![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
สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง 24 - 30 มิถุนายน 2562
สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง 17 - 23 มิถุนายน 2562
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา จ้างที่ปรึกษาการพัฒนาระบบรักษาความมั่นคงความปลอดภัยด้านไซเบอร์
กบง.ครั้งที่ 79 วันศุกร์ที่ 3 พฤษภาคม พ.ศ. 2562
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 5/2562 (ครั้งที่ 79)
วันศุกร์ที่ 3 พฤษภาคม พ.ศ. 2562 เวลา 13.30 น.
1. การจัดหาไฟฟ้าในพื้นที่ภาคตะวันตก
2. หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
3. การส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 ต่อเนื่อง
4. ภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การจัดหาไฟฟ้าในพื้นที่ภาคตะวันตก
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 (PDP 2018) โดยให้มีการทบทวนใหม่ทุก 5 ปี หรือเมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนอย่างมีนัยสำคัญ (2) มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ศึกษาและจัดทำแผนการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของประเทศเพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพิ่มประสิทธิภาพระบบส่งไฟฟ้า เป็นศูนย์กลางซื้อขายไฟฟ้าในภูมิภาค รวมถึงการเชื่อมโยงกับระบบจำหน่าย เพื่อให้สามารถรองรับการเพิ่มขึ้นของพลังงานหมุนเวียนในอนาคตและเสนอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาต่อไป (3) มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาแนวทางการจัดหาโรงไฟฟ้าให้เป็นไปตามที่ระบุไว้ในแผน PDP 2018 ซึ่งครอบคลุมถึงหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการรับซื้อไฟฟ้า ระยะเวลาดำเนินโครงการ พื้นที่ ปริมาณและราคารับซื้อไฟฟ้า เทคโนโลยีและเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า รวมถึงประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคตะวันตกและภาคใต้ ความพร้อมและการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว และการยอมรับชนิดของเชื้อเพลิงในด้านสิ่งแวดล้อม ในการจัดหากำลังการผลิตที่เหมาะสม (4) เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการตามแนวทางของ กบง. ในข้อ (3) และเสนอผลการดำเนินการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป และ (5) มอบหมายให้ กบง. และ กกพ. ร่วมกันพิจารณาแนวทางการดำเนินการโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน ปีละ 100 เมกะวัตต์ 10 ปี ตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ
2. เมื่อวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2562 กบง. ได้มีมติเห็นชอบกรอบ แนวทาง และแผนการดำเนินงานภายใต้แผน PDP 2018 ดังนี้ ส่วนที่ 1 โรงไฟฟ้าทดแทนและโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันตกในปี 2567-2568 (1) ให้ กกพ. ดำเนินการเจรจากับกลุ่มผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (RATCH) ในการดำเนินการโรงไฟฟ้าภาคตะวันตกเดิม ขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2567 และการก่อสร้างใหม่ ขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2568 (2) ให้ กกพ. พิจารณาเปรียบเทียบการดำเนินการในข้อ (1) กับการเปิดให้มีการประมูลโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันตกขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2568 และ (3) ให้นำเสนอผลการดำเนินการตามข้อ (1) และ (2) ให้ กบง. พิจารณา และส่วนที่ 2 โรงไฟฟ้าขนาด 540 เมกะวัตต์ ของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (NPS) ให้ กกพ. ดำเนินการเจรจาราคารับซื้อไฟฟ้ากลุ่มบริษัท NPS ในกรณีการเปลี่ยนเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ โดยคำนึงถึงประโยชน์สูงสุดของผู้ใช้ไฟฟ้าเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้ กกพ. ยืนยันว่าการปฏิบัติดังกล่าวสามารถดำเนินการได้โดยไม่ขัดกับกฎหมาย และเสนอดำเนินการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป
3.โรงไฟฟ้าในภาคตะวันตกตามแผน PDP 2018 ในช่วงปี 2561 – 2570 มีแผนดังนี้ (1) ปี 2563 ปลดไตรเอนเนอยี่ เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ขนาด 700 เมกะวัตต์ (2) ปี 2567 สร้างโรงไฟฟ้าทดแทน เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ขนาด 700 เมกะวัตต์ (3) ปี 2568 ปลดผลิตไฟฟ้าราชบุรี เครื่องที่ 1-2 เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติและน้ำมันขนาด 1,440 เมกะวัตต์ (4) ปี 2568 สร้างโรงไฟฟ้าใหม่ เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ขนาด 700 เมกะวัตต์ และ (5) ปี 2570 ปลดผลิตไฟฟ้าราชบุรี ชุดที่ 1-3 เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ขนาด 2,041 เมกะวัตต์
4.โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประกอบไปด้วยสองส่วนหลัก (Two-Part Tariff) ดังนี้ (1) ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment: AP) ประกอบไปด้วย (AP1) เพื่อชดเชยเงินลงทุนในการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และ (AP2) เพื่อชดเชยค่าใช้จ่ายคงที่อื่นๆในเการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า เช่น ค่าใช้จ่ายปฏิบัติการและบำรุงรักษาคงที่ โดยค่าใช้จ่าย AP1 และ AP2 จะถูกกำหนดใน Schedule 2 ของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และ (2) ค่าใช้จ่ายผันแปร (Energy Payment: EP) ประกอบไปด้วยค่าใช้จ่ายเพื่อชดเชยค่าเชื้อเพลิงและประกันประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า (Fuel Payment) และค่าใช้จ่ายผันแปรอื่นๆที่เกิดจากการผลิตไฟฟ้า (VOM) โดยค่าใช้จ่าย Energy Payment จะถูกกำหนดใน Schedule 3 ของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ทั้งนี้ ในกรณีที่ต้องลงทุนก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าเพื่อเชื่อมโยงกับระบบของ กฟผ. จะมีค่าใช้จ่ายที่เรียกว่า ค่าใช้จ่ายในการเชื่อมโยงระบบ (New Transmission Facility: NTF) ซึ่งผู้ผลิตไฟฟ้าจะเป็นผู้ออกค่าใช้จ่ายและโอนทรัพย์สินให้ กฟผ. ก่อนการเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า โดย กฟผ. จะจ่ายคืนค่าใช้จ่ายให้เป็นรายเดือน ตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งหลักเกณฑ์กำหนดอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าว เป็นหลักเกณฑ์ที่ใช้ประกอบสัญญารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ที่ผ่านมาและยังคงนำมาใช้ในการกำหนดโครงสร้างค่าไฟฟ้า IPP ในครั้งนี้
5. การเปรียบเทียบโรงไฟฟ้า IPP ใช้วิธีการเปรียบเทียบ Levelized Unit Price (LUP) โดย LUP ประกอบด้วย NPV[รายได้(AP+EP)]/NPV[หน่วยไฟฟ้าที่ผลิต] ตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยได้ใช้ Evaluation Model เป็นเครื่องมือในการคำนวณ LUP เพื่อใช้ในการเปรียบเทียบโครงการ IPP ทั้งนี้ในการเปรียบเทียบโครง IPP จำเป็นจะต้องกำหนดสมมติฐานในการคำนวณ LUP เช่น อัตราส่วนลด (Discount Rate), อัตราแลกเปลี่ยน (Fx) และการเปลี่ยนแปลงของ Fx, CPI และการเปลี่ยนแปลงของ CPI, ราคาก๊าซธรรมชาติและการเปลี่ยนแปลงของราคาก๊าซธรรมชาติ รวมถึง Dispatch Factor ตลอดอายุโครงการลักษณะเดียวกันเพื่อให้สามารถเปรียบเทียบกันได้ ทั้งนี้สมมติฐานที่สำคัญใน Evaluation model เพื่อใช้ในการเปรียบเทียบมีดังนี้ (1) อัตราส่วนลดเท่ากับร้อยละ 8(2) Dispatch Factor เท่ากับร้อยละ 92.45 (3) อัตราแลกเปลี่ยน (Fx) เท่ากับ 31.8 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ (คงที่)(4) US CPI และ Thai CPI เพิ่มขึ้นร้อยละ 1.5 ต่อปี โดยใช้สถิติค่าเฉลี่ยจากปี 2556 (ปี 2561 เป็นปีฐาน) (5) USD Indexation Allowance (ค่า AP) เท่ากับ ร้อยละ 50 ต่อร้อยละ 50 และ (6) ราคาก๊าซฯ เท่ากับ 244.2 บาทต่อล้านบีทียู (ราคาคงที่ตาม PDP 2018) โดยในการเปรียบเทียบครั้งนี้กำหนดให้ใช้ Gulf PD เป็นโครงการเปรียบเทียบเนื่องจากโครงการ Gulf PD เป็นโครงการที่มีขนาด เทคโนโลยี และกำหนดเวลาเดินเครื่องเชิงพาณิขย์ (COD) ที่เทียบเคียงกับโครงการที่เสนอโดยกลุ่มบริษัทราชบุรี (RATCH) ทั้งนี้โครงการ Gulf PD มีข้อมูลเบื้องต้นดังนี้ (1) PPA (PPA1+PPA2) เท่ากับ 2,500 เมกะวัตต์ (1,250 เมกะวัตต์ บวก 1,250 เมกะวัตต์) (2) ด้าน Technology ใช้ Gas Turbine Combined Cycle (3) ด้าน Plant Configuration เป็นแบบ 2x625 บวก 2x625 เมกะวัตต์ และ (4) SCOD ในปี 2567 (มีนาคม 2567 และ ตุลาคม 2567)
6.ปริมาณที่จะเจรจารับซื้อไฟฟ้า มี 2 กรณี คือ (1) กรณีที่ 700 เมกะวัตต์ อายุสัญญาฯ 25 ปี และสามารถเริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ในปี 2567 และ (2) กรณี 1,400 เมกะวัตต์ อายุสัญญาฯ 25 ปี และสามารถเริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ในปี 2567 จำนวน 700 เมกะวัตต์ และปี 2568 จำนวน 700 เมกะวัตต์ โดยได้พิจารณาข้อเสนอเทคนิคเบื้องต้น และพิจารณาราคารับซื้อไฟฟ้าเทียบเคียงกันได้กับรายอื่น (Reference price) ที่มีปีเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ ใกล้เคียงกับปีที่เริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ของโรงไฟฟ้าไตรเอนเนอยี่ (TECO) ใหม่ รวมถึง พิจารณานำเงินทุนที่สามารถประหยัดได้จากการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานและสาธารณูปโภคที่มีอยู่เดิม เช่น ระบบสายส่งไฟฟ้าและท่อก๊าซธรรมชาติ เป็นต้น มาปรับพิจารณาราคารับซื้อ นอกจากนี้ เงื่อนไขและหลักเกณฑ์ประกอบราคารับซื้อจะต้องเป็นไปตามแนวทางที่ถือปฏิบัติของสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และ IPP ทั่วไป เช่น ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment) ประสิทธิภาพของการใช้พลังงาน (Heat Rate) เป็นต้น
7.บริษัท RATCH ได้ยื่นข้อเสนอ ดังนี้ (1) กำหนดวัน SCOD กรณี 700 เมกะวัตต์ คือ เดือนมีนาคม 2567 ส่วนกรณี 1,400 เมกะวัตต์ คือ เดือนมีนาคม 2567 และเดือนมกราคม 2568 (2) ข้อเสนอเทคนิค โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม (Combined Cycle) กังหันก๊าซและกังหันไอน้ำเชื่อมต่อกับเครื่องกำเนิดไฟฟ้าในรูปแบบเพลาเดี่ยว (Single-shaft) เดียวกัน จำนวน 1 ชุด กรณี 700 เมกะวัตต์ และ 2 ชุด กรณี 1,400 เมกะวัตต์ โดยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบสายส่ง กฟผ. 230 กิโลโวลต์ ไปยังสถานีไฟฟ้าราชบุรี 2 ระยะทางประมาณ 7 กิโลเมตร และใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลัก ผ่านการเชื่อมต่อท่อส่งใหม่จากสถานีควบคุมก๊าซธรรมชาติ (BVW#12) ของ ปตท. ระยะทางประมาณ 9.4 กิโลเมตร โดยมีน้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิงสำรอง (3) ต้นทุนที่สามารถประหยัดได้จากโรงไฟฟ้าไตรเอนเนอยี่ (TECO) เดิม ประกอบด้วย ระบบเชื่อมโยงไฟฟ้า 230 กิโลโวลต์ ที่สถานีไฟฟ้าราชบุรี 2 เดิมที่ TECO เชื่อม กรณี 700 เมกะวัตต์ สามารถใช้สายส่งเดิมได้โดยไม่ต้องปรับปรุง ส่วนกรณี 1,400 เมกะวัตต์ ต้องเปลี่ยนสายไฟฟ้าเพื่อให้สามารถรับไฟฟ้าได้มากขึ้น ค่าใช้จ่ายประมาณ 200 ล้านบาท โดยใช้เสาส่งและ Right-of-Way เดิม (ประมาณ 7 กิโลเมตร) ซึ่งจะคิดเป็นต้นทุนในส่วนของ New Transmission Facility (NTF) Right-of-Way ของท่อน้ำดิบและท่อน้ำเสียเดิม จากแม่น้ำแม่กลองประมาณ 11 กิโลเมตร แต่ปรับปรุงสถานีสูบน้ำเดิมให้มีความเหมาะสม ก่อสร้างท่อน้ำเสียทดแทนท่อเดิม และเปลี่ยนเครื่องสูบน้ำขนาดใหญ่ขึ้น พื้นที่เดิมของโรงไฟฟ้า TECO จำนวน 210 ไร่ (ไม่คิดราคาที่ดิน) และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ กรณี 700 เมกะวัตต์ ไม่ต้องดำเนินการปรับปรุง แต่กรณี 1,400 เมกะวัตต์ จะต้องดำเนินการปรับปรุงระบบท่อส่งก๊าซธรมชาติเพิ่มเติมเพื่อให้สามารถจ่ายก๊าซได้เพียงพอ กล่าวโดยสรุป ต้นทุนที่สามารถประหยัดได้จากโรงไฟฟ้า TECO เดิม ประกอบด้วย แนวสายส่งและ Right-of-Way 7 กิโลเมตร จำนวน 200 ล้านบาท และท่อก๊าซฯ ท่อน้ำเสีย และอื่นๆ อีก 700 ล้านบาท รวมทั้งสิ้นเป็นต้นทุนที่สามารถประหยัดได้จำนวน 900 ล้านบาท (4) ข้อเสนอ Heat Rate ทั้ง 2 กรณีมีค่า Heat Rate เฉลี่ย 6,184 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (5) วงเงินลงทุนโครงการ (ไม่รวม VAT และ Working Capital) กรณี 700 เมกะวัตต์ 21,969 ล้านบาท และกรณี 1,400 เมกะวัตต์ 36,476 ล้านบาท และ (6) ข้อเสนอด้านราคาของ RATCH จำนวน 4 ครั้ง แต่ละครั้งแบ่งเป็นกรณี 700 เมกะวัตต์ และกรณี 1,400 เมกะวัตต์ ประกอบด้วยข้อเสนอครั้งที่หนึ่ง เท่ากับ 2.3090 บาทต่อหน่วย และ 2.1356 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ข้อเสนอครั้งที่สอง เท่ากับ 2.2466 บาทต่อหน่วย และ 2.0365 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ข้อเสนอครั้งที่สาม เท่ากับ 2.2160 บาทต่อหน่วย และ 1.9967 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ และข้อเสนอครั้งที่สี่ เท่ากับ 2.2160 บาทต่อหน่วย และ 1.9930 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ
8.ผลการเปรียบเทียบระหว่าง RATCH และ Gulf PD พบว่า Heat Rate โครงการที่ RATCH เสนอทั้ง 2 กรณีมีค่า Heat Rate เฉลี่ย 6,184 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ดีกว่าโรงไฟฟ้า GULF PD โดยจะทำให้การใช้เชื้อเพลิงต่อหน่วยลดลง ในขณะที่ อัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ย (LUP) เปรียบเทียบเฉพาะผลรวมค่า AP และ EP ซึ่งเป็นเฉพาะส่วนของโรงไฟฟ้า โดยไม่รวมค่า AFC (ค่าระบบส่งไฟฟ้า: NTF) กรณี GULF PD มี LUP 1.9858 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (BOI 8 ปี + 50% 5 ปี) บวกเพิ่ม 0.0110 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (เสมือนได้รับ BOI 3 ปี ให้เท่ากับ RATCH) ทำให้ LUP ของ GULF PD เท่ากับ 1.9968 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และนำมาใช้เป็นราคาฐาน ดังนั้น เมื่อเปรียบเทียบ ณ ฐานสิทธิประโยชน์การรับการส่งเสริมการลงทุน (BOI) บนฐานเดียวกันกับข้อเสนอ RATCH จะพบว่า กรณี 700 เมกะวัตต์ สูงกว่า GULF PD 0.2191 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และกรณี 1,400 เมกะวัตต์ ต่ำกว่า GULF PD 0.0038 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และจากการวิเคราะห์เพิ่มเติมพบว่า ข้อเสนอของ RATCH กรณี 1,400 เมกะวัตต์ (2 units ในพื้นที่เดียวกัน) สามารถใช้ประโยชน์จากการใช้ Common Facilities เช่น สายส่งไฟฟ้า ท่อก๊าซ บ่อน้ำดิบ และการ Operation ร่วมกันได้ ถึงแม้ว่ากรณี 1,400 เมกะวัตต์ จำเป็นต้องดำเนินการปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานเดิม เช่น ท่อก๊าซฯ และสายส่ง ทำให้มีค่าใช้จ่ายในการปรับปรุงเพิ่มขึ้นมากกว่ากรณี 700 เมกะวัตต์ แต่ผลของการใช้ common Facilities ร่วมกันส่งผลต่อ LUP มากกว่าการประหยัด จึงทำให้ LUP กรณี 1,400 เมกะวัตต์ ต่ำกว่ากรณี 700 เมกะวัตต์ (1 unit) นอกจากนี้ ในการจัดหาเครื่องจักรหรือ EPC (2 Units หรือ 1 Unit) ในกรณีของ RATCH อาจไม่สามารถต่อรองราคาสู้ได้เมื่อเทียบกับโครงการ GULF 8 units ซึ่งได้รับการคัดเลือก 2 โครงการ รวม 5,000 เมกะวัตต์ (8x625 เมกะวัตต์) แต่อย่างไรก็ตาม อัตรา LUP ที่ RATCH เสนอกรณี 2 Units 1,400 เมกะวัตต์ 1.9930 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ต่ำกว่า GULF PD 0.0038 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (เมื่อเปรียบเทียบ ณ ฐาน BOI บนฐานเดียวกัน) ซึ่งมีเหตุมาจากการที่สามารถประหยัดต้นทุนบางส่วนจากการใช้ Facilities เดิมของโรงไฟฟ้า TECO และการใช้เครื่องจักรที่มีประสิทธิภาพดีกว่า (ค่า Heat Rate ที่ดีกว่า)
9.การเปรียบเทียบการเปิดประมูล 700 เมกะวัตต์ และกรณีเจรจา 1,400 เมกะวัตต์ สามารถสรุปได้ดังนี้ (1) ความคุ้มค่าการลงทุนส่วนโรงไฟฟ้า (EPC ต่อเมกะวัตต์: AP1) กรณีการเปิดประมูล 700 เมกะวัตต์ มีต้นทุน EPC สูงกว่า (AP1 สูงกว่า) กรณีเจรจา 1,400 เมกะวัตต์ เนื่องจากไม่สามารถใช้ Common Facility ร่วมกันได้ และการแยกสั่งซื้อเครื่องจักรแต่ละโครงการ ทำให้ไม่เกิด Economy of Scale (2) ค่าใช้จ่ายในการ Operation (AP2) กรณีการเปิดประมูล 700 เมกะวัตต์ มีต้นทุนสูงกว่ากรณีเจรจา 1,400 เมกะวัตต์ เนื่องจากมีค่าใช้จ่าย เช่น ค่าบริหารจัดการโรงไฟฟ้า ค่าอะไหล่เครื่องจักรและอุปกรณ์ต่างๆ เป็นต้น ที่ไม่สามารถใช้ร่วมกันได้ (3) กระบวนการรับซื้อ กรณีการเปิดประมูล 700 เมกะวัตต์ มีค่าใช้จ่ายในการเปิดประมูลและต้องใช้เวลาในกระบวนการรับซื้อ ในขณะที่กรณีเจรจา 1,400 เมกะวัตต์ ไม่มีค่าใช้จ่ายในการเปิดประมูลและสามารถดำเนินการได้ในระยะเวลาสั้น (4) ความเสี่ยงในการพัฒนาโครงการ กรณีการเปิดประมูล 700 เมกะวัตต์ โครงการมีที่ตั้งอยู่ในพื้นที่ใหม่จะต้องใช้ระยะเวลาในการพัฒนาโครงการ (EIA และกระบวนการมีส่วนร่วมของของชุมชน) นานกว่าและมีความเสี่ยงที่ 700 เมกะวัตต์ (เปิดประมูล) อาจจะ COD ไม่ทันตามที่กำหนดใน PDP 2018 (5) ระบบส่งเชื่อมโยง กรณีการเปิดประมูล 700 เมกะวัตต์ มีค่าใช้จ่ายก่อสร้างสายส่งใหม่ ประมาณ 360 ล้านบาท และต้องหา Right of Way ใหม่ (สมมติฐานว่าระยะทางประมาณ 10 กิโลเมตร บน Right of Way ใหม่) ในขณะที่ กรณีเจรจา 1,400 เมกะวัตต์ ต้องเปลี่ยนสายส่งใหม่ให้สามารถรองรับปริมาณไฟฟ้าได้มากกว่าเดิม 2 เท่า มีค่าใช้จ่ายประมาณ 110 ล้านบาท (เสาส่งและ Right of Way เดิม) และ (6) ผลกระทบต่อชุมชนในการก่อสร้าง New Facilities กรณีการเปิดประมูล 700 เมกะวัตต์ ชุมชนจะได้รับผลกระทบจากการรอนสิทธิ์ที่ดินเพิ่มเติมเพื่อก่อสร้างสายส่งไฟฟ้าและท่อก๊าซสำหรับโครงการที่ตั้งอยู่ในพื้นที่ใหม่ ดังนั้น ในภาพรวมกรณีดำเนินโครงการ 1,400 เมกะวัตต์ สามารถใช้ประโยชน์จากพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้าเดิมที่มีระบบโครงสร้างพื้นฐานอยู่แล้ว ไม่ส่งผลกระทบจากการรอนสิทธิ์ที่ดินต่อประชาชน อีกทั้งโครงการอยู่ในพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้าเดิมที่ได้รับการยอมรับจากชุมชนอยู่แล้ว ทำให้มีความแน่นอนที่จะสามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ครบทั้ง 1,400 เมกะวัตต์ ตามกำหนดการในแผน PDP 2018 ซึ่งจะสร้างความมั่นคงในพื้นที่ภาคตะวันตกและยังสามารถช่วยเสริมความมั่นคงในพื้นที่ภาคใต้และเขตนครหลวงตามนโยบายของภาครัฐในการจัดทำแผน PDP 2018
มติของที่ประชุม
1.รับทราบการใช้หลักเกณฑ์โครงสร้างค่าไฟฟ้า IPP ซึ่งเป็นหลักการเดียวกับที่ใช้รับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ในอดีต (Gulf PD 2,500 เมกะวัตต์) และนำมาใช้ในครั้งนี้
2.รับทราบผลการวิเคราะห์ข้อเสนอของกลุ่มผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (กลุ่ม RATCH) ในกรณี 1,400 เมกะวัตต์ ซึ่งมีข้อเสนอราคาต่ำกว่า Gulf PD 2,500 เมกะวัตต์ 0.0038 บาทต่อหน่วย
3.เห็นชอบให้กลุ่ม RATCH ดำเนินการโรงไฟฟ้า 1,400 เมกะวัตต์ ตามข้อเสนอของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) โดยให้กลุ่ม RATCH เป็นผู้รับผิดชอบเงินลงทุนการปรับปรุงท่อส่งก๊าซธรรมชาติและสายส่งไฟฟ้าเพื่อรองรับโครงการ
4.มอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับกลุ่ม RATCH ให้สามารถดำเนินโครงการได้ตามกำหนดเวลาที่ระบุไว้ในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า PDP 2018
เรื่องที่ 2 หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1.คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย ซึ่งคำนวณจากหลักการเสมอภาคการนำเข้า (Import Parity) จากตลาดกลางภูมิภาคเอเชีย (ประเทศสิงคโปร์) โดยมีส่วนประกอบหลักสองส่วนคือ ราคาน้ำมันดีเซลและค่าใช้จ่ายในการนำเข้า ซึ่งประกอบด้วย ค่าขนส่ง ค่าประกันภัย ค่าสูญเสีย และค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง โดยจากการติดตามผลลัพธ์การปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2561 เป็นต้นมา พบว่าราคา ณ โรงกลั่นที่ภาครัฐใช้ในการติดตามมีค่าต่ำกว่าราคาที่ผู้ประกอบการใช้ในการซื้อขายจริงในตลาดอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งเกิดจากความแตกต่างในส่วนของการอ้างอิงราคาน้ำมันดีเซลจากการที่ผู้ประกอบการยังคงยึดหลักเกณฑ์เดิมในการซื้อขาย กล่าวคืออ้างอิงด้วยราคา MOPS Gasoil 500 ppm บวกด้วย ค่าปรับปรุงคุณภาพน้ำมัน มิได้อ้างอิงด้วยราคา MOPS Gasoil 50 ppm ตามที่มีการเปลี่ยนแปลง โดยให้เหตุผลว่าตลาดกลางภูมิภาคเอเชียยังคงซื้อขายกันด้วยมาตรฐาน Gasoil 500 ppm เป็นส่วนใหญ่
2. ประเทศไทยซื้อขายน้ำมันดีเซลโดยอ้างอิงตามมาตรฐานยูโร 4 ซึ่งตรงตามคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่มีปริมาณกำมะถันอยู่ที่ 50 ppm (MOPS Gasoil 50 ppm) ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 และจากการติดตามปริมาณการซื้อขายน้ำมันดีเซลตลาดกลางภูมิภาคเอเชีย ของ S&G Global Platts ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2561 เป็นต้นมา พบว่าการซื้อขายด้วยมาตรฐาน Gasoil 10 ppm มีแนวโน้มสูงกว่า Gasoil 500 ppm ในขณะที่ไม่มีการซื้อขาย Gasoil 50 ppm ในตลาด และราคา MOPS Gasoil 50 ppm เกิดจาการประเมินของ S&G Global Platts ดังนั้น เพื่อแก้ไขปัญหาความแตกต่างราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันดีเซลของภาครัฐและผู้ประกอบการ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอให้ปรับปรุงการอ้างอิงราคาน้ำมันดีเซล จากราคา MOPS Gasoil 50 ppm เป็นค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคา MOPS Gasoil 500 ppm และราคา MOPS Gasoil 10 ppm ที่สัดส่วนร้อยละ 8.16 และร้อยละ 91.84 ตามลำดับ ซึ่งเป็นสัดส่วน Gasoil 500 ppm กับ 10 ppm ที่มีการซื้อขายจริง ในตลาดกลางภูมิภาคเอเชีย ให้เป็น Gasoil 50 ppm
3.ผลจากการปรับหลักเกณฑ์การคำนวณ ราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันดีเซล เฉลี่ยตั้งแต่ 1 มกราคม – 30 เมษายน 2562 เพิ่มขึ้น 0.0614 บาทต่อลิตร (0.3067 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล) โดยที่ค่าพรีเมียม เท่ากับ ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือขนาด LR1 แบบ Long Term Charter จากประเทศสิงคโปร์ถึงศรีราชา บวก ค่าขนส่งทางท่อจากศรีราชาถึงกรุงเทพฯ บวก ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F บวก ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF บวก ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ใช้ MOPS Gasoil 10 ppm และ MOPS Gasoil 500 ppm ในการคำนวณราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย ดังนี้
ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย = (0.9184 x MOPS Gasoil 10 ppm + 0.0816 x MOPS Gasoil 500 ppm + พรีเมียม) ที่ 60 oF x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984
โดยที่
พรีเมียม= ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือขนาด LR1 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) + ค่าขนส่งทางท่อ (ศรีราชา – กรุงเทพฯ) + ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F + ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF + ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล
เรื่องที่ 3 การส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 ต่อเนื่อง
สรุปสาระสำคัญ
1.คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2561 มีมติเห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 จากชดเชย 2.50 บาทต่อลิตร เป็นชดเชย 4.00 บาทต่อลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 5 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2561 ถึงวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2562 และ กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ชดเชยให้กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เพิ่มขึ้น 0.50 บาทต่อลิตร เป็นอัตรา 4.50 บาทต่อลิตร โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 25 ธันวาคม 2561 เป็นต้นไป และ ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2562 เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 5 บาทต่อลิตร ต่อไปอีก 3 เดือน ถึงวันที่ 31 พฤษภาคม 2562
2.โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 30 เมษายน 2562 ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นดังนี้ (1) อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 8.0800 2.1200 2.1200 -0.7800 -6.3800 0.2000 และ -4.5000 บาทต่อลิตร ตามลำดับ (2) ค่าการตลาด อยู่ที่ 2.5976 1.9084 2.0624 2.2225 4.3643 2.1424 และ 2.6538 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และ (3) ราคาขายปลีก อยู่ที่ 34.46 30.05 29.78 27.04 21.29 28.09 และ 23.09 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ประมาณการสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 28 เมษายน 2562 มีรายรับจากกลุ่มน้ำมันเบนซิน และแก๊สโซฮอล อยู่ที่ 1,281 ล้านบาทต่อเดือน น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว อยู่ที่ 1,281 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่มีภาระชดเชยก๊าซ LPG อยู่ที่ 345 ล้านบาทต่อเดือน สุทธิแล้วกองทุนน้ำมันฯ มีรายรับ 1,267 ล้านบาทต่อเดือน และมีฐานะสุทธิ 33,035 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน อยู่ที่ 39,345 ล้านบาท และบัญชีก๊าซ LPG ติดลบที่ 6,310 ล้านบาท โดยหากสถานการณ์ราคาน้ำมันไม่ผันผวนมากและอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ แต่ละผลิตภัณฑ์คงเดิม คาดว่าอีกประมาณ 4 เดือน จะทำให้เงินกองทุนน้ำมันฯ มีวงเงินสะสมเต็มเพดาน 40,000 ล้านบาท ตามที่พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... กำหนดไว้
3.ปัจจุบันราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 มีราคาต่ำกว่าดีเซลหมุนเร็วธรรมดา 5 บาทต่อลิตร โดยกระทรวงพลังงานได้ส่งเสริมการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อย่างเป็นทางการตั้งแต่วันที่ 2 กรกฎาคม 2561 และกรมธุรกิจพลังงานได้ออกประกาศคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เพื่อให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 สามารถจำหน่ายที่สถานีบริการได้ตั้งแต่วันที่ 31 มกราคม 2562 ซึ่งทำให้ปริมาณการจำหน่ายเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดย ณ วันที่ 28 เมษายน 2562 มีสถานีบริการที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 จำนวน 269 สถานี และจำหน่ายให้กับ Fleet จำนวน 173 แห่ง ปริมาณการจำหน่ายอยู่ที่ 38.3 ล้านลิตรต่อเดือน มีปริมาณการใช้ไบโอดีเซล (ทั้งดีเซลหมุนเร็ว และ ดีเซลหมุนเร็ว บี20) อยู่ที่ 4.850 ล้านลิตรต่อวัน และมีปริมาณการใช้ CPO รวมทั้งสิ้น 4.217 ล้านกิโลกรัมต่อวัน (128,268 ตันต่อเดือน)
4. แนวทางการส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 จากสถานการณ์น้ำมันปาล์มดิบล้นตลาดและปัญหาเรื่องฝุ่นละอองขนาดเล็ก (PM2.5) กระทรวงพลังงานมีแนวทางในการช่วยเหลือโดยการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ในรถบรรทุกขนาดใหญ่มากขึ้น เพื่อช่วยเหลือเกษตรกรผู้ปลูกปาล์มน้ำมัน และลดค่าใช้จ่ายภาคขนส่ง รวมทั้งแก้ปัญหาฝุ่นละอองขนาดเล็ก (PM2.5) อย่างไรก็ดีการส่งเสริมให้มีการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 กระทรวงพลังงานได้ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ โดยชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ที่ 4.50 บาทต่อลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา 5 บาทต่อลิตร ซึ่งกองทุนน้ำมันฯ รับภาระประมาณ 63 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น เพื่อส่งเสริมให้มีการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อย่างต่อเนื่อง ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้ใช้กองทุนน้ำมันฯ เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา 5 บาทต่อลิตร ต่อไปอีก 3 เดือน (ถึงวันที่ 31 สิงหาคม 2562)
มติของที่ประชุม
เห็นชอบขยายระยะเวลาให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 5 บาทต่อลิตร ต่อไปอีก 2 เดือน (ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2562)
เรื่องที่ 4 ภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว สรุปสาระสำคัญ 1. เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2561 กระทรวงการคลังได้มีประกาศกฎกระทรวง กำหนดพิกัดอัตราภาษีสรรพสามิต ฉบับที่ 4 พ.ศ. 2561 ดังนี้ (1) น้ำมันดีเซลที่มีปริมาณกำมะถันเกินร้อยละ 0.005 โดยน้ำหนักและน้ำมันดีเซลที่มีปริมาณกำมะถันไม่เกินร้อยละ 0.005 โดยน้ำหนัก ลิตรละ 6.44 บาท (2) น้ำมันดีเซลที่มีไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่ไม่เกินร้อยละ 7 ลิตรละ 5.98 บาท และ (3) น้ำมันดีเซลที่มีไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่ไม่น้อยกว่าร้อยละ 19 แต่ไม่เกินร้อยละ 20 ลิตรละ 5.152 บาท 2.วิธีการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) โรงกลั่นน้ำมันขายน้ำมันดีเซลพื้นฐานจำนวน 93 ลิตร ให้กับผู้ค้าน้ำมันต้องเสียภาษีที่อัตรา 6.44 บาทต่อลิตร รวมเป็นเงิน 598.92 บาท ผู้ค้าน้ำมันนำน้ำมันดีเซลพื้นฐาน 93 ลิตร ผสมไบโอดีเซล 7 ลิตร (ไม่เสียภาษี) รวมเป็น 100 ลิตร ต้องเสียภาษีอัตรา 5.98 บาทต่อลิตร รวมเป็นเงิน 598 บาท แต่น้ำมันในส่วนนี้ได้เสียภาษีไปก่อนแล้ว 598.92 บาท ผู้ค้าน้ำมันจึงขอคืนภาษี 0.92 บาท ส่งผลให้รายได้ของกรมสรรพสามิตหายไป 0.92 บาทต่อน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) 100 ลิตร ประกอบกับขั้นตอนการขอคืนเงินภาษีต้องตรวจสอบเอกสารเป็นจำนวนมากและใช้เวลานาน ส่วนวิธีการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 โรงกลั่นน้ำมันขายน้ำมันดีเซลพื้นฐาน 80 ลิตร ให้กับผู้ค้าน้ำมันต้องเสียภาษีที่อัตรา 6.44 บาทต่อลิตร รวมเป็นเงิน 515.20 บาท เมื่อนำน้ำมันดีเซลพื้นฐาน 80 ลิตร ผสมไบโอดีเซล 20 ลิตร รวมเป็น 100 ลิตร ต้องเสียภาษีที่อัตรา 5.152 บาทต่อลิตร รวมเป็นเงิน 515.20 บาท แต่น้ำมันในส่วนนี้ได้เสียภาษีไปก่อนแล้ว 515.20 บาท ผู้ค้าน้ำมันจึงไม่ต้องขอคืนภาษีหรือส่งเงินเพิ่ม ปัญหาทางปฏิบัติคือจะไม่มีการบันทึกการขอคืนภาษีหรือส่งเงินภาษีเพิ่ม ทำให้ไม่สามารถตรวจสอบย้อนหลังได้ 3.สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ได้หารือร่วมกับ สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง และ กรมสรรพสามิต เพื่อไม่ให้เกิดปัญหาทางปฏิบัติและรายได้ของกระทรวงการคลัง การคำนวณภาษีของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และ บี20 ที่เป็นทศนิยมต้องปัดขึ้น ดังนี้ (1) อัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ปรับเพิ่ม 0.01 บาทต่อลิตร เป็น 5.99 บาทต่อลิตร (2) อัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เท่าเดิมที่ 5.80 บาทต่อลิตร และ (3) อัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ปรับเพิ่ม 0.001 บาทต่อลิตร เป็น 5.153 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ ในการกำหนดช่วงภาษีขึ้นอยู่กับกระทรวงการคลังพิจารณาตามความเหมาะสม มติของที่ประชุม ที่ประชุมรับทราบ
กบง.ครั้งที่ 80 วันพฤหัสบดีที่ 16 พฤษภาคม พ.ศ. 2562
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 6/2562 (ครั้งที่ 80)
วันพฤหัสบดีที่ 16 พฤษภาคม พ.ศ. 2562 เวลา 09.30 น.
1.รายงานความก้าวหน้า โครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10
2. แนวทางการจัดทำแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561-2580 (Gas Plan 2018)
3. การนำเข้า LNG ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานความก้าวหน้าโครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 19 เมษายน 2562 ได้มีมติดังนี้ (1) มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) หารือกับกรมสรรพสามิต ให้อัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 อยู่ในอัตรา 5.80 บาทต่อลิตร (2) ภายหลังจากกรมสรรพสามิตนำเรื่องอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เข้าคณะรัฐมนตรีเพื่อให้ความเห็นชอบแล้ว มอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการออกประกาศ กบง. เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง พร้อมกับประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 มีผลบังคับใช้ ต่อมา กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2562 ได้มีมติรับทราบการกำหนดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว จากการหารือร่วมกันระหว่าง สนพ. สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง และกรมสรรพสามิต ในอัตรา ดังนี้ (1) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) อยู่ที่ 5.99 บาทต่อลิตร (2) น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 อยู่ที่ 5.80 บาทต่อลิตร และ (3) น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 อยู่ที่ 5.153 บาทต่อลิตร
2. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2562 กระทรวงการคลังได้มีประกาศกฎกระทรวง กำหนดพิกัดอัตราภาษีสรรพสามิต (ฉบับที่ 7) พ.ศ. 2562 ดังนี้ (1) น้ำมันดีเซลที่มีไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่ไม่เกินร้อยละ 4 อยู่ที่ 6.44 บาทต่อลิตร (2) น้ำมันดีเซลที่มีไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่เกินร้อยละ 4 แต่ไม่เกินร้อยละ 7 (น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา) อยู่ที่ 5.99 บาทต่อลิตร (3) น้ำมันดีเซลที่มีไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่เกินร้อยละ 7 แต่ไม่เกินร้อยละ 9 อยู่ที่ 5.93 บาทต่อลิตร (4) น้ำมันดีเซลที่มีไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่เกินร้อยละ 9 แต่ไม่เกินร้อยละ 14 (น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10) อยู่ที่ 5.80 บาทต่อลิตร (5) น้ำมันดีเซลที่มีไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่เกินร้อยละ 14 แต่ไม่เกินร้อยละ 19 อยู่ที่ 5.48 บาทต่อลิตร และ (6) น้ำมันดีเซลที่มีไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่เกินร้อยละ 19 แต่ไม่เกินร้อยละ 24 (น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20) อยู่ที่ 5.153 บาทต่อลิตร มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 15 พฤษภาคม 256
3. และกรมธุรกิจพลังงาน เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2562 ได้ออกประกาศกรมธุรกิจพลังงาน 2 ฉบับ ดังนี้ (1) เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. 2562 โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อกำหนดคุณภาพของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เพิ่มอีกชนิดหนึ่ง ซึ่งจะช่วยดูดซับสต็อกปาล์มน้ำมัน และยกระดับราคาผลปาล์มให้แก่เกษตรกร และ (2) เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน พ.ศ. 2562 โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อกำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ที่กำหนดขึ้นซึ่งได้มีการปรับปรุงคุณภาพเป็น 2 ส่วน ตามที่สมาคมผู้ผลิตรถยนต์แห่งประเทศญี่ปุ่น (JAMA) ได้มีหนังสือให้คำแนะนำมายังสมาคมอุตสาหกรรมยานยนต์ไทย คือ มีการกำหนดคุณภาพของไบโอดีเซลเพิ่มขึ้นอีก 1 ชนิด สำหรับใช้ผลิตเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ซึ่งไบโอดีเซลชนิดใหม่เป็นชนิดที่มีความบริสุทธิ์มากขึ้น โดยมีการปรับลดปริมาณโมโนกลีเซอไรด์จากเดิมไม่สูงกว่าร้อยละ 0.7 ปรับเป็นไม่สูงกว่าร้อยละ 0.4 โดยน้ำหนัก และมีการปรับลดค่าน้ำลงจากปัจจุบันที่กำหนดไว้สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ที่ไม่สูงกว่า 300 ปรับเป็นไม่สูงกว่า 200 ส่วนในล้านส่วนโดยน้ำหนัก
4. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ได้มีประกาศ ฉบับที่ 12 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง โดยกำหนดอัตราเงินชดเชยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ที่ 0.65 บาทต่อลิตร มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2562
5. โครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล และอัตราเงินชดเชยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ตามข้อ 4 ส่งผลให้โครงสร้างราคาของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 16 พฤษภาคม 2562 ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นดังนี้ (1) อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 0.2000 - 0.6500 และ -4.5000 บาทต่อลิตร ตามลำดับ (2) ค่าการตลาด อยู่ที่ 1.9638 2.0110 และ 2.4835 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และ (3) ราคาขายปลีก อยู่ที่ 27.29 26.79 และ 22.79 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 แนวทางการจัดทำแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561-2580 (Gas Plan 2018
สรุปสาระสำคัญ
1. การจัดทำแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติระยะยาว พ.ศ. 2561-2580 ได้พยากรณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติรายภาคเศรษฐกิจ จากความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018) แนวโน้มทิศทางการขยายตัวของภาคอุตสาหกรรมของประเทศ แนวโน้มการใช้ NGV และปริมาณก๊าซธรรมชาติที่จัดหาได้ในอ่าวไทย โดยแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศในช่วงปี 2561 - 2580 เพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.8 ต่อปี จากภาคการผลิตไฟฟ้าและภาคอุตสาหกรรมมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 1.4 และ 3.1 ต่อปี ตามลำดับ ขณะที่การใช้ในภาคขนส่งและการใช้ในโรงแยกก๊าซมีแนวโน้มลดลงเฉลี่ยร้อยละ 6.2 และ 3.1 ต่อปี ตามลำดับ
2. การจัดหาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติในประเทศ (อ่าวไทยและพื้นที่บนบก) ก๊าซธรรมชาติจากประเทศเมียนมา และ LNG (ได้แก่ สัญญาปัจจุบัน สัญญาของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และที่ต้องจัดหาเพิ่ม) โดยเมื่อเปรียบเทียบกับการพยากรณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติพบว่าตั้งแต่ปี 2561 - 2563 การจัดหาก๊าซธรรมชาติตามสัญญาที่มีอยู่ในปัจจุบันยังเพียงพอสำหรับความต้องการ ทั้งนี้ ตั้งแต่ปี 2564 จำเป็นต้องมีการจัดหา LNG เพิ่มเติมเพื่อรองรับความต้องการใช้ของประเทศ ในส่วนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ภายใต้หลักการนำก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยมาเข้าสู่โรงแยกก๊าซธรรมชาติ (GSP) เพื่อแยกเอา Feedstock มาใช้ให้เกิดมูลค่าเพิ่มสูงสุด พบว่าจากศักยภาพของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (GSP Capacity) ในส่วนที่ไม่รวมโรงแยกก๊าซขนอม ที่ระดับ Capacity 2,500 MMSCFD จำเป็นจะต้องมี LNG Terminal ในพื้นที่ภาคใต้ ในปี 2565
3. ความต้องการใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ได้แก่ (1) ในพื้นที่ภาคใต้ พบว่ามีความจำเป็นต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับความต้องการในพื้นที่ แบ่งเป็น การจัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ มีแนวทางการดำเนินการ โดยเร่งรัดการเจรจาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA หรือ จัดตั้งหรือก่อสร้างสถานีเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซแบบลอยน้ำ (FSRU) ในพื้นที่เพื่อรองรับการนำเข้า LNG เป็นทางเลือก ในปี 2565 และการจัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าขนอม โรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี และโรงไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP2018 มีความจำเป็นต้องจัดหา LNG Terminal สุราษฎร์ธานี (5 MTPA) ในปี 2565 (2) ในพื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ พบว่าการจัดหาจะเพียงพอกับความต้องการใช้ถึงปี 2572 โดยจำเป็นต้องเตรียมการสำรวจและผลิต หรือจัดหาเพิ่มเติมผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติใหม่จากจังหวัดนครราชสีมาไปยังโรงไฟฟ้าน้ำพองและโรงไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP2018 และ (3) การจัดหาก๊าซธรรมชาติผ่านโครงข่ายท่อบนบก พบว่าการจัดหาจะเพียงพอกับความต้องการใช้ถึงปี 2563 ทั้งนี้ ตั้งแต่ปี 2564 เป็นต้นไป ต้องการจัดหา LNG เพิ่มเติมให้เพียงพอกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของภาคกลาง ภาคตะวันออก ภาคตะวันตก และภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ซึ่งต้องมีการปรับปรุงระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมต่อไป
มติของที่ประชุม
รับทราบแนวทางการจัดทำแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561-2580 (Gas Plan 2018) และให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน จัดรับฟังความคิดเห็นร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2561-2580 (Gas Plan 2018) ในส่วนที่เกี่ยวข้อง และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป
เรื่องที่ 3 การนำเข้า LNG ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1.คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ และได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 1 : ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการเพื่อเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหา LNG ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำก๊าซ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด และสำหรับการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ในฐานะศูนย์สั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับ กฟผ. ศึกษาหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าให้สอดคล้องรองรับโครงสร้างการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคต โดยคำนึงถึงต้นทุนการส่งผ่านค่าไฟฟ้า ประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้า และการสั่งการเดินเครื่องที่ไม่มีการเลือกปฏิบัติ
2.คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2561 มีมติเรื่องกลไกบริหารการนำเข้า LNG โดยเห็นชอบให้ กฟผ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งรัดดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดยการบริหารจัดการจะต้องไม่ส่งผลให้เกิดภาระ Take or Pay และมอบหมายให้ กกพ. ไปศึกษาแนวทางการส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากการนำเข้า LNG ของ กฟผ. และให้เสนอ กบง. และ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ซึ่งต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2561 มีมติเห็นชอบการเตรียมการสำหรับการเป็นผู้จัดหา LNG รายใหม่ของ กฟผ. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดยให้ กฟผ. ดำเนินการจัดทำสัญญาเช่าท่าเรือ สัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 จัดทำสัญญาการใช้บริการท่อส่งก๊าซธรรมชาติให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เตรียมการจัดหา LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 และเริ่มการนำเข้า LNG ในปริมาณไม่เกิน 1.5 ล้านตัน ภายในปี 2562 รวมทั้งเห็นชอบการขอส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ เมื่อ กฟผ. ดำเนินการดังนี้ (1) กฟผ. ต้องคัดเลือกโรงไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูงสุด (Heat Rate ต่ำสุด) ในการผลิตไฟฟ้าจาก LNG ที่ กฟผ. จัดหา (2) ราคา LNG ที่ กฟผ. จัดหา ต้องไม่สูงกว่าราคา LNG ต่ำที่สุดตามสัญญาจัดหา LNG ระยะยาวของ ปตท. ที่มีอยู่ในปัจจุบัน และ (3) สัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. จะต้องไม่น้อยกว่าสัดส่วนของ ปตท. และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กพช. พิจารณาต่อไป ต่อมา กฟผ. ได้มีหนังสือ ลับ ที่ กฟผ. S51200/48352(518) ลงวันที่ 8 พฤษภาคม 2562 ขอให้ สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กบง. พิจารณาราคา LNG ที่ กฟผ. จัดหา และสัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. ว่าเป็นไปตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2561 หรือไม่
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้นำเสนอผลการตรวจสอบให้ที่ประชุมพิจารณา ดังนี้ (1) การเปรียบเทียบราคา LNG ตามสูตรราคาของ กฟผ. กับสูตรราคาในแต่ละสัญญาของ ปตท. โดยใช้สมมติฐานราคา Japan Crude Cocktail (JCC) เฉลี่ยเดือนธันวาคม 2561 มกราคม และกุมภาพันธ์ 2562 สำหรับคำนวณราคา LNG ในสัญญา กฟผ. Shell BP และ Petronas เท่ากับ 65.57 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และ Qatargas ใช้ราคา JCC เฉลี่ยเดือนมกราคม – มีนาคม 2562 เท่ากับ 63.48 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และราคา Henry Hub ณ วันที่ 14 พฤษภาคม 2562 เท่ากับ 2.661 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ซึ่งพบว่า ราคา LNG ตามสูตรของ กฟผ. ต่ำกว่าราคาตามสูตรของ ปตท. ในทุกสัญญา พร้อมทั้งนำเสนอผลการวิเคราะห์ Sensitivity โดยเปลี่ยนแปลงราคา JCC ในช่วง 30 – 100 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และเปลี่ยนแปลงราคา Henry Hub ในช่วง 1 – 5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ซึ่งพบว่า ราคา LNG ตามสูตรราคาของ กฟผ. อยู่ในระดับต่ำกว่าสูตรราคาตามสัญญาของ ปตท. ทั้งหมด ยกเว้นกรณีที่ ราคา JCC อยู่ที่ 75 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และราคา Henry Hub สูงกว่า 4.47 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ที่ราคา LNG ตามสูตรราคาของ กฟผ. จะสูงกว่าราคาตามสูตรราคาที่ต่ำที่สุดของ ปตท. (Petronas) และ (2) การเปรียบเทียบสัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. กับ ปตท. ซึ่งพบว่า สัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. สูงกว่า ปตท. โดยการคำนวณใช้ข้อมูลการนำ LNG ของ ปตท. เท่ากับ 5.2 ล้านตันต่อปี (ปริมาณการนำเข้า LNG ระยะยาวตามสัญญาของ ปตท. ตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป) และใช้ปริมาณการจองพื้นที่สถานีบริการแปรสภาพ LNG ตามสัญญาของ ปตท. เท่ากับ 10 ล้านตันต่อปี ซึ่งคิดเป็นสัดส่วนเท่ากับร้อยละ 52 สำหรับข้อมูลสัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. ใช้ข้อมูลใน 2 ช่วงเวลา คือ ในปี 2562 ใช้ข้อตามสัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG (0.5 ล้านตัน) และปริมาณการนำเข้า LNG ตามแผนการนำเข้าในปี 2562 (0.28 ล้านตัน) ซึ่งคิดเป็นสัดส่วนเท่ากับร้อยละ 56 และตั้งแต่ปี 2563- 2569 กฟผ. มีสัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG เท่ากับ 1.5 ล้านตันต่อปี และมีแผนการนำเข้าตามสัญญาเท่ากับ 1.2 ล้านตันต่อปี ซึ่งคิดเป็นสัดส่วนเท่ากับร้อยละ 80
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้นำเสนอผลกระทบที่อาจเกิดภาระ Take or Pay จากการนำเข้า LNG ของ กฟผ. โดยพิจารณาจาแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ซึ่งพบว่า ในปี 2562 - 2563 ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติจะอยู่ในสภาวะสมดุลกับการจัดหาก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำที่มีสัญญาแล้ว และจะนำเข้า LNG เพิ่มเติมจากสัญญาการจัดหา LNG ได้ในปี 2564 เป็นต้นไป ซึ่งในปี 2562 - 2563 หากความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เกิดขึ้นจริงต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ก็จะทำให้เกิดอุปทานส่วนเกินและก่อให้เกิดปัญหา Take or Pay จึงได้เสนอให้ กฟผ. ไปเจรจากับ ปตท. ในการปรับลดปริมาณ LNG ของ กฟผ. ตามสัญญา Global DCQ และให้ กฟผ. บริหารจัดการลูกค้า LNG ของตนเองให้เกิดความเหมาะสม ภายใต้ TPA Code
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการตรวจสอบราคา LNG ที่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จัดหา ว่าไม่สูงกว่าราคา LNG ต่ำที่สุดตามสัญญาจัดหา LNG ระยะยาวของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ที่มีอยู่ในปัจจุบัน และผลการตรวจสอบสัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. ว่าไม่น้อยกว่าสัดส่วนของ ปตท.
2. มอบหมายให้ กฟผ. หารือกับ ปตท. ภายใต้การกำกับของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ในการบริหารจัดการการนำเข้า LNG เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay โดยให้จัดทำบันทึกความเข้าใจ (MOU) และให้สำนักงาน กกพ. นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป
กพช.ครั้งที่ 16 วันพฤหัสบดีที่ 24 มกราคม พ.ศ. 2562
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2562 (ครั้งที่ 16)
วันพฤหัสบดีที่ 24 มกราคม พ.ศ. 2562 เวลา 09.30 น.
1. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3.รายงานประจำปี 2560 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
4. แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018)
5. สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยกับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว
6. ข้อกำหนดพื้นที่ตั้งโครงการโรงไฟฟ้าขยะของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
7. แนวทางการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา
8. การแต่งตั้งกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิในคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรีพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน รักษาราชการแทน ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผน กรรมการและเลขานุการ
((นายเพทาย หมุดธรรม)
เรื่องที่ 1 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือนพฤศจิกายน 2561 ภาครัฐมีภาระผูกพันทั้งสิ้น 9,846 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น เชื้อเพลิงขยะ 413 เมกะวัตต์ ชีวมวล 4,001 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 425 เมกะวัตต์ พลังน้ำขนาดเล็ก 145 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,516 เมกะวัตต์ แสงอาทิตย์ 3,250 เมกะวัตต์ และอื่นๆ (เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) 97 เมกะวัตต์ โดยการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทั้งหมดคิดเป็นร้อยละ 67.49 ของเป้าหมายแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) ปี 2579 ทั้งนี้ ภาระผูกพันที่ภาครัฐได้รับซื้อ จำนวน 9,846 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้ว 7,148 ราย รวม 8,161 เมกะวัตต์ โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่าง COD 96 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 1,189 เมกะวัตต์ และโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว 51 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 495 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ ยังมีส่วนของโครงการที่เอกชนผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อใช้เอง (IPS) อีก 1,478 เมกะวัตต์ ซึ่งเมื่อรวมกับส่วนที่มีภาระผูกพันข้างต้น (รวมอื่นๆ เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) จะมีปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนรวมทั้งสิ้น 11,324 เมกะวัตต์
2. การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในช่วงที่ผ่านมา ได้แก่ (1) โครงการผลิตไฟฟ้า
จากพลังงานหมุนเวียนในแบบ Feed-in Tariff (FiT) ประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ผ่านการคัดเลือก 4 โครงการ ขนาดกำลังผลิตติดตั้งรวม 36 เมกะวัตต์ กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2561 ซึ่งทั้ง 4 โครงการอยู่ระหว่างอุทธรณ์ขอขยาย SCOD ต่อคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)
(2) โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม ผ่านการคัดเลือก 7 โครงการ กำลังผลิตติดตั้งรวม 41.83 เมกะวัตต์ มีกำหนด SCOD ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562 (3) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ FiT ประเภทเชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพเพิ่มเติมให้ครบ 10 เมกะวัตต์ สำหรับพื้นที่จังหวัดปัตตานี ยะลา นราธิวาส และ
4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ผ่านการคัดเลือก 3 โครงการ รวมกำลังผลิตติดตั้ง 5.95 เมกะวัตต์ มีกำหนด SCOD ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2562 (4) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน
สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 2 ผ่านการคัดเลือก 35 ราย รวมปริมาณรับซื้อ 154.52 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นสหกรณ์ภาคการเกษตร 24 ราย 102 เมกะวัตต์ หน่วยงานราชการ 11 ราย
52.52 เมกะวัตต์ โดยมีกำหนด SCOD ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2561 (5) โครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ SPP Hybrid Firm ผ่านการคัดเลือก 17 ราย รวมปริมาณรับซื้อ 300 เมกะวัตต์ ผู้ได้รับคัดเลือกจะต้องลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ภายในวันที่ 13 ธันวาคม 2562 มีกำหนด SCOD ภายในวันที่ 1 มกราคม 2563 ถึง 31 ธันวาคม 2564 และ (6) โครงการจัดหาไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กมาก โครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ ผ่านการคัดเลือก 3 โครงการ รวมปริมาณรับซื้อ 12 เมกะวัตต์ กำลังการผลิตติดตั้งไม่เกิน 15.9 เมกะวัตต์ มีกำหนด SCOD ภายในเดือนกรกฎาคม 2564 นอกจากนี้ มีโครงการที่อยู่ระหว่างดำเนินการ ได้แก่ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ FiT เฉพาะพื้นที่ศักยภาพโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าจากกระทรวงมหาดไทยและกรุงเทพมหานคร รวม 8 พื้นที่ 12 โครงการ รวมปริมาณรับซื้อ 77.9 เมกะวัตต์ กำลังการผลิตติดตั้งไม่เกิน 86.4 เมกะวัตต์ มีกำหนด SCOD ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2564 ซึ่งได้ผู้ได้รับคัดเลือกแล้ว 2 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 13.0 เมกะวัตต์ (2) โครงการจัดหาไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ซึ่งอยู่ระหว่างร่างประกาศ กกพ. คาดว่าจะสามารถดำเนินการได้ภายในปี 2562 โดยมีกำหนด SCOD ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และ (3) โครงการจัดหาไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ VSPP Semi Firm ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้รับฟังความคิดเห็นร่างประกาศแล้วเสร็จอยู่ระหว่างดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
มติของที่ประชุม ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550 (ฉบับที่ 2) มาตรา 34/2 กำหนดให้ คณะกรรมการกองทุนจัดทำงบการเงินส่งสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) หรือบุคคลภายนอกซึ่งคณะกรรมการกองทุนแต่งตั้งโดยความเห็นชอบของ สตง. เป็นผู้สอบบัญชีของกองทุน และให้ตรวจสอบและรับรองบัญชีและการเงินทุกประเภทของกองทุนภายใน 90 วัน นับแต่วันสิ้นปีงบประมาณทุกปี และให้ สตง. หรือผู้สอบบัญชีจัดทำรายงานผลการสอบ และรับรองบัญชีฯ เสนอคณะกรรมการกองทุนภายใน 150 วันนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณเพื่อเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ จากนั้นให้รัฐมนตรีเสนอต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อนำเสนอรัฐสภา
เพื่อทราบและประกาศในราชกิจจานุเบกษา ซึ่งเมื่อวันที่ 31 มกราคม 2561 สตง. ได้มีหนังสือแจ้งว่าได้ตรวจสอบรับรองบัญชีและงบการเงินกองทุนฯ สำหรับปีบัญชี 2557 เรียบร้อยแล้ว และได้รับรองงบการเงินโดยมีข้อเสนอแนะ ซึ่งกองทุนฯ ได้ดำเนินตามข้อเสนอแนะและรายงานให้ สตง. ทราบแล้ว โดยกองทุนมีสินทรัพย์สุทธิ ณ สิ้นปีบัญชี 2557 จำนวนเงิน 37,320.33 ล้านบาท ทั้งนี้ สถานะการสอบบัญชีกองทุนฯ ปี 2558 และ 2559 สตง. ได้เข้าตรวจสอบบัญชีฯ แล้ว และอยู่ระหว่างออกรายงานการตรวจสอบ ส่วนปี 2560 และ 2561 สตง. จะเข้าตรวจสอบเอกสารในไตรมาสที่ 3 คือช่วงเดือนเมษายน 2562
มติของที่ประชุม ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ คณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนราษฎรและวุฒิสภา และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. กกพ. ได้จัดทำรายงานประจำปีงบประมาณ 2560 สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญได้ดังนี้
(1) งานกำกับมาตรฐานกิจการพลังงาน ได้ออกใบอนุญาตกิจการพลังงาน รวม 213 ฉบับ แบ่งเป็นกิจการไฟฟ้า 206 ฉบับ และกิจการก๊าซธรรมชาติ 7 ฉบับ และออกใบอนุญาตตั้งโรงงานเพื่อประกอบกิจการพลังงาน ได้แก่ ใบอนุญาต ร.ง. 4 และ พค. 2 รวม 453 ฉบับ ออกระเบียบว่าด้วยมาตรฐานการให้บริการพลังงาน พ.ศ. 2560 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 30 พฤษภาคม 2560 (2) งานส่งเสริมกิจการพลังงานให้มีประสิทธิภาพ และส่งเสริม
การแข่งขันที่เป็นธรรม ได้จัดหาไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ Feed-in Tariff ประเภทเชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าแบบ SPP Hybrid Firm และ VSPP Semi-Firm เป็นต้น และนำมาตรการ Demand Response (DR) มาปฏิบัติเพื่อรองรับผลกระทบการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตก (3) งานคุ้มครองสิทธิของผู้ใช้พลังงาน และผู้มีส่วนได้ส่วนเสียตามมิติในงานกำกับกิจการพลังงาน โดยได้พัฒนาการดำเนินงานพิจารณาเรื่องร้องเรียนให้แล้วเสร็จตามกรอบระยะเวลาที่กำหนด มีการรายงานข้อมูลที่เป็นปัจจุบัน และสามารถติดตามสถานะดำเนินงานได้อย่างรวดเร็วผ่านระบบ e-Petition และได้ปรับปรุงกระบวนการพิจารณาอุทธรณ์ แนวเขตระบบโครงข่ายพลังงานและการอุทธรณ์ค่าทดแทนที่ดินและทรัพย์สินให้เป็นไปตามกรอบระยะเวลาที่กฎหมายกำหนด และ (4) งานพัฒนาองค์กร ได้พัฒนาการรายงานข้อมูลการผลิตไฟฟ้าของประเทศแบบ Real Time มาสู่การพัฒนาข้อมูลค่า System Peak ที่สะท้อนภาพรวมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และได้จัดตั้งคณะกรรมการติดตามและกำกับดูแลการดำเนินการพัฒนาคุณภาพการบริหารจัดการภาครัฐ และคณะทำงานพัฒนาคุณภาพการบริหารจัดการภาครัฐรายหมวด เพื่อให้การบริหารจัดการเป็นไปอย่างสม่ำเสมอ มีประสิทธิภาพสามารถบรรลุเป้าหมายภายในระยะเวลาที่กำหนดไว้ 3. รายงานงบการเงินและบัญชีทำการของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ในปีงบประมาณ 2560 มีรายได้รวมทั้งสิ้น 28,144,494,019.52 บาท และมีค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานรวม 24,120,330,733.93 บาท โดยงบการเงินเฉพาะสำนักงาน กกพ. มีรายได้จากการดำเนินงาน 884,384,292.84 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 580,491,883.51 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 303,892,409.33 บาท และเมื่อกันเงินเพื่อจัดสรรเป็นค่าก่อสร้างสำนักงาน กกพ. เป็นการถาวร และหักภาระต่างๆ ที่เหมาะสม เช่น เงินกันเหลื่อมปี เงินประกันสัญญาเช่า และค่าซื้อครุภัณฑ์ต่างๆ แล้ว มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง 37,592,194.02 บาท มติของที่ประชุม ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018) ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. แนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018) มีการจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าที่เชื่อถือได้ ได้แก่ (1) โรงไฟฟ้าหลักประเภทฟอสซิลใหม่และโรงไฟฟ้าตามข้อผูกพันการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ มีการจัดสรรโรงไฟฟ้าหลักในแต่ละภูมิภาคโดยคำนึงถึงการใช้ศักยภาพเชื้อเพลิงและโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่ในแต่ละภูมิภาคเพื่อลดการลงทุนเพิ่มเติม นอกจากนี้ พิจารณาเพิ่มโรงไฟฟ้าหลักในพื้นที่เขตนครหลวงเพื่อลดการพึ่งพากำลังผลิตไฟฟ้าจากภาคอื่นๆ โดยไม่เพิ่มภาระข้อผูกพันของโรงไฟฟ้าหลักในระยะยาว รวมทั้งคำนึงถึงความเสี่ยงที่จะเกิดจาก Disruptive Technology การรักษาระดับกำลังผลิตไฟฟ้าในระบบไฟฟ้าหลักไม่ให้น้อยลงกว่าเดิม ลดการลงทุนซ้ำซ้อนระหว่างโรงไฟฟ้าหลักและพลังงานหมุนเวียน ลดปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากถ่านหินลงเพื่อลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สอดคล้องกับข้อตกลงในการประชุมรัฐภาคีอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ สมัยที่ 21 (COP21) โดยเปลี่ยนมาใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งปัจจุบันมีราคาลดลงเพื่อทำให้ราคาค่าไฟฟ้าของประเทศอยู่ในระดับเหมาะสม สามารถแข่งขันได้ (2) โรงไฟฟ้าตามนโยบายการส่งเสริมของภาครัฐ โดยส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน อาทิ ขยะชุมชน และโรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ (3) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) ประกอบด้วย ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ พลังงานแสงอาทิตย์ทุ่นลอยน้ำร่วมกับโรงไฟฟ้าพลังน้ำ พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ โดยมีเป้าหมายการรับซื้อเป็นรายปีตามแผน AEDP และรักษาระดับราคาไฟฟ้าขายปลีกไม่ให้สูงขึ้น และ (4) การอนุรักษ์พลังงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน (EEP) ที่สามารถพิสูจน์ความเชื่อมั่นด้วยคุณภาพและสามารถแข่งขันด้วยราคาไม่เกินกว่าอัตราเฉลี่ยราคาขายส่ง (Grid Parity)
2.กระทรวงพลังงานได้ทบทวนสถานการณ์กำลังผลิตไฟฟ้าในปัจจุบัน และได้จัดทำการพยากรณ์ค่าความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศไทยระยะยาว 20 ปี โดยความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศไทย ประกอบด้วย ความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบ 3 การไฟฟ้า (System Demand) และความต้องการใช้ไฟฟ้าที่มาจากการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองหรือขายตรง (Independent Power Supply: IPS) ทั้งในระดับประเทศและระดับภูมิภาค ทั้งนี้ ในการจัดทำแผน PDP2018 จะใช้ความต้องการไฟฟ้าของระบบ 3 การไฟฟ้า มาประเมินความต้องการกำลังผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติมในช่วงปี 2561 - 2580 โดยในปี 2580 มีกำลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญา (Existing contract capacity) รวมเท่ากับ 37,154 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตที่เชื่อถือได้ (Reliable Capacity) ประมาณ 27,229 เมกะวัตต์ ซึ่งต่ำกว่าความต้องการไฟฟ้าที่คาดการณ์ไว้ 53,997 เมกะวัตต์ อยู่ประมาณ 26,768 เมกะวัตต์ ที่จะต้องมีการจัดสรรโรงไฟฟ้าให้เพียงพอ ทั้งนี้ เมื่อเปรียบเทียบค่า System Demand และกำลังผลิตไฟฟ้า ซึ่งประกอบด้วย โรงไฟฟ้าที่จ่ายไฟแล้วในปัจจุบัน โรงไฟฟ้าที่มีข้อผูกพันกับภาครัฐแล้ว และโรงไฟฟ้าตามนโยบายของรัฐ พบว่ากำลังผลิตไฟฟ้าในระบบจะเพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าจนถึงปี 2568 เท่านั้น จำเป็นต้องมีการจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่เพิ่มเติมเพื่อให้รองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าในอนาคต
3. กำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ ในช่วงปี 2561 - 2580 อยู่ที่ 56,431 เมกะวัตต์ โดยในจำนวนนี้มีโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามแผน AEDP อยู่ 18,176 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ สัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิงตามแผน PDP2018 ณ ปี 2580 มีดังนี้คือ ก๊าซธรรมชาติมีสัดส่วนมากที่สุดอยู่ที่ร้อยละ 53 รองลงมาคือ พลังงานหมุนเวียน ถ่านหินและลิกไนต์ พลังน้ำต่างประเทศ การอนุรักษ์พลังงาน และเชื้อเพลิงอื่นๆ อยู่ที่ร้อยละ 20 12 9 6 และ 0.06 ตามลำดับ ส่วนการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ณ ปี 2580 อยู่ที่ 103,845 พันตัน หรือคิดเป็น 0.287 กิโลกรัม CO2 ต่อหน่วย และประมาณการค่าไฟฟ้าขายปลีก ณ ปี 2580 อยู่ที่ 3.61 บาทต่อหน่วย 4.ความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต่อ PDP2018 มีดังนี้คือ PDP2018 มีการจัดทำแผนที่สอดคล้องและเหมาะสมตามแนวนโยบายพื้นฐานว่าด้วยกิจการพลังงานที่ระบุไว้ในพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 8 กล่าวคือ เป็นแผนฯ เพื่อการจัดหาพลังงานไฟฟ้าให้เพียงพอกับความต้องการ มีคุณภาพ มีความมั่นคง โดยคำนึงถึงการพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้ารายภูมิภาคให้เหมาะสมกับความต้องการไฟฟ้าในพื้นที่ มีการเพิ่มกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนไว้ในแผนฯ เพื่อเน้นการใช้ประโยชน์จากพลังงานหมุนเวียน ซึ่งจะช่วยส่งเสริมการใช้เทคโนโลยีและกระจายศูนย์ในการผลิตไฟฟ้า ทั้งนี้ เพื่อให้การดำเนินการตามแผนฯ เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ กกพ. มีข้อเสนอเพื่อพิจารณา ดังนี้ (1) ควรมีแผนบริหารกำลังผลิตสำรองส่วนที่เกินความจำเป็นทั้งในระยะสั้นโดยเฉพาะในช่วงปี 2562 ถึง 2568 และระยะยาว เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ (2) ควรมีการพิจารณาทบทวนเป้าหมายการส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนในแต่ละปี โดยคำนึงถึงความมั่นคงและเสถียรภาพของระบบไฟฟ้าของประเทศเป็นสำคัญ และ (3) การดำเนินการตามแผนฯ ควรพิจารณาดำเนินการให้สอดคล้องไปกับแผนการปฏิรูปด้านพลังงานอย่างเป็นรูปธรรม
5. การจัดหาโรงไฟฟ้าทดแทนและโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันตก ในปี 2567 - 2568 ให้ทันตามที่ระบุในแผน PDP2018 เพื่อทดแทนโรงไฟฟ้าไตรเอนเนอร์จี้ (ขนาด 700 เมกะวัตต์) ที่มีกำหนดปลดในปี 2563 กระทรวงพลังงานมีความเห็นว่าควรจัดสรรโรงไฟฟ้าทดแทนในบริเวณพื้นที่เดิมหรือใกล้เคียง โดยบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (RATCH) ได้มีหนังสือเสนอขอก่อสร้างโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติแห่งใหม่ขนาดกำลังการผลิต 1,400 เมกะวัตต์ เนื่องจากมีความพร้อมด้านพื้นที่ สาธารณูปโภคต่างๆ ที่มีอยู่แล้ว ได้รับการยอมรับจากประชาชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า และช่วยเพิ่มความมั่นคงของระบบไฟฟ้าทางภาคตะวันตกและภาคใต้ ซึ่งกระทรวงพลังงานเห็นว่าควรพิจารณาข้อเสนอของบริษัท RATCH โดยให้สามารถเจรจากับบริษัทถึงกำหนดวันจ่ายไฟให้เหมาะสมสอดคล้องกับแผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าสุราษฏร์ธานีของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในปี 2570 และปี 2572 ตามความจำเป็นและเหมาะสม นอกจากนี้ บริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (NPS) ผู้ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน กำลังผลิตสุทธิ 540 เมกะวัตต์ (อยู่ในแผน PDP2015) ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เสนอขอเปลี่ยนชนิดเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ ซึ่งกระทรวงพลังงานมีความเห็นว่า ปัจจุบันมีการต่อต้านเชื้อเพลิงถ่านหินของสังคมและประชาชนในวงกว้าง โดยเฉพาะประเด็นเรื่องผลกระทบสิ่งแวดล้อม ส่งผลให้ต้องมีการปรับเลื่อนโรงไฟฟ้าถ่านหินหรือปรับแผนเป็นโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติแทนโรงไฟฟ้าถ่านหินจากแผน PDP2015 ทั้งนี้ ที่ผ่านมาคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เคยมีมติอนุมัติให้โรงไฟฟ้าถ่านหินสามารถเปลี่ยนชนิดเชื้อเพลิงเป็นก๊าซธรรมชาติได้ ดังนั้น จึงเห็นควรให้สามารถพิจารณาการเปลี่ยนแปลงเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติได้ตามความเหมาะสมเป็นรายโครงการ โดยให้คำนึงถึงประโยชน์สูงสุดของประชาชนและผู้ใช้ไฟฟ้าเป็นสำคัญ
6.กระทรวงพลังงาน มีข้อเสนอดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบ PDP2018 โดยให้มีการทบทวนใหม่ทุก 5 ปี หรือเมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนอย่างมีนัยสำคัญ (2) มอบหมายให้ กฟผ. ศึกษาและจัดทำแผนการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของประเทศเพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพิ่มประสิทธิภาพของระบบส่งไฟฟ้าของประเทศ เป็นศูนย์กลางซื้อขายไฟฟ้า (Grid connection) ในภูมิภาค รวมถึงการเชื่อมโยงกับระบบจำหน่าย เพื่อให้สามารถรองรับการเพิ่มขึ้นของพลังงานหมุนเวียนในอนาคต (Grid Modernization) และเสนอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป (3) มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาแนวทางการจัดหาโรงไฟฟ้าให้เป็นไปตามที่ระบุไว้
ในแผน PDP2018 ซึ่งครอบคลุมถึงหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการรับซื้อไฟฟ้า ระยะเวลาดำเนินโครงการ
พื้นที่ ปริมาณและราคารับซื้อไฟฟ้า เทคโนโลยีและเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า รวมถึงประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคตะวันตกและภาคใต้ ความพร้อมและการใช้ประโยชน์จากโครงสร้าง
พื้นฐานที่มีอยู่แล้ว และการยอมรับชนิดของเชื้อเพลิงในด้านสิ่งแวดล้อม ในการจัดหากำลังการผลิตที่เหมาะสม (4) ให้ กกพ. ดำเนินการตามแนวทางของ กบง. ในข้อ (3) และเสนอผลการดำเนินการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป และ (5) มอบหมายให้ กบง. และ กกพ. ร่วมกันพิจารณาแนวทางการดำเนินการโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน ปีละ 100 เมกะวัตต์ 10 ปี ตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ
มติของที่ประชุม 1. เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018) โดยให้มีการทบทวนใหม่ทุก 5 ปี หรือเมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนอย่างมีนัยสำคัญ 2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ดำเนินการศึกษาและจัดทำแผนการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของประเทศเพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพิ่มประสิทธิภาพของระบบส่งไฟฟ้าของประเทศ เป็นศูนย์กลางซื้อขายไฟฟ้า (Grid connection) ในภูมิภาค รวมถึงการเชื่อมโยงกับระบบจำหน่าย เพื่อให้สามารถรองรับการเพิ่มขึ้นของพลังงานหมุนเวียนในอนาคต (Grid Modernization) และเสนอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป 3. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณาแนวทางการจัดหาโรงไฟฟ้าให้เป็นไปตามที่ระบุไว้ในแผน PDP2018 ซึ่งครอบคลุมถึงหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการรับซื้อไฟฟ้า ระยะเวลาดำเนินโครงการ พื้นที่ ปริมาณและราคารับซื้อไฟฟ้า เทคโนโลยีและเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า รวมถึงประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคตะวันตกและภาคใต้ ความพร้อมและการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว และการยอมรับชนิดของเชื้อเพลิงในด้านสิ่งแวดล้อม ในการจัดหากำลัง
การผลิตที่เหมาะสม 4. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดำเนินการตามแนวทางของคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน ในข้อ 3 และเสนอผลการดำเนินการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป 5. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ร่วมกันพิจารณาแนวทางการดำเนินการโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน ปีละ 100 เมกะวัตต์ 10 ปี ตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ เรื่องที่5 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยกับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) โครงการเขื่อนน้ำงึม 1 และโครงการเขื่อนเซเสด ฉบับใหม่ มีสาระสำคัญหลัก คือ หลักการคิดอัตรา
ค่าไฟฟ้าใหม่ ที่เปลี่ยนแปลงไปจากเดิมซึ่งมีความจำเป็นต้องขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ก่อนการลงนาม ที่ผ่านมา กฟผ. และ ฟฟล. มีการซื้อขายไฟฟ้าในลักษณะการให้ความช่วยเหลือและแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าแบบ Non-Firm ภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้า 2 ฉบับ ได้แก่ สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสด ตั้งแต่เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2549 และวันที่ 1 พฤษภาคม 2544 ตามลำดับ ปัจจุบันสัญญาซื้อขายไฟฟ้าทั้งสองฉบับสิ้นสุดลง และได้มีการขยายอายุสัญญาโดยใช้อัตราเดิมในระหว่างที่มีการเจรจาสัญญาฯ ใหม่ และยังไม่สามารถบรรลุข้อตกลงร่วมกันได้
2. เมื่อวันที่ 28 - 30 ตุลาคม 2561 ในการประชุม AMEM ครั้งที่ 36 กระทรวงพลังงาน และกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว ได้หารือและตกลงในหลักการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่ โดย กฟผ. และ ฟฟล. ได้จัดทำร่างบันทึกความเข้าใจฯ และ
ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่ บนพื้นฐานของหลักการที่รัฐบาลทั้งสองฝ่ายเห็นชอบร่วมกัน ต่อมาเมื่อวันที่
11 ธันวาคม 2561 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้านได้เห็นชอบบันทึกความเข้าใจและสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่ และให้นำเสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีต่อไป ซึ่ง กฟผ. และ ฟฟล. ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจร่วมกันแล้ว เมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2561 3. หลักการคิดอัตราค่าไฟฟ้า และหลักการของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1
และโครงการเขื่อนเซเสด ฉบับใหม่ มีดังนี้ (1) สัญญาฉบับใหม่มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2562
ตามข้อเสนอของ ฟฟล. (2) แยกเป็น 2 สัญญาตามเดิม (3) การชำระค่าไฟฟ้าใช้สกุลเงินเหรียญสหรัฐฯ ที่อัตราแลกเปลี่ยนลอยตัว (4) สัญญาเดิมมีอายุสัญญา 8 ปี เปลี่ยนเป็นสัญญา 1 ปีและต่อเนื่อง (5) กรณีชำระเงิน
ค่าไฟฟ้าล่าช้ากว่าที่กำหนดเดิมไม่มีเงื่อนไขการคิดบทปรับ แต่สัญญาใหม่มีเงื่อนไขต้องชำระดอกเบี้ยในอัตรา MOR (Minimum Overdraft Rate) +2 (6) กรณีที่มีหนี้ค่าไฟฟ้าค้างชำระระหว่างกันในสัญญา สัญญาใหม่กำหนดให้สามารถหักกลบลบหนี้ในส่วนที่ค้างชำระระหว่างกันได้ (7) การขยายอายุสัญญาของสัญญาใหม่กำหนดให้มีอายุต่อเนื่องคราวละ 1 ปี หากฝ่ายใดจะแก้ไขสัญญา จะต้องแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 6 เดือน ก่อนวันที่ประสงค์จะให้การแก้ไขสัญญามีผลใช้บังคับ (8) อัตราค่าไฟฟ้ารายเดือน เดิมกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าคราวละ 4 ปี (อายุสัญญา 8 ปี) สัญญาใหม่ กำหนดอัตราค่าไฟฟ้ารายเดือนปี 2562 ไว้ในเอกสารแนบท้ายสัญญาแล้ว ส่วนในรอบปีสัญญาปีถัดไป จะพิจารณาก่อนครบกำหนดอายุสัญญา 4 เดือน
(9) แยกสัญญาตามจุดรับส่ง โดยสัญญาเซเสด มี 1 จุด สัญญาน้ำงึม 1 มี 5 จุด เหมือนเดิม และ (10) การคิดอัตราค่าไฟฟ้าในสัญญาใหม่จะคิดอัตราตาม Short Run Marginal Cost (SMRC) เฉลี่ยในช่วง 6 เดือนแรกของปีก่อนปีสัญญาถัดไป โดยมีสูตรการคำนวณตามที่ระบุไว้ในสัญญา กำหนดให้อัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยไม่เกิน 2.10 บาทต่อหน่วย ซึ่งคำนวณจากอัตราค่าไฟฟ้า Primary Energy ที่ กฟผ. รับซื้อจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำเอกชนขนาดใหญ่ใน สปป.ลาว ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานจึงขอเสนอ กพช. เพื่อขอความเห็นชอบหลักการคิดอัตราค่าไฟฟ้า และหลักการของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 และโครงการเขื่อนเซเสด ฉบับใหม่ และให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ผ่านการพิจารณาของสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว มติของที่ประชุม 1. เห็นชอบหลักการคิดอัตราค่าไฟฟ้า และหลักการของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 และโครงการเขื่อนเซเสด ฉบับใหม่
2. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 และโครงการเขื่อนเซเสด ฉบับใหม่ ตามร่างสัญญาฯ ที่ผ่านการพิจารณาของสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว โดยให้ มีผลบังคับใช้นับตั้งแต่วันที่มีการลงนามในสัญญาฯ
เรื่องที่ 6 ข้อกำหนดพื้นที่ตั้งโครงการโรงไฟฟ้าขยะของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ 1. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติ (1) เห็นชอบหลักการและเหตุผลในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) โดยกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ การส่งเสริมเป็นลักษณะ Non-Firm อัตรา FiT ไม่ควรสูงไปกว่าเพดานของอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการประเภท SPP Hybrid Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) และต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmap หรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล กำหนดให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 เช่นเดียวกับ SPP Hybrid Firm (2) เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP ขนาดกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 - 50 เมกะวัตต์ ที่ 3.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา 20 ปี โดยมีเงื่อนไขว่าต้องเป็นโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีหรือเป็นโครงการภายใต้แผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของกระทรวงมหาดไทย ผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าต้องมีสัญญาในการรับขยะชุมชนเป็นเชื้อเพลิงหรือเชื้อเพลิง RDF จากหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง เช่น องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นรูปแบบพิเศษ และสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะต้องเป็นกรรมสิทธิ์ขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น หรือองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นรูปแบบพิเศษ (3) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP และ (4) มอบให้ กกพ. และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกับกระทรวงมหาดไทย กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงแผนแม่บทการจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของประเทศ และนำเสนอในคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบ ก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP
2. กระทรวงมหาดไทย โดยกรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น (สถ.) ได้ประชุมหารือกับหน่วยงาน
ที่เกี่ยวข้อง เมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2561 เพื่อกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT เพิ่มเติมโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น เนื่องจากปัจจุบันโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตไฟฟ้าที่มีแผนงานมอบหมายให้เอกชนดำเนินการ มีข้อจำกัดเรื่องขนาดพื้นที่ดินที่เป็นบ่อขยะเดิมซึ่งเป็นกรรมสิทธิ์ขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น มีขนาดพื้นที่ไม่เพียงพอ จำเป็นต้องจัดหาที่ดินของภาคเอกชนเพื่อดำเนินโครงการดังกล่าว จึงเห็นควรกำหนดเพิ่มเติมให้สถานที่ตั้งโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตไฟฟ้าเป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชนได้ ต่อมาเมื่อวันที่ 31 ตุลาคม 2561 กระทรวงพลังงานได้จัดประชุมหารือร่วมกับกระทรวงมหาดไทย สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.)
การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ซึ่งที่ประชุมได้มีมติมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสำนักงาน กกพ. ประสานกระทรวงมหาดไทย จัดทำหลักการและเหตุผลในการขอปรับปรุงเงื่อนไขเรื่องสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะต้องเป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท. รูปแบบพิเศษเท่านั้น ซึ่งต่อมากระทรวงมหาดไทยได้มีหนังสือเสนอหลักการและเหตุผลในการขอปรับปรุงเงื่อนไขและเห็นควรกำหนดเพิ่มเติมให้สถานที่ตั้งโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตไฟฟ้าเป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชนได้ ทั้งนี้ การพิจารณาให้เอกชนดำเนินการหรือร่วมดำเนินการกำจัดขยะมูลฝอยกับ อปท. จะต้องพิจารณาเงื่อนไขเบื้องต้นคือ ต้องใช้เชื้อเพลิงจากขยะเท่านั้น และต้องใช้เชื้อเพลิงจากการรวมกลุ่มพื้นที่ในการจัดการมูลฝอย (Clusters) ในลำดับต้น ซึ่งต้องมีการทำความตกลง (MOU) กันอย่างชัดเจน หากมีความจำเป็นในการนำขยะจากนอกกลุ่มพื้นที่ฯ มาเป็นเชื้อเพลิงต้องเสนอคณะกรรมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอยจังหวัดที่เกี่ยวข้องพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อน ดังนั้น แม้สถานที่ตั้งโรงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าจะอยู่ในที่ดินของเอกชน อปท. ก็สามารถควบคุมการใช้เชื้อเพลิงจากขยะได้
3. กระทรวงมหาดไทยได้เสนอรูปแบบการดำเนินโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้า ดังนี้ (1) รูปแบบการลงทุนแบบ BOO (Build Own and Operate) เอกชนเป็นผู้ลงทุนก่อสร้างและเป็นผู้ประกอบการโรงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าโดยไม่ต้องโอนกรรมสิทธิ์ให้กับ อปท. และ (2) รูปแบบการลงทุนแบบ BOT (Build Operate and Transfer) และ BOOT (Build Own Operate and Transfer)เอกชนเป็นผู้ลงทุนก่อสร้างและเป็นผู้ประกอบการโรงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าที่ต้องโอนกรรมสิทธิ์รวมถึงสิ่งปลูกสร้างและทรัพย์สินอื่นๆ ในที่ดินให้ อปท. เมื่อสิ้นสุดสัญญาการดำเนินโครงการ ซึ่งจะทำให้ราชการได้รับประโยชน์ จึงเห็นควรกำหนดเพิ่มเติมให้สถานที่ตั้งโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าเป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชนได้ 4. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 กบง. ได้มีมติเห็นชอบการปรับปรุงเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมขนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP ให้สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าเป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท.หรือ อปท.รูปแบบพิเศษ หรือเอกชน โดยมีแนวทางการดำเนินโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้า ดังนี้ (1) กรณีที่มีรูปแบบการลงทุนแบบ BOT และ BOOT ให้ดำเนินการโครงการในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท. รูปแบบพิเศษ และ (2) กรณีที่มีรูปแบบการลงทุนแบบ BOO ให้ดำเนินการโครงการในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชนโดยการดำเนินโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าให้พิจารณารูปแบบการลงทุนในแบบ BOT หรือ BOOT เป็นลำดับแรก หากไม่สามารถดำเนินการโครงการในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท. รูปแบบพิเศษได้แล้ว จึงพิจารณารูปแบบการลงทุนในแบบ BOO ต่อไป มติของที่ประชุม เห็นชอบการปรับปรุงเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าเป็นกรรมสิทธิ์ขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) หรือองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นรูปแบบพิเศษ (อปท. รูปแบบพิเศษ) หรือเอกชน โดยมีแนวทางการดำเนินโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้า ดังนี้
1. กรณีที่มีรูปแบบการลงทุนแบบ BOT (Build Operate and Transfer) และ BOOT (Build Own Operate and Transfer) ให้ดำเนินการโครงการในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท. รูปแบบพิเศษ
2. กรณีที่มีรูปแบบการลงทุนแบบ BOO (Build Own and Operate) ให้ดำเนินการโครงการในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชน
โดยการดำเนินโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าให้พิจารณารูปแบบการลงทุนในแบบ BOT หรือ BOOT เป็นลำดับแรก หากไม่สามารถดำเนินการโครงการในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท. รูปแบบพิเศษได้แล้ว จึงพิจารณารูปแบบการลงทุนในแบบ BOO ต่อไป ทั้งนี้ ให้รับข้อสังเกตของผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาไปพิจารณาด้วย
เรื่องที่ 7 แนวทางการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration จำนวน 25 ราย ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.)
รับหลักการและแนวทางที่ กพช. ให้ความเห็นชอบ ไปพิจารณาดำเนินการในรายละเอียดเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ตามที่ กบง. เสนอ ซึ่งได้กำหนดเงื่อนไขและอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับกลุ่มที่ 1 ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 - 2561 (ต่ออายุสัญญา) และกลุ่มที่ 2 ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 - 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาดำเนินการ รวมทั้งให้พิจารณาปรับปรุงรูปแบบสัญญา Firm ของ SPP ระบบ Cogeneration ในกลุ่มนี้ ให้สามารถลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ รวมถึงพิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การขอลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบล่วงหน้า นอกจากนี้ ให้ทบทวนการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับ IPP SPP และหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำรองให้มีความเหมาะสมต่อไป
2. กกพ. ได้ดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 พบว่ามีประเด็นปัญหา
ในการดำเนินการดังนี้ (1) กลุ่มต่ออายุสัญญา พบว่าบริษัท โกลว์ พลังงาน จำกัด (มหาชน) (โครงการ 1)
ที่สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 แต่เมื่อการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ตรวจสอบสัญญาแล้วพบว่าสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559 โดยเกิดจากความเข้าใจคลาดเคลื่อนเกี่ยวกับการนับวันเริ่มต้นสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของ กฟผ. และบริษัท ซึ่งส่วนใหญ่สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะเริ่มนับอายุสัญญาตั้งแต่วัน COD แต่สำหรับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของบริษัทกำหนดว่าให้นับตั้งแต่วัน SCOD ทั้งนี้ กฟผ. และบริษัทอยู่ระหว่างการดำเนินการเข้าสู่กระบวนการระงับข้อพิพาทโดยการนำเสนออนุญาโตตุลาการเพื่อพิจารณาชี้ขาดวันสิ้นสุดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ดังนั้น จึงอาจส่งผลให้ไม่สามารถต่ออายุสัญญาได้เนื่องจากมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ไม่ครอบคลุมโรงไฟฟ้าที่สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559 และกรณีบริษัท ทีพีทีปิโตรเคมีคอลส์ จำกัด (มหาชน) ที่สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2561 ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง แต่มติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ไม่ได้กำหนดโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง จึงต้องใช้โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติไปพลางก่อน ทำให้ไม่สะท้อนต้นทุนการจัดหาเชื้อเพลิงที่แท้จริง (2) กลุ่มก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ พบว่ามติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ไม่ได้กำหนดโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับเชื้อเพลิงถ่านหิน ทำให้ไม่สะท้อนต้นทุนการจัดหาเชื้อเพลิงที่แท้จริง นอกจากนี้โรงไฟฟ้าที่กำลังจะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2562 - 2564 อาจจะไม่สามารถก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ทันที เมื่อโรงไฟฟ้าเก่าสิ้นสุดสัญญา 3. เมื่อวันที่ 16 มกราคม 2562 กบง. ได้มีข้อสรุปแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นควรให้เสนอ กพช. พิจารณาการปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของ SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มต่ออายุสัญญาให้ครอบคลุม SPP ระบบ Cogeneration เป็นปี 2559 - 2561 เพื่อให้สอดคล้องตามเจตนารมณ์ของมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 และเห็นควรให้กำหนดโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าให้สอดคล้องกับเชื้อเพลิงที่ใช้ผลิตไฟฟ้า และให้ใช้โครงสร้างราคารับซื้อสำหรับโรงไฟฟ้าที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงตามที่ กบง. ได้ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 และเสนอให้ กพช. พิจารณา (2) กลุ่มก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ สำหรับโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 - 2568 เห็นควรให้ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ โดยใช้เชื้อเพลิงตามสัญญาเดิม
และได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้าสอดคล้องกับประเภทเชื้อเพลิง ทั้งนี้ สำหรับโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ
ให้ได้รับอัตรารับซื้อตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 และเห็นควรให้ใช้โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง ตามที่ กบง. ได้ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 และเสนอให้ กพช. พิจารณาสำหรับโรงไฟฟ้าที่กำลังจะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2562 - 2564 และไม่สามารถดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ทัน เห็นควรเสนอ กพช. พิจารณามอบหมาย กกพ. พิจารณาต่ออายุสัญญาโรงไฟฟ้าภายใต้หลักการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 มติของที่ประชุม 1. เห็นชอบการปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration กลุ่มต่ออายุสัญญาให้ครอบคลุม SPP ระบบ Cogeneration เป็นปี 2559-2561 เพื่อให้สอดคล้องตามเจตนารมณ์ของมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559
2. เห็นชอบให้ SPP ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559-2568 ได้รับการต่ออายุสัญญาหรือก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ โดยให้ใช้เชื้อเพลิงตามสัญญาเดิมและได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้าสอดคล้องกับประเภทเชื้อเพลิง
3. เห็นชอบโครงสร้างอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับเชื้อเพลิงถ่านหิน ดังนี้ (1) กลุ่มต่ออายุสัญญา
ราคารับซื้อไฟฟ้า (โรงไฟฟ้าถ่านหิน) 1.24 บาท/kWh (ณ ราคาถ่านหิน 84.97 เหรียญสหรัฐ/ตัน = 2,888.98 บาท/ตัน)
อัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) 8,600 BTU/kWh
ค่าบำรุงรักษา (O&M) 0.29 บาท/kWh
กองทุนพัฒนาไฟฟ้า 0.02 บาท/kWh
หมายเหตุ : - ราคาถ่านหินอ้างอิงตามประกาศของ กฟผ. ณ อัตราแลกเปลี่ยน 34 บาท/USD
เงื่อนไขอื่น ให้ยึดตามมติ กพช. วันที่ 30 พ.ค. 2559 (2) กลุ่มสร้างโรงไฟฟ้าใหม่
ราคารับซื้อไฟฟ้า (โรงไฟฟ้าถ่านหิน) 2.54 บาท/kWh
อัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) 9,600 BTU/kWh
ค่าพลังไฟฟ้า (CP1) 0.75 บาท/kWh
ค่าปฏิบัติการโรงไฟฟ้า (CP2) 0.39 บาท/kWh
ค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิง (EP1)
(ณ ราคาถ่านหิน 84.97 เหรียญสหรัฐ/ตัน = 2,888.98 บาท/ตัน) 1.04 บาท/kWh
ค่าใช้จ่ายต้นทุนผันแปร (EP2) 0.17 บาท/kWh ค่า Freight (EP3) 0.17 บาท/kWh กองทุนพัฒนาไฟฟ้า 0.02 บาท/kWh หมายเหตุ : - ค่าพลังไฟฟ้า (CP1) ข้างต้นประเมิน ณ อัตราแลกเปลี่ยน 34 บาท/USD ภายใต้สมมติฐานการเดินเครื่อง (Plant Factor) ร้อยละ 80 ความพร้อมในการผลิตไฟฟ้า (Availability Factor) ร้อยละ 95 ราคาถ่านหิน อ้างอิงตามประกาศของ กฟผ. - เงื่อนไขอื่น ให้ยึดตามมติ กพช. วันที่ 30 พ.ค. 2559
4. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน พิจารณาต่ออายุสัญญาโรงไฟฟ้าภายใต้หลักการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 สำหรับโรงไฟฟ้าที่กำลังจะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2562 - 2564 และไม่สามารถดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ทัน เพื่อให้สามารถก่อสร้างโรงไฟฟ้าได้ตามมติดังกล่าว
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้มีมติเห็นชอบการแต่งตั้งคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง และเมื่อวันที่
23 มกราคม 2560 ประธาน กพช. ได้ลงนามในคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบูรณาการฯ โดยมีรองนายกรัฐมนตรี (พลอากาศเอก ประจิน จั่นตอง) เป็นประธาน มีหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและผู้ทรงคุณวุฒิจำนวน 16 ท่าน
เป็นกรรมการ มีอธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานเป็นกรรมการและเลขานุการ ต่อมาเมื่อวันที่ 6 กันยายน 2560 ได้แต่งตั้งกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งในคณะกรรมการบูรณาการนโยบายฯ จำนวน 3 ท่าน คือ นายสรวิศ นฤปิติ นายธิบดี หาญประเสริฐ และ นายชูศักดิ์ เกวี
2. คณะกรรมการบูรณาการฯ ได้มีการประชุมรวม 3 ครั้ง สรุปได้ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 19 กรกฎาคม 2560 ได้รับทราบผลการดำเนินงานมาตรการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งภายใต้แผนอนุรักษ์พลังงาน
พ.ศ. 2558 - 2579 เห็นชอบในหลักการการติดตามประเมินผลการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง เห็นชอบให้ปรับปรุงแผนอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง โดยเพิ่มเติมภาคขนส่งทางน้ำและทางอากาศ จากเดิมที่มีเฉพาะ
ทางถนนและทางราง โดยให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการ 2 คณะ เพื่อจัดทำแผนและขับเคลื่อนการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งทางน้ำและทางอากาศ (2) เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2561 ได้รับทราบผลการดำเนินงานที่สำคัญ และเห็นชอบกรอบแนวทางการจัดทำร่างแผนอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง (ฉบับแก้ไขเพิ่มเติม) โดยแบ่งเป็น 4 แผนย่อย ได้แก่ ภาคขนส่งทางถนน ภาคขนส่งทางน้ำ ภาคขนส่งทางอากาศ และภาคขนส่งทางราง
โดยในแต่ละแผน กำหนดกรอบมาตรการใน 4 ด้าน คือ ด้านโครงสร้างพื้นฐานและกฎระเบียบการขนส่ง
ด้านประสิทธิภาพยานยนต์ เครื่องจักร อุปกรณ์ในการขนส่ง การพัฒนาบุคลากรด้านขนส่งและโลจิสติกส์
และด้านการบริหารจัดการการขนส่ง การใช้ระบบไอที และการเปลี่ยนรูปแบบการขนส่ง (Shift Mode)
(3) เมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2561 ได้เห็นชอบร่างแผนอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง (ฉบับแก้ไขเพิ่มเติม) และแผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งทั้งทางถนน ทางน้ำ ทางอากาศ และทางราง ประกอบด้วย
แผนระยะสั้น ปี 2562 - 2564 แผนระยะกลาง ปี 2565 - 2570 และแผนระยะยาว ปี 2571 - 2579 ทั้งนี้
ผลการดำเนินงานที่ผลประหยัดที่ยังไม่เป็นไปตามเป้าหมายเนื่องจากโครงการด้านการอนุรักษ์พลังงาน
ภาคขนส่งอยู่ในช่วงเริ่มต้นการดำเนินการ ซึ่งยังไม่ส่งผลอย่างชัดเจนในวงกว้าง
3. เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2561 นายชูศักดิ์ เกวี ได้ยื่นหนังสือขอลาออกจากการเป็นกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง ดังนั้น คณะกรรมการบูรณาการฯ ในการประชุมเมื่อวันที่
6 ธันวาคม 2561 ได้มีการพิจารณาคัดเลือกผู้ทรงคุณวุฒิฯ แทนผู้ที่ลาออก โดยที่ประชุมฯ เสนอชื่อผู้เข้ารับการคัดเลือก 2 ท่าน ได้แก่ นายดรุณ แสงฉาย และ นายปริญญา แสงสุวรรณ ซึ่งที่ประชุมฯ ได้มีมติคัดเลือก นายดรุณ แสงฉาย เพื่อเสนอให้ กพช. พิจารณาแต่งตั้งเป็นกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิ
มติของที่ประชุม 1. เห็นชอบให้แต่งตั้ง นายดรุณ แสงฉาย เป็นผู้ทรงคุณวุฒิในคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง 2. เห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิด้านอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งในคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง และให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติลงนามต่อไป
กบง.ครั้งที่78 วันศุกร์ที่ 19 เมษายน พ.ศ. 2562
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 4/2562 (ครั้งที่ 78)
วันศุกร์ที่ 19 เมษายน พ.ศ. 2562 เวลา09.30 น.
1. โครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10
2. การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 โครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันกระทรวงพลังงานจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ 2 ชนิด คือ (1) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดาซึ่งมีสัดส่วนผสมไบโอดีเซลร้อยละ 7 สามารถใช้ได้กับรถดีเซลทุกประเภท และ (2) น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 สามารถใช้กับรถบรรทุกขนาดใหญ่ ซึ่งในอนาคตกระทรวงพลังงานมีแผนจะใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ทดแทนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) โดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ดำเนินการหารือกับ สมาคมอุตสาหกรรมยานยนต์ญี่ปุ่น (Japan Automobile Manufacturers Association, Inc. : JAMA) ซึ่งได้ยืนยันว่า รถยนต์ญี่ปุ่นที่ผลิตตั้งแต่ปี 2011 ถึงปัจจุบันสามารถใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ได้ แต่ส่วนรถยนต์ก่อนปี 2011 ต้องนำไปปรับสภาพเครื่องยนต์ก่อน สำหรับค่ายยุโรปยังไม่สามารถใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10
2. การกำหนดอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซล กระทรวงการคลังได้มีประกาศกฎกระทรวง กำหนดพิกัดอัตราภาษีสรรพสามิต ฉบับที่ 4 พ.ศ. 2561 เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2561 ดังนี้ น้ำมันดีเซลที่มีปริมาณกำมะถันเกินร้อยละ 0.005 โดยน้ำหนัก และไม่เกินร้อยละ 0.005 โดยน้ำหนัก อยู่ที่ 6.44 บาทต่อลิตร น้ำมันดีเซล
ที่มีไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่ไม่เกินร้อยละ 7 และไม่น้อยกว่าร้อยละ 19 แต่ไม่เกิน
ร้อยละ 20 อยู่ที่ 5.98 บาทต่อลิตร และ 5.152 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
3.สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกปิดตลาด ณ วันที่ 17 เมษายน 2562 น้ำมันดิบดูไบ อยู่ที่ 71.35 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 82.04 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และน้ำมันดีเซล อยู่ที่ 84.04 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล อัตราแลกเปลี่ยน อยู่ที่ 31.9674 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลต่อโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 18 เมษายน 2562 ดังนี้ น้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นดังนี้
(1) อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 8.0800 2.1200 2.1200 -0.7800 -6.3800 0.2000 และ -4.5000 บาทต่อลิตร ตามลำดับ (2) ค่าการตลาด อยู่ที่ 1.8866 1.1940 1.3467 1.5044 3.9529 1.3644 และ 1.1396 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และ (3) ราคาขายปลีก อยู่ที่ 36.66 29.25 28.98 26.24 20.84 27.29 และ 22.29 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ประมาณการสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ มีรายรับจากน้ำมันเบนซิน 95 แก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และ รายจ่าย LPG อยู่ที่ 1,276 ล้านบาทต่อเดือน สุทธิแล้วกองทุนมีรายรับ 1,667 ล้านบาทต่อเดือน และ วันที่ 14 เมษายน 2562 กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 32,760 ล้านบาท สถานการณ์ไบโอดีเซล ณ วันที่ 15 - 21 เมษายน 2562 ราคาไบโอดีเซล อยู่ที่ 19.62 บาทต่อลิตร CPO อยู่ที่ 15 บาทต่อกิโลกรัม ปาล์มทะลาย อยู่ที่ 2.17 บาทต่อกิโลกรัม ส่วนปริมาณการใช้ไบโอดีเซล ณ เดือนกุมภาพันธ์ 2562 อยู่ที่ 4.339 ล้านลิตรต่อเดือน ปริมาณ CPO ที่ผลิตไบโอดีเซล อยู่ที่ 110,879 ตันต่อเดือน ปริมาณคงคลังอยู่ที่ 371,739 ตัน และราคาเอทานอล ณ เดือนเมษายน 2562 ลิตรละ 21.96 บาท 4. ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอโครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ที่มีหลักการคำนวณอ้างอิงราคาดีเซลหมุนเร็วกับไบโอดีเซลเหมือนกับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 แตกต่างกัน
ในสัดส่วนผสมไบโอดีเซล ดังนี้ ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 (บาทต่อลิตร) เท่ากับ (1-X) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บวก X ของราคาไบโอดีเซล โดยที่ ค่า X เท่ากับร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์อัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน และราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว คือ (MOPS Gasoil 50 ppm บวกพรีเมียม) ที่ 60 องศาฟาเรนไฮต์คูณด้วยอัตราแลกเปลี่ยนหารด้วย 158.984 และราคาไบโอดีเซล คือ ราคาอ้างอิงไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ตามหลักเกณฑ์ที่ กบง. เห็นชอบ โดย การกำหนดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล บี10 กระทรวงการคลังใช้หลักการตามประกาศกฎกระทรวง กำหนดพิกัดอัตราภาษีสรรพสามิต ฉบับที่ 4 พ.ศ. 2561 ดังนี้ กำหนดภาษีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B0) อยู่ที่ 6.44 บาทต่อลิตร และยกเว้นการเก็บภาษีน้ำมันไบโอดีเซล ดังนั้น น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 มีส่วนผสมไบโอดีเซลร้อยละ 10 ภาษีสรรพสามิตตามหลักการดังกล่าวควรอยู่ที่ 5.80 บาทต่อลิตร (คือ 6.44 คูณ 90 เปอร์เซ็นต์) และ เพื่อส่งเสริมให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นทางเลือกใหม่ให้ผู้บริโภค ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา 1 บาทต่อลิตร และให้ค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 มีค่าใกล้เคียงน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา โดยกองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 0.65 บาทต่อลิตร โดยในช่วงเริ่มต้นคาดว่ากองทุนน้ำมันฯ มีภาระในส่วนนี้เพียงเล็กน้อยเท่านั้น ซึ่งมีผลต่อโครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 18 เมษายน 2562 ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็น (1) อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 0.2000 - 0.6500 และ - 4.5000 บาทต่อลิตร ตามลำดับ (2) ค่าการตลาด อยู่ที่ 1.3644 1.3968และ 1.9936 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และ (3) ราคาขายปลีก อยู่ที่ 27.29 26.29 และ 22.29 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
มติของที่ประชุม 1. เห็นชอบโครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ดังนี้
ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 = (1-x) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + x ของราคาไบโอดีเซล
โดยที่
X = ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์อัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน
น้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย = (MOPS Gasoil 50 ppm + พรีเมียม) ที่ 600F x อัตราแลกเปลี่ยน/158.984
ไบโอดีเซล = ราคาอ้างอิงไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเห็นชอบ
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานหารือกับกรมสรรพสามิต ให้อัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ในอัตรา 5.80 บาทต่อลิตร 3. เห็นชอบให้ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10 มีราคาถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา 1.00 บาทต่อลิตร โดยกำหนดอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 ที่ 0.65 บาทต่อลิตร 4. ภายหลังจากกรมสรรพสามิตนำเรื่องอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เข้าคณะรัฐมนตรีเพื่อให้ความเห็นชอบแล้ว มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง พร้อมกับประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะ และคุณภาพของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 มีผลบังคับใช้ 5. มอบหมายกรมธุรกิจพลังงานดำเนินการผลักดันน้ำมันมาตรฐานยูโร 5 ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 เป็นต้นไป เรื่องที่ 2 การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ
สรุปสาระสำคัญ 1. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบแนวทางดำเนินการกับรถโดยสาร NGV สาธารณะ โดยเห็นชอบปรับราคาขายปลีกจาก 10.00 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัม มีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2561 และขอความร่วมมือให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) คงราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา
1 ปี นับตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2561 และเมื่อครบ 1 ปีแล้ว ให้ปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุน ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2561 ปตท. ได้มีหนังสือแจ้งว่าคณะกรรมการ ปตท. ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2561 – 31 ธันวาคม 2561 ภายในกรอบวงเงิน 2,900 ล้านบาท ซึ่งต่อมาสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้มีหนังสือขอความร่วมมือให้ ปตท. ขยายระยะเวลาการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะออกไปจนถึงวันที่ 15 พฤษภาคม 2562 ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561
2. เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2561 ปตท. ได้มีหนังสือถึงปลัดกระทรวงพลังงาน แจ้งว่าคณะกรรมการ ปตท. ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม – 31 มีนาคม 2562 ภายในกรอบวงเงิน 1,050 ล้านบาท และให้ยุติการสมัครเข้าร่วมโครงการตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2562 เป็นต้นไป โดย ปตท. ขอให้มีการจัดตั้งคณะทำงานร่วมกับหน่วยงานของกระทรวงพลังงานและภาครัฐที่เกี่ยวข้องเพื่อหารือและเร่งกำหนดแนวทางทดแทนการช่วยเหลือรูปแบบเดิม ต่อมาเมื่อวันที่ 16 มกราคม 2562 กบง. มีมติมอบหมายให้ สนพ. ขอความร่วมมือ ปตท. ขยายระยะเวลาการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะออกไปจนถึงวันที่ 15 พฤษภาคม 2562 และมอบหมายให้ปลัดกระทรวงพลังงานจัดตั้งคณะทำงานร่วมเพื่อพิจารณาแนวทางการช่วยเหลือ 3. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2562 ปลัดกระทรวงพลังงานได้แต่งตั้งคณะทำงานพิจารณาแนวทาง
การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (คณะทำงานฯ) ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 16 มกราคม 2562 ต่อมาเมื่อวันที่ 4 มีนาคม 2562 คณะทำงานฯ ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ โดยให้ ปตท. ทยอยปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุนในระยะ 6 เดือน ปรับราคาประมาณเดือนละ 1.04 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2562 เป็นต้นไป รวมทั้ง ขอความร่วมมือให้ ปตท. ให้ความช่วยเหลือส่วนต่างราคาปลีก NGV ในระหว่างที่ทยอยปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุน และให้ ปตท. /สนพ. ไปหารือคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคมเพื่อหาแนวทางการให้ความช่วยเหลือกลุ่มผู้มีรายได้น้อยสำหรับการใช้บริการรถโดยสารสาธารณะผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ และเมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2562 ปตท. ได้มีหนังสือแจ้งว่าคณะกรรมการ ปตท. ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2562 – 15 พฤษภาคม 2562 ภายในกรอบวงเงิน 550 ล้านบาท
4. ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายปลีก NGV 3 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ปรับให้สะท้อนต้นทุนทันทีตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2562 จาก 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 16.83 บาทต่อกิโลกรัม โดยไม่ต้องมีการช่วยเหลือส่วนต่างราคา แนวทางที่ 2 ทยอยปรับให้สะท้อนต้นทุนในระยะ 6 เดือน โดยปรับราคาประมาณเดือนละ 1.04 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2562 เป็นต้นไป (ตั้งแต่พฤษภาคม – ตุลาคม 2562 ) ตามมติคณะทำงานฯ ใช้งบประมาณช่วยเหลือส่วนต่างราคา 890 ล้านบาท และแนวทางที่ 3 ทยอยปรับให้สะท้อนต้นทุนภายใน 12 เดือน โดยปรับราคาประมาณเดือนละ 0.52 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2562 เป็นต้นไป (ตั้งแต่พฤษภาคม 2562 – เมษายน 2563) ใช้งบประมาณช่วยเหลือส่วนต่างราคา 1,900 ล้านบาท ทั้งนี้ เสนอให้ สนพ. ขอความร่วมมือ ปตท. ให้ความช่วยเหลือส่วนต่างราคาปลีก NGV ในระหว่างที่ทยอยปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุน มติของที่ประชุม 1. เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) เพิ่มขึ้น 3 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.62 บาทต่อกิโลกรัม โดยให้ทยอยปรับราคาเพิ่มขึ้นครั้งละ 1 บาท ทุก 4 เดือน เริ่มตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2562 เป็นต้นไป
2.ขอความร่วมมือ บริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) ให้ความช่วยเหลือส่วนต่างราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ในระหว่างที่ทยอยปรับขึ้นราคา และช่วยเหลือส่วนต่างราคาขายปลีกเพื่อคงราคาขายปลีกที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา ซื้อพระฉายาลักษณ์ สมเด็จพระนางเจ้าสุทิดา
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา จ้างทำตรายาง จำนวน 1 งาน
กบง.ครั้งที่77 วันจันทร์ที่ 25 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2562
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2562 (ครั้งที่ 77)
วันจันทร์ที่ 25 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2562 เวลา 09.00 น.
2. กรอบ แนวทาง และแผนการดำเนินงานภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018)
3. แนวทางการส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20
4. หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายเพทาย หมุดธรรม)
แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 (นำร่อง) ดังนี้ (1) มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการเพื่อเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่
ในปริมาณการจัดหา LNG ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำก๊าซ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าที่กำหนด โดยหลักเกณฑ์ในการนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ซึ่งเป็นหลักเกณฑ์เดียวกับที่บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ปฏิบัติอยู่และให้ กฟผ. ในฐานะ Shipper แยกธุรกิจออกจากกิจการผลิตไฟฟ้าให้ชัดเจน โดยให้แยกบัญชีการประกอบกิจการ Shipper และจัดตั้งเป็นหน่วยธุรกิจให้แล้วเสร็จภายในระยะที่ 1 ทั้งนี้ ให้ Shipper ทุกราย ต้องกำหนด Code of Conduct ในการบริหารจัดการ ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (2) การบริหารจัดการการจัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าให้แยกเป็น 2 กลุ่ม คือ Shipper รายเดิม (ปตท.) จัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าปัจจุบัน โดยใช้ราคา Pool Gas และ Shipper รายใหม่ คือ กฟผ. จัดหา LNG ให้กับโรงไฟฟ้าที่กำหนด โดยใช้ราคา LNG ของ กฟผ. ในฐานะ Shipper (3) มอบหมายให้ ปตท. แยกธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยให้แยกทางบัญชีก่อนแล้วแยกเป็นหน่วยธุรกิจหรือนิติบุคคลในลำดับต่อไป และให้หน่วยธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ทำหน้าที่เป็นผู้บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ โดยกำหนด Code of Conduct ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (4) มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) กำกับ ติดตาม รวมถึงบริหาร ดูแลความมั่นคงของการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งจากอ่าวไทย จากการนำเข้าจากต่างประเทศทางระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และการนำเข้า LNG โดยในส่วนของก๊าซ LNG ให้ ชธ. ศึกษาแนวทางการกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อติดตามและกำกับดูแลการจัดหา LNG ที่เหมาะสมทั้งในด้านราคาและปริมาณ เพื่อรองรับการแข่งขันในกรณีที่มีผู้จัดหา/นำเข้าก๊าซ LNG หลายราย (5) มอบหมายให้ กกพ. จัดทำโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับนโยบายการส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ และ (6) สำหรับการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ในฐานะศูนย์สั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า มอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับ กฟผ. ศึกษาหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าให้สอดคล้องรองรับโครงสร้างการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคต โดยคำนึงถึงต้นทุนการส่งผ่านค่าไฟฟ้า ประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้า และการสั่งการเดินเครื่องที่ไม่มีการเลือกปฏิบัติ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2560 คณะรัฐมนตรี ได้สั่งการให้กระทรวงพลังงานและ กฟผ. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยวิธีการประมูลที่โปร่งใสและตรวจสอบได้ ภายใต้การแข่งขันอย่างเสรี โดยเปิดโอกาสให้ผู้ผลิต LNG ทั้งในและต่างประเทศ รวมถึง ปตท. สามารถเข้าร่วมการประมูลได้ เพื่อให้ต้นทุนการจัดหา LNG ดังกล่าว อยู่ในระดับราคาที่เหมาะสมและเป็นประโยชน์สูงสุดต่อต้นทุนค่าไฟฟ้า
2. เมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบการเตรียมการสำหรับการเป็นผู้จัดหา LNG รายใหม่ของ กฟผ. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดยให้ กฟผ. จัดทำสัญญาเช่าท่าเรือ สัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG สัญญาการใช้บริการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และเตรียมการจัดหา LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 โดยให้เริ่มการนำเข้า LNG ในปริมาณไม่เกิน 1.5 ล้านตัน ภายในปี 2562 และเห็นชอบการขอส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ เมื่อ กฟผ. ดำเนินการ ดังนี้ (1) คัดเลือกโรงไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูงสุด (Heat Rate ต่ำสุด) ในการผลิตไฟฟ้าจาก LNG ที่ กฟผ. จัดหา (2) ราคา LNG ที่ กฟผ. จัดหาต้องไม่สูงกว่าราคา LNG ต่ำที่สุดตามสัญญาจัดหา LNG ระยะยาวของ ปตท. ที่มีอยู่ในปัจจุบัน และ (3) สัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. จะต้องไม่น้อยกว่าสัดส่วนของ ปตท.
3. กฟผ. ได้รายงานความก้าวหน้าการดำเนินงาน ดังนี้ (1) สัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG ของ บริษัท พีทีทีแอลเอ็นจี จำกัด ได้ลงนามสัญญาแล้วเมื่อเดือนมกราคม 2562 (2) สัญญาใช้ความสามารถในการให้บริการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. โดยอัยการสูงสุดและคณะกรรมการ กฟผ. เห็นชอบร่างสัญญาฯ แล้ว โดยมีกำหนดลงนามสัญญา 1 เดือน ก่อนการใช้บริการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ แบ่งการทำสัญญาเป็น 2 รูปแบบ (ระยะสั้นและระยะกลาง) เพื่อบริหารจัดการให้สอดคล้องกับแผนการผลิตไฟฟ้าและไม่ให้เกิดภาระการจองใช้บริการระบบท่อโดยไม่ใช้บริการจริง (3) สัญญาจัดหา LNG (Term contract อายุสัญญา 8 ปี) กฟผ. ได้คัดเลือกโรงไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูงสุด (Heat Rate ต่ำสุด) ในการผลิตไฟฟ้าจาก LNG ที่ กฟผ. จัดหา โดยใช้โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครใต้ทดแทน ระยะที่ 1 ขนาด 1,220 เมกะวัตต์ Heat Rate 6,300 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง หรือโรงไฟฟ้าอื่นของ กฟผ. ที่มีค่า Heat Rate ต่ำกว่า ณ ขณะนั้นเป็นลำดับแรก และใช้โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมวังน้อย ชุดที่ 4 หรือโรงไฟฟ้าของ กฟผ. อื่นๆ ที่มีค่า Heat Rate ต่ำสุดเป็นลำดับถัดไป ที่มีความพร้อมเดินเครื่อง ณ เวลานั้นๆ เพื่อให้สามารถใช้ LNG ได้ครบตามปริมาณที่ผูกพันในสัญญาซื้อขาย (4) ราคา LNG ที่ กฟผ. จัดหา โดยคณะกรรมการ กฟผ. เห็นชอบให้ใช้วิธีการแข่งขันราคา คัดเลือกผู้ชนะการเสนอราคาภายใต้เงื่อนไข
การซื้อขายที่ กฟผ. กำหนด จากผู้ที่เสนอราคาต่ำสุด โดยกำหนดโครงสร้างราคาซื้อขาย LNG โดยอ้างอิงโครงสร้างราคา LNG ตามสัญญาจัดหา LNG ระยะยาวของ ปตท. ที่คาดว่าเป็นราคาต่ำสุดที่มีอยู่ในปัจจุบัน และ (5) สัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. จะต้องไม่น้อยกว่าสัดส่วนของ ปตท. โดย กฟผ. ได้กำหนดปริมาณซื้อขายตามสัญญาขั้นต่ำประมาณ 800,000 ตันต่อปี ซึ่งเทียบเท่ากับสัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ ปตท. ณ ปี 2561 (เท่ากับ 53% เมื่อคำนวณโดยใช้ขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. 1,500,000 ตันต่อปี) โดยเริ่มต้นนำเข้าพร้อมกับกำหนดบังคับใช้ตามสัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG โดยมีแผนการนำเข้า LNG ได้แก่ ออกเอกสารเชิญชวนยื่นข้อเสนอในวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2562 ถึงวันที่ 3 เมษายน 2562 คัดเลือกผู้ชนะการแข่งขันราคาภายในเดือนเมษายน 2562 นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาว เสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี เพื่อให้ความเห็นชอบภายในเดือนพฤษภาคม 2562 ลงนามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวภายในเดือนมิถุนายน 2562 และเริ่มรับ LNG ครั้งแรก ภายในเดือนกันยายน 2562 ทั้งนี้ เมื่อได้ผู้ชนะการเสนอราคาแล้ว จะนำผลการเสนอราคาดังกล่าวเสนอต่อ กบง. และ กพช. ต่อไป (6) ข้อตกลงซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. และข้อตกลงซื้อขายไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ได้นำส่ง กกพ. เมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2561 ขณะนี้อยู่ระหว่างรอ กกพ. พิจารณาให้ความเห็น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 (PDP2018) และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาแนวทางการจัดหาโรงไฟฟ้าให้เป็นไปตามที่ระบุไว้ในแผน PDP2018
ซึ่งครอบคลุมถึงหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการรับซื้อไฟฟ้า ระยะเวลาดำเนินโครงการ พื้นที่ ปริมาณและราคารับซื้อไฟฟ้า เทคโนโลยีและเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า รวมถึงประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในเรื่องของความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคตะวันตกและภาคใต้ ความพร้อมและการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว และการยอมรับชนิดของเชื้อเพลิงในด้านสิ่งแวดล้อม ในการจัดหากำลังการผลิตที่เหมาะสม และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการตามแนวทางของ กบง. และเสนอผลดำเนินการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 30 มกราคม 2562 กบง. ได้รับทราบมติ กพช. เรื่องแผน PDP2018 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ จัดทำแผนปฏิบัติการสำหรับแผน PDP2018 เพื่อจะได้นำแผนไปสู่การปฏิบัติอย่างเหมาะสม
2. แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018) จะมีกำลังการผลิตไฟฟ้าในระบบ 3 การไฟฟ้าในปลายปี 2580 รวมสุทธิ 77,211 เมกะวัตต์ โดยประกอบด้วยกำลังผลิตไฟฟ้าในปัจจุบัน ณ สิ้นปี 2560 เท่ากับ 46,090 เมกะวัตต์ โดยเป็นกำลังผลิตของโรงไฟฟ้าใหม่รวม 56,431 เมกะวัตต์ และมีการ
ปลดกำลังผลิตโรงไฟฟ้าเก่าที่หมดอายุในช่วงปี 2561 – 2580 จำนวน 25,310 เมกะวัตต์ โดย ณ ปี 2580 มีภาพรวมของกำลังการผลิตไฟฟ้าตามสัญญา (Contracted Capacity) ดังนี้ โรงไฟฟ้าหลัก (กฟผ. IPP SPP และ Import) 44,183 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (กฟผ. SPP และ VSPP) 28,508 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าตามนโยบายรัฐบาล 520 เมกะวัตต์ (แบ่งเป็นโรงไฟฟ้าขยะชุมชน 400 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 120 เมกะวัตต์) และการอนุรักษ์พลังงานด้านไฟฟ้าตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 4,000 เมกะวัตต์
3. เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2562 กกพ. ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อเสนอความเห็นเกี่ยวกับโครงการโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (NPS) และเมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2562 กฟผ. ได้มีหนังสือถึง สนพ. เสนอความเห็นเกี่ยวกับโรงไฟฟ้าภาคตะวันตกตามแผน PDP2018 ซึ่งสรุปได้ ดังนี้
3.1 การจัดหาโรงไฟฟ้าในภาคตะวันตก ตามแผน PDP2018 ระบุให้จัดหาโรงไฟฟ้าทดแทนขนาด 700 เมกะวัตต์ ในปี 2567 และโรงไฟฟ้าใหม่ขนาด 700 เมกะวัตต์ ในปี 2568 ซึ่ง กบง. ได้รับมอบหมายจาก กพช. ให้พิจารณาแนวทางการจัดหาโรงไฟฟ้าให้เป็นไปตามที่ระบุไว้ในแผน PDP2018 โดยคำนึงถึงความเห็นของ กกพ. และ กฟผ. ในเรื่องของความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคตะวันตกและภาคใต้ ความพร้อมและการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 10 พฤษภาคม 2561 บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (บริษัท RATCH) ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานเสนอขอดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติแห่งใหม่ขนาดกำลังการผลิต 1,400 เมกะวัตต์ เนื่องจากมีความพร้อมด้านพื้นที่ สาธารณูปโภคต่างๆ สามารถใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้วให้เกิดประโยชน์สูงสุด เช่น ระบบสายส่งไฟฟ้า และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งได้รับการยอมรับจากประชาชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า และช่วยเพิ่มความมั่นคงของระบบไฟฟ้าทางภาคตะวันตกและภาคใต้ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาข้อเสนอของบริษัท RATCH ร่วมกับ กฟผ. และ กกพ. สรุปได้ ดังนี้
3.1.1 กระทรวงพลังงานเห็นควรรับพิจารณาข้อเสนอของบริษัท RATCH โดยให้สามารถเจรจากับบริษัทถึงกำหนดวันจ่ายไฟให้เหมาะสมสอดคล้องกับแผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าสุราษฏร์ธานีของ กฟผ. ในปี 2570 และปี 2572 ตามความจำเป็นและเหมาะสมของความมั่นคงด้านไฟฟ้าภาคใต้และภาคตะวันตกไปพร้อมกัน
3.1.2 กรอบการเจรจาตามข้อเสนอของบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) มีดังนี้ (1) เจรจากับบริษัท RATCH หรือบริษัทที่จะจัดตั้งขึ้นใหม่ เพื่อดำเนินโครงการตามข้อเสนอของบริษัท RATCH (กลุ่มบริษัท RATCH) (2) โรงไฟฟ้าประเภทเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ 1,400 เมกะวัตต์ (2x700 เมกะวัตต์) (3) อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 25 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ โดยต้องขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟผ. เท่านั้น (4) เป็นการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ โดยพิจารณาการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว ให้เกิดประโยชน์สูงสุด และคำนึงถึงจุดเชื่อมโยงที่จำเป็นและเหมาะสมในด้านความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคใต้ ภาคตะวันตก และเขตนครหลวง และ (5) ราคารับซื้อไฟฟ้า ไม่สูงกว่าราคารับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าประเภทเชื้อเพลิงชนิดเดียวกัน ทั้งนี้ ให้ใช้เทคโนโลยีที่ทันสมัยและมีประสิทธิภาพ ตลอดจนมีอัตราความร้อน (Heat Rate) เหมาะสมกับขนาดกำลังผลิตของโรงไฟฟ้า และสะท้อนต้นทุนที่ประหยัดได้จากความคุ้มค่าต่อขนาดการลงทุน (Economy of Scale) การใช้ facility ร่วมกัน และการใช้โครงสร้างพื้นฐานเดิมที่มีอยู่แล้ว
3.1.3 แผนการดำเนินงาน ได้แก่ นำข้อเสนอของบริษัท RATCH เสนอ กบง. หากเห็นชอบกรอบการเจรจาให้ กบง. มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการเจรจากับกลุ่มบริษัท RATCH และเสนอผลการเจรจาต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า จากนั้นให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับกลุ่มบริษัท RATCH และให้กระทรวงพลังงานรายงานผลดำเนินงานให้ กพช. รับทราบ
3.2 โรงไฟฟ้าเอกชนที่อยู่ระหว่างการพัฒนาโครงการ โดยแผน PDP2018 ได้กำหนด
ให้ลดปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงถ่านหินเพื่อลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ซึ่งเมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2561 บริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (บริษัท NPS) ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานเสนอขอเปลี่ยนชนิดเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ ในโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินนำเข้าของบริษัท NPS กำลังผลิตสุทธิ 540 เมกะวัตต์ (เป็นโครงการที่อยู่ในแผน PDP2015 และ PDP2018) เนื่องจากปัญหาความขัดแย้งและการต่อต้านเชื้อเพลิงถ่านหิน ทำให้ต้องมีการปรับเลื่อนโรงไฟฟ้าถ่านหินออกไป และ/หรือ ปรับแผนเป็นโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติแทนโรงไฟฟ้าถ่านหิน
3.2.1 กระทรวงพลังงานมีความเห็นว่า โครงการของบริษัท NPS มีความสอดคล้องกับนโยบายภาครัฐที่สนับสนุนให้มีการลงทุนในโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับโครงการพัฒนาระเบียงเศรษฐกิจภาคตะวันออก (EEC) อีกทั้งจะสามารถช่วยเพิ่มเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในพื้นที่ EEC ที่จะมีความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้น จึงเห็นควรให้สามารถพิจารณาการเปลี่ยนแปลงเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติได้ตามความเหมาะสมเป็นรายโครงการ โดยให้คำนึงถึงประโยชน์สูงสุดของประชาชนและผู้ใช้ไฟฟ้าเป็นสำคัญ
3.2.2 กรอบการเจรจาตามข้อเสนอของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) มีดังนี้ (1) เจรจากับบริษัท NPS หรือบริษัทที่จัดตั้งขึ้นหรือที่จะจัดตั้งขึ้นใหม่ เพื่อดำเนินโครงการ ตามข้อเสนอของบริษัท NPS (กลุ่มบริษัท NPS) (2) ให้เปลี่ยนประเภทเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติได้ (3) ปริมาณกำลังผลิตและจุดเชื่อมโยง เป็นไปตามข้อเสนอเดิมของกลุ่มบริษัท NPS (4) กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไม่เกินกว่าที่กำหนดในแผน PDP2018 โดยให้เจรจากับกลุ่มบริษัท NPS เพื่อกำหนดวันที่เหมาะสม (5) กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับกลุ่มบริษัท NPS ภายในเดือนเมษายน 2562 ทั้งนี้ หาก กฟผ. ไม่สามารถลงนามสัญญาได้ภายในระยะเวลาที่กำหนด ให้ กกพ. พิจารณากำหนดกรอบเวลาลงนามให้แล้วเสร็จต่อไป และ (6) ราคารับซื้อไฟฟ้า เจรจากับกลุ่มบริษัท NPS ให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรม โดยคำนึงถึงผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า โดยให้ใช้เทคโนโลยีที่ทันสมัยและมีประสิทธิภาพ ตลอดจนมีอัตราค่าความร้อน (Heat Rate) เหมาะสมกับขนาดกำลังผลิตของโรงไฟฟ้า
3.2.3 แผนการดำเนินงาน ได้แก่ นำข้อเสนอของบริษัท NPS เสนอ กบง. พิจารณา
หากเห็นชอบกรอบการเจรจาให้มอบหมายให้ กกพ. เจรจากับกลุ่มบริษัท NPS ตามกรอบการเจรจา และเสนอผลการเจรจาต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า จากนั้น กฟผ. ลงนามในสัญญาฯ และให้กระทรวงพลังงานรายงานผลดำเนินงานให้ กพช. รับทราบ
มติของที่ประชุม
1. โรงไฟฟ้าทดแทนและโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันตกในปี 2567-2568
(1) ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการเจรจากับกลุ่มผลิตไฟฟ้าราชบุรี โฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) ในการดำเนินการโรงไฟฟ้าภาคตะวันตก เดิม ขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้า
เข้าระบบในปี 2567 และการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ
ในปี 2568
(2) ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาเปรียบเทียบการดำเนินการในข้อ (1) กับการเปิดให้มีการประมูลโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันตกขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2568
(3) ให้นำเสนอผลการดำเนินการตามข้อ (1) และ (2) ให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณา
2. โรงไฟฟ้าขนาด 540 เมกะวัตต์ ของ บริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (NPS)
ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการเจรจาราคารับซื้อไฟฟ้ากลุ่มบริษัท NPS ในกรณีการเปลี่ยนเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ โดยคำนึงถึงประโยชน์สูงสุดของผู้ใช้ไฟฟ้าเป็นสำคัญ ทั้งนี้
ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานยืนยันว่าการปฏิบัติดังกล่าวสามารถดำเนินการได้โดยไม่ขัดกับกฎหมาย และเสนอผลดำเนินการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิต
แห่งประเทศไทยลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป
เรื่องที่ 3 แนวทางการส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2561 มีมติเห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 จากชดเชย 2.50 บาทต่อลิตร เป็นชดเชย 4.00 บาทต่อลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 5 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2561 ถึงวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2562 ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 มีมติเห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ชดเชยให้กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เพิ่มขึ้น 0.50 บาทต่อลิตร เป็นอัตรา 4.50 บาทต่อลิตร เพื่อลดค่าใช้จ่ายระหว่างการเดินทางช่วงปีใหม่ โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 25 ธันวาคม 2561 เป็นต้นไป
2. โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2562 ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นดังนี้ (1) อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 8.0800 2.1200 2.1200 -0.7800
-6.3800 0.2000 และ -4.5000 บาทต่อลิตร ตามลำดับ (2) ค่าการตลาด อยู่ที่ 2.8179 1.8315 1.9749 1.8156 3.3708 1.6887 และ 2.0211 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และ (3) ราคาขายปลีก อยู่ที่ 34.56 27.15 26.88 24.14 19.74 26.89 และ 21.89 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ประมาณการสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2562 มีรายรับจากน้ำมันเบนซิน 95 แก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และ LPG 2,042 ล้านบาทต่อเดือน และมีภาระชดเชย แก๊สโซฮอล E20 แก๊สโซฮอล E85 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ที่ 376 ล้านบาทต่อเดือน สุทธิแล้วกองทุนมีรายรับ 1,667 ล้านบาทต่อเดือน และกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 31,043 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมันที่ 36,547 ล้านบาท และบัญชีก๊าซ LPG ติดลบที่ 5,504 ล้านบาท โดยหากสถานการณ์ราคาน้ำมันไม่ผันผวนมากและอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละผลิตภัณฑ์คงเดิม คาดว่าอีกประมาณ 5 เดือนจะทำให้เงินกองทุนน้ำมันฯ เต็มเพดาน 40,000 ล้านบาท ตามพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
3. สถานการณ์น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ปัจจุบันราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 มีราคาต่ำกว่าดีเซลหมุนเร็วธรรมดา 5 บาทต่อลิตร และค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 สูงกว่าดีเซลหมุนเร็วประมาณ 0.33 บาทต่อลิตร ส่วนการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 และ บี100 กระทรวงพลังงานได้ส่งเสริมให้มีการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อย่างเป็นทางการตั้งแต่วันที่ 2 กรกฎาคม 2561 และกรมธุรกิจพลังงานได้ประกาศคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เพื่อให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 สามารถจำหน่ายที่สถานีบริการได้ตั้งแต่วันที่ 31 มกราคม 2562 ซึ่งทำให้ปริมาณการจำหน่ายเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยข้อมูล ณ วันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2562 ดังนี้ สถานีบริการที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 จำนวน 23 สถานี และจำหน่ายให้กับ Fleet จำนวน 117 แห่ง ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ณ มกราคม 2562 อยู่ที่ 8.778 ล้านลิตร ณ กุมภาพันธ์ 2562 (วันที่ 1 - 17) อยู่ที่ 8.835 ล้านลิตร โดย ณ กรกฎาคม 2561 – มกราคม 2562 มีปริมาณการใช้ไบโอดีเซล (ทั้งดีเซลหมุนเร็ว และ ดีเซลหมุนเร็ว บี20) อยู่ที่ 145 ล้านลิตร
4. แนวทางการส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 จากสถานการณ์น้ำมันปาล์มดิบล้นตลาดและปัญหาเรื่องฝุ่นละอองขนาดเล็ก (PM2.5) กระทรวงพลังงานมีแนวทางในการช่วยเหลือโดยการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ในรถบรรทุกขนาดใหญ่มากขึ้น เพื่อช่วยเหลือเกษตรกรผู้ปลูกปาล์มน้ำมัน และลดค่าใช้จ่ายภาคขนส่ง รวมทั้งแก้ปัญหาฝุ่นละอองขนาดเล็ก (PM2.5) อย่างไรก็ดีการส่งเสริมให้มีการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 กระทรวงพลังงานได้ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ โดยชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ที่ 4.50 บาทต่อลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา 5 บาทต่อลิตร ซึ่งกองทุนน้ำมันฯรับภาระในส่วนนี้ประมาณ 21 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น เพื่อส่งเสริมให้มีการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อย่างต่อเนื่อง ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้ใช้กองทุนน้ำมันฯ เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา 5 บาทต่อลิตร ต่อไปอีก 3 เดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบขยายระยะเวลาให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 5 บาทต่อลิตร ต่อไปอีก 3 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 1 มีนาคม 2562 ถึง วันที่ 31 พฤษภาคม 2562)
เรื่องที่ 4 หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบ ดังนี้
(1) หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยอ้างอิงราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วมาตราฐาน EURO 4 (Gasoil 50 ppm) แต่โรงกลั่นฯ และผู้ค้าน้ำมันได้ซื้อขายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วด้วยราคาตามมาตรฐาน EURO 3 (Gasoil 500 ppm) บวกค่าปรับปรุงคุณภาพ ซึ่งส่งผลกระทบ ดังนี้ (1) ต้นทุนของราคาเนื้อน้ำมันที่ สนพ. ใช้ในการคำนวณโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงไม่ตรงกับการซื้อขายจริงของโรงกลั่นน้ำมันและผู้ค้าน้ำมัน (2) ค่าการตลาดที่ สนพ. คำนวณได้ตามโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสูงกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสมที่
1.85 บาทต่อลิตร แต่ผู้ค้าน้ำมันแจ้งว่าผู้ค้ามีต้นทุนเนื้อน้ำมันที่สูงกว่าของ สนพ. ส่งผลให้ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงต่ำกว่าของ สนพ. จากการอ้างอิงราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ไม่ตรงกัน ส่งผลให้ไม่สามารถติดตามดูแลราคาขายปลีกน้ำมันฯ ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมได้ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงอาศัยอำนาจตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ข้อ 4 (8) ให้คณะกรรมการ (กบง.) มีอำนาจหน้าที่กำหนดให้โรงกลั่นแจ้งราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นต่อคณะกรรมการ โดยให้โรงกลั่นน้ำมันแจ้งข้อมูลราคาขายส่งเฉลี่ยหน้าโรงกลั่น (บางจาก ศรีราชา ระยอง) เพื่อให้ สนพ. มีข้อมูลสำหรับคำนวณโครงสร้างราคาน้ำมันฯ และติดตามดูแลราคาขายปลีกน้ำมันฯ ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมต่อไป
มติของที่ประชุม
1. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานสั่งการให้โรงกลั่นน้ำมันจัดส่งข้อมูลปริมาณจำหน่าย (บางจาก ศรีราชา ระยอง) ของน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละผลิตภัณฑ์ที่จำหน่ายภายในประเทศและส่งออกต่างประเทศทุกวันย้อนหลังตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2561 เป็นต้นไป
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานสั่งการให้โรงกลั่นน้ำมันจัดส่งข้อมูลราคาขายส่งเฉลี่ยหน้าโรงกลั่น (บางจาก ศรีราชา ระยอง) ของน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละผลิตภัณฑ์ที่จำหน่ายภายในประเทศและส่งออกต่างประเทศทุกวันย้อนหลังตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2561 เป็นต้นไป