Super User
ราคาน้ำมันเฉลี่ยในอาเซียน
ผลรับฟังความเห็นพัฒนาสถานี EV
สนพ. เข้าร่วมโครงการจิตอาสา
สถานการณ์พลังงาน
กบง.ครั้งที่ 12/2564 (ครั้งที่ 34) วันจันทร์ที่ 1 พฤศจิกายน พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 12/2564 (ครั้งที่ 34)
วันจันทร์ที่ 1 พฤศจิกายน พ.ศ. 2564
1. การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT)
สรุปสาระสำคัญ
1. แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) หรือ AEDP 2012 - 2021 กำหนดเป้าหมายกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนประเภทเชื้อเพลิงขยะ 400 เมกะวัตต์ และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) กำหนดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนประเภทเชื้อเพลิงขยะชุมชนเพิ่มเป็น 500 เมกะวัตต์
2. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะโดยให้ส่วนเพิ่มราคาซื้อไฟฟ้า (Adder) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ในอัตรา 2.50 บาทต่อหน่วย และต่อมาเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้เปลี่ยนรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าจาก Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) โดยเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP ที่ผลิตไฟฟ้าจากขยะ ดังนี้ (1) ขยะ (การจัดการขยะแบบผสมผสาน) กำลังผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 1 เมกะวัตต์ อยู่ที่ 6.34 บาทต่อหน่วย กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 1 แต่ไม่เกิน 3 เมกะวัตต์ อยู่ที่ 5.82 บาทต่อหน่วย และกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 3 เมกะวัตต์ อยู่ที่ 5.08 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา 20 ปีมี FiT Premium 2 ส่วนคือ สำหรับโครงการกลุ่มเชื้อเพลิงชีวภาพในช่วง 8 ปีแรก อยู่ที่ 0.70 บาทต่อหน่วย และสำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ (จังหวัดยะลา ปัตตานี นราธิวาส และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ได้แก่ อ.จะนะ อ.เทพา อ.สะบ้าย้อย และ อ.นาทวี) อยู่ที่ 0.50 บาทต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ และ (2) ขยะ (หลุมฝังกลบ) อัตรา FiT อยู่ที่ 5.60 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา 10 ปี มี FiT Premium สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ อยู่ที่ 0.50 บาทต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ
3. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. มีมติให้รับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนโดยไม่ต้องผ่านการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ต่อมาเมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติกำหนดวัน SCOD เป็นภายในปี 2562 แต่เนื่องจากมีการออกพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) แก้ไขเพิ่มเติมพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง พ.ศ. 2535 เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการบริหารจัดการขยะมูลฝอยของประเทศตามแนวทางของกระทรวงมหาดไทยที่เสนอต่อคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2558 กำหนดวัน SCOD ดังกล่าว จึงได้เลื่อนเป็นภายในปี 2564 ต่อมาคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่อง การจัดหาไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) พ.ศ. 2559 ลงวันที่ 1 ธันวาคม 2559 (สำหรับ VSPP) โดยได้ประกาศรายชื่อผู้ผ่านการคัดเลือกจำนวน 11 โครงการ และมีกำหนด SCOD ภายในปี 2564
4. ในส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนสำหรับ SPP กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ได้พิจารณาข้อเสนอขององค์การบริหารส่วนจังหวัดนนทบุรี (อบจ. นนทบุรี) เกี่ยวกับโครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) เมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2557 และผ่านการพิจารณาจากคณะรัฐมนตรี (ครม.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2559 โดยเห็นชอบให้ อบจ. นนทบุรี ดำเนินโครงการตามขั้นตอนแห่งพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 และ กพช. มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่ 3.66 บาทต่อหน่วย และในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนสำหรับ SPP เป็นการทั่วไป กพช. มีมติเห็นชอบในหลักการดังนี้ (1) กำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ (2) ส่งเสริมลักษณะ Non-firm (3) อัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน ไม่ควรสูงไปกว่าเพดานของอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการประเภท SPP Hybrid Firm (ในปัจจุบันคือ 3.66 บาทต่อหน่วย ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560) เพื่อไม่ให้เป็นการเพิ่มภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้า โดยผู้พัฒนาโครงการอาจสามารถเสนอให้กระทรวงมหาดไทย พิจารณาแนวทางการสนับสนุนให้หน่วยงานท้องถิ่นจัดเก็บค่าธรรมเนียมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย (Tipping Fee) ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 เพื่อให้สามารถสนับสนุน ค่า Tipping Fee ให้สอดคล้องกับกรอบอัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชนที่เสนอให้ กพช. พิจารณากำหนดต่อไป (4) การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) (5) กำหนดวัน SCOD ภายในปี 2563 ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 พิจารณาข้อมูลการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะที่ได้ดำเนินการจนถึงเดือนพฤษภาคม 2561 มีกำลังการผลิตติดตั้ง 447.48 เมกะวัตต์ และมีมติกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าโครงการ อบจ. นนทบุรี 20 เมกะวัตต์ รวมเป็น 467.48 เมกะวัตต์ ซึ่งเป็นไปตามกรอบของแผน AEDP 2015 ที่ 500 เมกะวัตต์
5. กรมควบคุมมลพิษ กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ได้จัดทำแผนแม่บทการบริหารจัดการขยะมูลฝอยของประเทศ (พ.ศ. 2559 - 2564) ซึ่งการนำขยะมูลฝอยมาเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า เป็นแนวทางหนึ่งในการบริหารจัดการขยะอย่างเป็นระบบ โดยมีผลพลอยได้เป็นพลังงานไฟฟ้า ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 และคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) โดยแผน PDP2018 Rev.1 ได้กำหนดให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าขยะปริมาณ 400 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2565
6. กรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่นมีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน แจ้งข้อมูลการดำเนินโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น เพื่อประกอบการพิจารณากำหนดนโยบายการจัดหาไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน โดยโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดฯ (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 รวม 23 โครงการกำลังผลิตติดตั้งรวม 237.80 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้า 212.07 เมกะวัตต์ (ข้อมูลวันที่ 25 พฤษภาคม 2564) ต่อมาสำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน แจ้งสรุปผลการปฏิบัติราชการของคณะรัฐมนตรีในพื้นที่กลุ่มจังหวัดภาคใต้ฝั่งอันดามัน (ภูเก็ต กระบี่ ตรัง พังงา ระนอง และสตูล) โดยคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 3 พฤศจิกายน 2563 มีมติเห็นชอบตามที่สภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ เสนอ ซึ่งมีข้อสั่งการที่เกี่ยวกับกระทรวงพลังงานคือ ผลการดำเนินการและปัญหาของโรงเตาเผาขยะมูลฝอยชุมชน และมีข้อสั่งการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะปริมาณ 400 เมกะวัตต์ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ให้ สนพ. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (FiT) สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าขยะในปี 2564 เพื่อให้สามารถรับซื้อได้ภายในปี 2565
7. กระทรวงพลังงานขอเสนอหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ดังนี้ (1) การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmapหรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล 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 และค่าใช้จ่ายในการควบคุมมลพิษทั้งนี้ โรงไฟฟ้าจะได้รับค่ากำจัดขยะ (Tipping Fee) จากองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น ตามงบประมาณที่ได้รับการจัดสรรซึ่งแตกต่างกันตามแต่ละพื้นที่ ส่งผลให้ต้นทุนการบริหารจัดการเชื้อเพลิงสุทธิแตกต่างกันดังนั้น การพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าจะต้องคำนึงถึงข้อจำกัดดังกล่าว ร่วมกับประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าและการกำจัดขยะของโครงการโรงไฟฟ้าขยะ เพื่อให้ได้ผลตอบแทนที่เหมาะสม ไม่ส่งผลกระทบต่อประชาชน และเป็นประโยชน์ต่อประเทศชาติสูงสุดในภาพรวม (4) กำหนดให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ภายในปี 2567 - 2568 ตามการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 - 2573 ซึ่งได้รับความเห็นชอบจาก กบง. เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 ปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 215 เมกะวัตต์ โดยพิจารณาจากโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย แบ่งเป็น VSPP ปริมาณ 115 เมกะวัตต์ และ SPP ปริมาณ 100 เมกะวัตต์ (ข้อมูลตามหนังสือของกรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น วันที่ 25 พฤษภาคม 2564) และ (5) การรับซื้อไฟฟ้าจะต้องพิจารณาถึงความพร้อมในด้านต่างๆ ได้แก่ ที่ดิน ปริมาณเชื้อเพลิง เทคโนโลยี ระบบสายส่ง/สายจำหน่าย แหล่งเงินทุน และประสบการณ์ของผู้พัฒนาโครงการ เพื่อให้โครงการสามารถดำเนินการให้บรรลุผลสำเร็จได้ตามเป้าหมายภายใต้แผนการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนตามแผน PDP และเป็นไปตามแนวทางการบริหารจัดการขยะมูลฝอยตามแผนแม่บทการบริหารจัดการขยะมูลฝอยของประเทศ (พ.ศ. 2559 - 2564)
8. ข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 เนื่องจากโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของกรุงเทพมหานครและองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ผ่านความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยเป็นการพิจารณาความเหมาะสม 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 5.08บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี มี FiT Premium 8 ปีแรก อยู่ที่ 0.70 บาทต่อหน่วยและ (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP สำหรับปี 2565 อ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ตาม มติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ที่กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 แต่ไม่เกิน 50เมกะวัตต์ อัตรา FiTF FiTV,2567 และ FiT อยู่ที่ 1.81 1.85 และ 3.66 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี ในส่วนของการประกาศรับซื้อไฟฟ้า เห็นควรมอบหมายให้ กกพ. พิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสม ภายใต้กรอบอัตราสูงสุดในข้อ (1) และ (2) แล้วแต่กรณี โดยคำนึงถึงต้นทุนการดำเนินการแต่ละโครงการรวมถึงต้นทุนการประกอบกิจการพลังงานที่มีประสิทธิภาพและมีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าโดยรวมของประเทศน้อยที่สุด เพื่อใช้เป็นอัตราในการประกาศรับซื้อไฟฟ้าแล้วรายงาน ให้ กบง. ทราบต่อไปทั้งนี้ อัตราที่ กกพ. ประกาศข้างต้นให้ใช้กับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 โดยโครงการที่ได้ผลการคัดเลือกเอกชนแล้วให้มีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในปี 2567 ส่วนโครงการที่ยังไม่ได้ผลการคัดเลือกเอกชนให้มี SCOD ภายในปี 2568 ทั้งนี้ กำหนดให้มีอายุสัญญา 20 ปี นับจาก SCOD หรือวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้วแต่วันใดเกิดขึ้นก่อน
9. การดำเนินโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นเป็นการมอบให้เอกชนดำเนินการหรือร่วมดำเนินการตามมาตรา 34/1 ของพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 โดยเอกชนจะได้ค่ากำจัดขยะจากองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นซึ่งมีแหล่งที่มาจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีหรืองบประมาณขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นและรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าซึ่งอาจส่งผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าของประชาชนโดยรวม ดังนั้น เพื่อมิให้เป็นการเพิ่มภาระแก่ผู้ใช้ไฟฟ้า หากจะมีโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าเพิ่มเติมจากรายชื่อโครงการที่กระทรวงมหาดไทยรายงานการดำเนินงานผ่าน กกพ. มาในครั้งนี้หรือเป็นโครงการใหม่ที่จะมีในอนาคต ควรให้ กพช. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าและ กกพ. ออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าก่อน เพื่อนำอัตราและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าไปพิจารณาประกอบการกำหนดค่ากำจัดขยะ (Tipping Fee)ที่มีความเหมาะสมและดำเนินการคัดเลือกโครงการต่อไป ทั้งนี้ ตามนัยของมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบข้อเสนอหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565
2. เห็นชอบข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ปี 2565 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมภายใต้กรอบอัตราสูงสุดในข้อ 2 (แล้วแต่กรณี) โดยคำนึงถึงต้นทุนการดำเนินการแต่ละโครงการ ต้นทุนการประกอบกิจการพลังงานที่มีประสิทธิภาพ และผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าโดยรวมของประเทศ เพื่อใช้เป็นอัตราในการประกาศรับซื้อไฟฟ้าแล้วรายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบ และดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ให้เป็นไปตามข้อเสนอหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนที่ได้รับความเห็นชอบตามข้อ 1 ต่อไป
4. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
กบง.ครั้งที่ 11/2564 (ครั้งที่ 33) วันพฤหัสที่ 28 ตุลาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 11/2564 (ครั้งที่ 33)
วันพฤหัสบดีที่ 28 ตุลาคม พ.ศ. 2564
5. การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100)ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. (PLL) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 และให้ ปตท. ลงนามในสัญญา LNG SPA กับบริษัท PLL ภายหลังจากที่ร่างสัญญาได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องปรับปรุงข้อความในสัญญาดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้ ปตท. สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. และคณะรัฐมนตรี ต่อมาเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 ปตท. ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท PLL โดยมีรายละเอียดสำคัญ ดังนี้ (1) คู่สัญญา ได้แก่ ผู้ขาย คือ บริษัท PETRONAS LNG LTD. และผู้ซื้อ คือ ปตท. (2) ปริมาณซื้อขายรายปี (Annual Contracted Quantity: ACQ) ในปี 2560 ไม่เกินจำนวน 0.36 ล้านตันต่อปี ปี 2561 จำนวน 0.8 ล้านตันต่อปี และตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป จำนวน 1.2 ล้านตันต่อปี (3) กำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2560 โดยปีสัญญามกราคม ถึงธันวาคม (4) อายุสัญญา15 ปี และขยายได้อีก 5 ปี โดยคู่สัญญาเห็นชอบร่วมกัน (5) แหล่งที่มาของ LNG (PETRONAS’s Portfolio) จาก Malaysian LNG (MLNG) Floating LNG โครงการ GLNG และโครงการ Pacific North West เป็นต้น (6) รูปแบบการส่งมอบ คือ Delivery Ex-ship (DES) (7) Buyer’s Take or Pay หากผู้ซื้อไม่สามารถรับ LNG เที่ยวเรือนั้นได้ ผู้ขายจะพยายามขาย LNG นั้นให้กับผู้ซื้อรายอื่น โดยผู้ซื้อรับผิดชอบชดเชยมูลค่าส่วนที่ขาดจากการขาย LNG เที่ยวเรือนั้น โดยไม่มี Make-up Cargo ภายหลัง (8) Seller’s Shortfall ชดเชยตามจริงไม่เกินร้อยละ 40 ของมูลค่าเที่ยวเรือ LNG ที่ผู้ขายขาดส่งตามแผน และชดเชยตามจริง ไม่เกินร้อยละ 100 ของมูลค่าเที่ยวเรือ LNG ที่ผู้ขายขาดส่งตามแผนกรณีเกิดจากความจงใจของผู้ขาย (9) LNG Off-Spec. กรณีที่ผู้ขายแจ้ง Off-Spec. ให้ผู้ซื้อทราบล่วงหน้าผู้ขายรับผิดชอบชดเชยค่าเสียหายจ่ายตามจริง แต่ไม่เกินร้อยละ 30 ของมูลค่า Off-Spec. LNG และกรณีที่ผู้ขายไม่แจ้ง Off-Spec. ให้ผู้ซื้อทราบล่วงหน้า ผู้ขายรับผิดชอบชดเชยค่าเสียหายจ่ายตามจริงแต่ไม่เกินร้อยละ 100 ของมูลค่า LNG เที่ยวเรือนั้น (10) Contract Price หากราคา Japan Crude Cocktail (JCC)ต่ำกว่า 75 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ใช้สูตรอ้างอิงราคาน้ำมันดิบ และหาก JCC มากกว่าหรือเท่ากับ 75 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ใช้สูตรอ้างอิงราคาน้ำมันดิบและราคาก๊าซธรรมชาติ (hybrid) (11) การเจรจาทบทวนสูตรราคา (Price Review) 2 ครั้งในปีที่ 5 และปีที่ 10 ของอายุสัญญา คือ ปี 2565 และปี 2570 (12) Payment Term 8 วันทำการ หลังจากได้รับใบแจ้งหนี้ (13) ACQ Flexibility สิทธิในการปรับลด/เพิ่มจำนวนเที่ยวเรือ สิทธิในการยกเลิกเที่ยวเรือ (Cancellation option) โดยการแจ้งล่วงหน้า และสิทธิในการซื้อ LNG เพิ่มเติมภายใต้สูตรราคา Contract Price - α โดยคู่สัญญาเห็นชอบร่วมกัน (14) Diversion/Destination Flexibility สามารถตกลงกันนำ LNG ไปขายตลาดอื่นนอกประเทศไทยได้ และ (15) Governing Law/Dispute Resolution เป็น English Law/ Arbitration with UNCITRAL rule
2. การดำเนินการของ ปตท. ในการเจรจาทบทวนราคา LNG (Price Review) กับบริษัท PLL มีดังนี้ (1) จากสถานการณ์ราคา LNG ในตลาดโลกตั้งแต่ปี 2560 ถึงปี 2563 ที่มีแนวโน้มคลายตัวลง เนื่องจากมีอุปทาน LNG เพิ่มขึ้นจากโครงการผลิต LNG ใหม่ในประเทศออสเตรเลียและสหรัฐอเมริกา ส่งผลให้ตลาด LNG อยู่ในสภาวะอุปทานมากกว่าอุปสงค์ ปตท. จึงเห็นโอกาสเจรจา Price Review กับบริษัท PLL ภายใต้เงื่อนสัญญา เพื่อปรับลดราคา LNG จากสัญญาซื้อขายระยะยาวลงตามสถานการณ์ตลาด และจากประมาณการแนวโน้มราคาในปี 2564 ถึงปี 2569 พบว่าตลาด LNG มีแนวโน้มตึงตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากประเทศต่างๆ มีแนวโน้มจัดการการแพร่ระบาดของโรค COVID-19 ได้ดีขึ้น ส่งผลให้มีการเติบโตทางเศรษฐกิจ อีกทั้งประเทศผู้ซื้อรายใหญ่โดยเฉพาะจีนมีนโยบายอนุรักษ์สิ่งแวดล้อมจึงส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติและ LNG ทดแทนการใช้ถ่านหิน ทำให้ตลาดมีความต้องการใช้ LNG สูงขึ้น ในทางกลับกัน ตลาดมีอุปทานเพิ่มเติมจากโครงการผลิต LNG อย่างจำกัด เนื่องจากมีการลงทุนก่อสร้างโครงการผลิตใหม่ลดลง ราคา LNG จึงมีแนวโน้มสูงขึ้นจนถึงปี 2568 หรือปี 2569 โดยบริษัท PLL อาจขอเจรจา Price Review ครั้งที่ 2 ในปี 2569 เพื่อปรับราคา LNG เพิ่มขึ้นตามสภาวะตลาด (2) วันที่ 30 ธันวาคม 2563 ปตท. ได้ยื่นหนังสือ Price Review Notice ให้บริษัท PLL เพื่อขอดำเนินการเจรจาทบทวนสูตรราคา ครั้งที่ 1 ตามเงื่อนไขสัญญา เนื่องจากประเมินว่าจะสามารถปรับลดราคาลงได้ (3) เงื่อนไขในสัญญา LNG SPA ระบุว่าหากคู่สัญญาไม่สามารถตกลงราคาใหม่ได้ภายใน 180 วัน นับจากวันที่ยื่นหนังสือ Price Review Notice คือวันที่ 30 มิถุนายน 2564 คู่สัญญามีสิทธิ์ขอเข้าสู่กระบวนการ Expert หรือ Arbitration ซึ่งเงื่อนไขสัญญากำหนดให้สามารถเปลี่ยนแปลงราคาสุดท้ายได้ไม่เกินบวก/ลบ ร้อยละ 7 จากราคาเดิม ปตท. และบริษัท PLL จึงได้เสนอเจรจาลดราคาลงจากเดิมร้อยละ 7 ซึ่งเทียบเท่าส่วนลดสูงสุดของกระบวนการ Expert หรือ Arbitration เพื่อหลีกเลี่ยงการเข้าสู่กระบวนการดังกล่าวซึ่งมีค่าใช้จ่ายสูงและอาจส่งผลต่อธุรกิจและความสัมพันธ์ระหว่าง ปตท. และบริษัท PLL ในอนาคต โดยมีข้อสรุปผลการเจรจาในการปรับลดสูตรราคา LNG SPA ลงเฉลี่ยร้อยละ7 และคงระดับ Kink Point ที่ JCC เท่ากับ 75 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ทั้งนี้ ปตท. และบริษัท PLL ต้องลงนามแก้ไขสัญญาภายในปี 2564 เพื่อให้ราคาใหม่มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ปี 2565 จนถึงกำหนด Price Review ครั้งต่อไป (4) ผลการเจรจาครั้งนี้สามารถลดต้นทุนการจัดหา LNG ลงประมาณ 900 ถึง 1,000 ล้านบาทต่อปี หรือรวมประมาณ 4,500 ถึง 5,000 ล้านบาท ในช่วงปี 2565 ถึงปี 2569 หรือลดต้นทุนค่า Ft ประมาณ 0.42 สตางค์ต่อหน่วย ซึ่งเป็นประโยชน์กับประเทศ (5) วันที่ 19 สิงหาคม 2564 ที่ประชุมคณะกรรมการ ปตท. ได้เห็นชอบผลการเจรจา Price Review และการแก้ไขสัญญากับบริษัท PLL และให้ ปตท. ขอความเห็นชอบจากภาครัฐต่อไป และ (6) เนื่องด้วยการจัดหาสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวของ ปตท. กับบริษัท PLL ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และ ครม. ดังนั้น การแก้ไขสัญญาใหม่ตามเงื่อนไข Price Review จึงต้องให้สำนักงานอัยการสูงสุดตรวจพิจารณา และนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาก่อนขอความเห็นชอบจาก กพช. ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับบริษัท PETRONAS LNG LTD. ตามผลการเจรจา Price Review ภายหลังจากที่ร่างสัญญาดังกล่าวได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้ ปตท. สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเรื่องการทบทวนราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Price Review) จากสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับบริษัท PETRONAS LNG LTD. เสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป. ลาว เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (MOU) ซึ่งจะมีการดำเนินการซื้อขายไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าที่พัฒนาขึ้นใน สปป. ลาวและเชื่อมโยงผ่านระบบส่งไฟฟ้าระหว่างประเทศ โดยปัจจุบันมีกรอบปริมาณความร่วมมือในการซื้อขายไฟฟ้าจำนวน 9,000 เมกะวัตต์ และมีสถานภาพการซื้อขายไฟฟ้า โดยมีโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 5,421เมกะวัตต์ จำนวน 10 โครงการ และโครงการที่ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว และอยู่ระหว่างการก่อสร้าง 514 เมกะวัตต์ จำนวน 1 โครงการ คือ โครงการน้ำเทิน 1 รวมปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านทั้งสิ้น 5,935 เมกะวัตต์ และคงเหลือปริมาณไฟฟ้าที่สามารถรับซื้อเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว ประมาณ 3,065 เมกะวัตต์ และกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน (พน.) แจ้งความประสงค์เสนอขายไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำจำนวน 5 โครงการ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวม 4,200 เมกะวัตต์ และขอให้พิจารณาขยายปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU เพื่อรองรับข้อเสนอขายไฟฟ้าดังกล่าวซึ่งเมื่อวันที่4 สิงหาคม 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณากรอบแผนพลังงานชาติและพิจารณาการขยายกรอบ MOU ซึ่งที่ประชุมได้เห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) บริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ให้สอดคล้องกับข้อเสนอการดำเนินการในระยะเร่งด่วนเพื่อเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ได้ตามเป้าหมายที่กำหนดไว้ และรับทราบข้อเสนอของ สปป. ลาวในการขอให้พิจารณาขยายกรอบปริมาณการรับซื้อใน MOU และให้ พน. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการตามกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU ฉบับปัจจุบัน ทั้งนี้ ในอนาคตหากมีความจำเป็นต้องขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าให้ พน. เสนอ กพช. พิจารณาอีกครั้งหนึ่ง
2. เมื่อวันที่ 21 มกราคม 2564 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 และข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าของโครงการปากแบงและโครงการปากลาย ซึ่งที่ประชุมมีมติ เห็นชอบร่าง Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 และมอบหมายให้ กฟผ. เสนอสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 ต่อมาเมื่อวันที่ 28 เมษายน 2564 คณะอนุกรรมการประสานฯได้พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการปากแบงและโครงการปากลาย ซึ่งที่ประชุมมีมติ เห็นชอบร่าง Tariff MOU โครงการปากแบงและโครงการปากลาย และมอบหมายให้ กฟผ. เสนอ อส. ตรวจพิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการปากแบงและโครงการปากลาย และต่อมาเมื่อวันที่ 23 กันยายน 2564 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้พิจารณาข้อเสนอขายไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบาง และได้มีมติ ดังนี้ (1) ปัจจุบันมีปริมาณไฟฟ้าคงเหลือภายใต้กรอบ MOU ที่สามารถรับซื้อเพิ่มเติมได้อีก 3,065 เมกะวัตต์ ซึ่งที่ผ่านมาคณะอนุกรรมการประสานฯ มีมติเห็นชอบมอบหมายให้ กฟผ. ไปจัดทำร่าง Tariff MOU แล้ว จำนวน 3 โครงการ ปริมาณเสนอขายรวมทั้งสิ้น 2,128 เมกะวัตต์ ทำให้มีปริมาณไฟฟ้าคงเหลือที่รับซื้อไฟฟ้าได้อีกเพียง 937 เมกะวัตต์ซึ่งน้อยกว่าข้อเสนอขายไฟฟ้าของโครงการที่ปริมาณเสนอขาย 1,400 เมกะวัตต์ ดังนั้น อาจจะเสนอ กพช. พิจารณาขยายกรอบ MOU ในส่วนที่เกิน 9,000 เมกะวัตต์ คู่ขนานกันไป (2) องค์การศึกษา วิทยาศาสตร์และวัฒนธรรมแห่งสหประชาชาติ (UNESCO) ได้มีหนังสือถึง พน. แจ้งว่าคณะกรรมการมรดกโลกเรียกร้องขอให้ สปป. ลาวหยุดการก่อสร้างโครงการจนกว่าจะมีจัดทำการประเมินผลกระทบมรดกโลก (Heritage Impact Assessment : HIA) และส่งให้คณะกรรมการมรดกโลกพิจารณาก่อนจึงจะดำเนินการได้ ทั้งนี้ เนื่องจากประเทศไทยเป็นผู้รับซื้อไฟฟ้าจึงขอความอนุเคราะห์ให้ดำเนินการให้สอดคล้องอนุสัญญาว่าด้วยการคุ้มครองมรดกโลกทางวัฒนธรรมและธรรมชาติปี พ.ศ. 2515 เพื่อสนับสนุนรัฐบาล สปป. ลาว ในการปกป้องให้เมืองหลวงพระบางให้เป็นมรดกโลก ซึ่งต่อมาสำนักเลขาธิการนายกรัฐมนตรี ได้มีหนังสือถึง พน. แจ้งว่ากระทรวงการต่างประเทศ (กต.) ได้นำส่งหนังสือจาก นายกรัฐมนตรี สปป. ลาว ถึงนายกรัฐมนตรี (นรม.) เกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการ ซึ่ง นรม. ได้พิจารณาแล้วมีบัญชามอบหมายรองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประชุมหารือกับ กต. และ ทส. เพื่อร่วมกันกำหนดท่าทีของไทยอย่างรอบคอบและรัดกุมและกราบเรียน นรม. ในโอกาสแรก และ (3) ที่ประชุมจึงได้มีมติเห็นควรให้ดำเนินการตามข้อสั่งการของ นรม. ให้แล้วเสร็จก่อนจะพิจารณาดำเนินการใดๆ กับโครงการหลวงพระบางต่อไปนอกจากนี้ ที่ประชุมได้มีข้อสังเกตว่า โครงการน้ำงึม 3 ซึ่งเป็นโครงการที่รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (EDL) ดำเนินโครงการโดยใช้เงินกู้จากรัฐบาลจีนทั้งหมด หลังจากที่มีการลงนาม Tariff MOU แล้ว EDL จะขายหุ้นโครงการให้กับนักลงทุน ซึ่งตามแผนแล้วบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (EGATi) จะเข้าไปซื้อหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 25 แต่ขณะนี้ยังไม่ทราบมูลค่าที่แท้จริงของโครงการ คณะอนุกรรมการประสานฯ จึงมีข้อเสนอแนะว่าควรให้ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 จัดทำ Full Due Diligence ให้แล้วเสร็จก่อน จึงให้ กฟผ. ดำเนินการลงนาม Tariff MOU ต่อมาเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2564 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีการพิจารณาข้อเสนอขายไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบาง (โครงการฯ) เนื่องจาก พน. ได้ประชุมหารือร่วมกับ กต. และ ทส. เพื่อกำหนดท่าทีเกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ ตามบัญชาการของนายกรัฐมนตรีแล้ว เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2564ซึ่งที่ประชุมได้มีมติเห็นชอบร่วมกันให้ พน. สามารถเจรจา Tariff MOU ในรายละเอียดไปพลางก่อน คู่ขนานไปกับการที่ สปป. ลาว ดำเนินการจัดทำและเสนอ HIA ต่อคณะกรรมการมรดกโลกเมื่อ HIA ได้รับการอนุมัติจากที่ประชุมคณะกรรมการมรดกโลกเรียบร้อยแล้ว จึงให้ กฟผ. ลงนามใน Tariff MOU เพื่อเป็นการประนีประนอมและรักษาความสัมพันธ์ระหว่างไทยและ สปป. ลาว และสนับสนุนแนวทางการพัฒนาด้านพลังงานให้บรรลุเป้าหมาย Carbon Neutrality ต่อไป และเมื่อวันที่ 26 ตุลาคม 2564 คณะอนุกรรมการประสานฯได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าตามข้อเสนอใหม่ของโครงการฯ และมอบหมายให้ กฟผ. ไปเจรจาร่าง Tariff MOU กับโครงการฯ คู่ขนานไปกับการที่ สปป. ลาว ดำเนินการจัดทำรายงาน HIA เสนอต่อWorld Heritage Center เพื่อให้ Advisory Bodies พิจารณาก่อนที่จะดำเนินโครงการฯ ต่อไป และคณะอนุกรรมการประสานฯ จึงจะพิจารณาเสนอ กพช. มอบหมาย กฟผ. ไปลงนาม Tariff MOU กับโครงการฯ
3. สรุปรายละเอียดโครงการและการดำเนินการเกี่ยวกับการเจรจาและจัดทำ Tariff MOU ดังนี้ (1) โครงการน้ำงึม 3 ผู้พัฒนาโครงการ คือ Chaleun Sekong Energy Co., Ltd. (CSE) บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (EGATi) และรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (EDL) ตั้งอยู่บนแม่น้ำงึม แขวงไซยสมบูรณ์ สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 480 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้า ณ จุดส่งมอบ 468.78 เมกะวัตต์ เป็นอ่างเก็บน้ำ (Reservoir) พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 2,083 ล้าน อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 27 ปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 1 มกราคม 2569 (2) โครงการปากแบง ผู้พัฒนาโครงการ คือ China Datang Overseas Investment Co., Ltd. (CDTO) 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 กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 31 ธันวาคม 2571 (3) โครงการปากลาย ผู้พัฒนาโครงการ คือ Sinohydro (Hong Kong) Holding Limited (SHK) และ Gulf Energy Development Public Co., Ltd. (GULF) ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง แขวงไซยะบุรี สปป.ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 770 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 763 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภทRun off river พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 4,010 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 29 ปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 1 มกราคม 2575 (4) โครงการหลวงพระบาง ผู้พัฒนาโครงการ คือ CK Power, PT (Sole) Company Limited, Ch.Karnchang และ Petro Vietnam Power Corporation ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 1,460 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 1,400 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าประเภท Run off river พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 6,577 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 35 ปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 1 มกราคม 2573
4. โครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง และโครงการปากลาย กฟผ. ดำเนินการเจรจาและจัดทำร่าง Tariff MOU กับผู้พัฒนาแล้วเสร็จ และร่าง Tariff MOU ของโครงการดังกล่าวได้ผ่านการพิจารณาของ อส. แล้ว และโครงการหลวงพระบาง คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้า ราคาค่าไฟฟ้าเฉลี่ย (PE+SE) Levelised Tariff excluding UOP เท่ากับ 2.6382 บาทต่อGWh และมอบหมายให้ กฟผ. ไปดำเนินการเจรจาร่าง Tariff MOU กับโครงการหลวงพระบางคู่ขนานไปกับการที่ สปป. ลาว ดำเนินการจัดทำรายงาน HIA เสนอต่อ World Heritage Center เพื่อให้ Advisory Bodies พิจารณาก่อนที่จะดำเนินโครงการต่อไป และคณะอนุกรรมการประสานฯ จึงจะพิจารณาเสนอ กพช. มอบหมาย กฟผ. ไปลงนามTariff MOU ของโครงการหลวงพระบาง โดยสรุปข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้ามีดังนี้ (1) โครงการน้ำงึม 3 ปริมาณเสนอขาย 468.78 เมกะวัตต์ SCOD เดือนมกราคม 2569 ค่าไฟฟ้า 2.8934 บาทต่อหน่วย (2) โครงการปากแบง ปริมาณเสนอขาย 897 เมกะวัตต์ SCOD เดือนธันวาคม 2571 ค่าไฟฟ้า 2.7962 บาทต่อหน่วย (3) โครงการปากลาย ปริมาณเสนอขาย 763 เมกะวัตต์ SCOD เดือนมกราคม 2575 ค่าไฟฟ้า 2.9426 บาทต่อหน่วย
5. ภายหลังจาก กพช. เห็นชอบมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่าง Tariff MOU กับโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง และโครงการปากลายแล้ว กฟผ. จะต้องดำเนินการดังนี้ (1) กฟผ. ลงนามTariff MOU ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้วกับผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบงและโครงการปากลาย ทั้งนี้ สำหรับโครงการน้ำงึม 3 ผู้ลงทุนจะต้องจัดทำ Full Due Diligence ให้แล้วเสร็จก่อน ถึงจะสามารถลงนาม Tariff MOU (2) กฟผ. ดำเนินการเจรจาในรายละเอียดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement: PPA) กับผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลายโดยยึดกรอบ Tariff MOU เป็นแนวทางในการดำเนินการเจรจา พร้อมทั้งนำรายละเอียดร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ได้จากการเจรจาเสนอต่อคณะอนุกรรมการประสานฯ และ อส. พิจารณาให้ความเห็นชอบเพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป ซึ่งเมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 กพช. ได้มีมติมอบหมายให้ พน. และ กกพ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าให้ครบตามกรอบ MOU ฉบับปัจจุบันก่อน แล้วจึงเสนอ กพช. พิจารณาขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าอีกครั้งหนึ่ง ปัจจุบันมีปริมาณไฟฟ้าคงเหลือภายใต้กรอบ MOU ที่สามารถรับซื้อเพิ่มเติมได้อีก 3,065 เมกะวัตต์ แต่หลังจากที่ กพช. เห็นชอบให้ กฟผ. ไปลงนาม Tariff MOU กับโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบงและโครงการปากลาย ซึ่งมีปริมาณไฟฟ้าเสนอขายรวมทั้งสิ้น 2,128 เมกะวัตต์ จะทำให้มีปริมาณไฟฟ้าคงเหลือที่รับซื้อได้ตามกรอบ MOU เดิมได้อีกเพียง 937 เมกะวัตต์ อย่างไรก็ดี คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มอบหมายให้ กฟผ. ไปเจรจาร่าง Tariff MOU กับโครงการหลวงพระบางคู่ขนานไปกับการที่ สปป. ลาว จัดทำรายงาน HIA เสนอต่อ World Heritage Center เพื่อให้ Advisory Bodies พิจารณาก่อนที่จะดำเนินโครงการต่อไป และคณะอนุกรรมการประสานฯ จึงจะพิจารณาเสนอ กพช. มอบหมาย กฟผ. ไปลงนาม Tariff MOU ของโครงการ และการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำจาก สปป. ลาว จะสอดคล้องตามกรอบแผนพลังงานชาติที่จะทำให้ภาคพลังงานสามารถบรรลุเป้าหมายการมุ่งสู่เศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำ เพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในรูปแบบต่างๆ รวมทั้งยังเป็นการให้ความช่วยเหลือแก่ สปป. ลาว ตามที่ได้ขอรับการสนับสนุนจากประเทศไทยในการรักษาเสถียรภาพด้านเศรษฐกิจและเป็นการสร้างความสัมพันธ์อันดีกับ สปป. ลาว ดังนั้น จึงเห็นควรขอความเห็นชอบการขยายกรอบ MOU จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 9,500 เมกะวัตต์ เพื่อรองรับการเสนอขายไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบาง โดยปริมาณดังกล่าวไม่เกินเกณฑ์ปริมาณความมั่นคงในการรับซื้อไฟฟ้าจาก 1 ประเทศ ในสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด ณ ปลายแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 จึงไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลายและมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่าง Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง และโครงการปากลาย ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว ทั้งนี้ สำหรับโครงการน้ำงึม 3 ผู้พัฒนาโครงการจะต้องดำเนินการจัดทำ Full Due diligence ให้แล้วเสร็จก่อน กฟผ.จึงจะสามารถลงนาม Tariff MOU ได้ต่อไป
2. เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง และโครงการปากลายในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
3. เห็นชอบการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 9,500 เมกะวัตต์
4. มอบหมายฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 (Gas Plan 2018) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับ Gas Plan 2018 รวมถึงศึกษาทบทวนโครงการ Floating Storage and Regasification Unit : FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] เพื่อให้การบริหารจัดการโครงสร้างพื้นฐานเกิดประสิทธิภาพสูงสุด โดยภายใต้ Gas Plan 2018 ประเทศไทยจะมี LNG Terminal ที่เป็นโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติที่ได้รับอนุมัติแล้วรวมทั้งสิ้น 4 โครงการ กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซรวมอยู่ที่ 34.8 ล้านตันต่อปีในปี 2570 และสามารถขยายกำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซได้ถึง 47.5 ล้านตันต่อปี โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) โครงการ LNG Terminal มาบตาพุด จังหวัดระยอง [T-1] กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 11.5 ล้านตันต่อปี (2) โครงการ LNG Terminal บ้านหนองแฟบ จังหวัดระยอง [T-2] กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 7.5 ล้านตันต่อปี สามารถขยายได้ถึง 15 ล้านตันต่อปี กำหนดแล้วเสร็จปี 2565 (3) โครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน[F-1] กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 5 ล้านตันต่อปี กำหนดแล้วเสร็จปี 2567 และ (4) โครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC)จังหวัดระยอง กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 10.8 ล้านตันต่อปี สามารถขยายได้ถึง 16 ล้านตันต่อปี
2. เมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2564 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบ เรื่อง การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับโครงการโรงไฟฟ้าตามแผน PDP 2018 (Rev.1) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ปรับรูปแบบการลงทุนจากโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 เป็นร่วมลงทุนกับ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในสัดส่วน 50:50 ในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี [T-2] และให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผน PDP 2018 (Rev.1) ซึ่งจากมติดังกล่าวส่งผลให้ Gas Plan 2018 ของประเทศไทยมีโครงการ LNG Terminal ที่ได้รับอนุมัติแล้วรวมทั้งสิ้น 3 โครงการมีกำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซลดลง 5 ล้านตันต่อปี โดยเหลืออยู่ที่ 29.8 ล้านตันต่อปีในปี 2570 ทั้งนี้ สามารถขยายกำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซได้ถึง 42.5 ล้านตันต่อปี
3. โครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตามพุด ระยะที่ 3 มีรายละเอียดการดำเนินการ ดังนี้ เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2561 คณะรัฐมนตรีได้มีมติอนุมัติในหลักการโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 และให้การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย (กนอ.) จัดทำรายละเอียดการดำเนินการขยายพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุดให้ครอบคลุมพื้นที่โครงการ และเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบ ก่อนดำเนินโครงการในขั้นตอนต่อไป ซึ่งตามเอกสารแนบท้ายสัญญาร่วมทุนตามมติคณะรัฐมนตรี กนอ. ประสงค์จะร่วมลงทุนกับเอกชนแบ่งเป็น 2 ช่วง ได้แก่ ช่วงที่ 1 งานส่วนโครงสร้างพื้นฐาน และงานส่วนการก่อสร้างท่าเรือ ในส่วนของงานท่าเรือก๊าซ (LNG Terminal) และการประกอบกิจการที่เกี่ยวข้อง และช่วงที่ 2 จะเริ่มคัดเลือกเอกชน เมื่อ กนอ. และคณะกรรมการคัดเลือกของโครงการกำหนดระยะเวลาที่เหมาะสมต่อมา เมื่อวันที่ 24 กันยายน 2562 คณะรัฐมนตรีได้มีมติรับทราบมติคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (กพอ.) เกี่ยวกับผลการคัดเลือกเอกชน และผลการเจรจาโครงการ โดยเอกชนที่ผ่านการคัดเลือกเป็นคู่สัญญาในการพัฒนาโครงการ ได้แก่ กลุ่มกิจการร่วมค้ากัลฟ์ และพีทีที แทงค์ ซึ่งปัจจุบันคือบริษัท กัลฟ์ เอ็มทีพี แอลเอ็นจี เทอร์มินอล จำกัด จากนั้น เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2562 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบการลงทุนโครงการขยายพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด ตามโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 ซึ่งรวมถึงโครงการ LNG terminal ในพื้นที่โครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 (ช่วงที่ 1) ตามที่กระทรวงอุตสาหกรรมเสนอ โดยเมื่อวันที่ 18 มีนาคม 2562 และวันที่ 15 ตุลาคม 2564 สำนักงานคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (สกพอ.) ได้มีหนังสือถึงปลัดกระทรวงพลังงานเพื่อขอความอนุเคราะห์ให้กระทรวงพลังงานบรรจุโครงการ LNG Terminal ดังกล่าวไว้ในแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงของประเทศเป็นการเร่งด่วนภายในตุลาคม 2564 รวมทั้งพิจารณาให้การสนับสนุนและดำเนินงานส่วนที่เกี่ยวข้อง อาทิ การออกใบอนุญาตประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติที่เกี่ยวข้อง การอนุมัติอัตราค่าบริการ และการตกลงใช้บริการ LNG Terminal เพื่อให้เอกชนคู่สัญญาสามารถพัฒนาโครงการในส่วนที่เกี่ยวข้องได้อย่างต่อเนื่อง และให้โครงการเร่งด่วนใน EEC Project List สามารถดำเนินการได้ตามกำหนดและเปิดใช้บริการได้ภายในปี 2569 เพื่อสร้างความเชื่อมั่นแก่ผู้ลงทุนทั้งในและต่างประเทศและเสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงาน
4. โครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง มีรายละเอียดดังนี้ (1) ผู้พัฒนาโครงการ ได้แก่ บริษัท กัลฟ์ เอ็มทีพี แอลเอ็นจี เทอร์มินอล จำกัด ภายใต้สัญญาร่วมลงทุนโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 (ช่วงที่ 1) กับ กนอ. (2) สถานที่ตั้ง ในพื้นที่ถมทะเลท่าเรือก๊าซ ของโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุดระยะที่ 3 ช่วงที่ 1 ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง (3) ความสามารถในการแปรสภาพก๊าซ 10.8 ล้านตันต่อปี สามารถขยายได้ถึง 16 ล้านตันต่อปี (4) วงเงินลงทุนของโครงการ ประมาณ 35,000 ล้านบาท และ (5) กำหนดแล้วเสร็จ 5 ปี ภายหลังจากเริ่มงานถมทะเลตามขอบเขตสัญญาร่วมลงทุน คือ ปี 2569
5. ความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ มีดังนี้ (1) โครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] เป็นโครงการเร่งด่วนใน EEC Project List ที่ดำเนินการตามแผน Gas Plan 2018 เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยและเมียนมาที่ลดลง ขณะที่ประเทศมีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้น จึงมีความจำเป็นต้องมีโครงสร้างพื้นฐาน LNG Terminal รองรับการนำเข้าดังกล่าว ประกอบกับ กนอ. ในฐานะหน่วยงานเจ้าของโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 ได้ลงนามสัญญาร่วมลงทุนกับบริษัท กัลฟ์ เอ็มทีพี แอลเอ็นจี เทอร์มินอล จำกัด โดยคณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบการลงทุนโครงการขยายพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด ตามโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2562 แล้ว ดังนั้น จึงเห็นควรบรรจุโครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง ขนาดกำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 10.8 ล้านตันต่อปี ขยายได้ถึง 16 ล้านตันต่อปีในแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงของประเทศ เพื่อเสริมความมั่นคงด้านพลังงานและเป็นส่วนหนึ่งในการสนับสนุนให้โครงการ EEC ของภาครัฐสามารถดำเนินการได้สำเร็จลุล่วงตามแผนและ (2) โครงการ LNG Terminal ทั้ง 3 แห่งของประเทศ มีหน่วยงานผู้ลงทุนและบริหารกิจการหลายรายทั้งหน่วยงานของรัฐและเอกชน จึงควรให้ความสำคัญกับการกำกับดูแลและบริหารจัดการ LNG Terminal ให้มีการใช้งานอย่างมีประสิทธิภาพและมีความมั่นคง โดยคำนึงถึงการกระจายความเสี่ยงและความยืดหยุ่นของการบริหารจัดการ ร่วมกับการพิจารณาจัดสรรการใช้งานและกำหนดอัตราค่าบริการที่เหมาะสมและเป็นธรรมต่อทั้งผู้ให้บริการและผู้ใช้บริการ LNG Terminal ทุกราย ทั้งรายเก่าและรายใหม่ เพื่อให้การดำเนินการตามนโยบายเปิดเสรีกิจการก๊าซธรรมชาติเป็นไปอย่างราบรื่น และเปิดโอกาสให้ Shipper ซึ่งเป็นผู้ใช้บริการ LNG Terminal สามารถเข้าถึงการให้บริการโครงสร้างพื้นฐานสำหรับการจัดหา LNG ด้วยต้นทุนที่เท่าเทียมกัน นอกจากนี้ ควรมีการสร้างระบบการเปิดเผยข้อมูลที่โปร่งใส ทันสถานการณ์และสามารถเข้าถึงได้อย่างเท่าเทียมกัน เพื่อให้การกำกับดูแลมีประสิทธิภาพและประสิทธิผลสูงสุดต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้บรรจุโครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 10.8 ล้านตันต่อปี (ขยายได้ถึง 16 ล้านตันต่อปี) ในแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงของประเทศ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณาต่อไป
2. เห็นชอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาในประเด็นดังต่อไปนี้
2.1 มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการพัฒนาโครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง ตามแผนดำเนินงานของ EEC และสัญญาร่วมลงทุน เพื่อให้โครงการแล้วเสร็จได้ภายในระยะเวลาที่กำหนด
2.2 มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการกำกับดูแลและบริหารจัดการ LNG Terminal อันเป็นโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการจัดหา LNG ของประเทศ ให้มีการใช้งานอย่างมีประสิทธิภาพ และมีความมั่นคง เหมาะสม และเป็นธรรม ต่อทั้งผู้ให้บริการ ผู้ใช้บริการ และผู้ใช้พลังงาน ทั้งรายเก่าและรายใหม่ รวมถึงการสร้างระบบเปิดเผยข้อมูลที่โปร่งใส ทันสถานการณ์ และสามารถเข้าถึงได้อย่างเท่าเทียมกันตามความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสาน กกพ. ขอความเห็นเรื่องโครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] เพื่อประกอบการนำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีการพิจารณากรอบแผนพลังงานชาติ โดยได้มีมติเห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) บริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดภายใต้แผนพัฒากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ให้สอดคล้องกับข้อเสนอการดำเนินการในระยะเร่งด่วนเพื่อเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ได้ตามเป้าหมาย โดยพิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในรูปแบบต่างๆ และปรับลดสัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิล ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วง 10 ปีข้างหน้า (พ.ศ. 2564 – 2573) ตามความเหมาะสม ต่อมาเมื่อวันที่ 20 กันยายน 2564 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการการบริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกันทบทวนปรับปรุงแผน โดยมีหลักการการบริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 ดังนี้ (1) พิจารณาเพิ่ม/ปรับลดกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่รายปีของโรงไฟฟ้าประเภทฟอสซิล (ถ่านหิน/ก๊าซธรรมชาติ) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (รายเชื้อเพลิง) รวมถึงการรับซื้อไฟฟ้าโครงการพลังน้ำจากประเทศเพื่อนบ้าน (2) ทบทวนโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีการดำเนินการล่าช้ากว่าแผน PDP2018 Rev.1 เพื่อปรับกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ใหม่ (3) พิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีศักยภาพเหมาะสมร่วมกับเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System; ESS) เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพและความมั่นคงให้กับระบบไฟฟ้า (4) สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำที่สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ที่ขอให้กระทรวงพลังงาน (พน.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมตามกรอบบันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป. ลาว (MOU) ซึ่งต่อมา กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ได้รับทราบข้อเสนอของ สปป. ลาว ในการขอให้พิจารณาขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าตาม MOU โดยให้ดำเนินการตามกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU ฉบับปัจจุบัน และในอนาคต หากจำเป็นต้องขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU ดังกล่าว ให้นำเสนอ กพช. พิจารณาอีกครั้ง เนื่องจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำอาจมีความพร้อมในการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไม่สอดคล้องกับ SCOD ตามแผน PDP2018 Rev.1 จึงเห็นควรพิจารณาให้สามารถกำหนดวัน SCOD ให้สอดคล้องกับความพร้อมของโครงการ และรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากเป้าหมายรายปีตามแผน PDP2018 Rev.1 ได้ต่อไป
2. ตามแผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2563 – 2573 มีโรงไฟฟ้าใหม่ที่จะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบรวมทั้งสิ้น 15,343 เมกะวัตต์ ได้แก่ (1) โรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงฟอสซิล 6,150 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ 5,550 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าถ่านหิน (ลิกไนต์) 600 เมกะวัตต์ (2) โรงไฟฟ้าพลังงานสะอาด 9,193 เมกะวัตต์ประกอบด้วยรับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำต่างประเทศ 1,400 เมกะวัตต์ และพลังงานหมุนเวียนอื่นๆ 7,793 เมกะวัตต์ ซึ่งปัจจุบันมีโครงการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีการดำเนินการล่าช้ากว่าแผนและคาดว่าจะไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผน ดังนี้ (1) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากเดิมมีแผนเปิดรับซื้อและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2563 - 2567 ปริมาณ 1,933 เมกะวัตต์ แต่ปัจจุบันเปิดรับซื้อ 150 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2567 - 2568 (2) โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ ในช่วงปี 2563 – 2564 ตามแผนกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 442 เมกะวัตต์ แต่ปัจจุบันเปิดรับซื้อ 100 เมกะวัตต์ (3) โรงไฟฟ้าขยะชุมชน มีแผนจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2565 ปริมาณ 400 เมกะวัตต์ แต่ปัจจุบันดำเนินการล่าช้าและคาดว่าจะไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามแผน (4) โรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ เดิมมีแผนเปิดรับซื้อและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2565 - 2566 ปริมาณ 120เมกะวัตต์ แต่ในปัจจุบันดำเนินการล่าช้าและคาดว่าจะไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามแผน สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากต่างประเทศ ปัจจุบันมีความชัดเจนแล้ว 2 โครงการ ซึ่งมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2569 ปริมาณ 469 เมกะวัตต์ และปี 2571 ปริมาณ 897 เมกะวัตต์ และที่อยู่ระหว่างการพิจารณาอีก 1 โครงการมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2573 ปริมาณ 1,400 เมกะวัตต์
3. ประเทศไทยได้วางเป้าหมายการลดการปลดปล่อยคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี 2065 - 2070 ซึ่ง พน. โดย สนพ. ร่วมกับ พพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ได้ทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 ตามหลักการที่ กบง. ได้เห็นชอบไว้ โดยให้ความสำคัญกับเชื้อเพลิงที่ไม่มีการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์เป็นหลัก สรุปแผนการปรับกำลังการผลิตไฟฟ้าใหม่ ณ ปี 2573 แยกตามประเภท และลำดับความสำคัญของเชื้อเพลิงได้ ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงฟอสซิล ปรับลดเป้าหมาย 700 เมกะวัตต์ จากเดิม 6,150 เมกะวัตต์เป็น 5,450 เมกะวัตต์ ในส่วนของโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติที่ยังไม่มีผู้พัฒนาและไม่มีภาระผูกพันกับภาครัฐ (2) พลังงานลม ปรับเพิ่มเป้าหมาย 1,230 เมกะวัตต์ จากเดิม 270 เมกะวัตต์ เป็น 1,500 เมกะวัตต์ เพื่อให้สอดคล้องกับศักยภาพเชื้อเพลิงที่จัดทำโดย พพ. โดยเลื่อนการรับซื้อให้เร็วขึ้นจากแผนเดิม เนื่องจากความก้าวหน้าของเทคโนโลยีกังหันลม (3) พลังงานแสงอาทิตย์ ปรับลดเป้าหมาย 739 เมกะวัตต์ จากเดิม 5,194 เมกะวัตต์ เป็น 4,455 เมกะวัตต์เพื่อให้เหมาะสมกับความก้าวหน้าเทคโนโลยีแผงโซล่าเซลล์ที่ให้ประสิทธิภาพการผลิตต่อหน่วยสูงขึ้น รวมถึงแนวโน้มราคาเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงานที่คาดว่าจะลดต่ำลง โดยปริมาณดังกล่าวเป็นเป้าหมายรวมของโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน (Solar Farm) โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar Rooftop) และโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบทุ่นลอยน้ำ (Floating Solar) ซึ่งในช่วงปี 2564 - 2573 มีศักยภาพของ Floating Solar รวมประมาณ 1,060 เมกะวัตต์ (4) เชื้อเพลิงชีวมวล ปรับลดเป้าหมาย 635 เมกะวัตต์ จากเดิม 1,120 เมกะวัตต์ เป็น 485 เมกะวัตต์ เพื่อให้เป็นไปตามผลการประเมินศักยภาพเชื้อเพลิงของ พพ. และกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ ทั้งในส่วนของโครงการโรงไฟฟ้าชุมชน โครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ และ/หรือ โครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลอื่นๆ ที่อาจมีนโยบายเปิดรับซื้อในอนาคต (5) เชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพ ปรับลดเป้าหมาย 448 เมกะวัตต์ จากเดิม 783 เมกะวัตต์ เป็น 335 เมกะวัตต์ (6) เชื้อเพลิงขยะ ปรับเพิ่มเป้าหมาย 200 เมกะวัตต์ จากเดิม 400 เมกะวัตต์ เป็น 600 เมกะวัตต์ ตามศักยภาพเชื้อเพลิง โดยแบ่งเป็น ขยะชุมชน 400 เมกะวัตต์ และขยะอุตสาหกรรม 200 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ได้ปรับกำหนด SCOD จากเดิมปี 2565 เป็นปี 2567 – 2568 (7) พลังน้ำขนาดเล็ก ปรับเพิ่มเป้าหมาย 26 เมกะวัตต์ จากเดิม 26 เมกะวัตต์ เป็น 52 เมกะวัตต์ ตามแผนการดำเนินโครงการของ กฟผ. และ พพ. (8) รับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำต่างประเทศปรับเพิ่มเป้าหมาย 1,366เมกะวัตต์ จากเดิม 1,400 เมกะวัตต์เป็น 2,766 เมกะวัตต์ เพื่อให้สอดคล้องกับความพร้อมในการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป. ลาว ทั้งที่มีความชัดเจนแล้วและที่อยู่ระหว่างการพิจารณารับซื้อเข้าระบบในช่วงปี 2564 - 2573 รวมทั้งสิ้น 3 โครงการ ได้แก่ 1) โครงการน้ำงึม 3 กำลังผลิตตามสัญญา 469 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ปี 2569 2) โครงการปากแบง กำลังผลิตตามสัญญา 897 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ปี 2571 และ 3) โครงการหลวงพระบาง กำลังผลิตตามสัญญา 1,400 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ปี 2573 และสรุปการปรับปรุงแผนกำลังการผลิตไฟฟ้ารายปี ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 จะมีโรงไฟฟ้าใหม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบรวมทั้งสิ้น 15,643 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 300 เมกะวัตต์ ได้แก่ (1) โรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงฟอสซิล 5,450 เมกะวัตต์ ลดลง 700 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ 4,850 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าถ่านหิน (ลิกไนต์) 600 เมกะวัตต์ (2) โรงไฟฟ้าพลังงานสะอาด 10,193 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 1,000 เมกะวัตต์ ประกอบด้วยรับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำต่างประเทศ 2,766 เมกะวัตต์ และพลังงานหมุนเวียนอื่นๆ 7,427 เมกะวัตต์
4. การปรับแผนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้ PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 ทำให้มีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในปี 2573 เพิ่มขึ้น และคาดว่าปริมาณการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์รวมจะลดลงจากแผน PDP2018 Rev.1 ทั้งนี้ เมื่อนำเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System; ESS) มาใช้ร่วมกับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด รวมถึงกรณีของโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดใหญ่ของ กฟผ. ที่จะมีการพัฒนาร่วมกับ Floating Solar จะทำให้ภาพรวมของพลังงานสะอาดมีความสามารถในการเพิ่มประสิทธิภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าได้มากขึ้น สามารถรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าในแต่ละช่วงเวลาได้เพิ่มขึ้นและต่อเนื่อง จึงเห็นควรให้มีการศึกษาศักยภาพของพลังงานสะอาดประเภทต่างๆ เพิ่มเติม สำหรับ Floating Solar ที่ต้องพัฒนาบนแหล่งกักเก็บน้ำขนาดใหญ่ ควรศึกษาร่วมกับกฎระเบียบข้อกำหนด และ/หรือกฎหมายที่เกี่ยวข้องด้วย และการปรับแผนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดดังกล่าว คาดว่าจะไม่ส่งผลกระทบในทางลบต่อประชาชนเนื่องจากมีแนวโน้มที่จะสามารถรับซื้อไฟฟ้าได้ในราคาไม่เกินกว่าราคาขายส่งเฉลี่ยที่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยขายให้กับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายซึ่งหากศึกษาแล้วพบว่าสามารถกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าได้ต่ำกว่าราคาขายส่งเฉลี่ยก็จะส่งผลทางบวกให้กับประชาชน ยกเว้นพลังงานหมุนเวียนบางประเภทที่ต้องให้การอุดหนุน เช่น โรงไฟฟ้าชุมชน และขยะ เป็นต้น ทั้งนี้ เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าของพลังงานสะอาดที่ไม่มีการใช้เชื้อเพลิง เช่น แสงอาทิตย์ ลมและพลังน้ำ สามารถกำหนดให้มีอัตราคงที่ได้ตลอดอายุสัญญา จึงคาดว่าจะสามารถแข่งขันกับเชื้อเพลิงอื่นได้ในระยะยาว และช่วยลดผลกระทบจากความผันผวนของสถานการณ์ราคาพลังงานโลกได้ นอกจากนี้การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดควรคำนึงถึงศักยภาพเชื้อเพลิงทั้งในเชิงปริมาณและเชิงพื้นที่ตามลำดับความสำคัญและข้อจำกัดในการพัฒนาของเชื้อเพลิงแต่ละประเภท และควรทำการศึกษาข้อมูลศักยภาพสายส่งและจัดทำการปรับปรุงระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าให้มีความยืดหยุ่น ครอบคลุมพื้นที่ศักยภาพของพลังงานสะอาดในรูปแบบต่างๆ สามารถรองรับปริมาณกำลังการผลิตไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นในอนาคตจากการปรับแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 ได้ โดยไม่กระทบกับความมั่นคงของประเทศ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ร่วมกับกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ศึกษาแนวทางการส่งเสริมและศักยภาพของพลังงานสะอาดในรูปแบบต่างๆ เพิ่มเติม เพื่อให้สอดคล้องกับเป้าหมาย Carbon Neutrality ของประเทศ และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ อาจทบทวนปริมาณเชื้อเพลิงรายปีที่กำหนดไว้ในการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ได้ตามสถานการณ์หรือศักยภาพที่เหมาะสม โดยนำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณา
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ หารือหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง พิจารณากำหนดรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในระยะเร่งด่วน ปี พ.ศ. 2564 - 2573 ตามลำดับความสำคัญและศักยภาพเชื้อเพลิง พร้อมทั้งพิจารณากำหนดอัตราการรับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสม และนำกลับมาเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
4. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำข้อมูลศักยภาพสายส่ง และจัดทำแผนปรับปรุงระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าให้สอดคล้อง รองรับการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ในช่วงปี พ.ศ. 2564 - 2573 ตามข้อ 1
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้นโดยปรับลดสัดส่วนผสมขั้นต่ำ ของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา บี10 เป็นร้อยละ 6 โดยปริมาตร เป็นการชั่วคราวในเดือนตุลาคม 2564 และต่อมาเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2564 กบง. ได้เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น โดยกำหนดให้มีน้ำมันเชื้อเพลิง 3 ชนิด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ทั้งนี้ ให้กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสมตามปกติ โดยที่น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดาไม่ต่ำกว่าร้อยละ 9 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 เป็นต้นไป ทั้งนี้ เพื่อให้การบริหารจัดการราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงช่วงวิกฤติเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ จึงเห็นควรแต่งตั้ง คณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
2. คณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง มีองค์ประกอบ 11 คน ประกอบด้วย อธิบดีกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป็นประธานอนุกรรมการ ผู้แทน ธพ. เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ และผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.)เป็นอนุกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ มีอนุกรรมการประกอบด้วย ผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ผู้แทน สนพ. ผู้แทนสำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร ผู้แทนกรมการค้าภายใน ผู้ทรงคุณวุฒิที่ประธานแต่งตั้ง 2 คน ผู้แทนสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และผู้แทนกรมการขนส่งทางบก มีหน้าที่และอำนาจ ดังนี้ (1) เสนอแนะแนวทางการบริหารจัดการราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของไบโอดีเซล (บี100) เพื่อลดผลกระทบต่อประชาชนในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (2) จัดทำข้อเสนอหลักเกณฑ์การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว รวมทั้งวิเคราะห์ผลกระทบเกษตรกรน้ำมันปาล์มและการส่งออกปาล์มน้ำมัน และข้อเสนอแนวทางบรรเทาผลกระทบเพื่อนำเสนอ กบง. พิจารณา (3) ติดตามและรายงานความก้าวหน้าผลการดำเนินการต่อ กบง. ทราบเป็นระยะ (4) ประสานงาน และเชิญผู้แทนของส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจ และหน่วยงานเอกชนที่เกี่ยวข้อง เพื่อชี้แจงข้อมูลให้คำอธิบาย คำแนะนำ และจัดส่งเอกสารตามที่เห็นควร (5) ปฏิบัติงานอื่นๆ ตามที่ได้รับมอบหมาย
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่ .../2564 แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาลงนามต่อไป