสายตาสาธารณชนต่อการดำเนินธุรกิจของกลุ่ม ปตท. สอดคล้องกับบทบัญญัติแห่งร่างรัฐธรรมนูญใหม่ปี 2559 ที่รัฐจะไม่แข่งขันกับเอกชน ส่งเสริมและกระตุ้นตลาดทุนไทย เพิ่มรายได้ภาษีให้แก่รัฐ และเพิ่มประสิทธิภาพการกำกับดูแลและบริหารจัดการกิจการในกลุ่ม ปตท.
3. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กพช. ได้ประชุมหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้
3.1 การปรับโครงสร้างธุรกิจของ ปตท. ในกรณีของ PTTOR สอดคล้องกับบทบัญญัติ แห่งร่างรัฐธรรมนูญปี 2559 ที่กำหนดว่า รัฐต้องไม่ประกอบกิจการที่มีลักษณะเป็นการแข่งขันกับเอกชน เว้นแต่กรณีที่มีความจำเป็นเพื่อประโยชน์ในการรักษาความมั่นคงของรัฐ การรักษาประโยชน์ส่วนรวม การจัดให้มีสาธารณูปโภค หรือการจัดทำบริการสาธารณะ ดังนั้น ในธุรกิจที่เปิดเสรีเต็มรูปแบบแล้ว เช่น ธุรกิจค้าปลีกน้ำมันของ ปตท. ควรปรับโครงสร้างให้มีสิทธิเทียบเท่าเอกชนรายอื่น และไม่มีสิทธิพิเศษใดๆ รวมทั้งสอดคล้องกับยุทธศาสตร์ของกระทรวงพลังงาน พ.ศ. 2559 - 2563 ด้านการกำกับดูแลกิจการพลังงานและราคาพลังงาน ที่ส่งเสริมการแข่งขันในกิจการพลังงาน สนับสนุนให้มีผู้เล่นรายใหม่ ประชาชนเข้าถึงพลังงานในราคาที่เหมาะสม เป็นธรรม และสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ทั้งนี้ กิจการที่ ปตท. จะโอนไป PTTOR เป็นธุรกิจค้าปลีกน้ำมันเป็นหลัก รวมถึงการค้า LPG ซึ่งปัจจุบันมีเอกชนที่ดำเนินธุรกิจเช่นเดียวกันนี้ประมาณ 40 ราย ถือได้ว่ามีการแข่งขันเสรีเต็มรูปแบบแล้ว และภาครัฐมีกลไกการกำกับดูแลอย่างชัดเจนผ่าน กบง. และกรมธุรกิจพลังงาน โดยทรัพย์สิน หน้าที่หรือสิทธิของ ปตท. ใดที่ได้มาในฐานะหน่วยงานรัฐวิสาหกิจ หรืออาจมีผลต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ ก็จะยังให้คงอยู่ที่ ปตท. เช่น หน้าที่ในการขายน้ำมันแก่หน่วยงานภาครัฐ โดยวิธีกรณีพิเศษ เป็นต้น
3.2 ตามที่สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) ได้เสนอเรื่องขอให้ทบทวนการปรับโครงสร้างธุรกิจของ ปตท. ใน 3 ประเด็น ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นดังนี้
3.2.1 ประเด็นด้านความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ การปรับโครงสร้างธุรกิจของ ปตท. ครั้งนี้ จะไม่มีผลกระทบต่อระดับความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ เนื่องจากภาครัฐมีเครื่องมือทางกฎหมายและกลไกการกำกับดูแลที่เพียงพอและชัดเจนแล้ว ดังนี้ (1) ด้านปริมาณ เช่น มี พ.ร.บ. ควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 พ.ร.บ. การค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ซึ่งกำหนดปริมาณการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง มี พ.ร.ก. แก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 เช่น มาตรการห้ามส่งออก มี พ.ร.บ. ว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 ซึ่งกำกับดูแลให้มีการผลิตและจำหน่ายให้เพียงพอต่อความต้องการของประชาชน และ PTTOR ต้องมีหน้าที่สำรองน้ำมันตามกฎหมายเช่นเดียวกับผู้ค้าน้ำมันมาตรา 7 รายอื่น (2) ด้านราคา ปัจจุบันภาครัฐมีกลไกกำกับดูแลความมั่นคงทางพลังงานด้านราคา เช่น พ.ร.บ. คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ร่าง พ.ร.บ.กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ที่ใช้เป็นกลไกในการรักษาเสถียรภาพราคา การสร้างส่วนต่างราคาเพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทนและการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาสำหรับผู้มีรายได้น้อย รวมทั้ง พ.ร.บ. ว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 ซึ่งสามารถกำหนดหลักเกณฑ์ราคาเพื่อไม่ให้สินค้ามีราคาสูงหรือต่ำเกินสมควร เป็นต้น (3) ด้านโครงสร้างพื้นฐาน โดย ปตท. จะโอนคลังน้ำมันและคลังก๊าซให้ PTTOR เพื่อการค้าและสำรองน้ำมันเช่นเดียวกับผู้ค้ามาตรา 7 รายอื่น ยกเว้นคลังก๊าซ LPG ในจังหวัดชลบุรี (คลังก๊าซเขาบ่อยาและบ้านโรงโป๊ะ) ซึ่งเป็นส่วนเชื่อมต่อโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จะให้คงไว้ที่ ปตท. เพื่อสนับสนุนนโยบายเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ของภาครัฐ และ (4) หน้าที่และสิทธิของ ปตท. โดย ปตท. จะยังจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์จากปิโตรเลียมให้ส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ หากต้องการใช้สิทธิซื้อด้วยวิธีกรณีพิเศษ การดำเนินการในลักษณะการซื้อขายรัฐต่อรัฐ มีหน้าที่ต้องจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์จากปิโตรเลียมให้ กฟผ. ทันที หากเกิดสภาวะวิกฤติด้านพลังงานและสถานการณ์ฉุกเฉินต่างๆ ภายใต้การกำกับดูแลของ กบง. รวมถึง ปตท. จะยังคงสิทธิ์ในการปฏิบัติตามสัญญาซื้อก๊าซ LPG จากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด นอกจากนี้ ในส่วนที่ ปตท. ได้รับยกเว้นภาษีป้ายในปัจจุบัน เมื่อ ปตท. ได้โอนทรัพย์สินที่เกี่ยวข้องกับธุรกิจน้ำมันและค้าปลีกไปยัง PTTOR แล้ว PTTOR จะไม่ได้รับยกเว้นภาษีป้ายอีกต่อไป ดังนั้น PTTOR จะไม่มีสิทธิพิเศษใดๆเหนือกว่าผู้ค้าปลีกน้ำมัน หรือผู้ค้ามาตรา 7 รายอื่น
3.2.2 กรณีความกังวลเรื่องทรัพย์สินของชาติสูญหาย โดย คำว่า “ทรัพย์สินของชาติ” ในความหมายของ สตง. หมายถึง ทรัพย์สินทุกชนิดของรัฐไม่ว่าจะเป็นที่กระทรวงการคลังไปลงทุนจะเป็นตัวหุ้นหรือทรัพย์สินใดก็ตามถือเป็นทรัพย์สินชาติทั้งสิ้น ซึ่ง สนพ. ได้ประชุมหารือร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ สำนักงาน กกพ. กรมธนารักษ์ กรมการพลังงานทหาร กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน และ ปตท. เพื่อตรวจสอบเรื่อง “สาธารณสมบัติของแผ่นดิน” ตามคำนิยามของกรมธนารักษ์ (มาตรา 1304 ประมวลกฎหมายแพ่งและพาณิชย์) และตาม คำพิพากษาศาลปกครองสูงสุดในคดีหมายเลขแดงที่ ฟ. 35/2550 โดย ปตท. ได้รายงานว่าได้ดำเนินการแบ่งแยกและส่งมอบทรัพย์สินซึ่งเป็นสาธารณสมบัติของแผ่นดินและเป็นที่ราชพัสดุที่ได้มาจากการใช้อำนาจมหาชนบังคับแก่ที่ดินของเอกชนและจ่ายค่าทดแทนโดยใช้ทรัพย์สินของรัฐให้แก่กระทรวงการคลังแล้ว สำหรับการที่ ปตท. จะโอนหุ้นของบริษัทที่ประกอบธุรกิจด้านการขนส่งน้ำมันปิโตรเลียมทางท่อ เช่น บริษัท ท่อส่งปิโตรเลียมไทย จำกัด (Thappline) บริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จำกัด (FPT) ให้ PTTOR นั้น ไม่ปรากฏว่า ทั้งสองบริษัท มีทรัพย์สินที่อาจถูกถือเป็นสาธารณสมบัติของแผ่นดินตามคำนิยามของกรมธนารักษ์และ คำพิพากษาของศาล ในส่วนทรัพย์สินที่อยู่ในความดูแลของกรมธนารักษ์ตามสัญญาเช่าใช้ที่ดินราชพัสดุ ปตท. จะให้ PTTOR เช่าช่วงต่อแทน ดังนั้น การปรับโครงสร้างจะไม่ทำให้ทรัพย์สินของ ปตท. สูญหาย เนื่องจาก PTTOR จะต้องชำระค่าตอบแทนจากการรับโอนกิจการภายใต้การปรับโครงสร้างดังกล่าวให้ ปตท. นอกจากนี้ การปรับโครงสร้างจะทำให้ภาครัฐได้รับมูลค่าเพิ่มจากกำไรที่ ปตท. จะได้รับจากการโอนทรัพย์สินไปยัง PTTOR ในรูปของภาษีเงินได้และภาษีอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องจากการโอนทรัพย์สินและการเสนอขายหุ้นต่อประชาชนทั่วไปเป็นครั้งแรกของ PTTOR และมูลค่าที่จะเพิ่มขึ้นจากการที่ PTTOR เข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ รวมถึงมูลค่าหุ้นที่เพิ่มขึ้น ซึ่งจะเป็นประโยชน์โดยตรงต่อกระทรวงการคลังในฐานะผู้ถือหุ้นใหญ่ของ ปตท. ดังเช่น อดีตที่ผ่านมาของรัฐวิสาหกิจหรือบริษัทที่รัฐถือหุ้นทั้ง 4 แห่ง ได้แก่ ปตท. บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม (ปตท.สผ.) บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (EGCO) และ บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (RATCH)
3.2.3 สตง. เห็นว่า ปตท. ควรถือหุ้นในบริษัทลูกเกินกว่าร้อยละ 50 ทั้งนี้ ที่ผ่านมาบริษัทในกลุ่มที่ ปตท. ถือหุ้น หากบริษัทมีความพร้อม ปตท. จะลดสัดส่วนการถือหุ้นให้ต่ำกว่าร้อยละ 50 เพื่อให้สอดคล้องกับบทบัญญัติแห่งร่างรัฐธรรมนูญใหม่ปี 2559 ที่รัฐจะไม่แข่งขันกับเอกชน นอกจากนี้ ภาครัฐ มียุทธศาสตร์การลงทุนของประเทศในด้านอื่นๆ เพื่อพัฒนาประเทศ ดังนั้นธุรกิจที่มีการแข่งขันอย่างเสรีและ มีกลไกการกำกับดูแลโดยภาครัฐอย่างชัดเจน และเอกชนสามารถลงทุนแข่งขันกันในตลาดเพียงพอกับการให้บริการประชาชนได้อยู่แล้ว ก็อาจจะไม่มีความจำเป็นที่รัฐที่จะต้องลงทุนรับซื้อหุ้นเพื่อเพิ่มสัดส่วนการถือหุ้น
มติของที่ประชุม
1. รับทราบข้อเสนอการปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และให้ ปตท. ดำเนินการตามกฎหมาย กฎระเบียบ และมติคณะรัฐมนตรีที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงผลประโยชน์สูงสุดต่อประชาชนและประเทศชาติต่อไป
2. เห็นชอบประเด็นด้านความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ ตามความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ ที่เสนอว่าการปรับโครงสร้างธุรกิจของ ปตท. ครั้งนี้จะไม่มีผลกระทบต่อระดับความมั่นคงทางพลังงาน
กพช. ครั้งที่ 12 วันจันทร์ที่ 15 พฤษภาคม 2560
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2560 (ครั้งที่ 12)
เมื่อวันจันทร์ที่ 15 พฤษภาคม 2560 เวลา 13.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1. ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
2. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3. แนวทางการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับสภาวะวิกฤติก๊าซธรรมชาติปี 2564-2566
4. รายงานผลการดำเนินคดีปกครองที่เกี่ยวกับคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
5. ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการสตึงมนัม (Tariff MOU)
6. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
9. ความก้าวหน้าโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2559 คณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้นำข้อคิดเห็นของกระทรวงต่างๆ ไปปรับปรุงในขั้นตอนการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) ต่อมาในวันที่ 4 เมษายน 2560 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย ที่สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ร่วมกับ สคก. จัดทำขึ้น พร้อมหลักเกณฑ์ในการตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย และมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2559 เรื่อง นโยบายการปฏิรูปกฎหมายในส่วนที่เกี่ยวกับฝ่ายบริหาร โดยให้เป็นหลักเกณฑ์ในการตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติท้ายระเบียบว่าด้วยหลักเกณฑ์และวิธีเสนอเรื่องต่อคณะรัฐมนตรี พ.ศ. 2548 และให้หน่วยงานของรัฐถือปฏิบัติอย่างเคร่งครัดต่อไป โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ได้ชี้แจงรายละเอียดร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ต่อคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ซึ่งได้มีการพิจารณาเสร็จสิ้นแล้ว เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2560
2. ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... มี 7 หมวด (มาตรา 1 - 45) และบทเฉพาะกาล (มาตรา 46 - 55) จำนวนทั้งหมด 55 มาตรา สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้ (1) วัตถุประสงค์ของกองทุน (มาตรา 5) ให้จัดตั้งกองทุนขึ้นกองทุนหนึ่ง เรียกว่า “กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง” ในสำนักงานกองทุนน้ำมันฯ มีวัตถุประสงค์ 5 ข้อ ดังนี้ ข้อ 1 รักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม ข้อ 2 สนับสนุนเชื้อเพลิงชีวภาพให้มีส่วนต่างราคาที่สามารถแข่งขันกับน้ำมันเชื้อเพลิงได้ ข้อ 3 บรรเทาผลกระทบจากการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับผู้มีรายได้น้อยและผู้ด้อยโอกาส ข้อ 4 สนับสนุนการลงทุนการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ เพื่อป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และเพื่อประโยชน์ความมั่นคงทางด้านพลังงาน และ ข้อ 5 สนับสนุนการลงทุนระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อประโยชน์แก่ความมั่นคงทางด้านพลังงาน ทั้งนี้ การดำเนินการตามวัตถุประสงค์ตามวรรคหนึ่ง ให้อยู่ภายใต้กรอบนโยบายที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนด (2) คณะกรรมการ (มาตรา 9) ให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันฯ มีองค์ประกอบคณะกรรมการทั้งหมด 15 คน โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และมีผู้อำนวยการสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นกรรมการและเลขานุการ (3) อำนาจหน้าที่คณะกรรมการ (มาตรา 14) อาทิ เสนอแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันฯ กำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนหรือได้รับเงินชดเชย และกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน หรืออัตราเงินชดเชย อัตราเงินที่ส่งเข้ากองทุนคืนจากกองทุน และอัตราเงินชดเชยคืนกองทุน เป็นต้น (4) สถานะสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (มาตรา 18) ให้มีสำนักงานกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะเป็นหน่วยงานของรัฐที่เป็นนิติบุคคล และไม่เป็นส่วนราชการตามกฎหมายว่าด้วยระเบียบบริหารราชการแผ่นดิน หรือรัฐวิสาหกิจตามกฎหมายว่าด้วยวิธีการงบประมาณหรือกฎหมายอื่น และให้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (5) อำนาจหน้าที่สำนักงาน (มาตรา 19) ได้แก่ จัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันฯ รวมทั้งรายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติการตามแผนดังกล่าว เสนอต่อคณะกรรมการ และกู้ยืมเงินโดยความเห็นชอบของคณะกรรมการและโดยอนุมัติของคณะรัฐมนตรี เพื่อดำเนินงานตามวัตถุประสงค์ของกองทุนตามมาตรา 5 (1) (2) หรือ (3) ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหนด (6) การดำเนินงานของกองทุน (มาตรา 26) กองทุนต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้ตามวรรคสองแล้วต้องไม่เกินจำนวน 40,000 ล้านบาท เมื่อกองทุนมีจำนวนเงินไม่เพียงพอเพื่อดำเนินงานตามวัตถุประสงค์ของกองทุนตามมาตรา 5 (1) (2) หรือ (3) ให้สำนักงานโดยความเห็นชอบของคณะกรรมการและโดยอนุมัติของคณะรัฐมนตรีมีอำนาจกู้ยืมเงินตามมาตรา 19 (3) เป็นจำนวนไม่เกิน 20,000 ล้านบาท ตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหนด ทั้งนี้การเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินที่กองทุนต้องมีตามวรรคหนึ่ง และกรอบวงเงินกู้ตามวรรคสองให้สอดคล้องกับสถานการณ์ทางเศรษฐกิจให้กระทำได้โดยการตราพระราชกฤษฎีกา และ (7) บทกำหนดโทษ (หมวด 7 มาตรา 40 - 45) เพื่อให้การบังคับใช้พระราชบัญญัติเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ มีการกำหนดบทลงโทษสำหรับผู้ไม่ส่งเงินเข้ากองทุน ผู้ส่งเงินเข้าไม่ครบถ้วนตามจำนวน ผู้ไม่ให้ถ้อยคำหรือไม่ส่งเอกสารหรือหลักฐาน ผู้แจ้งความเท็จหรือให้ถ้อยคำเท็จ
3. เพื่อให้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. …. ดำเนินการตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมาย หน่วยงานเจ้าของเรื่อง (สนพ. และ สบพน.) ต้องจัดทำความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย โดยเฉพาะขั้นตอนการจัดรับฟังความคิดเห็นและจัดทำรายละเอียดการวิเคราะห์ผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากกฎหมาย (Regulatory Impact Assessment : RIA) และจัดส่งให้คณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาตรวจสอบ Checklist และนำเสนอคณะรัฐมนตรี และ สนช. ต่อไป โดยการดำเนินการในระยะต่อไป ได้แก่ (1) จัดทำรายละเอียด RIA ตามหลักเกณฑ์ใน Checklist ที่ สลค. และ สคก.ปรับปรุงขึ้น เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย (2) จัดการรับฟังความคิดเห็นตามหลักเกณฑ์ในข้อ 10 ของ Checklist โดยนำร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ที่ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ไปรับฟังความคิดเห็นผ่านเว็บไซต์ของ สนพ. และ สบพน. ตั้งแต่วันที่ 2 พฤษภาคมถึงวันที่ 1 มิถุนายน 2560 รวม 31 วัน และ สนพ. เตรียมจัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นในวันที่ 1 มิถุนายน 2560 ณ สโมสรทหารบก (ถนนวิภาวดีรังสิต) โดยคาดว่าจะมีจำนวนผู้เข้าร่วมไม่น้อยกว่า 200 คน (3) จัดทำกฎหมายลำดับรองตามหลักเกณฑ์ในข้อ 9 ของ Checklist และ (4) การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ลงวันที่ 23 ธันวาคม 2547
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือนมีนาคม 2560 ภาครัฐได้มีภาระผูกพันไปแล้วทั้งหมด 9,210 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะ 428 เมกะวัตต์ ชีวมวล 3,612เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 445 เมกะวัตต์ พลังน้ำขนาดเล็ก 48 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,586 เมกะวัตต์ แสงอาทิตย์ 2,994 เมกะวัตต์ และอื่นๆ (เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) 97 เมกะวัตต์ โดยปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทั้งหมดดังกล่าวคิดเป็นร้อยละ 57 ของเป้าหมาย AEDP ปี 2579 ทั้งนี้ ภาระผูกพันที่ภาครัฐได้รับซื้อ ณ มีนาคม 2560 จำนวน 9,210 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้วจำนวน 7,041 ราย รวม 6,988เมกะวัตต์ โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่าง COD จำนวน 140 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 1,831 เมกะวัตต์ และโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว จำนวน41 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 391เมกะวัตต์ นอกจากนี้ ยังมีส่วนของโครงการที่เอกชนผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อใช้เอง (IPS) อีกจำนวน 804 เมกะวัตต์ ซึ่งเมื่อรวมกับส่วนที่มีภาระผูกพันข้างต้น จะมีปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนรวมทั้งสิ้น 10,014 เมกะวัตต์
2. สถานะการรับซื้อไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง แบ่งเป็น (1) ขยะ ประกอบด้วย ขยะชุมชน เป็นการรับซื้อแบบ Adder มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 44 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 391 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 109 เมกะวัตต์ สำหรับขยะอุตสาหกรรม เป็นการรับซื้อแบบ Feed-in Tariff (FiT) มีโครงการผูกพันกับภาครัฐลงนามสัญญาซื้อขายแล้ว 7 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 37 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 13 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 31 ธันวาคม 2562 (2) ชีวมวล มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 243 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 3,612 เมกะวัตต์ มีโครงการที่เอกชนผลิตเพื่อใช้เอง 23 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 445 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 4,057 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 1,513 เมกะวัตต์ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT ระยะที่ 1 ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ดำเนินการแล้วเสร็จตามเป้าหมาย 36 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2561 (3) ก๊าซชีวภาพ มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 190 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 445 เมกะวัตต์ เอกชนผลิตเพื่อใช้เอง 18 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 41 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 486 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 794 เมกะวัตต์ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT ระยะที่ 1 ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา เป้าหมาย 10 เมกะวัตต์ ดำเนินการได้เพียง 2 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2561 เป้าหมายส่วนที่เหลือ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ประกาศรับซื้อไฟฟ้าแล้วเมื่อวันที่ 28 เมษายน 2560 โดยมีกำหนด SCOD วันที่ 30 มิถุนายน 2562 และ (4) พลังงานแสงอาทิตย์ มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 6,654 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 2,994 เมกะวัตต์ ผลิตเพื่อใช้เอง 6 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 11 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 3,005 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 2,995 เมกะวัตต์ ส่วนการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 1 ได้รับใบอนุญาตครบและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามกำหนด 55 ราย รวม 232.87 เมกะวัตต์ ยังไม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบและอยู่ระหว่างอุทธรณ์ 11 ราย รวม 43.45 เมกะวัตต์ และถูกปฏิเสธการตอบรับซื้อ 1 ราย ปริมาณ 5 เมกะวัตต์ ส่วนโครงการฯ ระยะที่ 2 กกพ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าแล้ว เมื่อวันที่ 28 เมษายน 2560 มีเป้าหมายรับซื้อ 219 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นสหกรณ์ 119 เมะวัตต์ และส่วนราชการ 100 เมกะวัตต์ โดยมีกำหนด SCOD วันที่ 30 มิถุนายน 2561 นอกจากนี้ ยังมีโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ SPP Hybrid Firm อยู่ระหว่างเตรียมประกาศและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้า โดยมีเป้าหมายรับซื้อ 300 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 แนวทางการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับสภาวะวิกฤติก๊าซธรรมชาติปี 2564-2566
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้มีมติรับทราบการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015)ที่ปรับปรุงใหม่ และเห็นชอบแนวทางการปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหาและนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) และจากแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติที่ปรับปรุงใหม่ พบว่าความต้องการ LNG ของประเทศในช่วงปี 2564 และ 2566 มากเกินกว่าที่โครงสร้างพื้นฐานในช่วงเวลานั้นจะสามารถรองรับได้ โดยในปี 2564 คาดว่าจะมีความต้องการ LNG อยู่ที่ 14.1 ล้านตันต่อปี ขณะที่โครงสร้างพื้นฐานรองรับได้เพียง 11.5 ล้านตันต่อปี นอกจากนี้ การสรุปแนวทางการบริหารจัดการแหล่งเอราวัณ และบงกชที่สัมปทานจะหมดอายุในปี 2565 – 2566 มีความล่าช้า ทำให้การผลิตก๊าซฯ ในอ่าวไทยมีปริมาณน้อยกว่าที่คาดการณ์ไว้ในแผน และอาจมีการผลิตไม่ต่อเนื่อง
2. กระทรวงพลังงาน ได้จัดทำแนวทางการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับสภาวะวิกฤติก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 เพื่อแก้ไขปัญหาความต้องการส่วนเกินและพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหาและนำเข้า LNG ในเบื้องต้น ดังนี้
2.1 มาตรการที่สามารถดำเนินการได้ทันทีและได้ดำเนินการแล้ว ได้แก่ การเจรจาตกลงราคาและปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติโครงการบงกชเหนือ โดยมีการรับประกันอัตราขั้นต่ำในการผลิตช่วงปี 2562 ถึงเดือนเมษายน 2564 เพื่อให้มีปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติก่อนสิ้นอายุสัมปทานในปี 2565 เพิ่มขึ้น ซึ่งจะทำให้ความสามารถในการจ่าย LNG น้อยกว่าความต้องการใช้ในปี 2564 ลดลงจาก 2.6 ล้านตัน เหลือเพียง 2.0 ล้านตัน
2.2 มาตรการเบื้องต้นที่จัดทำขึ้นเพื่อเสนอ กพช. ซึ่งจะต้องวิเคราะห์เพิ่มเติมก่อนตัดสินใจภายในปี 2560 โดยจากการประเมินผลกระทบวิกฤติก๊าซธรรมชาติพบว่า หากความสามารถในการจ่ายก๊าซธรรมชาติในปี 2564 น้อยกว่าความต้องการใช้ 2.0 ล้านตัน จะส่งผลกระทบต่อภาคการผลิตไฟฟ้าของประเทศ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 13,623 ล้านหน่วย หรือเทียบเท่าโรงไฟฟ้า 1,700 เมกะวัตต์ ดังนั้น จึงได้กำหนดแนวทางการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับผลกระทบของภาคการผลิตไฟฟ้า ในปี 2564 ดังนี้ (1) ด้านการลดความต้องการใช้ไฟฟ้า (Demand Side) ได้แก่ การส่งเสริมติดตั้งแผงโซล่าร์บนหลังคา (Solar Rooftop) เพื่อลดความต้องการไฟฟ้าช่วงพีคกลางวัน จำนวน 1,000 เมกะวัต์ และมาตรการ Demand Response (DR) เพื่อประหยัดไฟฟ้าตามช่วงเวลาที่ภาครัฐกำหนดเป็นการเฉพาะ จำนวน 500 เมกะวัตต์ (2) ด้านการจัดหาเชื้อเพลิง/พลังงานไฟฟ้า (Supply Side) ได้แก่ การจัดหาก๊าซธรรมชาติส่วนเพิ่มจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (Joint Development Area: JDA) การเพิ่มความสามารถในการสำรอง LNG เพิ่มเติม เช่น การขยาย LNG Receiving Terminal แห่งที่ 1 (T-1) ที่มาบตาพุด จังหวัดระยอง ให้รองรับการนำเข้า LNG จาก 11.5 ล้านตันต่อปี เป็น15 ล้านตันต่อปี การเร่งรัดการสร้าง Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ในเมียนมาการพัฒนาโครงการ FSRU เพิ่มเติมในพื้นที่ภาคใต้ รวมถึงเปิดให้เอกชนลงทุนใน FSRU ที่มาบตาพุด เป็นต้น และ (3) การจัดหาพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติม เช่น การรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว เพิ่มเติมจากสัญญาที่มีอยู่แล้ว (น้ำเทิน 1 และไซยะบุรี) โครงการใหม่ที่พร้อมเสนอขาย (น้ำงึม 3) หรือซื้อไฟฟ้าโรงไฟฟ้าถ่านหินโครงการใหม่ (BLCPส่วนขยาย โรงไฟฟ้าเกาะกง ของกัมพูชา โครงการเซกอง ของ สปป. ลาว) รวมทั้งการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นจากนโยบาย SPP Hybrid Firm และ VSPP Semi-Firm
3. จากสภาวะวิกฤติก๊าซธรรมชาติไม่เพียงพอกับความต้องการใช้ในปี 2564 เหตุผลส่วนหนึ่งมาจากการที่โรงไฟฟ้าถ่านหินภาคใต้ไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) โดยสรุปประเด็นปัญหา ได้ดังนี้ (1) โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดกระบี่ กำลังผลิต 800 เมกะวัตต์ มีกำหนด SCOD ในปี 2562 ประกอบด้วยโรงไฟฟ้าถ่านหินและท่าเทียบเรือบ้านคลองรั้ว ปัจจุบันล่าช้ากว่าแผนงานประมาณ 3-5 ปี เนื่องจากมีประชาชนบางส่วนยังไม่เห็นด้วยกับโครงการและมีข้อเรียกร้องจนทำให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องหยุดพิจารณาโครงการ ปัจจุบันอยู่ระหว่างรอความชัดเจนเกี่ยวกับแนวทางการศึกษาและการจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) รวมทั้งแนวทางการจัดรับฟังความคิดเห็นเพิ่มเติมจากสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) และ (2) โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดเทพา ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าถ่านหินเครื่องที่ 1-2 รวมกำลังผลิต 2,000 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ในปี 2564 และ 2567 ตามลำดับ และท่าเทียบเรือสำหรับโครงการ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการพิจารณา EIA และรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมทรัพยากรธรรมชาติและสุขภาพ (EHIA) ของคณะกรรมการผู้ชำนาญการพิจารณารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (คชก.) ทั้งนี้ หากโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดทั้งสองแห่งไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนดในแผน PDP 2015 จะส่งผลกระทบต่อความมั่นคงทางไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้และเกิดความเสี่ยงในการเกิดปัญหาไฟฟ้าดับ ดังนั้น ควรมีการตัดสินใจเพื่อให้สามารถจัดหาไฟฟ้าเพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้อย่างน้อย 800 เมกะวัตต์ เช่น การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA หรือการพัฒนา FSRU เพิ่มเติมในพื้นที่ภาคใต้ เพื่อนำไปใช้ในโรงไฟฟ้าจะนะส่วนขยาย (โครงการจะนะ 3) และการพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนหรือโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดในพื้นที่ใหม่ เช่น อำเภอปานาเระ จังหวัดปัตตานี เป็นต้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 รายงานผลการดำเนินคดีปกครองที่เกี่ยวกับคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบว่า ในช่วงปี 2555 – 2559 มีคดีที่ กพช.ถูกฟ้องร้องต่อศาลปกครอง จำนวน 14 คดี โดยมีคดีที่มีการดำเนินการในปัจจุบัน จำนวน 2 คดี ดังนี้
1. มาตรการค่าไฟฟ้าฟรี โดยสมาคมต่อต้านสภาวะโลกร้อนกับพวกรวม 5 คน ได้ฟ้องคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กพช. คณะรัฐมนตรี การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) เป็นคดีปกครอง โดยให้เพิกถอนคำสั่งหรือมติเกี่ยวกับมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี เฉพาะในส่วนที่เกี่ยวกับการผลักภาระค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าในครัวเรือนไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือนในอดีต หรือ 50 หน่วยต่อเดือนในปัจจุบัน ไปให้ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ กิจการเฉพาะอย่าง และองค์กรที่ไม่แสวงหากำไร หรือประชาชนผู้ประกอบการ หรืออุตสาหกรรมต่างๆ ทั่วประเทศ รวมทั้งให้ กฟภ. และ กฟน. คืนเงินที่เรียกเก็บไปแล้วคืนให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าที่รับภาระค่าไฟฟ้าดังกล่าว ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 จนถึงวันที่ศาลพิพากษาหรือมีคำสั่งพร้อมอัตราดอกเบี้ยตามที่ศาลกำหนด ต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2560ศาลปกครองกลางได้พิพากษาเพิกถอนมติ กกพ. และ กพช. เฉพาะในส่วนที่เกี่ยวกับการผลักภาระอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีของผู้ใช้ไฟฟ้าในครัวเรือนซึ่งติดตั้งมาตรวัดกระแสไฟฟ้าขนาด 5 (15) แอมแปร์ และใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือนในอดีต หรือ 50 หน่วยต่อเดือนในปัจจุบัน ให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท กิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ กิจการเฉพาะอย่าง และองค์กรที่ไม่แสวงหากําไร โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่คดีถึงที่สุดเป็นต้นไป คําขออื่นนอกจากนี้ให้ยกคำขอ ซึ่ง กกพ. และ กพช. ได้ยื่นอุทธรณ์คำพิพากษาดังกล่าว โดยพนักงานอัยการผู้รับมอบอำนาจได้ยื่นคำอุทธรณ์ต่อศาลแล้วเมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2560 ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครองสูงสุด สำหรับผู้ฟ้องคดีมิได้อุทธรณ์คำพิพากษา
2. ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ต้องการให้รับซื้อไฟฟ้าแบบเดียวกับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โดยผู้ประกอบกิจการไฟฟ้า SPP ได้ยื่นฟ้อง กพช. กกพ. และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ต่อศาลปกครองกลางจำนวน 3 คดี มีผู้ฟ้องคือ (1) บริษัท เอ ที ไบโอพาวเวอร์ จำกัด (2) บริษัท มุ่งเจริญไบโอแมส จำกัด กับพวกรวม 2 คน และ (3) บริษัท สุราษฎร์ธานี กรีน เอ็นเนอยี่ จำกัด โดยผู้ฟ้องคดีซึ่งเป็น SPP ได้ฟ้องกรณีมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่กำหนดให้เปลี่ยนแปลงอัตราราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเชื้อเพลิงชีวมวลสำหรับ VSPP จากแบบ Adder เป็นแบบ Feed-in Tariff (FiT)ถือเป็นการกระทำที่เลือกปฏิบัติโดยไม่ชอบด้วยกฎหมาย ดังนั้น จึงขอให้กำหนดนโยบายและแนวทางหลักเกณฑ์ในการรับซื้อไฟฟ้าของ SPP ให้เป็นแบบเดียวกับ VSPP ทั้งนี้ สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการของ กพช. ได้จัดทำคำให้การและมอบอำนาจให้พนักงานอัยการแก้ต่างคดีแล้ว และจะรายงานความก้าวหน้าให้ กพช. ทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการสตึงมนัม (Tariff MOU)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2543 รัฐบาลไทยและกัมพูชาได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจเพื่อส่งเสริมความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างทั้งสองประเทศ และเมื่อวันที่ 18 - 19 ธันวาคม 2558นายกรัฐมนตรีของไทยและนายกรัฐมนตรีกัมพูชา ได้ประชุมหารือเกี่ยวกับความร่วมมือโครงการสตึงมนัม เพื่อให้เกิดความร่วมมือด้านพลังงานและการบริหารจัดการน้ำร่วมกันอย่างบูรณาการ ต่อมาในการประชุม Asia Cooperation Dialogue Summit ครั้งที่ 2 เมื่อวันที่ 9 ตุลาคม 2559 ทั้งสองฝ่ายยินดีสนับสนุนการพัฒนาโครงการสตึงมนัม
2. เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2559 ณ สถานเอกอัครราชทูต กรุงพนมเปญ นายกรัฐมนตรีกัมพูชาได้มีข้อสั่งการไปยังหน่วยงานที่เกี่ยวข้องของกัมพูชาว่าเห็นชอบให้ตั้งโรงไฟฟ้าในฝั่งไทยและผันน้ำให้ฝ่ายไทยใช้โดยไม่คิดค่าใช้จ่าย ต่อมาเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2560 กระทรวงเหมืองแร่และพลังงานของกัมพูชามีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานของไทย แจ้งว่ารัฐบาลกัมพูชาได้ให้สิทธิ์บริษัท Steung Meteuk Hydropower จำกัด (SMH) ในการจัดทำ Feasibility Study เพื่อพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าสตึงมนัม และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 ได้มีมติรับทราบความคืบหน้าการดำเนินงานโครงการไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัม และมอบหมายให้คณะกรรมการทรัพยากรน้ำแห่งชาติ กรมทรัพยากรน้ำ และกรมชลประทาน รับไปเตรียมการวางแผนการดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการนำน้ำจากโครงการไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัมไปใช้ประโยชน์ในพื้นที่ภาคตะวันออก โดยให้ประสานงานกับกระทรวงพลังงานในส่วนที่เกี่ยวข้องตามขั้นตอนต่อไป
3. กระทรวงพลังงาน โดยคณะทำงานศึกษาแนวทางการผันน้ำจากประเทศเพื่อนบ้านได้ประชุมเมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2560 เพื่อพิจารณาข้อเสนอทางเลือกเกี่ยวกับความเป็นไปได้ในพื้นที่ตั้งโครงการและการนำน้ำจากโครงการสตึงมนัมปริมาณ 300 ล้านลูกบาศก์เมตร (ยกเว้นฤดูฝน) มาใช้ประโยชน์ โดยมี 3 ข้อเสนอคือ (1) ตั้งโรงไฟฟ้าฝั่งกัมพูชา ขนาด 24 เมกะวัตต์ พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ 105.6 ล้านหน่วยต่อปี ราคาค่าไฟฟ้า 10.75 บาทต่อหน่วย มูลค่าไฟฟ้า 2.60 บาทต่อหน่วย และมูลค่าน้ำ 2.87 บาทต่อลูกบาศก์เมตร (2) ตั้งโรงไฟฟ้าฝั่งไทย ขนาด 28 เมกะวัตต์ พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ 115 ล้านหน่วยต่อปี ราคาค่าไฟฟ้า 13.50 บาทต่อหน่วย มูลค่าไฟฟ้า 2.60 บาทต่อหน่วย และมูลค่าน้ำ 4.18 บาทต่อลูกบาศก์เมตร และ (3) ตั้งโรงไฟฟ้าทั้ง 2 ฝั่ง ขนาดรวม 52 เมกะวัตต์ พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ 220 ล้านหน่วยต่อปี ราคาค่าไฟฟ้า 8.50 บาทต่อหน่วย มูลค่าไฟฟ้า 2.60 บาทต่อหน่วย และมูลค่าน้ำ 4.33 บาทต่อลูกบาศก์เมตร ทั้งนี้ คณะทำงานฯ ได้พิจารณาแล้วมีความเห็นในหลักการว่าทางเลือกที่ 1 คือ โรงไฟฟ้าตั้งอยู่ฝั่งกัมพูชา เป็นทางเลือกที่ดีที่สุด และเมื่อวันที่ 12 เมษายน 2560 กระทรวงพลังงานได้ทำหนังสือถึงรัฐบาลกัมพูชา โดยเสนอทางเลือกที่ 1 ซึ่งโรงไฟฟ้าอยู่ฝั่งกัมพูชาและทางกัมพูชาจะไม่คิดค่าน้ำ รวมทั้งมอบหมายให้ บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด สามารถร่วมพัฒนาโครงการกับบริษัท Steung Meteuk Hydropower Co., Ltd. (SMH)
4. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2560 ได้มีการประชุมคณะกรรมการทรัพยากรน้ำแห่งชาติ (กนช.) และประธาน กนช. ได้สั่งการให้หาแนวทางที่สามารถนำน้ำจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัมมาใช้ประโยชน์ให้ถึงพื้นที่จังหวัดชลบุรี และ กนช. มีมติมอบหมายดังนี้ (1) ให้กรมทรัพยากรน้ำ (ทน.) เป็นเจ้าภาพหลักในการกำหนดแนวทางการผันน้ำจากเขื่อนสตึงมนัมให้เหมาะสมเพื่อรองรับการดำเนินงานภายใต้แผนงานพัฒนาระเบียงเศรษฐกิจภาคตะวันออก และเขตเศรษฐกิจพิเศษ (2) ให้กรมชลประทาน (ชป.) วางแผนการใช้น้ำและเพิ่มประสิทธิภาพการใช้น้ำของอ่างเก็บน้ำเพื่อใช้น้ำในพื้นที่ให้เกิดประโยชน์สูงสุด และ (3) ให้ ทน. และ ชป. ประสานงานกับกระทรวงพลังงานในส่วนที่เกี่ยวข้อง และรายงานความคืบหน้าให้ กนช. ทราบต่อไป
5. กฟผ. และบริษัท SMH ได้ร่วมกันจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจโครงการสตึงมนัม (MOU) เพื่อเป็นกรอบความร่วมมือในการพัฒนาโครงการระหว่าง กฟผ. กับบริษัท Steung Meteuk Hydropower โดยทั้งสองฝ่ายมีการตกลงกัน ดังนี้ (1) กฟผ. จะขอความเห็นชอบ MOU จาก กพช. และบริษัทฯ จะขอความเห็นชอบ จากหน่วยงานรัฐบาลของกัมพูชา ทั้งสองฝ่ายจะขอความเห็นชอบการลงนาม MOU ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม และแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบเป็นลายลักษณ์อักษร โดย MOU มีผลบังคับใช้ในวันที่ทั้งสองฝ่ายได้รับความเห็นชอบ (2) MOU มีผลนับตั้งแต่วันที่บังคับใช้จนถึงเหตุการณ์ที่เกิดขึ้นก่อนระหว่างการบังคับใช้ PPA การสิ้นสุดระยะเวลาบังคับใช้ 18 เดือนหลังจากลงนาม หรืออาจขยายได้หากทั้งสองฝ่ายเห็นชอบ ส่วนการยกเลิก MOU ทั้งสองฝ่ายต้องเห็นชอบเป็นลายลักษณ์อักษร (3) ทั้งสองฝ่ายจะร่วมมือกันศึกษาการพัฒนาโครงการสตึงมนัมซึ่งมีโรงไฟฟ้าและเขื่อนตั้งอยู่ที่กัมพูชา บริษัทฯ จะศึกษาความเป็นไปของโครงการ รวมถึงการรับซื้อไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบส่งให้สอดคล้องกับ Grid Code และแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) โดยเจรจาร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ขนานไปกับการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการ หากการเจรจาได้ข้อสรุป กฟผ. จะขอความเห็นชอบ PPA จากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน กพช. และคณะรัฐมนตรี ตามลำดับ และบริษัทฯ จะขอความเห็นชอบ PPA จากรัฐบาลกัมพูชา โดยแจ้งให้อีกฝ่ายทราบเป็นลายลักษณ์อักษรทันทีหลังจากได้รับความเห็นชอบ (4) PPA จะเริ่มบังคับใช้ตั้งแต่วัน Execution Date และมีอายุ 50 ปี นับจากวัน COD โดยอาจมีการต่ออายุสัญญาได้ หากทั้งสองฝ่ายและกัมพูชาให้ความเห็นชอบ ผู้พัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าเพื่อจำหน่ายให้ กฟผ. ประมาณ 24 เมกะวัตต์ และส่งน้ำให้ไทยระหว่างเดือนพฤศจิกายนถึงพฤษภาคม เฉลี่ยปีละประมาณ 300 ล้านลูกบาศก์เมตร ทั้งนี้ อาจมีการเปลี่ยนแปลงได้หากทั้งสองฝ่ายเห็นชอบ โดยคาดว่าจะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ในเดือนพฤศจิกายน 2566 อัตราค่าไฟฟ้าสูงสุด ไม่เกิน 10.75 บาทต่อหน่วย ซึ่งจะมีการเจรจาเพิ่มเติมต่อไป ทั้งนี้ กฟผ. จะรับซื้อไฟฟ้าภายใต้เงื่อนไขว่า โครงการต้องส่งน้ำมายังไทยและจะไม่มีการคิดค่าน้ำ เนื่องจากเป็นความร่วมมือในการใช้น้ำบริเวณชายแดนไทยและกัมพูชา รวมทั้ง กฟผ. จะเป็นผู้ร่าง PPA (5) แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบต้นทุนและค่าใช้จ่ายของตนที่เกิดจากการพัฒนาโครงการ การเจรจา และการบังคับใช้ MOU (6) เงื่อนไข MOU และข้อมูลอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องกับโครงการ การเจรจา และกรอบการเจรจา PPA จะต้องเก็บเป็นความลับ และไม่เปิดเผยแก่บุคคลที่สาม หากไม่ได้รับการยินยอมเป็นลายลักษณ์อักษร ยกเว้นการสั่งให้เปิดเผยโดยกฎหมายหรือศาล หรือหน่วยงานของรัฐที่เกี่ยวข้อง หรือข้อมูลเป็นที่รับรู้โดยสาธารณชนทั่วไปในขณะที่เปิดเผย หรือข้อมูลมีที่มาจากบุคคลที่ 3 ซึ่งไม่ได้อยู่ภายใต้การบังคับใช้เงื่อนไขนี้ ทั้งนี้ ข้อมูลที่ได้รับการยินยอมให้เปิดเผยจะต้องไม่นำไปใช้สร้างความเสียหายให้ทั้งสองฝ่าย (7) ทั้งสองฝ่ายไม่ต้องรับผิดชอบค่าเสียหายที่เกิดขึ้นจากเงื่อนไข MOU หรือการยกเลิก MOU (8) หากเกิดข้อพิพาทจะเจรจาและหารือกันอย่างรอมชอม (9) MOU จะบังคับใช้และตีความตามกฎหมายไทย และ (10) ทั้งสองฝ่ายจะจัดทำกรอบการเจรจา PPA อย่างโปร่งใส และสอดคล้องกับข้อตกลงใน MOU ห้ามให้มีการโอนสิทธิ์ เว้นแต่ได้รับความยินยอมเป็นลายลักษณ์อักษร และ MOU ต้องไม่กระทบหรือจำกัดสิทธิ์ของ กฟผ. ที่จะเจรจากับผู้พัฒนาโครงการรายอื่นๆ และการแจ้งหรือติดต่อใดๆ จะต้องเป็นลายลักษณ์อักษร โดยจัดส่งโดยตรง ไปรษณีย์ หรือแฟ็กซ์ ตามที่อยู่หรือหมายเลขที่กำหนด
6. การดำเนินงานด้านน้ำ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีการหารือเบื้องต้นกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและเสนอแนวทางดำเนินงานดังนี้ (1) มอบหมายให้ ทน. เป็นเจ้าภาพหลักในการกำหนดแนวทางการผันน้ำจากโครงการสตึงมนัมให้เหมาะสมเพื่อรองรับความต้องการใช้น้ำในเขตพื้นที่ระเบียงเศรษฐกิจภาคตะวันออก (EEC) และเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ (Special Economic Zone: SEZ) โดยให้นำการศึกษาที่มีอยู่เดิมมาปรับปรุงให้เหมาะสมและสอดคล้องกับการพยากรณ์ความต้องการใช้น้ำในแต่ละภาคเศรษฐกิจ ทั้งนี้ควรให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือน โดยให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ ชป. การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย การประปาส่วนภูมิภาค และบริษัท จัดการและพัฒนาทรัพยากรน้ำภาคตะวันออก จำกัด (มหาชน) (บริษัท East Water) ร่วมสนับสนุนการดำเนินงานด้วย (2) มอบหมายให้ ชป. รับไปเตรียมการศึกษาแนวเส้นทางการก่อสร้างระบบท่อส่งน้ำที่จะสามารถนำน้ำจากโครงการสตึงมนัมมาใช้ประโยชน์ในพื้นที่ภาคตะวันออก รวมทั้งเตรียมการจัดทำรายงานผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมให้สอดคล้องกับแนวทางข้างต้น โดยสามารถดำเนินการขอรับการจัดสรรงบประมาณการศึกษาและพัฒนาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจโครงการสตึงมนัม และให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ ทั้งนี้ ให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย สามารถลงนามในบันทึกความเข้าใจฯ กับผู้พัฒนาโครงการต่อไป เมื่อร่างบันทึกความเข้าใจฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดเรียบร้อยแล้ว
2. เห็นชอบแนวทางการดำเนินการด้านน้ำ และให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ดังนี้
2.1 มอบหมายให้กรมทรัพยากรน้ำ เป็นเจ้าภาพหลักในการกำหนดแนวทางการผันน้ำจากโครงการสตึงมนัมให้เหมาะสมเพื่อรองรับความต้องการใช้น้ำในเขตพื้นที่ระเบียงเศรษฐกิจภาคตะวันออก (EEC) และเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ (Special Economic Zone: SEZ) โดยให้นำการศึกษาที่มีอยู่เดิมมาปรับปรุงให้เหมาะสมและสอดคล้องกับการพยากรณ์ความต้องการใช้น้ำในแต่ละภาคเศรษฐกิจ ทั้งนี้ควรให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือน โดยให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กรมชลประทาน การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทยการประปาส่วนภูมิภาค และบริษัท จัดการและพัฒนาทรัพยากรน้ำภาคตะวันออก จำกัด (มหาชน) (บริษัท East Water) ร่วมสนับสนุนการดำเนินงานด้วย
2.2 มอบหมายให้กรมชลประทานรับไปเตรียมการศึกษาแนวเส้นทางการก่อสร้างระบบท่อส่งน้ำที่จะสามารถนำน้ำจากโครงการสตึงมนัมมาใช้ประโยชน์ในพื้นที่ภาคตะวันออก รวมทั้งเตรียมการจัดทำรายงานผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมให้สอดคล้องกับแนวทางข้อ 2.1 โดยสามารถขอรับการจัดสรรงบประมาณเพื่อดำเนินการศึกษาและพัฒนาต่อไป
2.3 มอบหมายให้สำนักงบประมาณ สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และหน่วยงานอื่นที่เกี่ยวข้องพิจารณาสนับสนุนการดำเนินงานของหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวกับนโยบายนี้ต่อไป
เรื่องที่ 6 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักการและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP Hybrid Firm) เพื่อสร้างความมั่นคงให้แก่ระบบไฟฟ้าและช่วยลดภาระการจัดหาเชื้อเพลิงประเภทใดประเภทหนึ่งในการผลิตไฟฟ้าลง ต่อมาองค์การบริหารส่วนจังหวัดนนทบุรี (อบจ. นนทบุรี) ได้มีหนังสือแจ้งกระทรวงพลังงานว่าได้ดำเนินโครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการระบบขยะมูลฝอย โดยเป็นโครงการนำร่องระยะเร่งด่วนตามแผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) เมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2557 รวมทั้งเป็นโครงการที่รัฐส่งเสริมให้เอกชนมีส่วนร่วมในการลงทุนภายใต้แผนยุทธศาสตร์การให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2558 - 2562 โดยให้สิทธิเอกชนลงทุนก่อสร้าง บริหารจัดการ และบำรุงรักษาระบบกำจัดขยะมูลฝอย ส่วนพลังงานความร้อนที่เกิดขึ้นจะนำไปผลิตไฟฟ้ามีเป้าหมายการกำจัดขยะมูลฝอยไม่ต่ำกว่า 1,000 ตันต่อวัน และผลิตไฟฟ้าขนาด 20 เมกะวัตต์ และเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2559 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบโครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการระบบกำจัดขยะมูลฝอยโดยให้ อบจ. นนทบุรี ดำเนินโครงการตามขั้นตอนแห่งพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 อบจ.นนทบุรี จึงได้มีหนังสือขอให้กระทรวงพลังงานกำหนดนโยบายอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจาก SPP สำหรับพลังงานประเภทขยะมูลฝอยชุมชน
2. สนพ. ได้วิเคราะห์โครงการของ อบจ. นนทบุรี พบว่ามีความสอดคล้องและเป็นโครงการนำร่องระยะเร่งด่วนตามแผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย นอกจากนี้อาจมีโครงการในลักษณะเดียวกันที่มีศักยภาพในอนาคต จึงเห็นสมควรที่จะนำเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบในหลักการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน ต่อมาเมื่อวันที่ 9 พฤษภาคม 2560 สนพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และกรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น (สถ.) ได้มีการประชุมหารือแนวทางและเงื่อนไขการจัดการขยะเป็นพลังงานไฟฟ้า และได้มีข้อสรุปแนวทางและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนสำหรับ SPP ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560
3. เมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม 2560 กบง. ได้รับทราบหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ดังนี้ (1) กำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ (2) การส่งเสริมจะเป็นในลักษณะ Non-firm เนื่องจากปัญหาเรื่องการจัดหาเชื้อเพลิงขยะที่ไม่แน่นอน อาจส่งผลให้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้อย่างสม่ำเสมอในรูปแบบ Firm (3) อัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน ไม่ควรสูงไปกว่าเพดานของอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการประเภท SPP Hybrid Firm (ปัจจุบันคือ 3.66 บาทต่อหน่วย ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560) เพื่อไม่ให้เป็นการเพิ่มภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้า โดยผู้พัฒนาโครงการอาจสามารถเสนอให้กระทรวงมหาดไทยพิจารณาแนวทางการสนับสนุนให้หน่วยงานท้องถิ่นจัดเก็บค่าธรรมเนียมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย (Tipping Fee) ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดฯ (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 เพื่อให้สามารถสนับสนุนค่า Tipping Fee ให้สอดคล้องกับกรอบอัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชนที่ กพช. กำหนดไว้ต่อไป (4) การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmap หรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล และ (5) กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 เช่นเดียวกับการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ SPP Hybrid Firm สำหรับการจัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT สำหรับ SPP ขยะชุมชนจะพิจารณาต้นทุนการผลิตไฟฟ้าให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดฯ (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 บนพื้นฐานค่าใช้จ่ายเฉลี่ยในการกำจัดขยะมูลฝอย ตามผลการศึกษาของ สถ. ร่วมกับการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค กรมโยธาธิการและผังเมือง กรมควบคุมมลพิษ และมหาวิทยาลัยเทคโนโลยีสุรนารี และสรุปอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP ขยะชุมชนสำหรับโรงไฟฟ้ากำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 เมกะวัตต์ แต่ไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ อัตรา FiT อยู่ที่ 3.66 บาทต่อหน่วย (FiTF อยู่ที่ 1.81 บาทต่อหน่วย และ FiTv ปี 2560 อยู่ที่ 1.85 บาทต่อหน่วย) ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี โดยอัตรา FiT จะใช้สำหรับโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2560 ภายหลังปี 2560 อัตรา FiTV จะเพิ่มขึ้นต่อเนื่องตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation)
4. สนพ. สำนักงาน กกพ. และ สถ. ได้ประชุมหารือแนวทางและเงื่อนไขการจัดการขยะเป็นพลังงานไฟฟ้า และได้มีข้อสรุปเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP เพื่อให้สอดคล้องกับวัตถุประสงค์ของการบริหารจัดการขยะมูลฝอยของประเทศ ดังนี้ (1) ต้องเป็นโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี หรือเป็นโครงการภายใต้แผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย ของกระทรวงมหาดไทย ที่ผ่านกระบวนการคัดเลือกโดยคณะกรรมการกลางจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย ให้ครอบคลุมตั้งแต่ขั้นตอนการกำจัดขยะจนถึงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ตามกฎหมายของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง (2) ผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าต้องมีสัญญาในการรับขยะชุมชนเป็นเชื้อเพลิงหรือเชื้อเพลิง RDF จากหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง เช่น องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) อปท.รูปแบบพิเศษ เป็นต้น เพื่อยืนยันปริมาณที่เหมาะสมและสอดคล้องกับการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุโครงการ และ (3) สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะต้องเป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท.รูปแบบพิเศษ ทั้งนี้ เห็นควรมอบให้ กกพ. ไปออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP และให้ กกพ. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกับกระทรวงมหาดไทย กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงแผนแม่บทการจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของประเทศ และนำเสนอให้ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ดังนี้
1.1 ขนาดโครงการ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน กำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 50 เมกะวัตต์
1.2 การส่งเสริมจะเป็นในลักษณะ Non-firm เนื่องจากปัญหาเรื่องการจัดหาเชื้อเพลิงขยะที่ไม่แน่นอน อาจส่งผลให้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้อย่างสม่ำเสมอในรูปแบบ Firm
1.3 อัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน ไม่ควรสูงไปกว่าเพดานของอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการประเภท SPP Hybrid Firm ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 เพื่อไม่ให้เป็นการเพิ่มภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้า โดยผู้พัฒนาโครงการอาจสามารถเสนอให้กระทรวงมหาดไทยพิจารณาแนวทางการสนับสนุนให้หน่วยงานท้องถิ่นจัดเก็บค่าธรรมเนียมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย (Tipping Fee) ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 เพื่อให้สามารถสนับสนุนค่า Tipping Fee ให้สอดคล้องกับกรอบอัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชนที่เสนอให้ กพช. พิจารณากำหนดต่อไป
1.4 การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยจะต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmap หรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล
1.5 กำหนดให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 เช่นเดียวกับการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ SPP Hybrid Firm
2. เห็นชอบอัตราและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ดังนี้
2.1 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
2.2 เงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
(1) ต้องเป็นโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี หรือเป็นโครงการภายใต้แผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย ของกระทรวงมหาดไทย ที่ผ่านกระบวนการคัดเลือกโดยคณะกรรมการกลางจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย ให้ครอบคลุมตั้งแต่ขั้นตอนการกำจัดขยะจนถึงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ตามกฎหมายของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น กระทรวงมหาดไทย เป็นต้น
(2) ผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าต้องมีสัญญาในการรับขยะชุมชนเป็นเชื้อเพลิงหรือเชื้อเพลิง RDF (Refuse Derived Fuel) จากหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง เช่น องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นรูปแบบพิเศษ เป็นต้น เพื่อยืนยันปริมาณที่เหมาะสมและสอดคล้องกับการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุโครงการ
(3) สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะต้องเป็นกรรมสิทธิ์ขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น หรือองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นรูปแบบพิเศษ
3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
4. มอบหมายให้ กกพ. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกับกระทรวงมหาดไทย กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงแผนแม่บทการจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของประเทศ และนำเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบ ก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้ประธานกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นายพรเทพ ธัญญพงศ์ชัย)สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 กพช. เห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร (โครงการฯ) โดยมีขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา Feed-in Tariff (FiT) 5.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในเดือนธันวาคม 2558 ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 เห็นชอบให้เลื่อนวัน SCOD ของโครงการฯ ในระยะที่ 1 เป็นภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้ การรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือ (ระยะที่ 2) กำหนด SCOD ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 และเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 กพช. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่อัตรา FiT 4.12 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี และมี FiT Premium สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้เพิ่มอีก 0.50 บาทต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ โดยให้ใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้านี้สำหรับโครงการฯ รอบถัดไป และครั้งต่อไปจนกว่า กพช. จะมีมติเห็นชอบอัตราใหม่
2. การดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 1 มีสหกรณ์ภาคการเกษตรผ่านการคัดเลือก 67 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 281.32 เมกะวัตต์ จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด 55 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 232.87 เมกะวัตต์ แต่เนื่องจากระยะเวลานับจากวันลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) มีกำหนดประมาณปลายเดือนสิงหาคม 2559 ซึ่งเหลือเวลาดำเนินโครงการเพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (COD) เพียง 4 เดือน ส่งผลให้บางโครงการไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ทันตามกำหนดและอยู่ระหว่างอุทธรณ์ 11 ราย นอกจากนี้ยังมี 1 โครงการที่ปฏิเสธการตอบรับซื้อ
3. การดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 2 สำนักงาน กกพ. หารือสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาในประเด็นข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับแนวทางการดำเนินโครงการฯ สำหรับหน่วยงานราชการ ซึ่งเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้มีหนังสือตอบข้อหารือสรุปได้ดังนี้ (1) กรณีส่วนราชการ หากไม่มีกฎหมายให้อำนาจส่วนราชการนั้นในการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ย่อมไม่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ (2) กรณีมหาวิทยาลัยในกำกับของรัฐ จะดำเนินการได้ต้องอยู่ภายใต้วัตถุประสงค์และอำนาจหน้าที่ตามที่กำหนดไว้ในกฎหมายจัดตั้ง รวมทั้งต้องไม่ขัดหรือแย้งกับนโยบาย วัตถุประสงค์และภารกิจหลัก หากกฎหมายจัดตั้งมหาวิทยาลัยไม่ได้กำหนดให้มีวัตถุประสงค์และอำนาจเกี่ยวกับการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าอันเป็นการประกอบกิจการในเชิงพาณิชย์อย่างชัดเจนแล้ว ย่อมไม่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ (3) กรณีองค์การที่รัฐจัดตั้งขึ้น หากกฎหมายจัดตั้งไม่ได้กำหนดให้มีอำนาจในการประกอบกิจการอันมีลักษณะในทางการค้า ย่อมไม่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ แต่ในกรณีที่กฎหมายจัดตั้งให้อำนาจในการประกอบกิจการอันมีลักษณะในทางการค้า ย่อมสามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ เช่น กรณีขององค์การสงเคราะห์ทหารผ่านศึก และ (4) กรณีองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) แม้กฎหมายจัดตั้ง อปท. จะกำหนดให้อำนาจในการดำเนินการจัดให้มีและบำรุงการไฟฟ้าได้ แต่ต้องเป็นระบบการบริการสาธารณะเพื่อประโยชน์ของประชาชนในท้องถิ่นของตนเอง ไม่ได้หมายความว่าจะมีอำนาจดำเนินการผลิตไฟฟ้าหรือร่วมทุนกับเอกชนในลักษณะที่เป็นการประกอบกิจการค้าขายให้แก่บุคคลอื่นเป็นการทั่วไป อปท. จึงไม่มีอำนาจเข้าร่วมโครงการฯ ได้ อีกทั้งขัดต่อประเพณีการปกครองที่ห้ามมิให้รัฐกระทำการค้าขายแข่งขันกับเอกชนด้วย ทั้งนี้ กกพ. ได้มีหนังสือเรียนรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อแจ้งความเห็นของคณะกรรมการกฤษฎีกาเกี่ยวกับหน่วยงานของรัฐที่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ โดยไม่ขัดหรือแย้งกับบทบัญญัติแห่งกฎหมายอื่นที่เกี่ยวข้องนั้นมีจำกัด และอาจทำให้ไม่สามารถรับซื้อไฟฟ้าในโครงการฯ ได้ครบถ้วนตามเป้าหมายที่ กพช. กำหนด
4. เมื่อวันที่ 3 เมษายน 2560 กบง. ได้พิจารณาเป้าหมายรับซื้อและการขยายระยะเวลา SCOD โครงการฯ ระยะที่ 2 และได้มีมติเห็นชอบในหลักการทั้งในส่วนเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับหน่วยงานราชการ 100 เมกะวัตต์ และสหกรณ์ภาคการเกษตร 119 เมกะวัตต์ และการเลื่อนกำหนด SCOD สำหรับรายละเอียดการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าในแต่ละพื้นที่ มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และ กกพ. ร่วมกันหารือแนวทางและรายละเอียดที่เหมาะสมในการดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 2 และเสนอ กบง. หรือ กพช. พิจารณาในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 28 เมษายน 2560 สำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่อง การจัดหาไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2560 ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าของโครงการฯ จากหน่วยงานราชการที่เหลืออยู่ 300 เมกะวัตต์ มีจำนวนหน่วยงานราชการที่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้โดยไม่ขัดหรือแย้งกับบทบัญญัติแห่งกฎหมายที่เกี่ยวข้องมีอยู่จำกัด จึงเห็นควรที่ยุติโครงการนี้ภายหลังจากมีการเปิดรับซื้อไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์จากหน่วยงานราชการครบ 100 เมกะวัตต์ เรียบร้อยแล้ว
5. การดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 1 มีผู้เข้าร่วมโครงการฯ หลายรายได้ก่อสร้างแล้วเสร็จ หรือมีเหตุทำให้ไม่สามารถพัฒนาโครงการต่อได้ เนื่องจากไม่สามารถ COD ได้ตามระยะเวลาที่ กพช. กำหนด การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจึงได้บอกเลิกสัญญา สหกรณ์จึงได้ยื่นอุทธรณ์ต่อ กกพ. หากการพิจารณาอุทธรณ์ฟังขึ้น เห็นควรมอบอำนาจให้ กบง. พิจารณาขยายระยะเวลา SCOD โดยกำหนดบทลงโทษปรับลดอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลงไม่เกินร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย และหักระยะเวลาการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามข้อเท็จจริงแห่งเหตุอุทธรณ์ ทั้งนี้อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น ส่วนโครงการฯ ระยะที่ 2 จะต้องใช้เวลาในการพิจารณาออกประกาศจัดหาไฟฟ้าโครงการฯ ระยะที่ 2 ซึ่งประกาศฉบับนี้ได้ปรับปรุงระยะเวลาให้หน่วยงานราชการดำเนินการสรรหาเอกชนร่วมทุนตามกฎหมายว่าด้วยการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ การพิจารณาคำร้องและข้อเสนอขอขายไฟฟ้า รวมทั้งพิจารณาคุณสมบัติและลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในวันที่ 2 มีนาคม 2561 ผู้ประกอบการจึงมีเวลาพัฒนาโครงการเพียง 4 เดือน ซึ่งปกติใช้เวลาประมาณ 9 เดือน ดังนั้น เพื่อให้ COD ได้ทันตามกำหนดวันที่ 30 มิถุนายน 2561 จึงจำเป็นต้องขอขยายวัน SCOD เป็นวันที่ 30 ธันวาคม 2561
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการมอบอำนาจให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาขยายระยะเวลาจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 พร้อมบทกำหนดโทษปรับลดอัตราค่าไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ลดลงไม่เกินร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย และหักระยะเวลาการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามข้อเท็จจริงแห่งเหตุอุทธรณ์ ทั้งนี้อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น
2. เห็นชอบการเลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2560 จากเดิมภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 เป็นวันที่ 30 ธันวาคม 2561
3. เห็นชอบให้ยุติการรับซื้อไฟฟ้าตามโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตรภายหลังจากการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับหน่วยงานราชการจำนวน 100 เมกะวัตต์ และสหกรณ์ภาคการเกษตรจำนวน 119 เมกะวัตต์ เสร็จสิ้นเรียบร้อยแล้ว
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. ได้พิจารณาเรื่อง การปรับปรุงกระบวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) และได้มีมติมอบหมายให้ กบง. ร่วมกับ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ตามความเหมาะสม ยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้า (FiT) ที่หากจะมีการเปลี่ยนแปลงจะต้องนำเสนอ กพช. ทั้งนี้ จากการดำเนินการที่ผ่านมา อาจมีความจำเป็นต้องปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าในบางส่วนเพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ อีกทั้งการเปิดรับซื้อไฟฟ้าแต่ละรอบอาจจะไม่สามารถรับซื้อได้ครบตามเป้าหมาย รวมถึงขั้นตอนในการปฏิบัติตามกฎหมายของหน่วยงานต่างๆ ที่ทำให้การเปิดรับซื้ออาจไม่เป็นไปตามกรอบเวลาที่ กพช. กำหนด ดังนั้น เพื่อลดภาระงานของ กพช. และให้เกิดความชัดเจนในการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 จึงเห็นควรเสนอให้ กพช. มอบอำนาจให้ กบง. และ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแทน กพช. โดยมีเงื่อนไขสรุปได้ดังนี้ (1) มอบให้ กบง. สามารถเปิดรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจนครบเป้าหมาย และสามารถกำหนดปริมาณรับซื้อเป็นรายพื้นที่ (เช่น การกำหนดเป้าหมายรายภูมิภาค) ภายใต้กรอบเป้าหมายที่ กพช. กำหนดไว้ รวมทั้งสามารถปรับแผนการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนรายปีให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) และปริมาณของแต่ละเชื้อเพลิงที่อาจเปลี่ยนแปลงไป และ (2) มอบให้ กกพ. สามารถปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ทั้ง SPP และ VSPP) เฉพาะโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าหรือมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว แต่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนดเนื่องจากเหตุสุดวิสัย ให้ กกพ. สามารถเลื่อนกำหนด SCOD ใหม่ได้ โดยให้กรอบการขยายเวลา SCOD เท่ากับระยะเวลาที่เกิดเหตุสุดวิสัยจริง และต้องรายงานให้ กบง. และ กพช. ทราบเป็นระยะ
มติของที่ประชุม
1. มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ทั้งผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)) จากเดิมที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ดังต่อไปนี้
1.1 สามารถพิจารณาเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมจนครบเป้าหมายตามที่ กพช. กำหนดไว้
1.2 สามารถพิจารณากำหนดปริมาณรับซื้อโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นรายพื้นที่ (เช่น การกำหนดเป้าหมายรายภูมิภาค) ภายใต้กรอบเป้าหมายที่ กพช. กำหนดไว้แล้ว
1.3 สามารถพิจารณาปรับแผนการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนรายปีให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) และปริมาณของแต่ละเชื้อเพลิงที่อาจเปลี่ยนแปลงไป
2. มอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ทั้ง SPP และ VSPP) จากเดิมที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเฉพาะในกรณีที่โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าหรือมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว แต่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนดในกรอบระยะเวลาที่ กพช. กำหนด เนื่องจากเหตุสุดวิสัย โดยให้ กกพ. สามารถพิจารณาเลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ใหม่ได้ โดยให้กรอบการขยายระยะเวลา SCOD เท่ากับระยะเวลาที่เกิดเหตุสุดวิสัยจริง และจะต้องรายงานผลการดำเนินการให้ กบง. และ กพช. ทราบเป็นระยะ
เรื่องที่ 9 ความก้าวหน้าโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 กพช. ได้พิจารณาแนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ” สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบในหลักการให้ กฟภ. และบริษัท พีอีเอ เอ็นคอม อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐสำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ในส่วนของการผลิตไฟฟ้าชีวมวล มีปริมาณรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 12 เมกะวัตต์ โดยร่วมกับบริษัทชุมชนประชารัฐ/วิสาหกิจชุมชน และให้รายงานผลการดำเนินงานต่อ กบง. และมอบให้ กบง. พิจารณาในการดำเนินการในส่วนของการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) โดยมีปริมาณการรับซื้อไม่เกิน 30 เมกะวัตต์ (2) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานและ กกพ. โดยความเห็นชอบของ กบง. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ โดยคำนึงถึงความเป็นธรรมและเพียงพอในการรองรับวัตถุประสงค์ของแนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ” และ (3) มอบหมายให้ กฟผ. บริหารต้นทุนการผลิตไฟฟ้าเพื่อให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ โดยให้มีผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าน้อยที่สุด
2. ความก้าวหน้าการดำเนินโครงการฯ ใน 3 พื้นที่ สรุปได้ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าชีวมวล อำเภอเมือง จังหวัดนราธิวาส กำลังผลิตติดตั้ง 9.9 เมกะวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. 6.3 เมกะวัตต์ ใช้เทคโนโลยี Direct-Fired ผลิตไอน้ำส่งผ่านกังหันไอน้ำ เงินลงทุน 755 ล้านบาท (2) โรงไฟฟ้าชีวมวล อำเภอแม่ลาน จังหวัดปัตตานี กำลังผลิตติดตั้ง 3.0 เมกะวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. 2.85 เมกะวัตต์ ใช้เทคโนโลยี Gasification ผลิตก๊าซจากชีวมวลส่งให้ Gas Engine เงินลงทุน 400 ล้านบาท และ (3) โรงไฟฟ้าชีวมวล อำเภอบันนังสตา จังหวัดยะลา กำลังผลิตติดตั้ง 3.0 เมกะวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. 2.85 เมกะวัตต์ ใช้เทคโนโลยี Gasification เงินลงทุน 400 ล้านบาท โดยโรงไฟฟ้าชีวมวลทั้ง 3 แห่ง ใช้เศษไม้ยางพาราเป็นเชื้อเพลิงหลัก และจะจัดสรรเงินร้อยละ 10 ของกำไรสุทธิกลับคืนให้แก่ชุมชนในพื้นที่ ทั้งนี้ กระทรวงพลังงาน ได้มอบหมายให้ พพ. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ ซึ่งคาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จภายในเดือนพฤษภาคม 2560 และนำเสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบ จากนั้น กฟภ. และบริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ จะดำเนินการจัดหาที่ดินก่อสร้าง/เทคโนโลยี/แหล่งทุน และจัดตั้งบริษัทร่วมทุน รวมทั้งการขอใบอนุญาตต่างๆ โดยคาดว่าจะเริ่มก่อสร้างโรงไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งได้ในช่วงไตรมาสแรกของปี 2561 เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟภ. ในเดือนพฤษภาคม 2562 สำหรับโรงไฟฟ้าจังหวัดยะลาและจังหวัดปัตตานี และในเดือนมกราคม 2563 สำหรับโรงไฟฟ้าจังหวัดนราธิวาส
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ