![Super User](http://www.gravatar.com/avatar/8f29cc35bfcee5e137109c704783b4c7?s=100&default=https%3A%2F%2Feppo.go.th%2Fcomponents%2Fcom_k2%2Fimages%2Fplaceholder%2Fuser.png)
Super User
สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงชีวภาพ 4 - 10 เมษายน 2565
ประกาศเผยแพร่แผนการจัดซื้อจัดจ้าง กรณีไม่มีการจัดจ้างที่มีวงเงินเกิน 5 แสนบาท หรือการจัดจ้างที่กฎหมายไม่ได้กำหนดให้ต้องเผยแพร่
ราคาน้ำมันเฉลี่ยในอาเซียน
กพช. ครั้งที่ 157 วันพุธที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2565 (ครั้งที่ 157)
วันพุธที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2565 เวลา 13.30 น.
1. รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2564
3. การปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal จังหวัดระยอง [T-2]
4. แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
7. แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา
8. ทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567
9. การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) เพิ่มเติม
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2564
สรุปสาระสำคัญ
1. ระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 กำหนดให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันสิ้นปีงบประมาณ ส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม (คณะกรรมการกองทุนฯ) เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และ กพช. เพื่อทราบภายใน 30 วันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ โดยเมื่อวันที่ 9 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ ประจำปีงบประมาณ 2564 และต่อมา เมื่อวันที่ 17 มกราคม 2565 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ และให้นำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
2. ปีงบประมาณ 2564 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดสรรทุนตามวัตถุประสงค์และแผนการใช้จ่ายเงิน โดยได้ให้ความสำคัญกับการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา และการให้ทุน การศึกษาและฝึกอบรมแก่หน่วยงานในกระทรวงพลังงาน โดยได้อนุมัติเงินในวงเงินรวม 7,134,804.00 บาท แบ่งเป็น (1) หมวดเงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม 6,579,864.00 บาท โดยมีผู้รับการสนับสนุนทุนการศึกษาระดับปริญญาโท และปริญญาเอก จำนวน 10 ทุน และทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษ และภาษาต่างประเทศ จำนวน 26 ทุน ในวงเงิน 5,952,514.00 บาท (2) หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา 74,940.00 บาท โดยอนุมัติให้สมาคมวิศวกรรมปรับอากาศแห่งประเทศไทย 1 โครงการ ได้แก่ โครงการพัฒนาวิศวกรปรับอากาศชั้นนำ (Premier A/C Engineer Training Program) วงเงิน 30,000.00 บาท และสมาคมการจัดการงานบุคคลแห่งประเทศไทย 1 โครงการ ได้แก่ หลักสูตรการจัดการทรัพยากรมนุษย์ชั้นสูง รุ่นที่ 45 วงเงิน 44,940.00 บาท ซึ่งต่อมา สมาคมการจัดการงานบุคคลแห่งประเทศไทย ได้แจ้งสละสิทธิ์ เนื่องจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของไวรัสโควิด-19 และ (3) หมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน 480,000.00 บาท เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายที่จำเป็นในการบริหารงาน ได้แก่ ค่าจ้างลูกจ้างชั่วคราว ค่าตอบแทน ค่าใช้สอย และค่าวัสดุสำนักงาน ทั้งนี้ สถานะเงินกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2564 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ อยู่ที่ 420.297 ล้านบาท หนี้สินรวมอยู่ที่ 0.110 ล้านบาท ทุนของกองทุนฯ อยู่ที่ 420.187 ล้านบาท ผลการดำเนินงานทางการเงิน กองทุนฯ มีรายได้รวมจากการดำเนินการ 4.351 ล้านบาท มีค่าใช้จ่ายรวม 7.209 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนฯ มีรายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 2.859 ล้านบาท ทั้งนี้ ในปีงบประมาณ พ.ศ. 2563 ผู้รับการสนับสนุนทุนการศึกษาและฝึกอบรม และทุนการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของไวรัสโควิด-19 จึงส่งเรื่องเบิกจ่ายล่าช้า ทำให้มีการเบิกจ่ายข้ามปีงบประมาณเพิ่มขึ้น และปีงบประมาณ พ.ศ. 2564 มีรายได้จากอัตราดอกเบี้ยลดลง ส่งผลให้มีรายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิเพิ่มขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และวันที่ 22 มิถุนายน 2564 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติ เรื่อง แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) พิจารณาปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้า LNG โดยไม่ส่ง ผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และให้นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. เพื่อพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ในระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้กำกับดูแล ต่อมาเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยอาจเพิ่มเติมแนวทางการบริหารจัดการอื่นใดได้ตาม ความจำเป็นและเหมาะสม (2) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ได้แก่ การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้ กฟผ. และ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง และการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) และ/หรือ ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการ (3) มอบหมาย กบง. พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมซาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบการพิจารณา ซึ่งประกอบด้วย 1) พิจารณาแนวทางการนำต้นทุนส่วนเพิ่มในการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงอื่นที่ทดแทนก๊าซธรรมชาติในช่วงที่ขาดแคลนก๊าซธรรมชาติ มาคำนวณรวมในราคา Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าทุกภาคเศรษฐกิจเป็นต้นทุนเดียวกัน 2) ควรพิจารณาข้อมูลด้านต้นทุนราคาเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า อาทิ ราคาก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง และเชื้อเพลิงอื่นๆ เพื่อประกอบการพิจารณาบริหารจัดการเชื้อเพลิงเพื่อทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม 3) ให้พิจารณาการรับซื้อพลังงานทดแทน ส่วนเพิ่มจาก SPP และ/หรือ VSPP โดยอาจพิจารณารับซื้อจากสัญญาเดิม และสามารถรับซื้อจากเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ด้วย และ 4) ให้พิจารณาการเปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงอื่นทดแทนก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติม อาทิ การใช้เชื้อเพลิงอื่นในกลุ่มโรงกลั่นน้ำมัน และกลุ่มอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
2. กกพ. ได้ดำเนินงานตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 วันที่ 6 มกราคม 2565 และข้อเสนอแนะของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 โดยจัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยให้ผู้นำเข้า LNG รายใหม่ (New Shippers) ที่มีความประสงค์นำเข้า LNG สำหรับปี 2564 แจ้งความประสงค์ในการนำเข้า ซึ่งปรากฎว่าไม่มี New Shippers รายใดประสงค์นำเข้า LNG เนื่องจากสถานการณ์ราคา LNG มีความผันผวนและปรับตัวสูง กกพ. จึงมีมติมอบหมายให้ กฟผ. ซึ่งเป็น New Shippers ในกลุ่ม Regulated Market และมีความประสงค์ที่จะนำเข้า LNG มาใช้กับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ให้นำเข้า LNG ทั้งสิ้น 6 ลำเรือ อย่างไรก็ดี เนื่องจากราคานำเข้า LNG ของ กฟผ. ยังไม่สามารถนำไปเฉลี่ย กับราคา Pool Gas ได้ จึงส่งผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและเป็นผลให้อัตราค่าไฟฟ้าปรับตัวสูงขึ้น ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้ารับภาระต้นทุนจาก LNG ทั้งหมด ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2564 กกพ. จึงมีมติให้ ปตท. ในฐานะ ที่เป็นผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (PTT Shipper) จัดหา Spot LNG ตามปริมาณที่ต้องจัดหาเพิ่มในช่วงเดือนมกราคม ถึงเมษายน 2565 รวม 22 ลำเรือ เพื่อให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในการผลิตไฟฟ้า และให้ราคานำเข้า LNG ที่มีราคาสูงในภาวะวิกฤติพลังงานสามารถเฉลี่ยใน Pool Gas เพื่อช่วยลดผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าทำให้ค่าไฟฟ้าลดลง ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้มีนโยบายเพิ่มสัดส่วน การผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นเพื่อลดการนำเข้า LNG ในช่วงที่มีความผันผวนและมีราคาสูง โดยมอบหมายให้ กฟผ. จัดทำแผนการใช้น้ำมันแทนก๊าซธรรมชาติ และให้ ปตท. พิจารณาความสามารถในการขนส่งน้ำมันให้สอดคล้องกัน โดยในเดือนพฤศจิกายน 2564 ถึงเดือนมกราคม 2565 มีการใช้น้ำมันเตา และน้ำมันดีเซลรวมประมาณ 127 ล้านลิตร และ 459 ล้านลิตร ตามลำดับ โดยการดำเนินการดังกล่าวช่วยลดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่เกิดขึ้นได้เพียงบางส่วนเท่านั้น เนื่องจากโครงสร้างราคา Pool Gas เป็นราคาเฉลี่ย ถ่วงน้ำหนักของเนื้อก๊าซธรรมชาติที่ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทย ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา และ LNG ที่จัดหาโดย Shipper รายเดิม (ปตท.) เท่านั้น ทำให้ค่าใช้จ่ายที่เกิดจากการใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลถูกนำมาคิดเป็นต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยตรง
3. หลักการและเหตุผลในการสร้างกลไกการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) ประกอบด้วย (1) ประเทศไทยใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตกระแสไฟฟ้า และมีแนวโน้มการใช้ LNG เพิ่มขึ้นตามการลดลงของก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย จึงต้องเตรียมการจัดหาและนำเข้า LNG เพิ่มเติมให้รองรับปริมาณการใช้ โดยสนับสนุนให้มีการแข่งขันที่เป็นธรรมระหว่าง Shipper รายเก่าและรายใหม่ สามารถวัดประสิทธิภาพการจัดหา และสะท้อนราคาสู่ผู้ใช้ภายใต้โครงสร้างการเฉลี่ยราคาที่เหมือนกัน (2) การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 กำหนดให้ New Shippers นำเข้า LNG มาใช้เองหรือจำหน่ายให้ผู้ใช้ก๊าซโดยส่งผ่านราคา LNG ไปยังผู้ใช้ก๊าซโดยตรง ในขณะที่ผู้นำเข้า LNG รายเก่า (PTT Shipper) สามารถนำเข้า LNG มาผสมกับก๊าซอ่าวไทยที่มีอยู่เดิมและมีราคาต่ำกว่าเพื่อขายให้กับผู้ใช้ก๊าซได้ ทั้งนี้ โครงสร้างการคิดราคาก๊าซที่แตกต่างกันของ Shipper รายเก่าและรายใหม่ทำให้เกิดความเหลื่อมล้ำระหว่าง PTT Shipper และ New Shippers ซึ่งไม่สะท้อนประสิทธิภาพการนำเข้า LNG ของ Shipper แต่ละราย และเป็นอุปสรรคต่อการส่งเสริมการแข่งขัน และ (3) กรณีที่ LNG มีราคาสูงกว่าน้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซล การผลิตไฟฟ้าสามารถเลือกใช้น้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิงแทน ก๊าซธรรมชาติได้ และทำให้ราคา Pool Gas ลดลงซึ่งเป็นประโยชน์ต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas เดิม โดยค่าใช้จ่ายที่เกิดจากการใช้เชื้อเพลิงดังกล่าวจะถูกนำมาคิดเป็นต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยตรง ทำให้ประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าต้องรับภาระค่าใช้จ่ายแทนกลุ่มผู้ใช้ก๊าซในภาคธุรกิจอื่นๆ จึงจำเป็นต้องมีกลไกการคำนวณราคา ก๊าซธรรมชาติของกลุ่ม Regulated Market ใหม่ ที่คำนึงถึงต้นทุนด้านพลังงานของประเทศในภาพรวมโดย ไม่สร้างภาระให้ผู้ใช้พลังงานกลุ่มใดกลุ่มหนึ่งเกินสมควร ในลักษณะ Energy Pool Price
4. ข้อเสนอหลักเกณฑ์การคำนวณและการดําเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้ การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) มีสาระสำคัญ 4 ส่วน ได้แก่
4.1 Energy Pool Price หมายถึง การนำต้นทุนค่าใช้จ่ายน้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซล และ LNG นำเข้าของกลุ่ม Regulated Market มาเฉลี่ยกับก๊าซธรรมชาติใน Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตของภาคไฟฟ้าและภาคอุตสาหกรรมในกลุ่ม Regulated Market อยู่ในแนวปฏิบัติเดียวกัน ซึ่งมีการใช้เชื้อเพลิงคิดเป็นหน่วยราคาต่อความร้อน (หน่วยบาทต่อล้านบีทียู)
4.2 หลักเกณฑ์การคำนวณ Energy Pool Price และแนวปฏิบัติ ประกอบด้วย (1) หลักการคำนวณ Energy Pool Price มาจากราคาถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของต้นทุน Pool Gas ของ ปตท. ต้นทุนเชื้อเพลิง LNG นำเข้าที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบ และต้นทุนเชื้อเพลิงน้ำมันเตา น้ำมันดีเซล ที่ภาครัฐกำหนดให้นำมาใช้ผลิตไฟฟ้าแทนการนำเข้า LNG ในช่วงวิกฤติ โดยสูตรการคำนวณ Energy Pool Price = [(Vpool x Bpool,avg) + V1B1 + V2B2] / [Vpool + V1 + V2] โดย Bpool,avg คือ ราคา Pool Gas ของ ปตท. หน่วยบาทต่อล้านบีทียู B1 คือ ราคา LNG ของ New Shipper หน่วยบาทต่อล้านบีทียู B2 คือราคาน้ำมันดีเซลและ/หรือน้ำมันเตา และ/หรือ LPG ที่ใช้กับโรงไฟฟ้า และ/หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด หน่วยบาท ต่อล้านบีทียู Vpool คือ ปริมาณ Pool Gas ของ ปตท. หน่วยล้านบีทียู V1 คือ ปริมาณ LNG ของ New Shipper หน่วยล้านบีทียู V2 คือ ปริมาณน้ำมันดีเซล และ/หรือน้ำมันเตา และ/หรือ LPG ที่ใช้กับโรงไฟฟ้า และ/หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด หน่วยล้านบีทียู ทั้งนี้ Pool Gas ของ ปตท. หมายถึง ก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) SPP และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ คือ ก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือหลังผ่านกระบวนการแยกของโรงแยกก๊าซ ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน LNG และก๊าซจากแหล่งอื่นๆ ในอนาคต (2) ในช่วงเวลาปกติ การผลิตไฟฟ้าในกลุ่ม Regulated Market ให้ กฟผ. นำต้นทุนเชื้อเพลิง LNG ของโรงไฟฟ้าที่ผลิตและขายไฟเข้าระบบโดยใช้ LNG นำเข้าของ Shipper เป็นเชื้อเพลิง มาเฉลี่ยรวมกับต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติใน Pool Gas ได้เป็น Energy Pool Price (3) ในสภาวะวิกฤติพลังงาน การผลิตไฟฟ้าในกลุ่ม Regulated Market อาจมีการเปลี่ยนไปใช้น้ำมันเตา น้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด แทนการนำเข้า Spot LNG ที่มีราคาสูง โดยให้ กฟผ. สามารถนำต้นทุนค่าใช้จ่ายน้ำมันเตาน้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด ที่ใช้ในโรงไฟฟ้าเพื่อทดแทนการนำเข้า LNG ดังกล่าว มาเฉลี่ยรวมใน Energy Pool Price ได้ เพื่อลดภาระค่า Ft ที่ส่งผลถึงผู้ใช้ไฟฟ้าโดยตรง (4) ให้ กฟผ. ทำหน้าที่เป็นหน่วยงานกลาง (Clearing House) รวบรวมข้อมูลที่ใช้ในการคำนวณ Energy Pool Price จากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อคำนวณ Energy Pool Price ตามหลักเกณฑ์และแนวทางปฏิบัติที่ กกพ. กำหนด ประกอบด้วยข้อมูลจากผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว ซึ่งปัจจุบัน คือ กฟผ. ที่มีข้อมูลด้านราคาและปริมาณการใช้เชื้อเพลิง LNG นำเข้าของ กฟผ. และ New Shippers น้ำมันเตาน้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด ของโรงไฟฟ้าในกลุ่ม Regulated Market และข้อมูลจาก PTT Shipper ในฐานะผู้บริหารจัดการ Pool Gas ของ ปตท. ซึ่งมีหน้าที่ส่งข้อมูลด้านราคาและปริมาณของก๊าซธรรมชาติที่รับมาจากแหล่งต่างๆ ซึ่งรวมถึง LNG ที่จัดหาโดย PTT Shipper และข้อมูลประมาณการราคา Pool Gas ในแต่ละงวด (5) ให้ กฟผ. นำส่ง Energy Pool Price ให้แก่ PTT Shipper นำไปใช้เป็นราคา ก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายกับลูกค้าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ PTT Shipper ทุกกลุ่ม พร้อมทั้งรายงานให้ กกพ. ทราบโดยพลัน ภายใต้หลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด เพื่อไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนในการเรียกเก็บค่าบริการที่จะถูกรวมเป็นต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติของประเทศ โดย กกพ. จะกำกับดูแลและกำหนดแบบเอกสารการเรียกเก็บ ค่าก๊าซธรรมชาติของ PTT Shipper ให้เหมาะสมและไม่เกิดความสับสน ส่วนการคิดผลตอบแทนการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper Fee) ของ PTT Shipper นั้น ยังคงให้คำนวณจากราคา Pool Gas ของ ปตท. และ (6) กรณีที่มีส่วนต่างระหว่าง Energy Pool Price กับราคา Pool Gas ของ ปตท. ให้ กฟผ. หรือ PTT Shipper (แล้วแต่กรณี) นำส่วนต่างราคาที่เกิดขึ้นไปเรียกเก็บตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด โดยการพิจารณาส่วนต่างราคาจะมีรอบการคิดและชำระเงินเป็นรายเดือน
4.3 แนวทางในการกำกับ มีดังนี้ (1) กกพ. พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณ Energy Pool Price แนวทางปฏิบัติ และแนวทางในการบริหารจัดการส่วนต่างค่าเชื้อเพลิง รวมถึงแนวทางในการใช้ Energy Pool Price กับลูกค้าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ PTT Shipper ทุกกลุ่ม (2) กฟผ. ในฐานะที่เป็นผู้ซื้อรายเดียว รวบรวมข้อมูลและคำนวณ Energy Pool Price ตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด และ (3) กกพ. สามารถเสนอทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับ Energy Pool Price ได้ตามความเหมาะสม โดยคำนึงถึงความมั่นคงด้านพลังงานและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน
4.4 เพื่อสนับสนุนให้มีการแข่งขันที่เป็นธรรม ควรให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายเดิมที่มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับ Shipper รายเดิม สามารถเจรจาตกลงกันระหว่างคู่สัญญาให้แก้ไขเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิกสัญญา (Re-Negotiation) ได้ เพื่อเตรียมพร้อมรองรับการเปิดตลาดเสรีในกิจการก๊าซธรรมชาติต่อไปในอนาคต โดยปริมาณความต้องการใช้ก๊าซที่เกินจาก Take or Pay ของ ปตท. ให้ถือเป็น New Demand ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่สามารถเลือกใช้ก๊าซจาก Pool Gas หรือ New Shipper ได้ ภายใต้การกำกับของ กกพ.
5. เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง (2) มอบหมายให้ กฟผ. ในฐานะที่เป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว เป็นหน่วยงานกลาง (Clearing House) ดำเนินการตามหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ปตท. ได้มีข้อสังเกตต่อหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) ดังนี้ (1) กรณีที่ New Shipper นำเข้า LNG ที่มีราคาสูง จะส่งผลให้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติของ ปตท. สูงขึ้น ซึ่งกระทบต่อลูกค้าของ ปตท. (2) กลไกนี้อาจไม่ส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติเนื่องจากเป็นการเกลี่ยต้นทุนให้เป็นราคาเดียวกัน และ (3) การดำเนินการตามหลักเกณฑ์ดังกล่าว ปตท. ต้องแก้ไขสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่มีกับลูกค้า เนื่องจากในสัญญาระบุว่า ราคาก๊าซธรรมชาติที่ ปตท. เรียกเก็บจากลูกค้าต้องมาจากก๊าซธรรมชาติที่จัดหาโดย ปตท. เท่านั้น
6. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า แนวทางดังกล่าวเป็นประโยชน์ในการแก้ไขข้อจำกัดโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 2 ในระยะยาวให้สามารถส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันที่เป็นธรรมและไม่เลือกปฏิบัติระหว่างผู้เล่นรายเก่าและรายใหม่ ส่งผลให้การบริหารการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศมีประสิทธิภาพมากขึ้น อีกทั้งยังมีกลไกในการเลือกใช้เชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพและเป็นประโยชน์สูงสุดต่อประเทศได้ ในช่วงวิกฤติพลังงาน โดยไม่ส่งผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าเกินความจำเป็น การดำเนินการตามหลักเกณฑ์ Energy Pool Price จะช่วยสนับสนุนให้การส่งเสริมการแข่งขันตามเจตนารมณ์ของนโยบายภาครัฐ และผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติมีทางเลือกในการจัดหาก๊าซเพิ่มขึ้น อย่างไรก็ดี การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติของประเทศให้เกิดความมั่นคงและมีประสิทธิภาพต้องมีการวางแผนล่วงหน้าระยะยาว โดย ชธ. และ ปตท. ควรเร่งจัดทำข้อมูล Demand - Supply และความสามารถในการจัดหา LNG เพิ่มเติมโดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay ของ ปตท. ในช่วง 10 ถึง 15 ปีข้างหน้า ให้สอดคล้องกับสถานการณ์การผลิตและความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เปลี่ยนแปลงไป นอกจากนี้ การดำเนินการตามหลักเกณฑ์ Energy Pool Price จำเป็นต้องมีการกำหนดหลักเกณฑ์ในการบริหารจัดการเชื้อเพลิง ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเตา น้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่น ในกลุ่ม Regulated Market เพื่อให้เกิดความชัดเจน โดยต้องได้รับการสนับสนุนข้อมูลจากหน่วยงาน อาทิ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน ปตท. กฟผ. และ Shipper เป็นต้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้ การกำกับของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (Energy Pool Price) โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ในฐานะที่เป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว เป็นหน่วยงานกลาง (Clearing House) ดำเนินการตามหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคา ก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ.
3. มอบหมายให้ กกพ. กำหนดมาตรการกำกับดูแลเชื้อเพลิงที่จัดหาเข้าใน Energy Pool Price ทั้งในกรณีปกติ และช่วงวิกฤตราคาพลังงาน ให้มีความโปร่งใส ตรวจสอบได้ เป็นไปตามมาตรฐานสากล และให้เกิดการแข่งขันอย่างเสรี สำหรับการนำเชื้อเพลิงประเภทอื่น เช่น น้ำมันเตา หรือน้ำมันดีเซลมาใช้ในการผลิตไฟฟ้าตามที่เสนอนั้น ควรใช้ตามความจำเป็นเร่งด่วนเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน เนื่องจาก ก๊าซธรรมชาติมีราคาแพง ไม่คุ้มค่าในการผลิตไฟฟ้า ทั้งนี้ หากราคาน้ำมันดิบดูไบในตลาดโลกมีราคาต่ำกว่า 100 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ต่อเนื่องระยะเวลาหนึ่งแล้ว ให้ กกพ. นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ทบทวนความจำเป็นของการนำเชื้อเพลิงประเภทอื่นดังกล่าว มาคิดรวมใน Energy Pool Price รวมทั้งให้รับข้อคิดเห็นของที่ประชุม ไปประกอบการพิจารณาดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 3 การปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal จังหวัดระยอง [T-2]
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ดำเนินโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งที่ 2 จังหวัดระยอง [T-2] รองรับการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดยกำหนดให้โครงการแล้วเสร็จและสามารถแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2565 เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ของประเทศ และกระจายพื้นที่ในการรองรับการนำเข้า LNG ดังกล่าว ซึ่งคณะกรรมการบริษัท ปตท. ได้อนุมัติให้บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) เป็นผู้ดำเนินการโครงการ ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ดำเนินการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ LNG Receiving Terminal แห่งที่ 2 จังหวัดระยอง [T-2] ที่มอบหมายให้ ปตท. ดำเนินโครงการให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG สูงสุดเพิ่มขึ้นจาก 5 ล้านตันต่อปี เป็น 7.5 ล้านตันต่อปี ประมาณการเงินลงทุนรวม 38,500 ล้านบาท และกำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2565
2. ปัจจุบันมีปัญหาเรื่องการถ่ายโอนการดำเนินการสัมปทานแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ (G1) เนื่องจากผู้รับสัมปทานแปลง G1 รายใหม่ คือ บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (ปตท.สผ.) ยังไม่สามารถเข้าพื้นที่เพื่อประเมินสภาพแหล่งผลิตได้ ซึ่งจะส่งผลกระทบให้ไม่สามารถผลิตก๊าซ ที่ระดับ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) ได้ตามกำหนดการเดิม ประกอบกับสถานการณ์ความไม่สงบ ที่ยืดเยื้อในสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาจากเหตุการณ์รัฐประหารตั้งแต่ต้นปี 2564 ซึ่งอาจทำให้เมียนมา ถูกคว่ำบาตร ส่งผลกระทบต่อการจัดหาก๊าซของประเทศไทยโดยรวมประมาณ 600 MMSCFD ถึง 700 MMSCFD และอาจยืดเยื้อถึงสิ้นปี 2565 ทำให้ประเทศไทยอาจขาดแคลนก๊าซธรรมชาติสำหรับเป็นเชื้อเพลิง ในการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า ซึ่งจะส่งผลต่อการใช้ไฟฟ้าของประเทศโดยรวม ซึ่งสถานการณ์ดังกล่าวถือได้ว่า เป็นวิกฤตทางพลังงาน ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2564 กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ได้นำเสนอสรุปแผนรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากเมียนมาต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และต่อมา เมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2564 ได้ประชุมหารือแผนบริหารจัดการความต่อเนื่องด้านก๊าซธรรมชาติ (BCM) กรณี ไม่สามารถนำเข้าก๊าซจากเมียนมาได้ และจัดเตรียมแผนรองรับเหตุการณ์ฉุกเฉินด้านการบริหารจัดการเชื้อเพลิงกรณีเหตุการณ์ยืดเยื้อจนถึงช่วงรอยต่อของบริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด (CTEP) และการเข้าพื้นที่แปลง G1/61 (แหล่งก๊าซเอราวัณ) โดยเพิ่มอัตราการส่งก๊าซธรรมชาติของ LNG Receiving Terminal 1 [T-1] (Send-out LNG [T-1]) เต็มความสามารถที่ 11.5 ล้านตัน หรือประมาณ 1,600 MMSCFD เนื่องจากคาดว่าในเดือนเมษายน 2565 มีความเสี่ยงที่ความจุของ LNG Terminal จะไม่เพียงพอหากโครงการ [T-2] ยังไม่แล้วเสร็จ จึงพิจารณาเร่งโครงการ [T-2] ให้พร้อมใช้งานเร็วขึ้น เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ที่เพิ่มสูงขึ้นมากกว่า 1,600 MMSCFD ในช่วงไตรมาสที่ 2 ของปี 2565 โดย ชธ. ได้มีหนังสือแจ้งรายละเอียดการประชุมหารือ BCM ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ทราบเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2564 คณะกรรมการ ปตท. ได้มีมติอนุมัติแผนการดำเนินงานและงบประมาณเพิ่มเติมในการเร่งรัด Early Gas Send Out (EGSO) โครงการก่อสร้างคลังจัดเก็บและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Terminal) แห่งที่ 2 [T-2] ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง หรือ LMPT-2 จากเดิมกำหนดแล้วเสร็จเดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นภายในเดือนพฤษภาคม 2565 งบประมาณ 2,900 ล้านบาท เพิ่มเติมจากเดิมที่ 38,500 ล้านบาท รวมเป็น 41,400 ล้านบาท โดยเมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2564 คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (คณะอนุกรรมการฯ) ได้พิจารณาแนวทางการปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] (LMPT2) และมีมติมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาและให้ความเห็นในเรื่องดังกล่าว เพื่อนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาต่อไป
3. การขอปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) โดยเร่งรัดให้สามารถจัดส่งก๊าซธรรมชาติบางส่วนได้เร็วขึ้นกว่าแผน สามารถดำเนินการได้ในลักษณะ Early Gas Sent-Out (EGSO) ซึ่งสามารถเร่งดำเนินการให้แล้วเสร็จได้ภายในวันที่ 31 พฤษภาคม 2565 รองรับการนำเข้า LNG ประมาณ 2.5 ล้านตันต่อปี โดยมีเงินลงทุนส่วนเพิ่มประมาณ 2,900 ล้านบาท แบ่งออกเป็น (1) ค่าติดตั้งอุปกรณ์เพิ่มเติมสำหรับรองรับการจ่ายก๊าซในรูปแบบ EGSO 62.4 ล้านบาท (2) ค่าปรับเปลี่ยนการออกแบบอุปกรณ์ใหม่ เพื่อกระชับเวลางานก่อสร้าง 415 ล้านบาท (3) จ่ายค่าเร่งรัดการผลิตอุปกรณ์และเปลี่ยนแปลงวิธีการขนส่งให้ใช้ระยะเวลาสั้นที่สุด 300 ล้านบาท และ (4) ค่าจัดจ้างผู้คุมงาน (Supervisor) และแรงงานเพิ่มเติม พร้อมขยายเวลาการทำงาน 2,122.6 ล้านบาท
4. เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2565 กกพ. ได้พิจารณาและได้มีความเห็นต่อแนวทางการปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) ดังนี้ (1) การเร่งดำเนินโครงการ [T-2] (LMPT2) ให้แล้วเสร็จเร็วกว่าแผนเดิมมาเป็น เดือนพฤษภาคม 2565 จะทำให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG ได้เพิ่มขึ้น 2.5 ล้านตันต่อปี เพื่อลดความเสี่ยงจากการขาดแคลนก๊าซธรรมชาติในช่วงเปลี่ยนถ่ายผู้รับสัมปทานแหล่งก๊าซเอราวัณ (2) การเร่งดำเนินโครงการ [T-2] (LMPT2) ให้แล้วเสร็จเพื่อเชื่อมต่อท่อเส้นที่ 5 ในขณะที่สถานีผสมก๊าซธรรมชาติ TP5 MXS ยังไม่แล้วเสร็จ จะส่งผลให้ดัชนี Wobbe (WI) ของ LNG ที่นำเข้ากระทบต่อความสามารถรองรับก๊าซของโรงไฟฟ้า เนื่องจากยังไม่มีการผสมก๊าซจากแหล่งอื่น ดังนั้น การจัดหา LNG จึงต้องพิจารณาจากแหล่งที่มีค่า WI ที่โรงไฟฟ้าสามารถรองรับได้ (3) การปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) ควรคำนึงถึงบทปรับกรณีผู้รับเหมาไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนดเวลา และ (4) โครงการมีการลงทุนและดำเนินการไปแล้ว ทำให้เงินลงทุนเกินกรอบที่คณะรัฐมนตรี ได้อนุมัติไว้ จึงเห็นควรให้เสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีพิจารณาอนุมัติกรอบวงเงินเพิ่มเติม โดยการลงทุนใหม่ ที่เกิดขึ้นต้องอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในฐานะที่เป็นหน่วยงานกำกับกิจการพลังงาน ซึ่ง กกพ. จะพิจารณาให้ส่งผ่านภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นตามหลักเกณฑ์ที่กำหนดตามมาตรา 65 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ต่อมาเมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาเรื่อง การปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal จังหวัดระยอง [T-2] โดยมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบให้นำข้อเสนอของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เรื่อง การปรับเพิ่มวงเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] ในแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง จากเดิมวงเงิน 38,500 ล้านบาท เป็นวงเงินไม่เกิน 41,400 ล้านบาท เสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป และ (2) มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาการส่งผ่านภาระการลงทุนโครงการที่เพิ่มขึ้นซึ่งส่งผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคต ไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นและสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า โครงการมีการลงทุนและดำเนินการไปแล้ว ทำให้เงินลงทุนในการดำเนินการเกินกรอบวงเงินที่ กพช. ได้อนุมัติไว้ จึงเห็นควรให้เสนอ กพช. พิจารณาอนุมัติกรอบวงเงินเพิ่มเติม โดยเงินลงทุนดังกล่าวจะมีผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคต จึงขอให้ กกพ. พิจารณาการส่งผ่านภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นตามการใช้งานจริง และสอดคล้องกับเหตุผล ของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประเทศและประชาชน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ปรับเพิ่มวงเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] ในแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ที่มอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการ จากเดิมวงเงิน 38,500 ล้านบาท เป็นวงเงินไม่เกิน 41,400 ล้านบาท
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน พิจารณาการส่งผ่านภาระการลงทุนโครงการที่เพิ่มขึ้นซึ่งส่งผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคต ไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นและสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน
เรื่องที่ 4 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยอาจเพิ่มเติมแนวทางการบริหารจัดการอื่นใดได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ประกอบด้วย (1.1) จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถของแหล่ง รวมถึงจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซเพิ่มเติมจากแหล่งก๊าซธรรมชาติที่มีศักยภาพ (1.2) การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ซึ่งคาดว่าจะสามารถผลิตไฟฟ้าได้ 2,197 ล้านหน่วยต่อปี สามารถลดปริมาณการใช้ LNG ตลอดปี 2565 ทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 0.282 ล้านตันต่อปี และ (1.3) รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล ซึ่งปัจจุบันกลุ่ม SPP ชีวมวล มีกำลังผลิตเหลือ 455 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นประเภทสัญญา Firm 20 ราย จำนวน 151 เมกะวัตต์ และประเภทสัญญา Non-Firm 20 ราย จำนวน 305 เมกะวัตต์ คาดว่าจะผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 1,500 ล้านหน่วยต่อปี (PF 50%) ทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 0.225 ล้านตันต่อปี (1.4) เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า คาดว่าจะทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 1.59 ล้านตันต่อปี และ (1.5) รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) เช่น เร่งรัดการจ่ายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าน้ำงึม 3 ซึ่งมีกำหนด Unit Operation Period กลางปี 2566 (2) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ดังนี้ (2.1) การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป และ (2.2) การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน ส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการต่อไป และ (3) มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบการพิจารณาต่อไป ซึ่งประกอบด้วย (3.1) พิจารณาแนวทางการนำต้นทุนส่วนเพิ่มในการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงอื่นที่ทดแทน ก๊าซธรรมชาติในช่วงที่ขาดแคลนก๊าซธรรมชาติ มาคำนวณรวมในราคา Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ทุกภาคเศรษฐกิจเป็นต้นทุนเดียวกัน (3.2) ควรพิจารณาข้อมูลด้านต้นทุนราคาเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า อาทิ ราคาก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง และเชื้อเพลิงอื่นๆ เพื่อประกอบการพิจารณาบริหารจัดการเชื้อเพลิง เพื่อทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม (3.3) ให้พิจารณาการรับซื้อพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม จาก SPP และ/หรือ VSPP โดยอาจพิจารณารับซื้อจากสัญญาเดิม และสามารถรับซื้อจากเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือ จากชีวมวลได้ด้วย และ (3.4) ให้พิจารณาการเปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงอื่นทดแทนก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติม อาทิ การใช้เชื้อเพลิงอื่นในกลุ่มโรงกลั่นน้ำมัน และกลุ่มอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
2. คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน ภายใต้ กบง. ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานฯ ได้ประชุมหารือเพื่อวิเคราะห์ข้อมูลและพิจารณาแนวทางจัดหาพลังงานเพื่อทดแทนก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามมติ กบง. และ กพช. และได้รายงานผลการดำเนินงานให้ กบง. รับทราบเมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2565 สรุปได้ ดังนี้ (1) จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถ โดยเร่งการผลิตจากแหล่งอาทิตย์ การจัดทำ CO2 relaxation และเร่งการขุดเจาะหลุม Infill เป็นต้น สามารถทดแทนได้ 0.5 ล้านตัน (2) การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ดำเนินการได้ตามเป้าหมาย สามารถทดแทนได้ 0.28 ล้านตัน (3) การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ/หรือ VSPP จากสัญญาเดิมชีวมวล โดยรับซื้อไฟฟ้าที่ราคาไม่เกินราคา Pool Gas สามารถทดแทนได้ 0.17 ล้านตัน (4) การจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) กรณีใช้ LNG เป็นหลักสามารถทดแทนได้ 3.25 ล้านตัน และกรณีใช้น้ำมันเป็นหลักสามารถทดแทนได้ 1.76 ล้านตัน และ (5) เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า กรณีใช้ LNG เป็นหลักสามารถทดแทนได้ 0.29 ล้านตัน กรณีใช้น้ำมันเป็นหลักสามารถทดแทนได้ 1.79 ล้านตัน ซึ่ง (4) และ (5) สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างพิจารณารูปแบบการคิดอัตรา ค่าไฟฟ้าและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) ก่อนกำหนดแผนการใช้น้ำมันและ LNG ที่เหมาะสมเพื่อแจ้งต่อกระทรวงพลังงานต่อไป และ (6) การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว เป็นการนำพลังงานจากแผนล่วงหน้ามาใช้ โดยไม่ได้ผลิตชดเชยก๊าซของแหล่ง G1 และมีปริมาณน้อยมาก ซึ่งจากความต้องการนำเข้าก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เพื่อชดเชยก๊าซธรรมชาติที่จะหายไปในช่วงเปลี่ยนผ่านของแหล่งเอราวัณ (G1/61) จำนวน 1.8 ล้านตัน และการจัดหา LNG เพื่อการแข่งขัน จำนวน 2.7 ล้านตัน รวม 4.5 ล้านตัน เมื่อพิจารณาตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 พบว่ากระทรวงพลังงานจะสามารถจัดหาเชื้อเพลิงต้นทุนต่ำเพิ่มขึ้นเบื้องต้น 0.95 ล้านตัน ส่งผลให้เกิดความมั่นคงทางพลังงาน และการจัดหา LNG ลดลง
3. เมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2565 กบง. ได้พิจารณาเรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ VSPP จากสัญญาเดิม โดยมีมติเห็นชอบในหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ VSPP จากสัญญาเดิม โดยมีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) แนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ/หรือ VSPP จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ จึงควรรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มเฉพาะกลุ่มโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิต กระแสไฟฟ้าจากสัญญาเดิม ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ (2) รูปแบบการจ่ายพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่ม (Excess Energy) แบบ Non-Firm (3) อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่ม 1.8931 บาทต่อหน่วย โดยมีหลักการสำคัญ ดังนี้ (3.1) การรับซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่มเป็นการใช้สินทรัพย์เดิมของผู้ผลิตไฟฟ้าและไม่มีการลงทุนใหม่ จึงควรรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มโดยอ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนผันแปร (FiTv) เชื้อเพลิงชีวมวลปี 2565 ซึ่งคิดจากต้นทุนเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า 1.8931 บาทต่อหน่วย และไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม (3.2) การรับซื้อไฟฟ้าตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ภาครัฐต้องการพลังงานไฟฟ้าทดแทนการนำเข้า LNG ซึ่งปรับตัวอยู่ในระดับสูง จึงควรพิจารณากรอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าต้นทุนค่าเชื้อเพลิง ในการผลิตไฟฟ้าจาก Pool Gas (ต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าจาก Pool Gas 2.4972 บาทต่อหน่วย (ประมาณการราคาเฉลี่ยปี 2565)) (3.3) ผู้ใช้ไฟฟ้าได้ประโยชน์ทดแทนต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า จาก Pool Gas หน่วยละ 0.6041 บาทต่อหน่วย หรือ 51.53 ล้านบาทต่อเดือน (4) ให้การไฟฟ้าคู่สัญญาพิจารณาคัดเลือกจากความพร้อมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2565 รวมถึงข้อจำกัดด้านเทคนิค Feeder และศักยภาพระบบส่งไฟฟ้า (Grid Capacity) เป็นรายกรณี และ (5) ให้การไฟฟ้าคู่สัญญาแก้ไขสัญญาเพิ่มเติมตามสัญญาเดิม
4. เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาเรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มนอกเหนือจากสัญญาเดิม และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้านอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวลหรืออื่นๆ นอกจากชีวมวลจากผู้ผลิตไฟฟ้า ที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) หรือการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ที่กรอบราคารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดไม่เกิน 1.8931 บาทต่อหน่วย (2) มอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้า โดยให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) บริหารให้เป็นไปตามนโยบายต่อไป และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการดำเนินการตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
2. เห็นชอบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้านอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวลหรืออื่นๆ นอกจากชีวมวลจากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการ ลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) หรือการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ที่กรอบราคารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดไม่เกินต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่หลีกเลี่ยงได้จากการใช้เชื้อเพลิงนำเข้าในราคาสูง ณ ปัจจุบัน (Avoided Cost)
3. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ร่วมกันกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า และเงื่อนไขอื่นๆ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีการผลิตและใช้เองอยู่แล้วในปัจจุบันและมีพลังงานส่วนเหลือที่จะจำหน่ายเข้าสู่ระบบ ให้มีความเหมาะสม เป็นธรรมทั้งผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้า โดยคำนึงถึงประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบ และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าต่อไป
4. มอบหมายให้ กบง. พิจารณาและบริหารการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน ส่วนเพิ่มให้มีความเหมาะสมเป็นไปตามนโยบายโดยคำนึงถึงประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ให้ทันต่อสถานการณ์ และรายงานให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติทราบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) (Tariff MOU) และการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป. ลาว โดยได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่าง Tariff MOU ทั้ง 3 ฉบับ ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว ทั้งนี้ สำหรับโครงการน้ำงึม 3 จะต้องดำเนินการจัดทำ Full Due Diligence ให้แล้วเสร็จก่อนจึงจะสามารถลงนามได้ (2) เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไข ในร่าง Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย ในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้มีผลทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม ทั้งนี้ จะต้องไม่กระทบอัตราค่าไฟฟ้า และ (3) เห็นชอบการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป. ลาว เรื่องความร่วมมือ ในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (MOU) จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ ตามผลการหารือของ ที่ประชุมที่ได้พิจารณาข้อเสนอเดิมที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เคยเสนอในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ที่เสนอขอขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU เป็น 10,500 เมกะวัตต์ โดยข้อเสนอดังกล่าวได้พิจารณาครอบคลุมโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำที่อยู่ระหว่างการดำเนินการ กับ สปป. ลาว ทั้งหมดและสอดคล้องกับข้อเสนอของ สปป. ลาว ซึ่งเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2565 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบการขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเป็น 10,500 เมกะวัตต์ ภายใต้ร่าง MOU ดังกล่าว และอนุมัติให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน หรือผู้ได้รับมอบอำนาจจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ผู้ลงนามใน MOU ในวันที่ 4 มีนาคม 2565 โดยเมื่อวันที่ 4 มีนาคม 2565 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ ลงนามใน MOU กับ กระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว เรียบร้อยแล้ว
2. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการฯ) ได้พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป. ลาว ในโครงการ หลวงพระบาง และโครงการปากแบง โดยมีรายละเอียด ดังนี้
2.1 โครงการหลวงพระบาง เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณา ร่าง Tariff MOU ของโครงการหลวงพระบาง และรับทราบว่ารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ แห่ง สปป. ลาว ได้แจ้งว่ารัฐบาล สปป. ลาว เสนอรายงานผลการศึกษาผลกระทบต่อแหล่งมรดกโลก (Heritage Impact Assessment: HIA) ฉบับสมบูรณ์ต่อ UNESCO แล้ว โดยจะดำเนินการตามคำแนะนำใดๆ ที่จะได้รับจาก UNESCO หรือ Advisory Bodies ให้ถูกต้องตามกฎหมายและมีความมั่นใจว่าจะไม่กระทบต่อการพัฒนาโครงการ สปป.ลาว จึงเห็นว่าการลงนามในร่าง Tariff MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) สามารถดำเนินการต่อไปได้โดยไม่ต้องรอคำแนะนำจาก Advisory Bodies ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบ ร่าง Tariff MOU โครงการหลวงพระบาง (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ เสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าโครงการหลวงพระบาง และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน Tariff MOU โครงการ หลวงพระบางที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. ภายหลังจากที่มีการลงนามใน MOU แล้ว และ (3) มอบหมายให้ กฟผ. เสนอ อส. ตรวจพิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการหลวงพระบาง และเมื่อ อส. ตรวจพิจารณาแล้วเสร็จให้ดำเนินการเจรจาร่าง PPA กับโครงการหลวงพระบางอย่างไม่เป็นทางการคู่ขนานกันไประหว่างรอเสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าและมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามร่าง Tariff MOU ทั้งนี้ หาก กพช. พิจารณา Tariff MOU แล้ว มีความเห็นแตกต่างจากร่าง Tariff MOU ที่ อส. ได้เคยตรวจพิจารณาแล้วให้นำไปปรับปรุงในร่าง Tariff MOU และร่าง PPA ด้วย
2.2 โครงการปากแบง เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้รับทราบว่าผู้พัฒนาโครงการปากแบงได้มีหนังสือขอให้พิจารณาเปลี่ยนแปลงกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการปากแบง จากเดิมที่กำหนด SCOD วันที่ 31 ธันวาคม 2571 เป็นวันที่ 31 มีนาคม 2574 ต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าใหม่ของโครงการปากแบงที่เสนอขอเปลี่ยนแปลงกำหนด SCOD เป็นวันที่ 31 มีนาคม 2574 และเสนอ SCOD ทางเลือกเพิ่มเติมเป็นวันที่ 1 มกราคม 2576 และได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าของโครงการที่มีกำหนด SCOD ในวันที่ 1 มกราคม 2576 และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการเจรจาปรับปรุงร่าง Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการ ให้สอดคล้องกับข้อเสนอขายไฟฟ้าที่มีกำหนด SCOD ในวันดังกล่าว และต่อมาเมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการปากแบงที่ได้แก้ไขให้สอดคล้องกับข้อเสนอขายไฟฟ้าที่มีกำหนด SCOD ในวันที่ 1 มกราคม 2576 ได้แก่ กำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมในการบริหารจัดการน้ำ ปรับปรุงเงื่อนไข AC Collective Substation กำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมในการติดตั้ง Generator Shedding Scheme ปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้า และปรับปรุงกำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆ โดยได้มีมติเห็นชอบร่าง Tariff MOU โครงการปากแบง และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ เสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบอัตรา ค่าไฟฟ้าโครงการปากแบง รวมทั้งมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน Tariff MOU โครงการปากแบงที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว
3. เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการหลวงพระบางและโครงการปากแบง โดยได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบางและโครงการปากแบง และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่าง Tariff MOU โครงการหลวงพระบางและโครงการปากแบง ที่ผ่าน การตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว (2) เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของโครงการหลวงพระบางและโครงการปากแบง ในขั้นตอนการจัดทำร่าง PPA เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
4. สรุปรายละเอียดโครงการ และข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้า ดังนี้ (1) โครงการหลวงพระบาง ผู้พัฒนาโครงการ คือ CK Power ร่วมกับ PT (Sole) Company Limited ร่วมกับ Ch.Karnchang และ Petro Vietnam Power Corporation ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 1,460 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 1,400 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภทเขื่อนน้ำไหลผ่าน (Run off River) พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 6,577 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 35 ปี กำหนด SCOD วันที่ 1 มกราคม 2573 และ (2) โครงการปากแบง ผู้พัฒนาโครงการ คือ China Datang Overseas Investment Co., Ltd. และ Gulf Energy Development Public Co., Ltd. (GULF) ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง แขวงอุดมไซย สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 912 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 897 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภท Run off River พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 4,525 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 29 ปี กำหนด SCOD วันที่ 1 มกราคม 2576 ทั้งนี้ ข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ย ณ ชายแดน รวมค่าก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าในฝั่งไทย ของโครงการหลวงพระบาง 2.8432 บาทต่อหน่วย และโครงการปากแบง 2.9179 บาทต่อหน่วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU)โครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด แล้ว
2. เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของโครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง ในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2563 ที่ประชุม ASEAN Minister on Energy Meeting and Associated Meeting (AMEM) ได้นำเสนอการขยายโครงการเชื่อมโยงพลังงานไฟฟ้าระหว่างสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ไทย มาเลเซีย และสิงคโปร์ ภายใต้ชื่อโครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวไปประเทศสิงคโปร์ ผ่านระบบส่งของประเทศไทยและมาเลเซีย (Lao PDR – Thailand – Malaysia - Singapore on Power Interconnection Project: LTMS - PIP) โดย สปป. ลาว เป็นผู้จำหน่ายไฟฟ้าให้สิงคโปร์ผ่านระบบส่งของไทยและมาเลเซียเป็นระยะเวลา 2 ปี และต่อมาได้มีการประชุมร่วมกันระหว่าง 4 ประเทศดังกล่าวเพื่อเจรจาหลักการสำคัญของการซื้อขายไฟฟ้าตามโครงการ LTMS - PIP โดยมีเป้าหมายให้สามารถลงนามสัญญาและเริ่มต้นโครงการ LTMS - PIP ภายในไตรมาส 2 ของปี 2565
2. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2564 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าบริการในการใช้หรือการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Wheeling Charge) ของไทย เพื่อให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ใช้ในการเจรจาโครงการ LTMS - PIP โดยต่อมา ผู้แทนของ สปป. ลาว มาเลเซีย สิงคโปร์ และไทย โดยผู้แทนกระทรวงพลังงานและผู้แทน กฟผ. รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ การไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) การไฟฟ้ามาเลเซีย (Tenaga Nasional Berhad: TNB) และหน่วยงานด้านกิจการไฟฟ้าของสิงคโปร์ คือ Energy Market Authority (EMA) และ Singapore Importer (Keppel) ได้ประชุมหารือแนวทางการดำเนินโครงการ LTMS - PIP และจัดทำร่างสัญญา Energy Wheeling Agreement (EWA) สำหรับโครงการ LTMS - PIP โดยเมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2565 ที่ประชุมได้เห็นชอบจัดทำร่างสัญญา EWA สำหรับโครงการ LTMS – PIP ร่วมกัน และต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP และมอบหมายให้เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาอัตราค่า Wheeling Charge ของไทย และหลักการร่างสัญญา EWA สำหรับโครงการ LTMS - PIP ซึ่ง กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2565 ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบอัตราค่า Wheeling Charge ของไทยและหลักการร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP (2) มอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS - PIP ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว ทั้งนี้ หาก อส. กบง และ กพช. มีความเห็นให้แก้ไขร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP ในส่วนที่ไม่ใช่สาระสำคัญของสัญญา เห็นควรให้ กฟผ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไปได้ และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
3. อัตราค่า Wheeling Charge ของไทยสำหรับโครงการ LTMS - PIP ประกอบด้วย 3 ส่วน คือ ค่าระบบส่งไฟฟ้า (Transmission Tariff) ค่าสายส่งระบบ High Voltage Direct Current (HVDC Cost) และค่าภาษี (Tax) โดยมีหลักการคำนวณ ดังนี้ ส่วนที่ 1 อัตรา Transmission Tariff ประกอบด้วย (1) ค่า Wheeling Charge เท่ากับ 0.7813 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย (2) ค่าบริการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า (Ancillary Services) เท่ากับ 0.7603 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และ (3) ค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐ (Policy Expense) เท่ากับ 0.8750 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย ส่วนที่ 2 ค่า HVDC Cost เท่ากับ 0.3248 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย มีสมมติฐานการคำนวณโดยใช้ค่าสินทรัพย์สายส่ง ณ ปี 2564 ค่าสินทรัพย์ HVDC ที่สถานีไฟฟ้าคลองแงะ ณ ปี 2564 และค่าบำรุงรักษา (Refurbishment Cost) และส่วนที่ 3 ค่า Tax คือภาษีมูลค่าเพิ่มในอัตราร้อยละ 7 ของผลรวมของค่า Transmission Tariff และค่า HVDC Cost เท่ากับ 0.2066 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย ทั้งนี้ การพิจารณากำหนดอัตราค่า Wheeling Charge ของไทยสำหรับโครงการ LTMS – PIP ได้คำนึงค่าความสูญเสีย ที่จะเกิดในระบบ (Transmission Loss) เพื่อให้สอดคล้องกับต้นทุนที่เกิดขึ้นจริง โดยสรุปอัตรา Wheeling Charge เท่ากับ 3.1584 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย
4. หลักการของสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP ประกอบด้วยสาระสำคัญ 3 ส่วน ดังนี้
4.1 หลักการซื้อขายไฟฟ้าของโครงการ LTMS – PIP มีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) การส่งพลังงานไฟฟ้า (LTMS Energy) ฟฟล. จะจ้าง กฟผ. และ TNB ส่งพลังงานไฟฟ้าให้กับ Keppel ณ จุดส่งมอบตามเงื่อนไขในสัญญา EWA และตามที่ได้ตกลงซื้อขายกันในแต่ละวันตาม Actual Confirmation of Wheeling (ACoW) ทั้งนี้ กฟผ. และ TNB ตกลงที่จะนำส่ง LTMS Energy จาก ฟฟล. ให้กับ Keppel ตามเงื่อนไขในสัญญา EWA และตามที่ได้ตกลงกันใน ACoW โดยมีกำหนดการซื้อขายขั้นต่ำที่ 30 เมกะวัตต์ สูงสุดไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ ต่อเนื่องกันอย่างน้อย 5 ชั่วโมง (2) การซื้อขายไฟฟ้าของโครงการ LTMS - PIP จะใช้โครงสร้างพื้นฐานในการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าที่มีอยู่เดิมระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. และ กฟผ. กับ TNB ของมาเลเซีย ซึ่งเป็นไปตามหลักการเดิมตามสัญญา Energy Purchase and Wheeling Charge Agreement (EPWA) ของโครงการ LTM - PIP โดยเพิ่มการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าระหว่าง TNB กับ SP Power Assets Limited (SPPA) ของสิงคโปร์ 3 ส่วนดังนี้ ส่วนที่ 1 จุดเชื่อมโยงระหว่าง กฟผ. - ฟฟล. ผ่านระบบส่งเชื่อมโยง 115 เควี จำนวน 7 จุด ได้แก่ สถานีไฟฟ้าหนองคาย - สถานีไฟฟ้าท่านาแล้ง สถานีไฟฟ้าหนองคาย - สถานีไฟฟ้าโพนต้อง สถานีไฟฟ้าบึงกาฬ - สถานีไฟฟ้าปากซัน สถานีไฟฟ้าท่าลี่ - สถานีไฟฟ้าแก่งท้าว สถานีไฟฟ้านครพนม - สถานีไฟฟ้าท่าแขก สถานีไฟฟ้ามุกดาหาร - สถานีไฟฟ้าปากบ่อ และสถานีไฟฟ้าสิรินธร 2 – สถานีไฟฟ้าบังเยาะ ส่วนที่ 2 จุดเชื่อมโยงระหว่าง กฟผ. - TNB ผ่านระบบ 300 เมกะวัตต์ 300 เควี HVDC จำนวน 1 จุด ได้แก่ สถานีไฟฟ้าคลองแงะ ของไทย – สถานีไฟฟ้า Gurun East ของมาเลเซีย และส่วนที่ 3 จุดเชื่อมโยงระหว่าง TNB - SPPA ผ่านระบบ HVAC จำนวน 1 จุด ได้แก่ สถานีไฟฟ้า Plentong ของมาเลเซีย – สถานีไฟฟ้า Woodlands ของสิงคโปร์ (3) การซื้อขายไฟฟ้าของโครงการ LTMS - PIP ตั้งอยู่บนพื้นฐานของการทำงานร่วมกับสัญญาที่มีอยู่เดิม ซึ่งเป็นไปตามหลักการเดิมตามสัญญา EPWA ของโครงการ LTM-PIP ดังนี้ ส่วนที่ 1 การซื้อขายไฟฟ้าระหว่างไทย - สปป. ลาว เป็นตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และเซเสด ลงนามเมื่อวันที่ 15 มีนาคม 2562 ระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. รองรับการเชื่อมโยงแบบระบบต่อระบบ (Grid to Grid: G2G) มีการซื้อขายไฟฟ้าแลกเปลี่ยนระหว่างกันแบบ Non-Firm (G2G Energy) ซึ่งกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าจากการคำนวณต้นทุนการผลิตไฟฟ้าหน่วยสุดท้ายระยะสั้น (Short Run Marginal Cost: SRMC) เฉลี่ยในช่วง 6 เดือนแรกของปีก่อนปีสัญญาถัดไป และส่วนที่ 2 การซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง ไทย - มาเลเซีย เป็นตามสัญญา HVDC System Interconnection Agreement (SIA) ระหว่าง กฟผ. กับ TNB ของมาเลเซีย ลงนามเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 เป็นการซื้อขายไฟฟ้าแลกเปลี่ยนและสำรองกำลังการผลิตระหว่างกัน ปริมาณซื้อขายไม่เกิน 300 เมกะวัตต์ ในลักษณะที่ทั้งสองฝ่ายตกลงทำข้อเสนอราคาขายไฟฟ้าล่วงหน้าเดือนต่อเดือน (4) เมื่อมีการซื้อขายไฟฟ้าตามโครงการ LTMS - PIP ฟฟล. จะส่ง LTMS Energy ปริมาณไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ มายังระบบไฟฟ้าของ กฟผ. และมาเลเซีย จากนั้นมาเลเซียจะนำส่งพลังงานดังกล่าวต่อให้สิงคโปร์เพื่อขายในตลาดไฟฟ้าสิงคโปร์ผ่าน Keppel และ (5) อายุสัญญา 2 ปี
4.2 หลักการทำงานระหว่างสัญญาเดิมกับสัญญา EWA มีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) ปัจจุบัน สปป. ลาว ได้ส่งพลังงานไฟฟ้าให้ไทยอยู่แล้วตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และเซเสด ซึ่งรวมเรียกว่า EDL - EGAT PPA และเรียกพลังงานส่วนนี้ว่า G2G Energy ส่วนพลังงานไฟฟ้าที่ สปป. ลาว ส่งไปขายในตลาดไฟฟ้าสิงคโปร์ ผ่าน Keppel ตามโครงการ LTMS – PIP เรียกว่า LTMS Energy (2) พลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับมาเลเซียแบ่งเป็น 2 ส่วนเช่นกัน คือ ตามสัญญา SIA เรียกว่า SIA Energy และตามโครงการ LTMS - PIP เรียกว่า LTMS Energy และ (3) หากมีการซื้อขายไฟฟ้าตามโครงการ LTMS – PIP เกิดขึ้น ปริมาณไฟฟ้า ที่จะถือเป็น LTMS Energy ภายใต้สัญญา EWA ก่อน คือ ปริมาณไฟฟ้า 100 เมกะวัตต์ (ขั้นต่ำ 30 เมกะวัตต์) แรก ที่ ฟฟล. ส่งเข้ามายังระบบไฟฟ้าของไทยและมาเลเซีย ปริมาณไฟฟ้า 100 เมกะวัตต์ (ขั้นต่ำ 30 เมกะวัตต์) ที่ไทยส่งให้มาเลเซีย และปริมาณไฟฟ้า 100 เมกะวัตต์ที่มาเลเซียส่งให้สิงคโปร์ โดยส่วนที่เหลือจึงจะถือว่าเป็น G2G Energy ที่มีการซื้อขายตาม EDL-EGAT PPA ถือเป็น SIA Energy ที่มีการซื้อขายตามสัญญา SIA และถือเป็นพลังงานตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างมาเลเซียกับสิงคโปร์ ตามลำดับ
4.3 อัตราค่า Wheeling Charge ของไทยเท่ากับ 3.1584 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และของมาเลเซียเท่ากับ 2.48 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตราค่า Wheeling Charge ของไทย เท่ากับ 3.1584 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และหลักการร่างสัญญา Energy Wheeling Agreement (EWA) โครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวไปประเทศสิงคโปร์ ผ่านระบบส่งของประเทศไทยและมาเลเซีย (LTMS – PIP)
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS - PIP ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว ทั้งนี้ หาก อส. และคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ มีความเห็นให้แก้ไขร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP ในส่วนที่ไม่ใช่สาระสำคัญของสัญญา เห็นควรให้ กฟผ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไปได้
เรื่องที่ 7 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา เพื่อให้เป็นไปตามเป้าหมายแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1) ดังนี้ (1) กลุ่มบ้านอยู่อาศัย (โครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกิน ที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาทต่อหน่วย มีเป้าหมายการรับซื้อ 50 เมกะวัตต์ (MWp) ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชนที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ให้ใช้ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาทต่อหน่วย โดยให้อัตรามีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 และ (2) กลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 1.00 บาทต่อหน่วย เป้าหมายการรับซื้อ 50 MWp แบ่งเป็นกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา 20 MWp กลุ่มโรงพยาบาล 20 MWp และ กลุ่มสูบน้ำเพื่อการเกษตร 10 MWp โดยมีกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 กิโลวัตต์ (kWp) แต่น้อยกว่า 200 kWp ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป นอกจากนี้ กรณีการลงทุนโดยภาครัฐในกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำ เพื่อการเกษตร มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รับไปหารือกับกระทรวงการคลังและหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง พิจารณาปรับปรุงกฎหมาย และกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาสามารถดำเนินการได้อย่างเป็นรูปธรรม
2. กกพ. ได้ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย พ.ศ. 2564 และสำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) พ.ศ. 2564 โดยสถานะการดำเนินงานในรอบปี 2564 ณ วันที่ 31 มกราคม 2565 มีดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย มีผู้ยื่นแบบคำขอขายไฟฟ้าที่มีเอกสารครบถ้วน 2,415 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1.30 MWp มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วจำนวน 404 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 2.27 MWp (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) มีผู้ยื่นแบบคำขอขายไฟฟ้าที่มีเอกสารครบถ้วน 27 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 2.95 MWp และ ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว 16 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1.87 MWp ซึ่งทยอยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ทั้งนี้ ผู้เข้าร่วมโครงการดังกล่าวยังไม่เป็นไปตามเป้าหมาย เนื่องจากมาตรการควบคุมและป้องกันการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อ COVID-19 ส่งผลให้สถานศึกษาปิดทำการต่อเนื่อง อาจทำให้โรงเรียน สถานศึกษา และโรงพยาบาลยังไม่ตัดสินใจเข้าร่วมโครงการในปัจจุบัน ประกอบกับกลุ่มโรงพยาบาลมีความต้องการใช้ไฟฟ้า ทุกวันจึงทำให้ไม่มีปริมาณไฟฟ้าเหลือขายเข้าร่วมโครงการ
3. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา และเสนอต่อ กบง. พิจารณา ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย (โซลาร์ภาคประชาชน) ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 MWp ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 2.20 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และปีต่อๆ ไป เห็นควรให้กำหนดเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าต่อเนื่อง และ (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 MWp ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 1.00 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี ซึ่ง ต่อมา เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2565 กบง. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย (โซลาร์ภาคประชาชน) ให้มีการรับซื้อต่อเนื่องตั้งแต่ปี 2565 เป็นต้นไป โดยกำหนดเป้าหมายการรับซื้อปีละ 10 MWp ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 2.20 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี ทั้งนี้ มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กบง. กำหนดเป้าหมายการรับซื้อได้ในกรณีต้องปรับปรุงเป้าหมายการรับซื้อดังกล่าวต่อไป (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 MWp ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 1.00 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา ดังนี้
1. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย (โซลาร์ภาคประชาชน) ให้มีการรับซื้อต่อเนื่องตั้งแต่ปี 2565 เป็นต้นไป โดยกำหนดเป้าหมาย การรับซื้อปีละ 10 เมกะวัตต์ (MWp) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 2.20 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องปรับปรุงเป้าหมายการรับซื้อ มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณากำหนดเป้าหมายดังกล่าวได้
2. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 เมกะวัตต์ (MWp) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 1.00 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี
ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
เรื่องที่ 8 ทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 ตามที่พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 มาตรา 14 (1) กำหนดให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เสนอแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ และเมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบการทบทวนมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 ในส่วนของแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ 1) ตัดข้อความการระบุวงเงินกู้ ในข้อ 4 จากเดิม “4. การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้ (จำนวนเงินไม่เกิน 20,000 ล้านบาท) แล้วต้องไม่เกินจำนวน 40,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562...” แก้ไขเป็น “4. การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้แล้วต้องไม่เกินจำนวน 40,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562...” และ (2) แก้ไขข้อ 5 5) จากเดิม “5) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ 20,000 ล้านบาท ให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงหยุด การชดเชย” แก้ไขเป็น “5) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ 20,000 ล้านบาท หรือติดลบตามจำนวน ที่กำหนดในพระราชกฤษฎีกา ตามมาตรา 26 วรรคสาม แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงหยุดการชดเชย”
2. ด้วยสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในตลาดโลกยังมีความผันผวนและมีราคาสูง ส่งผลกระทบต่อราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงภายในประเทศ ประกอบกับสภาพทางเศรษฐกิจที่ยังไม่ฟื้นตัว ตลอดจนการแพร่ระบาดของเชื้อไวรัสโควิด-19 ทำให้ประชาชนได้รับความเดือนร้อนในการดำรงชีพ และสอดคล้องกับการดำเนินการขยายกรอบวงเงินกู้ยืมเงิน 20,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 วรรคสอง และปรับกลยุทธ์การถอนกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (Exit Strategy) ให้มีความยืดหยุ่นขึ้น สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) จึงขอเสนอการทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 ในหลักเกณฑ์การบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงฉบับปรับปรุง ครั้งที่ 2 เพื่อเป็นการรองรับให้การปฏิบัติงานของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สามารถดำเนินการได้อย่างต่อเนื่องจากเหตุการณ์ต่าง ๆ ที่อาจเกิดขี้น จนเป็นอุปสรรคต่อการดำเนินการของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และเพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบ ต่อการดำรงชีพเนื่องจากความผันผวนด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2565 กบน. ได้มีมติเห็นชอบทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 - 2567 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ดังนี้ (1) ตัดข้อความในข้อ 4 จากเดิม “4. การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ ในการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้แล้วต้องไม่เกินจำนวน 40,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 การใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในกรอบวงเงิน 40,000 ล้านบาท ตามมาตรา 8 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้จ่ายได้เพื่อกิจการ ดังต่อไปนี้...” แก้ไขเป็น “4. การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 การใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามมาตรา 8 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้จ่ายได้เพื่อกิจการ ดังต่อไปนี้...” และ (2) แก้ไขข้อ 5 4) จากเดิม “4) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงใกล้ติดลบ หากระดับราคายังอยู่ในระดับวิกฤตจนส่งผลให้ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ ให้เริ่มดำเนินกลยุทธ์การถอนกองทุนน้ำมันฯ (Exit Strategy) โดยปรับสัดส่วนการช่วยเหลือลงครึ่งหนึ่ง และยังคงดำเนินการหารือเรื่องการปรับลดภาษีสรรพสามิต เพื่อให้ระดับราคาไม่ปรับตัวสูงขึ้นมากนัก และเริ่มดำเนินการกู้เงินเพื่อให้กองทุนฯ ไม่ขาดสภาพคล่อง” เป็น “4) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงใกล้ติดลบ หากระดับราคายังอยู่ในระดับวิกฤตจนส่งผลให้ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ ตามมาตรา 26 วรรคสอง หรือ วรรคสาม แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 โดยเฉพาะเมื่อใกล้วงเงินกู้ยืมเงินที่ได้รับตามพระราชกฤษฎีกาที่ออกตามกฎหมายดังกล่าวให้เริ่มดำเนินการพิจารณากลยุทธการถอนกองทุนน้ำมันฯ (Exit Strategy) และยังคงดำเนินการหารือเรื่องการปรับลดภาษีสรรพสามิต เพื่อให้ระดับราคา ไม่ปรับตัวสูงขึ้นมากนัก และเริ่มดำเนินการกู้เงินเพื่อให้กองทุนฯ ไม่ขาดสภาพคล่อง” และ (3) ขอตัดข้อ 5 5) จากเดิม “5) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ 20,000 ล้านบาท หรือติดลบตามจำนวนที่กำหนดใน พระราชกฤษฎีกา ตามมาตรา 26 วรรคสาม แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง หยุดการชดเชย” เป็น ตัดข้อ 5) ออก
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ตามที่คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเสนอ เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 9 การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) เพิ่มเติม
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาเรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) และมีมติ ดังนี้
1.1 เห็นชอบข้อเสนอหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ ปี 2565 ประกอบด้วย (1) การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmap หรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล และต้องผ่านการพิจารณาคัดเลือกจากคณะกรรมการกลางจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย และได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 (2) การส่งเสริมจะเป็นในลักษณะ Non-firm ทั้ง SPP และ VSPP เนื่องจากปัญหาการจัดหาเชื้อเพลิงขยะที่ไม่แน่นอนอาจส่งผลให้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้อย่างสม่ำเสมอ (3) การพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT จะสะท้อนต้นทุนของโรงไฟฟ้าขยะ ทั้งค่าก่อสร้าง ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการและบำรุงรักษา (O&M) ตลอดอายุการใช้งานโรงไฟฟ้า ค่าใช้จ่ายในการบริหารจัดเตรียมขยะสำหรับการผลิตไฟฟ้า และค่าใช้จ่ายในการควบคุมมลพิษ ทั้งนี้ โรงไฟฟ้าจะได้รับค่ากำจัดขยะ (Tipping Fee) จากองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น ตามงบประมาณที่ได้รับการจัดสรรซึ่งแตกต่างกันตามแต่ละพื้นที่ ส่งผลให้ต้นทุนการบริหารจัดการเชื้อเพลิงสุทธิแตกต่างกัน ดังนั้น การพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าจะต้องคำนึงถึงข้อจำกัดดังกล่าว ร่วมกับประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าและการกำจัดขยะของโครงการโรงไฟฟ้าขยะ เพื่อให้ได้ผลตอบแทนที่เหมาะสม ไม่ส่งผลกระทบต่อประชาชน และเป็นประโยชน์ต่อประเทศชาติสูงสุด ในภาพรวม (4) กำหนดให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ภายในปี 2567 - 2568 ตามการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 - 2573 ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 ปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 215 เมกะวัตต์ โดยพิจารณาจากโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย แบ่งเป็น VSPP ปริมาณ 115 เมกะวัตต์ และ SPP ปริมาณ 100 เมกะวัตต์ (5) การรับซื้อไฟฟ้าจะต้องพิจารณาถึงความพร้อมในด้านต่างๆ ได้แก่ ที่ดิน ปริมาณเชื้อเพลิง เทคโนโลยี ระบบสายส่ง/สายจำหน่าย แหล่งเงินทุน และประสบการณ์ของผู้พัฒนาโครงการ และ (6) โครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นเป็นการมอบให้เอกชนดำเนินการหรือร่วมดำเนินการตามมาตรา 34/1 ของพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 โดยเอกชนจะได้ค่ากำจัดขยะจากองค์กรปกครอง ส่วนท้องถิ่นซึ่งมีแหล่งที่มาจากงบประมาณรายจ่ายประจำปี หรืองบประมาณขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น และรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าของประชาชนโดยรวม ดังนั้น เพื่อมิให้เป็นการเพิ่มภาระแก่ผู้ใช้ไฟฟ้า หากจะมีโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าเพิ่มเติมจากรายชื่อโครงการ ที่กระทรวงมหาดไทยรายงานการดำเนินงานผ่านคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มาในครั้งนี้ หรือเป็นโครงการใหม่ที่จะมีในอนาคต ควรให้ กพช. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้า และ กกพ. ออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าก่อน เพื่อนำอัตราและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าไปพิจารณาประกอบการกำหนดค่ากำจัดขยะที่มีความเหมาะสมและดำเนินการคัดเลือกโครงการต่อไป ทั้งนี้ ตามนัยของมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560
1.2 เห็นชอบข้อเสนอกรอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ปี 2565 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ซึ่งโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของกรุงเทพมหานครและองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ผ่านความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยเป็นการพิจารณาความเหมาะสมของโครงการจากผลการศึกษา ซึ่งหลายโครงการได้ลงนามสัญญากับภาคเอกชนให้ดำเนินโครงการแล้ว และ กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 ได้มอบหมายให้ กกพ. ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการที่มีความพร้อมในระยะถัดไป จึงเห็นควรให้กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ไม่เกินกรอบอัตราสูงสุดตามที่ กพช. เคยมีมติในเรื่องนี้ไว้แล้ว ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP สำหรับปี 2565 อ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ตาม มติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่กำลังผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ อัตรา FiTF FiTV,2567 และ FiT อยู่ที่ 2.39 2.69 และ 5.08 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี มี FiT Premium 8 ปีแรก อยู่ที่ 0.70 บาทต่อหน่วย และ (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP สำหรับปี 2565 อ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ตาม มติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ที่กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 แต่ไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ อัตรา FiTF FiTV,2567 และ FiT อยู่ที่ 1.81 1.85 และ 3.66 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี
1.3 มอบหมายให้ กกพ. พิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมภายใต้กรอบอัตราสูงสุดในข้อ 2 (แล้วแต่กรณี) โดยคำนึงถึงต้นทุนโครงการประกอบกับปัจจัยด้านอื่นๆ เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศในภาพรวม เพื่อใช้เป็นอัตราในการประกาศรับซื้อไฟฟ้าแล้วรายงานให้ กบง. ทราบ และดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ให้เป็นไปตามข้อเสนอหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนที่ได้รับความเห็นชอบตามข้อ 1 ต่อไป
2. กระทรวงมหาดไทย ได้รับทราบมติ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 ได้พิจารณาอัตรา รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย จำนวน 23 โครงการ ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 และมอบหมาย กกพ. ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการที่มีความพร้อมในระยะถัดไป โดยเห็นควรให้กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ไม่เกินอัตราสูงสุดตามที่ กพช. เคยมีมติไว้ ซึ่งโครงการ ที่องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นได้จัดทำโครงการเสนอมาได้ยึดต้นทุนหรือค่าไฟฟ้าที่ กกพ. ประกาศล่าสุดในการจัดทำโครงการ แต่หลังจากการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 ปรากฏว่า รัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยได้พิจารณาให้ความเห็นชอบโครงการอีก 11 โครงการ รวมทั้งสิ้น 34 โครงการ โดยโครงการ ที่เพิ่ม 11 โครงการ เป็นโครงการที่มีการใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าเดิมในการพิจารณาคำนวณต้นทุนโครงการ ซึ่งหากมีการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าใหม่ที่ไม่เท่ากับ 23 โครงการเดิม อาจเกิดปัญหาในการดำเนินการต่อไปได้ ดังนั้น การพิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าของโครงการทั้งหมด 34 โครงการในอัตราเดิม จะทำให้โครงการดังกล่าวสามารถดำเนินการต่อไปได้ องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นกำจัดขยะได้อย่างมีประสิทธิภาพ แก้ไขผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมที่มีต่อประชาชน สร้างความมั่นใจและความเชื่อมั่นให้กับภาคเอกชนที่สนใจจะเข้ามาลงทุน ในโครงการต่างๆ กับองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นต่อไปในอนาคต ซึ่งเป็นไปตามนโยบายของรัฐบาลที่กำหนดให้การแก้ไขขยะเป็นวาระแห่งชาติ จึงขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ของกระทรวงมหาดไทย จำนวน 34 โครงการ ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าเดิมตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561
มติของที่ประชุม
มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้า จากขยะชุมชน (เพิ่มเติม) ของกระทรวงมหาดไทย และนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ไม่ว่าจะเป็นราคาน้ำมันดิบดูไบ Brent WTI มีแนวโน้ม ที่ปรับตัวสูงขึ้น เช่นเดียวกับน้ำมันเชื้อเพลิงสำเร็จรูป เบนซิน และ ดีเซล ที่มีราคาสูงสุดในรอบ 14 ปี พบว่า ตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงปัจจุบัน ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับตัวสูงขึ้นจาก 77.26 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล เป็น 122.95 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล สำหรับน้ำมันดีเซล ราคาปรับตัวสูงขึ้นจาก 89.30 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เป็น 157.65 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และยังมีแนวโน้มที่ปรับตัวสูงขึ้น จากความกังวลเรื่องอุปทานน้ำมัน ในตลาดโลกจากการคว่ำบาตรธุรกรรมทางการเงิน และบริษัทพลังงานหลายแห่งระงับการลงทุนในรัสเซีย และจากมติของกลุ่มประเทศโอเปคและพันธมิตร (OPEC+) ยึดตามข้อตกลงเดิมที่จะเพิ่มกำลังการผลิตน้ำมันดิบในเดือนเมษายน 2565 เพียง 400,000 บาร์เรลต่อวัน ซึ่งเมื่อพิจารณาสถานการณ์ราคาน้ำมันดิบดูไบและดีเซลในอดีต พบว่า สมัยนายกรัฐมนตรี นายสมัคร สุนทรเวช เป็นช่วงที่มีราคาน้ำมันที่ปรับตัวสูงขึ้นมาก โดยน้ำมันดีเซลปรับตัวสูงขึ้นถึง 184 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล แต่มาสมัยนายกรัฐมนตรี นายประยุทธ์ จันทร์โอชา น้ำมันดีเซลปัจจุบันอยู่ที่ 158 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ก็ถือได้ว่าเป็นการปรับตัวขึ้นสูงสุดในรอบ 14 ปี
2. สถานการณ์ราคา LPG ตลาดโลก หรือ ก๊าซหุงต้มที่ใช้ในภาคครัวเรือนมีแนวโน้มสูงขึ้น เมื่อเปรียบเทียบ ณ สิ้นปี 2564 ถึงปัจจุบัน ราคา LPG Cargo ปรับตัวสูงขึ้นจาก 711.5 เหรียญสหรัฐต่อตัน เป็น 968.0 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เพิ่มขึ้น 128.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน จากความกังวลของภาวะสงครามระหว่างสหพันธ์รัฐรัสเซียกับประเทศยูเครน ซึ่งราคา LPG ตลาดโลกปรับตัวเพิ่มขึ้นในทิศทางเดียวกับราคาน้ำมัน ทั้งนี้ ความคืบหน้าในการเจรจาข้อตกลงนิวเคลียร์ของอิหร่าน อาจนำไปสู่การส่งออกน้ำมัน รวมถึง LPG จากอิหร่านสู่ตลาดเพิ่มเติม
3. สถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติ พบว่าราคาจากแหล่งจากอ่าวไทย สหภาพเมียนมา และสัญญาระยะยาว (LNG) มีราคาปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เช่นเดียวกับราคา LNG Spot JKM ปรับตัวจากราคา 30.658 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู เป็น 54.281 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และราคา NBP ในยุโรปปรับตัวเพิ่มขึ้นจากราคา 27.804 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู เป็น 66.108 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู เนื่องจากสถานการณ์ความไม่มั่นคงของอุปทานจากรัสเซีย และมาตรการคว่ำบาตรของสหรัฐฯ ที่ครอบคลุมน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ ในขณะเดียวกันประเทศในสหภาพยุโรปต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติม เพื่อไว้ใช้สำหรับฤดูหนาวในช่วงปลายปี 2565
4. ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงของไทยเปรียบเทียบกับต่างประเทศ พบว่า ราคาน้ำมันดีเซลของไทย มีราคาขายปลีกต่ำกว่าประเทศเพื่อนบ้าน ยกเว้นมาเลเซียและบรูไนซึ่งมีแหล่งพลังงานเป็นของตนเอง และมีการสนับสนุนจากรัฐบาล เนื่องจากภาคเศรษฐกิจของไทยใช้น้ำมันดีเซลอยู่ที่ประมาณร้อยละ 60 ถึง70 กระทรวงพลังงานจึงช่วยเหลือกลุ่มน้ำมันดีเซลซึ่งเป็นกลุ่มใหญ่ก่อน ส่วนน้ำมันเบนซิน ราคาของไทยอยู่ในระดับกลางเมื่อเทียบกับประเทศเพื่อนบ้าน ซึ่งอาจจะเป็นเพราะยังไม่มีมาตรการเข้าไปช่วย สำหรับราคา LPG ภาคครัวเรือน จากมาตรการสนับสนุนอยู่ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ทำให้ราคาLPG ของไทยมีราคา ต่ำกว่าประเทศเพื่อนบ้านยกเว้นมาเลเซียที่มีแหล่งพลังงานของตัวเอง
5. กระทรวงพลังงานมีแนวทางบริหารจัดการสถานการณ์ฉุกเฉินด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเป็น 4 ระดับ คือ ระดับ 1 หากราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ระดับต่ำกว่า 100 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะตรึงราคาน้ำมันดีเซล ไม่เกิน 30 บาทต่อลิตร มีการบริหารจัดการต้นทุนน้ำมัน อาทิ การปรับลดสัดส่วนไบโอดีเซล ขอความร่วมมือผู้ค้าปรับลดค่าการตลาด ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการ และการพิจารณาปรับลดภาษีสรรพสามิตบางส่วน ระดับ 2 หากราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ระดับ 100 ถึง 130 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะตรึงราคาน้ำมันดีเซล ไม่เกิน 30 บาทต่อลิตร ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการ และพิจารณาปรับลดภาษีสรรพสามิตทั้งหมด ระดับ 3 หากราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ระดับ 131 ถึง 150 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะพิจารณาลอยตัวบางส่วนให้ราคาน้ำมันดีเซล เกิน 30 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงยังคงช่วยเหลือเพิ่มเติม และระดับ 4 หากราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ระดับสูงกว่า 150 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะพิจารณาลอยตัวสมบูรณ์ ให้ราคาน้ำมันดีเซล เกิน 30 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ไม่ช่วยเหลือเพิ่มเติม ทั้งนี้ ควรคำนึงเรื่อง Price Shock หากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ไม่สามารถชดเชยได้แล้ว (เช่น เมื่อติดลบถึง 40,000 ล้านบาท) และควรทยอยถอนการอุดหนุนแบบค่อยเป็นค่อยไป (ทยอยลดการอุดหนุน เมื่อกองทุนติดลบถึง 35,000 ล้านบาท) ทั้งนี้ จะต้องมีการหารือในภาพรวมเศรษฐกิจ ร่วมกับสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) และธนาคารแห่งประเทศไทย (ธปท.) เพื่อพิจารณามาตรการที่เหมาะสมต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง.ครั้งที่ 4/2565 (ครั้งที่ 42) วันพฤหัสบดีที่ 3 มีนาคม พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 4/2565 (ครั้งที่ 42)
วันพฤหัสบดีที่ 3 มีนาคม พ.ศ. 2565
2. การปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal จังหวัดระยอง [T-2]
3. การบรรเทาผลกระทบจากราคาก๊าซ NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้น
6. แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา
7. การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มนอกเหนือจากสัญญาเดิม
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโนบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และวันที่ 22 มิถุนายน 2564 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติ เรื่อง แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) พิจารณาปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้า LNG โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และให้นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. เพื่อพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ในระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้กำกับดูแล ต่อมาเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยอาจเพิ่มเติมแนวทางการบริหารจัดการอื่นใดได้ ตามความจำเป็นและเหมาะสม (2) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ได้แก่ การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้ กฟผ. และ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง และการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) และ/หรือ ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการ (3) มอบหมาย กบง. พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมซาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบการพิจารณา ซึ่งประกอบด้วย 1) พิจารณาแนวทางการนำต้นทุนส่วนเพิ่มในการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงอื่นที่ทดแทนก๊าซธรรมชาติในช่วงที่ขาดแคลนก๊าซธรรมชาติ มาคำนวณรวมในราคา Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าทุกภาคเศรษฐกิจเป็นต้นทุนเดียวกัน 2) ควรพิจารณาข้อมูลด้านต้นทุนราคาเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า อาทิ ราคาก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง และเชื้อเพลิงอื่นๆ เพื่อประกอบการพิจารณาบริหารจัดการเชื้อเพลิงเพื่อทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม 3) ให้พิจารณาการรับซื้อพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ/หรือ VSPP โดยอาจพิจารณารับซื้อจากสัญญาเดิม และสามารถรับซื้อจากเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจาก ชีวมวลได้ด้วย และ 4) ให้พิจารณาการเปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงอื่นทดแทนก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติม อาทิ การใช้เชื้อเพลิงอื่นในกลุ่มโรงกลั่นน้ำมัน และกลุ่มอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
2. กกพ. ได้ดำเนินงานตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 วันที่ 6 มกราคม 2565 และข้อเสนอแนะของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 โดยจัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยให้ผู้นำเข้า LNG รายใหม่ (New Shippers) ที่มีความประสงค์นำเข้า LNG สำหรับปี 2564 แจ้งความประสงค์ในการนำเข้า ซึ่งปรากฎว่าไม่มี New Shippers รายใดประสงค์นำเข้า LNG เนื่องจากสถานการณ์ราคา LNG มีความผันผวนและปรับตัวสูง กกพ. จึงมีมติมอบหมายให้ กฟผ. ซึ่งเป็น New Shippers ในกลุ่ม Regulated Market และมีความประสงค์ที่จะนำเข้า LNG มาใช้กับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ให้นำเข้า LNG ทั้งสิ้น 6 ลำเรือ อย่างไรก็ดี เนื่องจากราคานำเข้า LNG ของ กฟผ. ยังไม่สามารถนำไปเฉลี่ย กับราคา Pool Gas ได้ จึงส่งผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและเป็นผลให้อัตราค่าไฟฟ้าปรับตัวสูงขึ้น ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้ารับภาระต้นทุนจาก LNG ทั้งหมด ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2564 กกพ. จึงมีมติให้ ปตท. ในฐานะ ที่เป็นผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (PTT Shipper) จัดหา Spot LNG ตามปริมาณที่ต้องจัดหาเพิ่มในช่วงเดือนมกราคม ถึงเมษายน 2565 รวม 22 ลำเรือ เพื่อให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในการผลิตไฟฟ้า และให้ราคานำเข้า LNG ที่มีราคาสูงในภาวะวิกฤติพลังงานสามารถเฉลี่ยใน Pool Gas เพื่อช่วยลดผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าทำให้ค่าไฟฟ้าลดลง ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้มีนโยบายเพิ่มสัดส่วน การผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นเพื่อลดการนำเข้า LNG ในช่วงที่มีความผันผวนและมีราคาสูง โดยมอบหมายให้ กฟผ. จัดทำแผนการใช้น้ำมันแทนก๊าซธรรมชาติ และให้ ปตท. พิจารณาความสามารถในการขนส่งน้ำมันให้สอดคล้องกัน โดยในเดือนพฤษจิกายน 2564 ถึงเดือนมกราคม 2565 มีการใช้น้ำมันเตา และน้ำมันดีเซลรวมประมาณ 127 ล้านลิตร และ 459 ล้านลิตร ตามลำดับ โดยการดำเนินการดังกล่าวช่วยลดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่เกิดขึ้นได้เพียงบางส่วนเท่านั้น เนื่องจากโครงสร้างราคา Pool Gas เป็นราคาเฉลี่ย ถ่วงน้ำหนักของเนื้อก๊าซธรรมชาติที่ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทย ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา และ LNG ที่จัดหาโดย Shipper รายเดิม (ปตท.) เท่านั้น ทำให้ค่าใช้จ่ายที่เกิดจากการใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลถูกนำมาคิดเป็นต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยตรง
3. หลักการและเหตุผลในการสร้างกลไกการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) ประกอบด้วย (1) ประเทศไทยใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตกระแสไฟฟ้า และมีแนวโน้มการใช้ LNG เพิ่มขึ้นตามการลดลงของก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย จึงต้องเตรียมการจัดหาและนำเข้า LNG เพิ่มเติมให้รองรับปริมาณการใช้ โดยสนับสนุนให้มีการแข่งขันที่เป็นธรรมระหว่าง Shipper รายเก่า และรายใหม่ สามารถวัดประสิทธิภาพการจัดหา และสะท้อนราคาสู่ผู้ใช้ภายใต้โครงสร้างการเฉลี่ยราคา ที่เหมือนกัน (2) การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 กำหนดให้ New Shippers นำเข้า LNG มาใช้เองหรือจำหน่ายให้ผู้ใช้ก๊าซโดยส่งผ่านราคา LNG ไปยังผู้ใช้ก๊าซโดยตรง ในขณะที่ผู้นำเข้า LNG รายเก่า (PTT Shipper) สามารถนำเข้า LNG มาผสมกับก๊าซอ่าวไทยที่มีอยู่เดิมและมีราคาต่ำกว่าเพื่อขายให้กับผู้ใช้ก๊าซได้ ทั้งนี้ โครงสร้างการคิดราคาก๊าซที่แตกต่างกันของ Shipper รายเก่าและรายใหม่ทำให้เกิดความเหลื่อมล้ำระหว่าง PTT Shipper และ New Shippers ซึ่งไม่สะท้อนประสิทธิภาพการนำเข้า LNG ของ Shipper แต่ละราย และเป็นอุปสรรคต่อการส่งเสริมการแข่งขัน และ (3) กรณีที่ LNG มีราคาสูงกว่าน้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซล การผลิตไฟฟ้าสามารถเลือกใช้น้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิงแทนก๊าซธรรมชาติได้ และทำให้ราคา Pool Gas ลดลงซึ่งเป็นประโยชน์ต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas เดิม โดยค่าใช้จ่ายที่เกิดจากการใช้เชื้อเพลิงดังกล่าวจะถูกนำมาคิดเป็นต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยตรง ทำให้ประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าต้องรับภาระค่าใช้จ่ายแทนกลุ่ม ผู้ใช้ก๊าซในภาคธุรกิจอื่นๆ จึงจำเป็นต้องมีกลไกการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติของกลุ่ม Regulated Market ใหม่ ที่คำนึงถึงต้นทุนด้านพลังงานของประเทศในภาพรวมโดยไม่สร้างภาระให้ผู้ใช้พลังงานกลุ่มใดกลุ่มหนึ่งเกินสมควร ในลักษณะ Energy Pool Price
4. ข้อเสนอหลักเกณฑ์การคำนวณและการดําเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) มีสาระสำคัญ 4 ส่วน ได้แก่
4.1 Energy Pool Price หมายถึงการนำต้นทุนค่าใช้จ่ายน้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซล และ LNG นำเข้าของกลุ่ม Regulated Market มาเฉลี่ยกับก๊าซธรรมชาติใน Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตของภาคไฟฟ้าและภาคอุตสาหกรรมในกลุ่ม Regulated Market อยู่ในแนวปฏิบัติเดียวกัน ซึ่งมีการใช้เชื้อเพลิงคิดเป็นหน่วยราคาต่อความร้อน (หน่วยบาทต่อล้านบีทียู)
4.2 หลักเกณฑ์การคำนวณ Energy Pool Price และแนวปฏิบัติ ประกอบด้วย (1) หลักการคำนวณ Energy Pool Price มาจากราคาถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของต้นทุน Pool Gas ของ ปตท. ต้นทุนเชื้อเพลิง LNG นำเข้าที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบ และต้นทุนเชื้อเพลิงน้ำมันเตา น้ำมันดีเซล ที่ภาครัฐกำหนดให้นำมาใช้ผลิตไฟฟ้าแทนการนำเข้า LNG ในช่วงวิกฤติ โดยสูตรการคำนวณ Energy Pool Price = [(Vpool x Bpool,avg) + V1B1 + V2B2] / [Vpool + V1 + V2] โดย Bpool,avg คือ ราคา Pool Gas ของ ปตท. หน่วยบาทต่อล้านบีทียู B1 คือ ราคา LNG ของ New Shipper หน่วยบาทต่อล้านบีทียู B2 คือราคาน้ำมันดีเซลและ/หรือน้ำมันเตา และ/หรือ LPG ที่ใช้กับโรงไฟฟ้า และ/หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด หน่วยบาท ต่อล้านบีทียู Vpool คือ ปริมาณ Pool Gas ของ ปตท. หน่วยล้านบีทียู V1 คือ ปริมาณ LNG ของ New Shipper หน่วยล้านบีทียู V2 คือ ปริมาณน้ำมันดีเซล และ/หรือน้ำมันเตา และ/หรือ LPG ที่ใช้กับโรงไฟฟ้า และ/หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด หน่วยล้านบีทียู ทั้งนี้ Pool Gas ของ ปตท. หมายถึง ก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) SPP และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ คือ ก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือหลังผ่านกระบวนการแยกของโรงแยกก๊าซ ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน LNG และก๊าซจากแหล่งอื่นๆ ในอนาคต (2) ในช่วงเวลาปกติ การผลิตไฟฟ้า ในกลุ่ม Regulated Market ให้ กฟผ. นำต้นทุนเชื้อเพลิง LNG ของโรงไฟฟ้าที่ผลิตและขายไฟเข้าระบบโดยใช้ LNG นำเข้าของ Shipper เป็นเชื้อเพลิง มาเฉลี่ยรวมกับต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติใน Pool Gas ได้เป็น Energy Pool Price (3) ในสภาวะวิกฤติพลังงาน การผลิตไฟฟ้าในกลุ่ม Regulated Market อาจมีการเปลี่ยนไปใช้น้ำมันเตา น้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด แทนการนำเข้า Spot LNG ที่มีราคาสูง โดยให้ กฟผ. สามารถนำต้นทุนค่าใช้จ่ายน้ำมันเตาน้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด ที่ใช้ในโรงไฟฟ้า เพื่อทดแทนการนำเข้า LNG ดังกล่าว มาเฉลี่ยรวมใน Energy Pool Price ได้ เพื่อลดภาระค่า Ft ที่ส่งผลถึงผู้ใช้ไฟฟ้าโดยตรง (4) ให้ กฟผ. ทำหน้าที่เป็นหน่วยงานกลาง (Clearing House) รวบรวมข้อมูลที่ใช้ในการคำนวณ Energy Pool Price จากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อคำนวณ Energy Pool Price ตามหลักเกณฑ์และแนวทางปฏิบัติที่ กกพ. กำหนด ประกอบด้วยข้อมูลจากผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว ซึ่งปัจจุบัน คือ กฟผ. ที่มีข้อมูลด้านราคาและปริมาณการใช้เชื้อเพลิง LNG นำเข้าของ กฟผ. และ New Shippers น้ำมันเตาน้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด ของโรงไฟฟ้าในกลุ่ม Regulated Market และข้อมูลจาก PTT Shipper ในฐานะผู้บริหารจัดการ Pool Gas ของ ปตท. ซึ่งมีหน้าที่ส่งข้อมูลด้านราคาและปริมาณของก๊าซธรรมชาติที่รับมาจากแหล่งต่างๆ ซึ่งรวมถึง LNG ที่จัดหาโดย PTT Shipper และข้อมูลประมาณการราคา Pool Gas ในแต่ละงวด (5) ให้ กฟผ. นำส่ง Energy Pool Price ให้แก่ PTT Shipper นำไปใช้เป็นราคาก๊าซธรรมชาติที่จำหน่าย กับลูกค้าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ PTT Shipper ทุกกลุ่ม พร้อมทั้งรายงานให้ กกพ. ทราบโดยพลัน ภายใต้หลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด เพื่อไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนในการเรียกเก็บค่าบริการที่จะถูกรวมเป็นต้นทุนราคา ก๊าซธรรมชาติของประเทศ โดย กกพ. จะกำกับดูแลและกำหนดแบบเอกสารการเรียกเก็บค่าก๊าซธรรมชาติ ของ PTT Shipper ให้เหมาะสมและไม่เกิดความสับสน ส่วนการคิดผลตอบแทนการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper Fee) ของ PTT Shipper นั้น ยังคงให้คำนวณจากราคา Pool Gas ของ ปตท. และ (6) กรณีที่มีส่วนต่างระหว่าง Energy Pool Price กับราคา Pool Gas ของ ปตท. ให้ กฟผ. หรือ PTT Shipper (แล้วแต่กรณี) นำส่วนต่างราคาที่เกิดขึ้นไปเรียกเก็บตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด โดยการพิจารณาส่วนต่างราคาจะมี รอบการคิดและชำระเงินเป็นรายเดือน
4.3 แนวทางในการกำกับ มีดังนี้ (1) กกพ. พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณ Energy Pool Price แนวทางปฏิบัติ และแนวทางในการบริหารจัดการส่วนต่างค่าเชื้อเพลิง รวมถึงแนวทางในการใช้ Energy Pool Price กับลูกค้าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ PTT Shipper ทุกกลุ่ม (2) กฟผ. ในฐานะที่เป็นผู้ซื้อรายเดียว รวบรวมข้อมูลและคำนวณ Energy Pool Price ตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด และ (3) กกพ. สามารถเสนอทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับ Energy Pool Price ได้ตามความเหมาะสม โดยคำนึงถึงความมั่นคงด้านพลังงานและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน
4.4 ควรให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายเดิมที่มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับ Shipper รายเดิม สามารถเจรจาตกลงกันระหว่างคู่สัญญาให้แก้ไขเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิกสัญญา (Re-Negotiation) ได้ เพื่อเตรียมพร้อมรองรับการเปิดตลาดเสรีในกิจการก๊าซธรรมชาติต่อไปในอนาคต โดยปริมาณความต้องการ ใช้ก๊าซที่เกินจาก Take or Pay ของ ปตท. ให้ถือเป็น New Demand ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่สามารถเลือกใช้ก๊าซจาก Pool Gas หรือ New Shipper ได้ ภายใต้การกำกับของ กกพ.
5. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า แนวทางดังกล่าวเป็นประโยชน์ในการแก้ไขข้อจำกัดโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 2 ในระยะยาวให้สามารถส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันที่เป็นธรรมและไม่เลือกปฏิบัติระหว่างผู้เล่นรายเก่าและรายใหม่ ส่งผลให้การบริหารการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศมีประสิทธิภาพมากขึ้น อีกทั้งยังมีกลไกในการเลือกใช้เชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพและเป็นประโยชน์สูงสุดต่อประเทศได้ ในช่วงวิกฤติพลังงาน โดยไม่ส่งผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าเกินความจำเป็น การดำเนินการตามหลักเกณฑ์ Energy Pool Price จะช่วยสนับสนุนให้การส่งเสริมการแข่งขันตามเจตนารมณ์ของนโยบายภาครัฐ และผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติมีทางเลือกในการจัดหาก๊าซเพิ่มขึ้น อย่างไรก็ดี การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติของประเทศ ให้เกิดความมั่นคงและมีประสิทธิภาพต้องมีการวางแผนล่วงหน้าระยะยาว โดย ชธ. และ ปตท. ควรเร่งจัดทำข้อมูล Demand - Supply และความสามารถในการจัดหา LNG เพิ่มเติมโดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay ของ ปตท. ในช่วง 10 ถึง 15 ปีข้างหน้า ให้สอดคล้องกับสถานการณ์การผลิตและความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เปลี่ยนแปลงไป นอกจากนี้ การดำเนินการตามหลักเกณฑ์ Energy Pool Price จำเป็นต้องมีการกำหนดหลักเกณฑ์ในการบริหารจัดการเชื้อเพลิง ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเตา น้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่น ในกลุ่ม Regulated Market เพื่อให้เกิดความชัดเจน โดยต้องได้รับการสนับสนุนข้อมูลจากหน่วยงาน อาทิ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน ปตท. กฟผ. และ Shipper เป็นต้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (Energy Pool Price) โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยในฐานะที่เป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว เป็นหน่วยงานกลาง (Clearing House) ดำเนินการตามหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ.
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 2 การปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal จังหวัดระยอง [T-2]
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ดำเนินโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งที่ 2 จังหวัดระยอง [T-2] รองรับการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดยกำหนดให้โครงการแล้วเสร็จและสามารถแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2565 เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ของประเทศ และกระจายพื้นที่ ในการรองรับการนำเข้า LNG ดังกล่าว ซึ่งคณะกรรมการบริษัท ปตท. ได้อนุมัติให้บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) เป็นผู้ดำเนินการโครงการ ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ดำเนินการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ LNG Receiving Terminal แห่งที่ 2 จังหวัดระยอง [T-2] ที่มอบหมายให้ ปตท. ดำเนินโครงการ ให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG สูงสุดเพิ่มขึ้นจาก 5 ล้านตันต่อปี เป็น 7.5 ล้านตันต่อปี ประมาณการเงินลงทุนรวม 38,500 ล้านบาท และกำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2565
2. ปัจจุบันมีปัญหาเรื่องการถ่ายโอนการดำเนินการสัมปทานแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ (G1) เนื่องจากผู้รับสัมปทานแปลง G1 รายใหม่ คือ บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (ปตท.สผ.) ยังไม่สามารถเข้าพื้นที่เพื่อประเมินสภาพแหล่งผลิตได้ ซึ่งจะส่งผลกระทบให้ไม่สามารถผลิตก๊าซ ที่ระดับ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) ได้ตามกำหนดการเดิม ประกอบกับสถานการณ์ความไม่สงบ ที่ยืดเยื้อในสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาจากเหตุการณ์รัฐประหารตั้งแต่ต้นปี 2564 ซึ่งอาจทำให้เมียนมา ถูกคว่ำบาตร ส่งผลกระทบต่อการจัดหาก๊าซของประเทศไทยโดยรวมประมาณ 600 MMSCFD ถึง 700 MMSCFD และอาจยืดเยื้อถึงสิ้นปี 2565 ทำให้ประเทศไทยอาจขาดแคลนก๊าซธรรมชาติสำหรับเป็นเชื้อเพลิง ในการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า ซึ่งจะส่งผลต่อการใช้ไฟฟ้าของประเทศโดยรวม ซึ่งสถานการณ์ดังกล่าวถือได้ว่า เป็นวิกฤตทางพลังงาน ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2564 กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ได้นำเสนอสรุปแผนรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากเมียนมาต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และต่อมา เมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2564 ได้ประชุมหารือแผนบริหารจัดการความต่อเนื่องด้านก๊าซธรรมชาติ (BCM) กรณี ไม่สามารถนำเข้าก๊าซจากเมียนมาได้ และจัดเตรียมแผนรองรับเหตุการณ์ฉุกเฉินด้านการบริหารจัดการเชื้อเพลิงกรณีเหตุการณ์ยืดเยื้อจนถึงช่วงรอยต่อของบริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด (CTEP) และการเข้าพื้นที่แปลง G1/61 (แหล่งก๊าซเอราวัณ) โดยเพิ่มอัตราการส่งก๊าซธรรมชาติของ LNG Receiving Terminal 1 [T-1] (Send-out LNG [T-1]) เต็มความสามารถที่ 11.5 ล้านตัน หรือประมาณ 1,600 MMSCFD เนื่องจากคาดว่าในเดือนเมษายน 2565 มีความเสี่ยงที่ความจุของ LNG Terminal จะไม่เพียงพอหากโครงการ [T-2] ยังไม่แล้วเสร็จ จึงพิจารณาเร่งโครงการ [T-2] ให้พร้อมใช้งานเร็วขึ้น เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ที่เพิ่มสูงขึ้นมากกว่า 1,600 MMSCFD ในช่วงไตรมาสที่ 2 ของปี 2565 โดย ชธ. ได้มีหนังสือแจ้งรายละเอียดการประชุมหารือ BCM ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ทราบเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2564 คณะกรรมการ ปตท. ได้มีมติอนุมัติแผนการดำเนินงานและงบประมาณเพิ่มเติมในการเร่งรัด Early Gas Send Out (EGSO) โครงการก่อสร้างคลังจัดเก็บและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Terminal) แห่งที่ 2 [T-2] ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง หรือ LMPT-2 จากเดิมกำหนดแล้วเสร็จเดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นให้แล้วเสร็จภายในเดือนพฤษภาคม 2565 งบประมาณ 2,900 ล้านบาท เพิ่มเติมจากเดิมที่ 38,500 ล้านบาท รวมเป็น 41,400 ล้านบาท โดยเมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2564 คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (คณะอนุกรรมการฯ) ได้พิจารณาแนวทางการปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] (LMPT2) และมีมติมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาและให้ความเห็นในเรื่องดังกล่าว เพื่อนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาต่อไป
3. การขอปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) โดยเร่งรัดให้สามารถจัดส่งก๊าซธรรมชาติบางส่วนได้เร็วขึ้นกว่าแผน สามารถดำเนินการได้ในลักษณะ Early Gas Sent-Out (EGSO) ซึ่งสามารถเร่งดำเนินการให้แล้วเสร็จได้ภายในวันที่ 31 พฤษภาคม 2565 รองรับการนำเข้า LNG ประมาณ 2.5 ล้านตันต่อปี โดยมีเงินลงทุนส่วนเพิ่มประมาณ 2,900 ล้านบาท แบ่งออกเป็น (1) ค่าติดตั้งอุปกรณ์เพิ่มเติมสำหรับรองรับการจ่ายก๊าซในรูปแบบ EGSO 62.4 ล้านบาท (2) ค่าปรับเปลี่ยนการออกแบบอุปกรณ์ใหม่ เพื่อกระชับเวลางานก่อสร้าง 415 ล้านบาท (3) จ่ายค่าเร่งรัดการผลิตอุปกรณ์และเปลี่ยนแปลงวิธีการขนส่งให้ใช้ระยะเวลาสั้นที่สุด 300 ล้านบาท และ (4) ค่าจัดจ้างผู้คุมงาน (Supervisor) และแรงงานเพิ่มเติม พร้อมขยายเวลาการทำงาน 2,122.6 ล้านบาท
4. เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2565 กกพ. ได้พิจารณาและได้มีความเห็นต่อแนวทางการปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) ดังนี้ (1) การเร่งดำเนินโครงการ [T-2] (LMPT2) ให้แล้วเสร็จเร็วกว่าแผนเดิม มาเป็นเดือนพฤษภาคม 2565 จะทำให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG ได้เพิ่มขึ้น 2.5 ล้านตันต่อปี เพื่อลด ความเสี่ยงจากการขาดแคลนก๊าซธรรมชาติในช่วงเปลี่ยนถ่ายผู้รับสัมปทานแหล่งก๊าซเอราวัณ (2) การเร่งดำเนินโครงการ [T-2] (LMPT2) ให้แล้วเสร็จเพื่อเชื่อมต่อท่อเส้นที่ 5 ในขณะที่สถานีผสมก๊าซธรรมชาติ TP5 MXS ยังไม่แล้วเสร็จ จะส่งผลให้ดัชนี Wobbe (WI) ของ LNG ที่นำเข้ากระทบต่อความสามารถรองรับก๊าซ ของโรงไฟฟ้า เนื่องจากยังไม่มีการผสมก๊าซจากแหล่งอื่น ดังนั้น การจัดหา LNG จึงต้องพิจารณาจากแหล่งที่มี ค่า WI ที่โรงไฟฟ้าสามารถรองรับได้ (3) การปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) ควรคำนึงถึงบทปรับกรณีผู้รับเหมาไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนดเวลา และ (4) โครงการมีการลงทุนและดำเนินการไปแล้ว ทำให้เงินลงทุนเกินกรอบที่คณะรัฐมนตรีได้อนุมัติไว้ จึงเห็นควรให้เสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีพิจารณาอนุมัติกรอบวงเงินเพิ่มเติม โดยการลงทุนใหม่ที่เกิดขึ้นต้องอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในฐานะที่เป็นหน่วยงานกำกับกิจการพลังงาน ซึ่ง กกพ. จะพิจารณาให้ส่งผ่านภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นตามหลักเกณฑ์ที่กำหนดตามมาตรา 65 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ต่อมาเมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้นำความเห็นของ กกพ. มาประกอบการพิจารณาการปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) ตามข้อเสนอของ ปตท. และได้มีมติเห็นชอบให้นำข้อเสนอของ ปตท. เรื่องการปรับเพิ่มวงเงินลงทุนโครงการดังกล่าว ในแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง จากเดิมวงเงิน 38,500 ล้านบาท เป็นวงเงิน 41,400 ล้านบาท เสนอ กบง. และ กพช. เพื่อพิจารณา ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า โครงการมีการลงทุนและดำเนินการไปแล้ว ทำให้เงินลงทุนในการดำเนินการเกินกรอบวงเงินที่ กพช. ได้อนุมัติไว้ จึงเห็นควรให้เสนอ กพช. พิจารณาอนุมัติกรอบวงเงินเพิ่มเติม โดยเงินลงทุนดังกล่าวจะมีผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคต จึงขอให้ กกพ. พิจารณาการส่งผ่านภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นตามการใช้งานจริง และสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประเทศและประชาชน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้นำข้อเสนอของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เรื่อง การปรับเพิ่มวงเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] ในแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง จากเดิมวงเงิน 38,500 ล้านบาท เป็นวงเงินไม่เกิน 41,400 ล้านบาท เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาการส่งผ่านภาระการลงทุนโครงการที่เพิ่มขึ้น ซึ่งส่งผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคตไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นและสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน
เรื่องที่ 3 การบรรเทาผลกระทบจากราคาก๊าซ NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้กำหนดโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ที่ใช้ในปัจจุบัน โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ ที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่น ๆ ในอนาคต โดยราคาน้ำมันเชื้อเพลิงวันนี้จะสะท้อนราคาก๊าซธรรมชาติอีก 6 เดือน ถึง 12 เดือนถัดไป ทั้งนี้ จากสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้นตั้งแต่ช่วงต้นปี 2564 เป็นต้นมา ประกอบกับราคา LNG ในตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้น จากระดับ 10 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู เป็น 30 ถึง 40 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในช่วงปลายปี 2564 ต่อเนื่องปี 2565 เนื่องจากตลาดมีความต้องการใช้ LNG ที่สูงขึ้น และอุปทานเพิ่มเติมจากโครงการผลิต LNG มีจำกัดจากการลงทุนการก่อสร้างโครงการผลิตใหม่ที่ลดลง ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นต้นทุนของ ก๊าซ NGV ปรับตัวสูงขึ้น
2. จากสภาวะการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ตั้งแต่ต้นปี 2563 เป็นต้นมา ซึ่งส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ รวมทั้งทำให้รถโดยสารสาธารณะ มีปริมาณผู้โดยสารลดลงอย่างมาก ส่งผลให้ผู้ประกอบการรถโดยสารสาธารณะมีรายได้ไม่เพียงพอต่อค่าใช้จ่ายและเกิดภาวะการขาดทุนสะสมจากค่าเชื้อเพลิงที่เป็นต้นทุนหลักในการดำเนินธุรกิจ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมาตรการช่วยเหลือเพื่อบรรเทาผลกระทบกับกลุ่มผู้ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิง ในรถยนต์ทั่วไปและรถโดยสารสาธารณะ ดังนี้ (1) รถยนต์ทั่วไป มีมติให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 5 เดือน ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2563 ถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2563 และที่ราคา 15.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 4 เดือน ตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 มีนาคม 2565 และ (2) รถโดยสารสาธารณะ ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ได้แก่ รถแท็กซี่ ตุ๊กตุ๊ก รถตู้ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด ได้แก่ รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถวร่วม บขส. รถโดยสาร/รถตู้ร่วม บขส. และรถแท็กซี่ ช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 4 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2563 ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563 และที่ราคา 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 5 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 สิงหาคม 2563 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 รวมทั้ง บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ดำเนินโครงการเอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน เพื่อบรรเทาผลกระทบ แก่ผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล โดยสามารถซื้อก๊าซ NGV ในราคา 13.62 บาทต่อกิโลกรัม วงเงินซื้อก๊าซที่ได้รับส่วนลดไม่เกิน 10,000 บาทต่อเดือน ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 มีนาคม 2565
3. ปัจจุบันราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามสูตรโครงสร้างราคา ณ เดือนกุมภาพันธ์ 2565 อยู่ที่ระดับ 22.27 บาทต่อกิโลกรัม และจากข้อมูลแนวโน้มราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในปี 2565 พบว่าราคาอาจปรับสูงขึ้นถึงระดับ 19 ถึง 22 บาทต่อกิโลกรัม จากราคา 13 ถึง 18 บาทต่อกิโลกรัมในปี 2564 ซึ่งจะส่งผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิงและรถโดยสารสาธารณะ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ ปตท. ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม และคงราคาขายปลีก ก๊าซ NGV โครงการเอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน ให้กับผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 3 เดือน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2565 ถึงวันที่ 15 มิถุนายน 2565 เพื่อบรรเทาความเดือดร้อนและลดภาระค่าใช้จ่ายจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อ COVID-19 คิดเป็นวงเงินช่วยเหลือประมาณ 1,761 ล้านบาทต่อ 3 เดือน โดยเป็นส่วนของรถยนต์ทั่วไป 1,590 ล้านบาทต่อ 3 เดือน และรถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล 171 ล้านบาทต่อ 3 เดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) คงราคาขายปลีก ก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม และคงราคาขายปลีกก๊าซ NGV โครงการ “เอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน” ให้กับผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก เป็นระยะเวลา 3 เดือน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2565 ถึงวันที่ 15 มิถุนายน 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) (Tariff MOU) และการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป. ลาว โดยได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่าง Tariff MOU ทั้ง 3 ฉบับ ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว ทั้งนี้ สำหรับโครงการน้ำงึม 3 จะต้องดำเนินการจัดทำ Full Due Diligence ให้แล้วเสร็จก่อนจึงจะสามารถลงนามได้ (2) เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไข ในร่าง Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย ในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้มีผลทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม ทั้งนี้ จะต้องไม่กระทบอัตราค่าไฟฟ้า และ (3) เห็นชอบการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป. ลาว เรื่องความร่วมมือ ในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (MOU) จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ ตามผลการหารือของ ที่ประชุมที่ได้พิจารณาข้อเสนอเดิมที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เคยเสนอในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ที่เสนอขอขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU เป็น 10,500 เมกะวัตต์ โดยข้อเสนอดังกล่าวได้พิจารณาครอบคลุมโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำที่อยู่ระหว่างการดำเนินการ กับ สปป. ลาว ทั้งหมดและสอดคล้องกับข้อเสนอของ สปป. ลาว โดยต่อมา เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2565 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบการขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเป็น 10,500 เมกะวัตต์ ภายใต้ร่าง MOU ดังกล่าว และอนุมัติให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน หรือผู้ได้รับมอบอำนาจจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เป็นผู้ลงนามใน MOU โดยมีกำหนดการลงนามในวันที่ 4 มีนาคม 2565
2. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการฯ) ได้พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป. ลาว ในโครงการ หลวงพระบาง และโครงการปากแบง โดยมีรายละเอียด ดังนี้
2.1 โครงการหลวงพระบาง เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณา ร่าง Tariff MOU ของโครงการหลวงพระบาง และรับทราบว่ารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ แห่ง สปป. ลาว ได้แจ้งว่ารัฐบาล สปป. ลาว เสนอรายงานผลการศึกษาผลกระทบต่อแหล่งมรดกโลก (Heritage Impact Assessment: HIA) ฉบับสมบูรณ์ต่อ UNESCO แล้ว โดยจะดำเนินการตามคำแนะนำใดๆ ที่จะได้รับจาก UNESCO หรือ Advisory Bodies ให้ถูกต้องตามกฎหมายและมีความมั่นใจว่าจะไม่กระทบต่อการพัฒนาโครงการ สปป.ลาว จึงเห็นว่าการลงนามในร่าง Tariff MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) สามารถดำเนินการต่อไปได้โดยไม่ต้องรอคำแนะนำจาก Advisory Bodies ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบ ร่าง Tariff MOU โครงการหลวงพระบาง (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ เสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าโครงการหลวงพระบาง และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน Tariff MOU โครงการ หลวงพระบางที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. ภายหลังจากที่มีการลงนามใน MOU แล้ว และ (3) มอบหมายให้ กฟผ. เสนอ อส. ตรวจพิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการหลวงพระบาง และเมื่อ อส. ตรวจพิจารณาแล้วเสร็จให้ดำเนินการเจรจาร่าง PPA กับโครงการหลวงพระบางอย่างไม่เป็นทางการคู่ขนานกันไประหว่างรอเสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าและมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามร่าง Tariff MOU ทั้งนี้ หาก กพช. พิจารณา Tariff MOU แล้ว มีความเห็นแตกต่างจากร่าง Tariff MOU ที่ อส. ได้เคยตรวจพิจารณาแล้วให้นำไปปรับปรุงในร่าง Tariff MOU และร่าง PPA ด้วย
2.2 โครงการปากแบง เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้รับทราบว่าผู้พัฒนาโครงการปากแบงได้มีหนังสือขอให้พิจารณาเปลี่ยนแปลงกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการปากแบง จากเดิมที่กำหนด SCOD วันที่ 31 ธันวาคม 2571 เป็นวันที่ 31 มีนาคม 2574 ต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าใหม่ของโครงการปากแบงที่เสนอขอเปลี่ยนแปลงกำหนด SCOD เป็นวันที่ 31 มีนาคม 2574 และเสนอ SCOD ทางเลือกเพิ่มเติมเป็นวันที่ 1 มกราคม 2576 และได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าของโครงการที่มีกำหนด SCOD ในวันที่ 1 มกราคม 2576 และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการเจรจาปรับปรุงร่าง Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการ ให้สอดคล้องกับข้อเสนอขายไฟฟ้าที่มีกำหนด SCOD ในวันดังกล่าว และต่อมาเมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการปากแบงที่ได้แก้ไขให้สอดคล้องกับข้อเสนอขายไฟฟ้าที่มีกำหนด SCOD ในวันที่ 1 มกราคม 2576 ได้แก่ กำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมในการบริหารจัดการน้ำ ปรับปรุงเงื่อนไข AC Collective Substation กำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมในการติดตั้ง Generator Shedding Scheme ปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้า และปรับปรุงกำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆ โดยได้มีมติเห็นชอบร่าง Tariff MOU โครงการปากแบง และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ เสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบอัตรา ค่าไฟฟ้าโครงการปากแบง รวมทั้งมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน Tariff MOU โครงการปากแบงที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว3. สรุปรายละเอียดโครงการ และข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้า ดังนี้ (1) โครงการหลวงพระบาง ผู้พัฒนาโครงการ คือ CK Power ร่วมกับ PT (Sole) Company Limited ร่วมกับ Ch.Karnchang และ Petro Vietnam Power Corporation ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 1,460 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 1,400 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภทเขื่อนน้ำไหลผ่าน (Run off River) พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 6,577 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 35 ปี กำหนด SCOD วันที่ 1 มกราคม 2573 และ (2) โครงการปากแบง ผู้พัฒนาโครงการ คือ China Datang Overseas Investment Co., Ltd. และ Gulf Energy Development Public Co., Ltd. (GULF) ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง แขวงอุดมไซย สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 912 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 897 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภท Run off River พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 4,525 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 29 ปี กำหนด SCOD วันที่ 1 มกราคม 2576 ทั้งนี้ ข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ย ณ ชายแดน รวมค่าก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าในฝั่งไทย ของโครงการหลวงพระบาง 2.8432 บาทต่อหน่วย และโครงการปากแบง 2.9179 บาทต่อหน่วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU)โครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว
2. เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของโครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง ในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2563 ที่ประชุม ASEAN Minister on Energy Meeting and Associated Meeting (AMEM) ได้นำเสนอการขยายโครงการเชื่อมโยงพลังงานไฟฟ้าระหว่างสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ไทย มาเลเซีย และสิงคโปร์ ภายใต้ชื่อโครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวไปประเทศสิงคโปร์ ผ่านระบบส่งของประเทศไทยและมาเลเซีย (Lao PDR – Thailand – Malaysia - Singapore on Power Interconnection Project: LTMS - PIP) โดย สปป. ลาว เป็นผู้จำหน่ายไฟฟ้าให้สิงคโปร์ผ่านระบบส่งของไทยและมาเลเซียเป็นระยะเวลา 2 ปี และต่อมาได้มีการประชุมร่วมกันระหว่าง 4 ประเทศดังกล่าวเพื่อเจรจาหลักการสำคัญของการซื้อขายไฟฟ้าตามโครงการ LTMS - PIP โดยมีเป้าหมายให้สามารถลงนามสัญญาและเริ่มต้นโครงการ LTMS - PIP ภายในไตรมาส 2 ของปี 2565
2. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2564 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าบริการในการใช้หรือการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Wheeling Charge) ของไทย เพื่อให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ใช้ในการเจรจาโครงการ LTMS - PIP โดยต่อมา ผู้แทนของ สปป. ลาว มาเลเซีย สิงคโปร์ และไทย โดยผู้แทนกระทรวงพลังงานและผู้แทน กฟผ. รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ การไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) การไฟฟ้ามาเลเซีย (Tenaga Nasional Berhad: TNB) และหน่วยงานด้านกิจการไฟฟ้าของสิงคโปร์ คือ Energy Market Authority (EMA) และ Singapore Importer (Keppel) ได้ประชุมหารือแนวทางการดำเนินโครงการ LTMS - PIP และจัดทำร่างสัญญา Energy Wheeling Agreement (EWA) สำหรับโครงการ LTMS - PIP โดยเมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2565 ที่ประชุมได้เห็นชอบจัดทำร่างสัญญา EWA สำหรับโครงการ LTMS – PIP ร่วมกัน และต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP และมอบหมายให้เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาอัตราค่า Wheeling Charge ของไทย และหลักการร่างสัญญา EWA สำหรับโครงการ LTMS - PIP ต่อไป
3. อัตราค่า Wheeling Charge ของไทยสำหรับโครงการ LTMS - PIP ประกอบด้วย 3 ส่วน คือ ค่าระบบส่งไฟฟ้า (Transmission Tariff) ค่าสายส่งระบบ High Voltage Direct Current (HVDC Cost) และค่าภาษี (Tax) โดยมีหลักการคำนวณ ดังนี้ ส่วนที่ 1 อัตรา Transmission Tariff ประกอบด้วย (1) ค่า Wheeling Charge เท่ากับ 0.7813 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย (2) ค่าบริการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า (Ancillary Services) เท่ากับ 0.7603 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และ (3) ค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐ (Policy Expense) เท่ากับ 0.8750 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย ส่วนที่ 2 ค่า HVDC Cost เท่ากับ 0.3248 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย มีสมมติฐานการคำนวณโดยใช้ค่าสินทรัพย์สายส่ง ณ ปี 2564 ค่าสินทรัพย์ HVDC ที่สถานีไฟฟ้าคลองแงะ ณ ปี 2564 และค่าบำรุงรักษา (Refurbishment Cost) และส่วนที่ 3 ค่า Tax คือภาษีมูลค่าเพิ่มในอัตราร้อยละ 7 ของผลรวมของค่า Transmission Tariff และค่า HVDC Cost เท่ากับ 0.2066 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย ทั้งนี้ การพิจารณากำหนดอัตราค่า Wheeling Charge ของไทยสำหรับโครงการ LTMS – PIP ได้คำนึงค่าความสูญเสีย ที่จะเกิดในระบบ (Transmission Loss) เพื่อให้สอดคล้องกับต้นทุนที่เกิดขึ้นจริง โดยสรุปอัตรา Wheeling Charge เท่ากับ 3.1584 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย
4. หลักการของสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP ประกอบด้วยสาระสำคัญ 3 ส่วน ดังนี้
4.1 หลักการซื้อขายไฟฟ้าของโครงการ LTMS – PIP มีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) การส่งพลังงานไฟฟ้า (LTMS Energy) ฟฟล. จะจ้าง กฟผ. และ TNB ส่งพลังงานไฟฟ้าให้กับ Keppel ณ จุดส่งมอบตามเงื่อนไขในสัญญา EWA และตามที่ได้ตกลงซื้อขายกันในแต่ละวันตาม Actual Confirmation of Wheeling (ACoW) ทั้งนี้ กฟผ. และ TNB ตกลงที่จะนำส่ง LTMS Energy จาก ฟฟล. ให้กับ Keppel ตามเงื่อนไขในสัญญา EWA และตามที่ได้ตกลงกันใน ACoW โดยมีกำหนดการซื้อขายขั้นต่ำที่ 30 เมกะวัตต์ สูงสุดไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ ต่อเนื่องกันอย่างน้อย 5 ชั่วโมง (2) การซื้อขายไฟฟ้าของโครงการ LTMS - PIP จะใช้โครงสร้างพื้นฐานในการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าที่มีอยู่เดิมระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. และ กฟผ. กับ TNB ของมาเลเซีย ซึ่งเป็นไปตามหลักการเดิมตามสัญญา Energy Purchase and Wheeling Charge Agreement (EPWA) ของโครงการ LTM - PIP โดยเพิ่มการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าระหว่าง TNB กับ SP Power Assets Limited (SPPA) ของสิงคโปร์ 3 ส่วนดังนี้ ส่วนที่ 1 จุดเชื่อมโยงระหว่าง กฟผ. - ฟฟล. ผ่านระบบส่งเชื่อมโยง 115 เควี จำนวน 7 จุด ได้แก่ สถานีไฟฟ้าหนองคาย - สถานีไฟฟ้าท่านาแล้ง สถานีไฟฟ้าหนองคาย - สถานีไฟฟ้าโพนต้อง สถานีไฟฟ้าบึงกาฬ - สถานีไฟฟ้าปากซัน สถานีไฟฟ้าท่าลี่ - สถานีไฟฟ้าแก่งท้าว สถานีไฟฟ้านครพนม - สถานีไฟฟ้าท่าแขก สถานีไฟฟ้ามุกดาหาร - สถานีไฟฟ้าปากบ่อ และสถานีไฟฟ้าสิรินธร 2 – สถานีไฟฟ้าบังเยาะ ส่วนที่ 2 จุดเชื่อมโยงระหว่าง กฟผ. - TNB ผ่านระบบ 300 เมกะวัตต์ 300 เควี HVDC จำนวน 1 จุด ได้แก่ สถานีไฟฟ้าคลองแงะ ของไทย – สถานีไฟฟ้า Gurun East ของมาเลเซีย และส่วนที่ 3 จุดเชื่อมโยงระหว่าง TNB - SPPA ผ่านระบบ HVAC จำนวน 1 จุด ได้แก่ สถานีไฟฟ้า Plentong ของมาเลเซีย – สถานีไฟฟ้า Woodlands ของสิงคโปร์ (3) การซื้อขายไฟฟ้าของโครงการ LTMS - PIP ตั้งอยู่บนพื้นฐานของการทำงานร่วมกับสัญญาที่มีอยู่เดิม ซึ่งเป็นไปตามหลักการเดิมตามสัญญา EPWA ของโครงการ LTM-PIP ดังนี้ ส่วนที่ 1 การซื้อขายไฟฟ้าระหว่างไทย - สปป. ลาว เป็นตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และเซเสด ลงนามเมื่อวันที่ 15 มีนาคม 2562 ระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. รองรับการเชื่อมโยงแบบระบบต่อระบบ (Grid to Grid: G2G) มีการซื้อขายไฟฟ้าแลกเปลี่ยนระหว่างกันแบบ Non-Firm (G2G Energy) ซึ่งกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าจากการคำนวณต้นทุนการผลิตไฟฟ้าหน่วยสุดท้ายระยะสั้น (Short Run Marginal Cost: SRMC) เฉลี่ยในช่วง 6 เดือนแรกของปีก่อนปีสัญญาถัดไป และส่วนที่ 2 การซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง ไทย - มาเลเซีย เป็นตามสัญญา HVDC System Interconnection Agreement (SIA) ระหว่าง กฟผ. กับ TNB ของมาเลเซีย ลงนามเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 เป็นการซื้อขายไฟฟ้าแลกเปลี่ยนและสำรองกำลังการผลิตระหว่างกัน ปริมาณซื้อขายไม่เกิน 300 เมกะวัตต์ ในลักษณะที่ทั้งสองฝ่ายตกลงทำข้อเสนอราคาขายไฟฟ้าล่วงหน้าเดือนต่อเดือน (4) เมื่อมีการซื้อขายไฟฟ้าตามโครงการ LTMS - PIP ฟฟล. จะส่ง LTMS Energy ปริมาณไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ มายังระบบไฟฟ้าของ กฟผ. และมาเลเซีย จากนั้นมาเลเซียจะนำส่งพลังงานดังกล่าวต่อให้สิงคโปร์เพื่อขายในตลาดไฟฟ้าสิงคโปร์ผ่าน Keppel และ (5) อายุสัญญา 2 ปี
4.2 หลักการทำงานระหว่างสัญญาเดิมกับสัญญา EWA มีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) ปัจจุบัน สปป. ลาว ได้ส่งพลังงานไฟฟ้าให้ไทยอยู่แล้วตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และเซเสด ซึ่งรวมเรียกว่า EDL - EGAT PPA และเรียกพลังงานส่วนนี้ว่า G2G Energy ส่วนพลังงานไฟฟ้าที่ สปป. ลาว ส่งไปขายในตลาดไฟฟ้าสิงคโปร์ ผ่าน Keppel ตามโครงการ LTMS – PIP เรียกว่า LTMS Energy (2) พลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับมาเลเซียแบ่งเป็น 2 ส่วนเช่นกัน คือ ตามสัญญา SIA เรียกว่า SIA Energy และตามโครงการ LTMS - PIP เรียกว่า LTMS Energy และ (3) หากมีการซื้อขายไฟฟ้าตามโครงการ LTMS – PIP เกิดขึ้น ปริมาณไฟฟ้าที่จะถือเป็น LTMS Energy ภายใต้สัญญา EWA ก่อน คือ ปริมาณไฟฟ้า 100 เมกะวัตต์ (ขั้นต่ำ 30 เมกะวัตต์) แรก ที่ ฟฟล. ส่งเข้ามายังระบบไฟฟ้าของไทยและมาเลเซีย ปริมาณไฟฟ้า 100 เมกะวัตต์ (ขั้นต่ำ 30 เมกะวัตต์) ที่ไทยส่งให้มาเลเซีย และปริมาณไฟฟ้า 100 เมกะวัตต์ที่มาเลเซียส่งให้สิงคโปร์ โดยส่วนที่เหลือจึงจะถือว่าเป็น G2G Energy ที่มีการซื้อขายตาม EDL-EGAT PPA ถือเป็น SIA Energy ที่มีการซื้อขายตามสัญญา SIA และถือเป็นพลังงานตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างมาเลเซียกับสิงคโปร์ ตามลำดับ
4.3 อัตราค่า Wheeling Charge ของไทยเท่ากับ 3.1584 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และของมาเลเซียเท่ากับ 2.48 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตราค่า Wheeling Charge ของไทยเท่ากับ 3.1584 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และหลักการร่างสัญญา Energy Wheeling Agreement (EWA) โครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวไปประเทศสิงคโปร์ ผ่านระบบส่งของประเทศไทยและมาเลเซีย (LTMS – PIP)
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS - PIP ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว ทั้งนี้ หาก อส. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีความเห็นให้แก้ไข ร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP ในส่วนที่ไม่ใช่สาระสำคัญของสัญญา เห็นควรให้ กฟผ. ดำเนินการ ในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไปได้
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 6 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา เพื่อให้เป็นไปตามเป้าหมายแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1) ดังนี้ (1) กลุ่มบ้านอยู่อาศัย (โครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาทต่อหน่วย มีเป้าหมายการรับซื้อ 50 เมกะวัตต์ (MWp) ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชนที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ให้ใช้ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาทต่อหน่วย โดยให้อัตรามีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 และ (2) กลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 1.00 บาทต่อหน่วย เป้าหมายการรับซื้อ 50 MWp แบ่งเป็นกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา 20 MWp กลุ่มโรงพยาบาล 20 MWp และกลุ่มสูบน้ำเพื่อการเกษตร 10 MWp โดยมีกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 กิโลวัตต์ (kWp) แต่น้อยกว่า 200 kWp ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป นอกจากนี้ กรณีการลงทุนโดยภาครัฐในกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำ เพื่อการเกษตร มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รับไปหารือกับกระทรวงการคลังและหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง พิจารณาปรับปรุงกฎหมาย และกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาสามารถดำเนินการได้อย่าง เป็นรูปธรรม และต่อมาเมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 โดยระบุเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในปี 2565 จำนวน 10 เมกะวัตต์ (MW)
2. กกพ. ได้ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย พ.ศ. 2564 และสำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) พ.ศ. 2564 โดยสถานะการดำเนินงานในรอบปี 2564 ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2564 มีดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย มีผู้ยื่นแบบคำขอขายไฟฟ้าที่มีเอกสารครบถ้วน 2,372 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 13,032.8 kWp จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 259 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,459 kWp โดยตั้งแต่ปี 2562 – 2564 มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบจากโครงการรวม 1,103 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 6,096.3 kWp และ (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำ เพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) มีผู้ยื่นแบบคำขอขายไฟฟ้าที่มีเอกสารครบถ้วน 27 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 2,953.9 kWp ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว 16 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,867.0 kWp โดยยังไม่มีผู้จ่ายไฟฟ้า เข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) ทั้งนี้ ผู้เข้าร่วมโครงการดังกล่าวยังไม่เป็นไปตามเป้าหมาย เนื่องจากมาตรการควบคุมและป้องกันการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อ COVID-19 ส่งผลให้สถานศึกษาปิดทำการต่อเนื่อง อาจทำให้โรงเรียน สถานศึกษา และโรงพยาบาลยังไม่ตัดสินใจเข้าร่วมโครงการในปัจจุบัน ประกอบกับกลุ่มโรงพยาบาล มีความต้องการใช้ไฟฟ้าทุกวันจึงทำให้ไม่มีปริมาณไฟฟ้าเหลือขายเข้าร่วมโครงการ
3. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา และเสนอต่อ กบง. พิจารณา ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย (โซลาร์ภาคประชาชน) ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 MWp ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 2.20 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และปีต่อๆ ไป เห็นควรให้กำหนดเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าต่อเนื่อง เนื่องจากในปี 2564 มีแนวโน้มผู้เข้าร่วมโครงการเพิ่มขึ้น ตลอดจนเพื่อให้การส่งเสริมโครงการดังกล่าวดำเนินการต่อเนื่องตามนโยบายของ กพช. และ (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 MWp ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 1.00 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา ดังนี้
1.1 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย (โซลาร์ภาคประชาชน) ให้มีการรับซื้อต่อเนื่องตั้งแต่ปี 2565 เป็นต้นไป โดยกำหนดเป้าหมายการรับซื้อปีละ 10 เมกะวัตต์ (MWp) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 2.20 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี ทั้งนี้ มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณามอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) กำหนดเป้าหมายการรับซื้อได้ ในกรณีต้องปรับปรุงเป้าหมายการรับซื้อดังกล่าวต่อไป
1.2 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 เมกะวัตต์ (MWp) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 1.00 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 7 การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มนอกเหนือจากสัญญาเดิม
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบ แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ดังนี้ (1) การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป (2) การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ทั้งจากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการต่อไป (3) มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทาง การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบ การพิจารณาต่อไป
2. เมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2565 กกพ. ได้เสนอ กบง. พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ VSPP จากสัญญาเดิม ซึ่ง กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ VSPP จากสัญญาเดิม โดยมีสาระสำคัญ 3 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1แนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ให้รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ/หรือ VSPP จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ จึงควรรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มเฉพาะกลุ่มโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตกระแสไฟฟ้าจากสัญญาเดิม ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ ส่วนที่ 2 รูปแบบการจ่ายพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่ม (Excess Energy) เป็นแบบ Non-Firm และส่วนที่ 3 อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่ม 1.8931 บาทต่อหน่วย โดยมีหลักการสำคัญ ได้แก่ (1) การรับซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่มเป็นการใช้สินทรัพย์เดิมของผู้ผลิตไฟฟ้าและไม่มีการลงทุนใหม่ จึงควรรับซื้อไฟฟ้า ส่วนเพิ่มโดยอ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนผันแปร (FiTv) เชื้อเพลิงชีวมวลปี 2565 ซึ่งคิดจากต้นทุนเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า 1.8931 บาทต่อหน่วย และไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม (2) การรับซื้อไฟฟ้า ตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ภาครัฐต้องการพลังงานไฟฟ้าทดแทนการนำเข้า LNG ซึ่งมีราคาสูง จึงควรพิจารณากรอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าจาก Pool Gas (3) ผู้ใช้ไฟฟ้าได้ประโยชน์ทดแทนต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าจาก Pool Gas 0.6041 บาทต่อหน่วย หรือ 51.53 ล้านบาทต่อเดือน (4) ให้การไฟฟ้าคู่สัญญาพิจารณาคัดเลือกจากความพร้อมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในปี 2565 รวมถึงข้อจำกัดด้านเทคนิค Feeder และศักยภาพระบบส่งไฟฟ้า (Grid Capacity) เป็นรายกรณี และ (5) ให้การไฟฟ้าคู่สัญญาแก้ไขสัญญาเพิ่มเติมตามสัญญาเดิม
3. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ปัจจุบันยังมีพลังงานทดแทนที่มีศักยภาพนอกเหนือจากสัญญาเดิม จึงควรพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนประเภทชีวมวลและเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวล ที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อให้สามารถช่วยบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติได้อย่างรวดเร็ว โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการเพิ่มเติมในเรื่องของการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้า และการเปิดรับซื้อไฟฟ้าต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้านอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวลหรืออื่นๆ นอกจากชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค หรือการไฟฟ้านครหลวงสามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ที่กรอบราคารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดไม่เกิน 1.8931 บาทต่อหน่วย
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้า โดยให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานบริหารให้เป็นไปตามนโยบายต่อไป
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป