คณะกรรมการและอนุกรรมการ (2530)
Children categories
กบง. ครั้งที่ 37 - วันจันทร์ที่ 3 เมษายน 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 4/2560 (ครั้งที่ 37)
เมื่อวันจันทร์ที่ 3 เมษายน 2560 เวลา 14.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
4. การใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมัน
5. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนเมษายน 2560
8. รายงานสรุปงานหยุดจ่ายก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก ระหว่างวันที่ 25 มีนาคม - 2 เมษายน 2560
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในเดือนมีนาคม 2560 มีการปรับตัวลดลง เนื่องจากปริมาณสำรองน้ำมันดิบของประเทศสหรัฐฯ อยู่ในปริมาณที่สูง ทั้งนี้ ยังมีปัจจัยที่ส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบเริ่มปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น ได้แก่ เหตุความไม่สงบในประเทศลิเบียซึ่งขัดขวางการขนส่งน้ำมันทางท่อ และกลุ่มโอเปคอาจจะขยายระยะเวลาการลดปริมาณการผลิตน้ำมันดิบออกไปอีก 6 เดือน รวมทั้งโรงกลั่นในประเทศสหรัฐฯ เริ่มเข้าสู่ช่วงการปิดซ่อมบำรุง โดยคาดการณ์ว่าในช่วงครึ่งหลังของปี 2560 ราคาน้ำมันดิบจะเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 54 – 55 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ส่วนราคาน้ำมันสำเร็จรูปยังทรงตัวตามราคาน้ำมันดิบ แต่ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาน้ำมันสำเร็จรูปปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากเริ่มเข้าสู่ช่วงฤดูการท่องเที่ยวของประเทศสหรัฐฯ (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนเมษายน 2560 ราคา CP (Contract Price) อยู่ที่ 460 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อนหน้า จำนวน 80 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากราคาก๊าซบิวเทน (C4) ปรับลดลง 110 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และหลายประเทศเริ่มหมดช่วงฤดูหนาว โดยคาดการณ์ว่าในเดือนพฤษภาคม 2560 ราคาก๊าซ LPG จะทรงตัวอยู่ที่ประมาณ 400 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) ราคาถ่านหิน มีแนวโนมปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากประเทศออสเตรเลียลดปริมาณการส่งออกชั่วคราวเพราะประสบปัญหาภัยธรรมชาติ และ (4) ราคาก๊าซ LNG ในเดือนมีนาคม 2560 มีการปรับตัวลดลง โดยราคาเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 5 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เนื่องจากประเทศสหรัฐอเมริกา ออสเตรเลีย อังกฤษ และมาเลเซีย เริ่มดำเนินโครงการผลิตก๊าซ LNG ทำให้ปริมาณก๊าซ LNG ในตลาดโลกเพิ่มขึ้น สำหรับราคาก๊าซ LNG ในเดือนเมษายน 2560 คาดการณ์ว่าจะอยู่ในช่วง 5 – 6 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2560 นายกรัฐมนตรีได้มีข้อสั่งการให้กระทรวงพลังงาน (พน.) เป็นหน่วยงานหลักร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น กระทรวงมหาดไทย กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (ทส.) สร้างการรับรู้ความเข้าใจแก่สาธารณชนเกี่ยวกับเรื่องพลังงานในภาพรวมของประเทศ สถานการณ์พลังงานโลก และการบริหารจัดการพลังงานของต่างประเทศ โดยอาจพิจารณาจัดเวทีรับฟังความคิดเห็นจากทุกภาคส่วนทั้งภาครัฐ เอกชน ท้องถิ่น และกลุ่มองค์กรไม่แสวงหากำไร (NGO) ในพื้นที่ที่เหมาะสมหรือในแต่ละกลุ่มจังหวัด เพื่อให้สามารถร่วมกันพิจารณากำหนดแนวทางการบริหารจัดการพลังงานที่มีความสอดคล้องกับความต้องการของพื้นที่ พร้อมกับสร้างความมั่นคงด้านพลังงานต่อไป และต่อมา รองนายกรัฐมนตรี (พลเอก ประวิตร วงษ์สุวรรณ) สั่งการให้ดำเนินการสร้างความรู้ ความเข้าใจ และรับทราบความคิดเห็นเกี่ยวกับสถานการณ์พลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ให้แล้วเสร็จภายใน 1 เดือน โดยจะนำความคิดเห็นของประชาชนรายงานต่อหัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติต่อไป ซึ่งต่อมาคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) ได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการการสร้างความรู้ ความเข้าใจ และรับทราบความคิดเห็นเกี่ยวกับสถานการณ์พลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ (คณะกรรมการฯ) เพื่อดำเนินการสร้างความรู้ ความเข้าใจ และรับทราบความคิดเห็นเกี่ยวกับสถานการณ์พลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ โดยมีผู้บัญชาการทหารบก/เลขาธิการคณะรักษาความสงบแห่งชาติ เป็นประธานกรรมการ มีหน่วยงานด้านความมั่นคง และหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง เป็นกรรมการ และมี พล.ท.ณัฐพล นาคพาณิชย์ รองเสนาธิการทหารบก/หัวหน้า ส่วนอำนวยการ สำนักเลขาธิการคณะรักษาความสงบแห่งชาติเป็นกรรมการและเลขานุการ
2. เมื่อวันที่ 27 มีนาคม 2560 คณะกรรมการฯ และกองทัพภาคที่ 4 ได้จัดกิจกรรมสร้างความรู้ ความเข้าใจ และรับทราบความคิดเห็นเกี่ยวกับสถานการณ์พลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ ซึ่งมีผู้บัญชาการทหารบก (พล.อ.เฉลิมชัย สิทธิสารท) เป็นประธานจัดงาน โดยกิจกรรมได้จัดขึ้นพร้อมกัน 3 เวที ครอบคลุมพื้นที่ 14 จังหวัดภาคใต้ โดยมีผู้เข้าร่วมงานจากภาคส่วนต่างๆ อาทิ ฝ่ายปกครอง ผู้ว่าราชการจังหวัด กำนัน ผู้ใหญ่บ้าน ตลอดจนผู้แทนประชาชนในสาขาอาชีพต่างๆ และภาคประชาสังคม รวมทั้งสิ้น 3,485 คน โดยสรุปสาระสำคัญกิจกรรม ดังนี้ ช่วงเช้าเป็นการสร้างการรับรู้ สร้างความเข้าใจเกี่ยวกับสถานการณ์ไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ โดยผู้แทนจาก พน. นำเสนอสถานการณ์การใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ ผู้แทนจาก กฟผ. นำเสนอทางเลือกที่เหมาะสม/เป็นไปได้/ยอมรับได้ และผู้แทนจาก ทส. นำเสนอข้อพิจารณาผลกระทบต่อทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ช่วงบ่ายเป็นการรับทราบความคิดเห็น โดยมีการสรุปประเด็นในช่วงเช้าก่อน แล้วจึงให้ตัวแทนภาคประชาสังคมจากจังหวัดต่างๆ นำเสนอข้อคิดเห็น สำหรับรายละเอียดของสถานที่และจำนวนผู้เข้าร่วม สรุปได้ดังนี้ เวทีที่ 1 จังหวัดสุราษฎร์ธานี จัดที่โรงแรมไดมอนด์พลาซ่า จังหวัดสุราษฎร์ธานี ครอบคลุมพื้นที่ 4 จังหวัด ได้แก่ จังหวัดชุมพร ระนอง สุราษฎร์ธานี และนครศรีธรรมราช มีผู้เข้าร่วมกิจกรรมทั้งสิ้น จำนวน 1,167 คน เป็นผู้เข้าร่วมภาคประชาชน จำนวน 973 คน โดยมีผู้แทนภาคประชาชนร่วมแสดงความคิดเห็น 15 คน เวทีที่ 2 จังหวัดกระบี่ จัดที่โรงแรมเมอริไทม์ ครอบคลุมพื้นที่ 4 จังหวัด ได้แก่ จังหวัดพังงา ภูเก็ต กระบี่ และตรัง มีผู้เข้าร่วมกิจกรรมทั้งสิ้น จำนวน 1,182 คน เป็นผู้เข้าร่วมภาคประชาชน จำนวน 899 คน โดยมีผู้แทนภาคประชาชนร่วมแสดงความคิดเห็น 25 คน และเวทีที่ 3 จังหวัดสงขลา จัดที่ศูนย์ประชุมนานาชาติฉลองสิริราชสมบัติครบ 60 ปี มหาวิทยาลัยสงขลานครินทร์ จังหวัดสงขลา ครอบคลุมพื้นที่ 6 จังหวัด คือ จังหวัดพัทลุง สตูล สงขลา ปัตตานี ยะลา และนราธิวาส มีผู้เข้าร่วมกิจกรรมทั้งสิ้น จำนวน 1,136 คน เป็นผู้เข้าร่วมภาคประชาชน จำนวน 1,020 คน โดยมีผู้แทนภาคประชาชนร่วมแสดงความคิดเห็น 24 คน สรุปภาพรวมการจัดงาน บรรยากาศในแต่ละเวทีเป็นไปด้วยความเรียบร้อย ไม่มีเหตุการณ์ความรุนแรง การแสดงสัญลักษณ์ การคัดค้านการจัดงาน หรือการก่อความไม่สงบแต่อย่างใด อย่างไรก็ตาม เวทีจังหวัดสงขลากลุ่มผู้คัดค้าน โครงการต่างๆ ในภาคใต้มีการรวมตัวกัน ไม่เข้าร่วมรับฟังการสัมมนาในครั้งนี้ สำหรับการแสดงความคิดเห็นจากตัวแทนภาคประชาสังคมต่างๆ พบว่า ส่วนใหญ่มีความเห็นตรงกันว่าภาคใต้จำเป็นต้องมีโรงไฟฟ้าเพื่อมารองรับความต้องการที่เพิ่มสูงขึ้น แต่สำหรับกรณีที่มีแผนก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหินในพื้นที่ภาคใต้ยังมีทั้งส่วนที่เห็นด้วยและ ไม่เห็นด้วย โดยฝ่ายที่เห็นด้วยมีความเห็นว่าโรงไฟฟ้าจะช่วยทำให้คุณภาพชีวิตของคนในพื้นที่ดีขึ้น ส่วนฝ่ายที่ไม่เห็นด้วยมีความเห็นว่าโครงการจะส่งผลกระทบต่อการท่องเที่ยวของจังหวัดและส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม รวมทั้งประชาชนในพื้นที่ยังไม่ได้มีส่วนร่วมในกระบวนการรับฟังความคิดเห็นเท่าที่ควร นอกจากนี้ ยังต้องการให้ภาครัฐส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มากขึ้น เนื่องจากเห็นว่าภาคใต้มีศักยภาพในการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงดังกล่าวสูง ทั้งนี้ คสช. จะสรุปผลการจัดกิจกรรม เสนอนายกรัฐมนตรี ภายในวันที่ 31 มีนาคม 2560 และจัดทำรายงานผลการดำเนินงานฉบับสมบูรณ์ รวมทั้งจัดทำข้อเสนอแนะเพื่อเป็นข้อมูลประกอบการพิจารณาแก่รัฐบาลภายในวันที่ 28 เมษายน 2560
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. การดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 และตามการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผน Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 โดยกำหนดการดำเนินงานใน 4 ด้าน ดังนี้ (1) ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG (2) รักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศให้ยาวนานขึ้น (3) การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ และ (4) มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขันทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access; TPA)
2. ความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผน Gas Plan 2015 ไตรมาสที่ 1 ปี 2560 สรุปได้ดังนี้ การลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ พบว่าอัตราการใช้ก๊าซฯ เฉลี่ย 2 เดือนแรกของปี 2560 อยู่ที่ระดับ 4,618 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ในแผนร้อยละ 8 สำหรับสัดส่วนการใช้ก๊าซฯ ในภาคการผลิตไฟฟ้าเทียบกับเชื้อเพลิงอื่นในเดือนมกราคม 2560 อยู่ที่ร้อยละ 63 สำหรับการรักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) การบริหารจัดการแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุ ในปี 2565 – 2566 ซึ่งสภานิติบัญญัติแห่งชาติ (สนช.) ได้มีมติเห็นชอบร่าง พ.ร.บ. ปิโตรเลียมและ พ.ร.บ. ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม แล้วเมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2560 และ ชธ. อยู่ระหว่างดำเนินการยกร่างกฎหมายลำดับรอง ประกอบด้วย กฎกระทรวง 5 ฉบับ และประกาศคณะกรรมการปิโตรเลียม 1 ฉบับ รวมทั้งอยู่ระหว่างการเตรียมการในส่วนของข้อมูลที่ต้องใช้ในการเปิดประมูล การกำหนดเงื่อนไขและเกณฑ์การคัดเลือก รวมถึงการพิจารณาประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง (2) การเปิดให้ยื่นขอสิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ ซึ่ง ชธ. อยู่ระหว่างยกร่างกฎหมายลำดับรองที่จำเป็น ในเบื้องต้นคาดว่าจะเปิดให้ยื่นภายหลังจากการดำเนินการเกี่ยวกับแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุในปี 2565 – 2566 เสร็จสิ้นแล้ว (3) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากอ่าวไทยให้มีประสิทธิภาพ ลดก๊าซฯ จากอ่าวไทยที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ เพื่อใช้ให้เกิดประโยชน์สูงสุด ทั้งนี้ อัตราก๊าซฯ ที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ ในเดือนมกราคม – กุมภาพันธ์ 2560 อยู่ที่ระดับ 387 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยเฉลี่ย ต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ และต่ำกว่าค่าเฉลี่ยในช่วงเดียวกันของปีก่อน ในส่วนของการหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG อย่างมีประสิทธิภาพ โดย ชธ. ได้ดำเนินโครงการศึกษานโยบายด้านราคาและองค์ประกอบของ LNG ที่เหมาะสมกับประเทศไทย ซึ่งมีการศึกษาสัดส่วนที่เหมาะสมของ LNG และองค์ประกอบ/คุณภาพก๊าซฯ สำหรับประเทศไทย คาดว่าจะแล้วเสร็จภายในเดือนพฤษภาคม 2560 และมิถุนายน 2560 ตามลำดับ และสามารถนำเสนอผลการศึกษาต่อผู้บริหารได้ประมาณเดือนกรกฎาคม – สิงหาคม 2560 นอกจากนั้น สำหรับโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน ประกอบด้วย (1) โครงการที่ กพช. เห็นชอบแล้ว เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 และวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้แก่ การขยายกำลังผลิตของ LNG Terminal ที่มีอยู่เดิมของ ปตท. เพิ่ม 1.5 ล้านตันต่อปี การก่อสร้าง LNG Terminal แห่งใหม่ ของ ปตท. ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี ให้เสร็จสิ้นภายในปี 2565 และการก่อสร้างและติดตั้ง FSRU ในอ่าวไทยตอนบนของ กฟผ. ขนาด 5 ล้านตันต่อปี ภายในปี 2567 สำหรับโรงไฟฟ้าพระนครเหนือและพระนครใต้ (2) โครงการที่อยู่ระหว่างศึกษา และต้องรายงาน กพช. ภายในพฤษภาคม 2560 ได้แก่ โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ (ที่อำเภอจะนะหรือบริเวณอื่น) โดยกำหนดที่จะเข้าระบบภายในปี 2571 และโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดเข้าระบบภายในปี 2570
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 การใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมัน
สรุปสาระสำคัญ
1. เนื่องจากช่วงเดือนมกราคม - มีนาคม 2560 ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ประมาณ 51 - 55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จากการคาดการณ์ของบริษัทน้ำมันระบุว่าปี 2560 ราคาน้ำมันเฉลี่ยจะอยู่ที่ประมาณ 55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ประกอบกับกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในส่วนของน้ำมันสำเร็จรูป มีฐานะอยู่ประมาณ 3.4 หมื่นล้านบาท ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้กำหนดหลักการใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการบริหารจัดการราคาน้ำมัน เพื่อรองรับสถานการณ์ในอนาคตกรณีราคาน้ำมันมีความผันผวนทั้งจากปัจจัยภายในและภายนอกประเทศ ดังนี้ (1) กองทุนน้ำมันฯ ช่วยครึ่งหนึ่งและราคาขายปลีกรับภาระฝ่ายละกึ่งหนึ่ง (Half – Half Concept) โดย เมื่อราคาน้ำมันดิบดูไบปรับตัวสูงขึ้นจนกระทั่งแตะราคาเริ่มต้น (Trigger Point) ที่ 55, 60 หรือ 65 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าไปบริหารจัดการ ดังนี้ ครั้งที่ 1 ราคาขายปลีกเริ่มปรับขึ้นที่ 0.40 – 0.60 บาทต่อลิตร เพื่อให้กลไกตลาดเสรีทำงาน ครั้งที่ 2 ถ้าราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับเพิ่มขึ้น กองทุนน้ำมันฯ จะเข้าไปช่วยที่ 0.40 – 0.60 บาทต่อลิตร และครั้งที่ 3 กรณีราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง ราคาขายปลีกจะขยับขึ้นและกองทุนน้ำมันฯ จะเข้าช่วยสลับกันเช่นนี้ไปเรื่อยๆ (2) กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยเหลือน้ำมันดีเซลและน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 สูงสุดที่ไม่เกิน 3 บาทต่อลิตร ขณะที่น้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอลชนิดอื่น ให้กองทุนน้ำมันฯ รักษาระดับราคาขายปลีกเพื่อส่งเสริมการใช้เอทานอล (3) กำหนดเพดานราคาขายปลีกน้ำมัน โดยกำหนดเพดานราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลที่ 29.99 บาทต่อลิตร เนื่องจากหากราคาขายปลีกสูงกว่านี้อาจส่งผลกระทบต่อภาคขนส่ง รถโดยสารสาธารณะ ภาคอุตสาหกรรม และประชาชน หากราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงมีแนวโน้มสูงขึ้นเรื่อยๆ จะต้องมีการปรับเพดานราคาทุกๆ 3 เดือน สำหรับน้ำมันกลุ่มแก๊สโซฮอลไม่ต้องกำหนดเพดานราคาขายปลีก เนื่องจากไม่ส่งผลกระทบต่อผู้บริโภคในภาคดังกล่าวข้างต้น (4) กรอบวงเงินการช่วยเหลือตามร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... กำหนดให้กองทุนน้ำมันฯ มีเงินกองทุนได้ไม่เกิน 40,000 ล้านบาท และกู้เงินได้ไม่เกิน 20,000 ล้านบาท ซึ่งจำนวนเงินดังกล่าวมีไว้สำหรับแก้ไขวิกฤตราคาน้ำมันเชื้อเพลิง รักษาเสถียรภาพราคา ส่งเสริมพลังงานทดแทน และช่วยเหลือประชาชนผู้มีรายได้น้อยที่ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาพลังงาน ดังนั้น การใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาจึงควรกำหนดกรอบวงเงินไว้ไม่เกิน 15,000 ล้านบาท แบ่งเป็น กรอบวงเงินการช่วยเหลือกลุ่มน้ำมันดีเซลที่ 10,000 ล้านบาท และกรอบวงเงินการช่วยเหลือกลุ่มน้ำมันแก๊สโซฮอลที่ 5,000 ล้านบาท (5) การปรับอัตราภาษีสรรพสามิต จะใช้การลดภาษีสรรพสามิตมาช่วย เมื่อกองทุนน้ำมันฯ ช่วยเหลือจนถึง 3 บาทต่อลิตร หรือระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลแตะ 29.99 บาทต่อลิตร หรือช่วยเหลือจนเต็มกรอบวงเงิน และ (6) การถอนกองทุนน้ำมันฯ (Exit Strategy) กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มทยอยลดการช่วยเหลือ ในกรณีที่ 1 หากราคาน้ำมันดิบดูไบทรงตัวอยู่ในระดับสูงหรือปรับเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยกองทุนน้ำมันฯ ช่วยเหลือจนถึง 3 บาทต่อลิตร หรือเต็มกรอบวงเงิน และลดอัตราภาษีสรรพสามิตแล้ว จะปรับราคาขายปลีกพร้อมๆ กับปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ จนกระทั่งการช่วยเหลือเป็นศูนย์ โดยจะต้องมีวงเงินช่วยเหลือประมาณ 15,000 ล้านบาท เพื่อให้การถอนกองทุนน้ำมันฯ ทำอย่างค่อยเป็นค่อยไป และกรณีที่ 2 หากราคาน้ำมันดิบดูไบเริ่มปรับตัวลดลง ราคาขายปลีกจะขยับลงก่อนตามกลไกตลาด จากนั้นกองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มถอนการช่วยเหลือ โดยหากราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับลดลงอย่างต่อเนื่อง ราคาขายปลีกจะขยับลงก่อนและกองทุนน้ำมันฯ จะถอนการช่วยเหลือเช่นนี้สลับกันไปเรื่อยๆ จนกระทั่งการช่วยเหลือเป็นศูนย์
2. หากราคาน้ำมันดิบดูไบแตะ Trigger Point ที่ 55, 60, 65 หรือ 70 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าช่วยเหลือ ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีภาระ ดังนี้ (1) หากราคาน้ำมันดิบดูไบแตะ Trigger Point ที่ 55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าช่วยเหลือโดยรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 1,332 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 857 ล้านบาทต่อเดือน และหากกำหนดเพดานการช่วยเหลือไว้ที่ 2.99 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ จะรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 5,382 ล้านบาทต่อเดือน และ ในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 2,512 ล้านบาทต่อเดือน (2) หากราคาน้ำมันดิบดูไบแตะ Trigger Point ที่ 60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าช่วยเหลือโดยรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 1,332 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 832 ล้านบาทต่อเดือน และหากกำหนดเพดานการช่วยเหลือไว้ที่ 2.99 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ จะรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 5,382 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 2,512 ล้านบาทต่อเดือน (3) หากราคาน้ำมันดิบดูไบแตะ Trigger Point ที่ 65 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าช่วยเหลือโดยรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 882 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 857 ล้านบาทต่อเดือน และหากกำหนดเพดานการช่วยเหลือไว้ที่ 2.99 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ จะรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 5,382 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 2,512 ล้านบาทต่อเดือน และ (4) หากราคาน้ำมันดิบดูไบแตะ Trigger Point ที่ 70 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าช่วยเหลือโดยรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 1,152 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 773 ล้านบาทต่อเดือน และหากกำหนดเพดานการช่วยเหลือไว้ที่ 2.99 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ จะรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 5,382 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 2,512 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานจัดทำข้อเสนอการใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมันกรณีราคาน้ำมันตลาดโลกในช่วงขาลง และให้นำเสนอในการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานครั้งต่อไป
เรื่องที่ 5 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนเมษายน 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควตาการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPGณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ในส่วนของการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน คือ ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม ส่วนที่ 2 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ โดยให้ ราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง +ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ทั้งนี้ เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ และ (2) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนผลิตและจัดหา โดยยกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศ โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนเมษายน 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ เดือนกุมภาพันธ์-เมษายน 2560 เพิ่มขึ้นจากเดือนพฤศจิกายน 2559 – มกราคม 2560 ที่ 0.1177 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.2638 บาทต่อกิโลกรัมเป็น 13.3815 บาทต่อกิโลกรัม (2) โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก ต้นทุนอ้างอิงราคาตลาดโลกที่สูตรราคา CP โดยต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในเดือนเมษายน 2560 เท่ากับ 460 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) การนำเข้า ต้นทุนเดือนเมษายน 2560 อยู่ที่ 503.7363 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (17.6648 บาทต่อกิโลกรัม) และ (4) บริษัท ปตท.สผ. สยาม จำกัด ต้นทุนเดือนกุมภาพันธ์ – เมษายน 2560 เพิ่มขึ้น 0.20 บาทต่อกิโลกรัม จาก 15.00 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.20 บาทต่อกิโลกรัม โดยสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนเมษายน 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 460 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมีนาคม 2560 อยู่ที่ 35.0676 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของ ก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับลดลง 2.9139 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 20.5787 บาทต่อกิโลกรัม (584.7996 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 17.6648 บาทต่อกิโลกรัม (503.7363 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และราคา ณ โรงกลั่น ของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคปิโตรเคมีที่อ้างอิงราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average) ปรับลดลง 0.9247 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 15.4289 บาทต่อกิโลกรัม (438.4531 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 14.5042 บาทต่อกิโลกรัม (413.6065 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
3. เพื่อเป็นการลดภาระการชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ และเตรียมการในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในอนาคต ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 2 เมษายน 2560 มีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของก๊าซ LPG อยู่ที่ 6,514 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.96 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับลดการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ ลง 2.9139 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 6.6336 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 3.7197 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมัน#1) มีรายรับจำนวน 1,165 ล้านบาทต่อเดือน และมีรายจ่ายเพื่อทำการรักษาระดับราคาขายปลีก ก๊าซ LPG (กองทุน#2) จำนวน 1,286 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น กองทุนน้ำมันฯ (#1 และ #2) มีรายจ่ายสุทธิ 121 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งเป็นภาระที่ลดลงจากเดือนมีนาคม 2560 จำนวน 322 ล้านบาท
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้รายงานความก้าวหน้าการกำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility และ TPA คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา โดยมีรายละเอียดดังนี้ เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบเพิ่มขีดความสามารถการนำเข้า การจ่ายและระบบขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อรองรับปริมาณการใช้ก๊าซ LPG ที่เพิ่มสูงขึ้น ต่อมาเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 ครม. มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility และมอบหมายให้ กบง. พิจารณากำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility รวมทั้งวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุน ต่อมา วันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทาง การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG และเห็นชอบมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการจัดทำระเบียบการใช้คลังจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ซึ่งการลงทุน LPG ให้แก่บุคคลที่สามใช้ได้ (Third Party Access: TPA) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนเมษายน 2560 ซึ่งการลงทุนสร้าง LPG Facility เป็นส่วนหนึ่งของโครงการดังกล่าวด้วย วันที่ 29 มีนาคม 2560 ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีการประชุมร่วมกับ ธพ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) โดยมีพลเอกสุรศักดิ์ ศรีศักดิ์ กรรมการผู้ช่วยรัฐมนตรีประจำกระทรวงพลังงานเป็นประธานการประชุม ซึ่งที่ประชุมมีความเห็นว่า เนื่องจากปัจจุบันระบบการค้าก๊าซ LPG เป็นระบบการค้าแบบเสรี ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เป็นต้นมา และการลงทุนสร้าง LPG Facility เป็นส่วนหนึ่งของโครงการ TPA การพิจารณาผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility รวมทั้งวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหนดเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 ควรต้องเปลี่ยนแปลงให้สอดคล้องกับนโยบายการเปิดเสรีธุรกิจดังกล่าว ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอรับไปศึกษาหลักเกณฑ์การพิจารณาผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility ให้สอดคล้องกับนโยบายการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เพื่อเสนอให้ กบง. พิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือนเมษายน 2560 ดังนี้
(1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 13.3815 บาท ต่อกิโลกรัม
(2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 16.1311 บาทต่อกิโลกรัม
(3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 17.6648 บาทต่อกิโลกรัม
(4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.2000 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร กิโลกรัมละ 3.7197 บาท
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 10 พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 4 เมษายน 2560 เป็นต้นไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 เห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร โดยให้ปรับเปลี่ยนการดำเนินงานจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้งในพื้นที่ชุมชนเป็นโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รับไปกำหนดหลักเกณฑ์ ระเบียบการคัดเลือกโครงการ และพิจารณารับซื้อไฟฟ้าโดยคำนึงถึงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์และความสามารถรองรับของระบบสายส่ง ต่อมาสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ออกประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 โดยลงประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2558 ซึ่งแบ่งเป้าหมายการรับซื้อเป็นหน่วยงานราชการ ไม่เกิน 400 เมกะวัตต์ และสหกรณ์ภาคการเกษตร ไม่เกิน 400 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ในระยะที่ 1 กำหนดเป้าหมายรับซื้อ 600 เมกะวัตต์
2. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ได้เห็นชอบให้ขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) ของโครงการฯ จากเดิมภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 เห็นชอบให้เลื่อน SCOD ของโครงการฯ โดยให้มีการทยอยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ เป็นระยะๆ โดยมีกำหนด SCOD ครั้งแรกภายในวันที่ 30 กันยายน 2559 สำหรับพื้นที่ที่มีความพร้อมด้านระบบส่งไฟฟ้า และไม่เกินภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 สำหรับพื้นที่ที่เหลือ โดยให้มีการปรับปรุงการกำหนดเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามกลุ่มเป้าหมายให้ชัดเจน เช่น 400 เมกะวัตต์ สำหรับกลุ่มสหกรณ์ภาคการเกษตร และอีก 400 เมกะวัตต์ สำหรับหน่วยงานราชการ หรือกลุ่มละประมาณกึ่งหนึ่งของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าโดยรวมของโครงการ รวมทั้ง กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 เห็นชอบให้เลื่อน SCOD ของโครงการฯ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในระยะที่ 1 ออกไปอีก 3 เดือน เป็นภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือ (ระยะที่ 2) ยังคงเป็นไปตามกำหนดระยะเวลาเดิม คือ ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561
3. สรุปสถานะของโครงการฯ ณ วันที่ 30 ธันวาคม 2559 มีผู้เข้าร่วมโครงการทั้งหมด 67 ราย ปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้า จำนวน 281.32 เมกะวัตต์ โดยแบ่งออกเป็น 5 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่มที่ 1 ได้รับใบอนุญาตครบและ COD ตามกำหนด มีจำนวน 52 ราย รวม 217.87 เมกะวัตต์ กลุ่มที่ 2 กกพ. ได้มีมติให้ขยาย SCOD ตามเงื่อนไขสัญญา จำนวน 3 ราย รวม 15 เมกะวัตต์ กลุ่มที่ 3 อยู่ระหว่างก่อสร้างและขอรับใบอนุญาต จำนวน 8 ราย รวม 33.95 เมกะวัตต์ โดยมีความก้าวหน้าในการพัฒนาโครงการมากกว่าร้อยละ 80 และพร้อมจ่ายไฟฟ้า อย่างไรก็ตาม มีอุปสรรคบางประการที่ทำให้ไม่สามารถเริ่ม COD ได้ทันภายในสิ้นปี 2559 กลุ่มที่ 4 ติดปัญหาที่ตั้งโครงการ ไม่สามารถออกใบอนุญาตได้ จำนวน 3 ราย รวม 9.50 เมกะวัตต์ โดยที่ตั้งโครงการติดปัญหา เช่น พื้นที่ชุ่มน้ำ พื้นที่ป่าสงวน และติดผังเมือง ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือแจ้งผลการพิจารณาไม่เห็นชอบการออกใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงานไปแล้ว และกลุ่มที่ 5 ปฏิเสธการตอบรับซื้อ จำนวน 1 ราย 5 เมกะวัตต์ เนื่องจากสหกรณ์การเช่าซื้อที่ดินลำลูกกา (บมจ. ไทย แอพพลายแอนซ์ อินดัสตรี้) เปลี่ยนแปลงโฉนดที่ดินไม่ตรงกับคำขอขายไฟฟ้า
4. กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2560 ได้มีมติให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายแจ้งบอกเลิกสัญญากับผู้ผลิตไฟฟ้าที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ โดยเป็นกลุ่มที่ 3 จำนวน 8 ราย และกลุ่มที่ 4 จำนวน 3 ราย ซึ่งต่อมาในเดือนมีนาคม 2560 กลุ่มที่ 3 ได้ยื่นอุทธรณ์ยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้ามายังสำนักงาน กกพ. สำหรับกลุ่มที่ 4 ได้ยื่นอุทธรณ์คำสั่งไม่ออกใบอนุญาต 2 ราย และยื่นฟ้องศาลปกครอง 1 ราย ดังนั้น เพื่อบรรเทาผลกระทบแก่ผู้ประกอบกิจการที่ได้ลงทุนติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้า และสหกรณ์ซึ่งเป็นคู่สัญญา ตลอดจนการดำเนินตามนโยบายรัฐบาลในการส่งเสริมรายได้ให้แก่เกษตรกร สำนักงาน กกพ. จึงเสนอแนวทางแก้ไขปัญหาสำหรับโครงการที่ไม่สามารถ SCOD และยังไม่ได้รับการพิจารณาขยาย SCOD จำนวน 11 ราย ซึ่งได้มีการยื่นคำขออุทธรณ์ไว้แล้วภายในกำหนด และการพิจารณาเห็นชอบตามคุณสมบัติเป็นไปตามประกาศและหลักเกณฑ์ โดยกลุ่มที่ 3 อยู่ระหว่างก่อสร้างและขอรับใบอนุญาต จำนวน 8 ราย ขยายวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) จากเดิมวันที่ 30 ธันวาคม 2559 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2560 โดยกำหนดเงื่อนไขว่าต้องมีความพร้อมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (ก่อสร้างมากกว่าร้อยละ 80 และไม่ขัดข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้อง) ได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT เดิมที่ 5.66 บาทต่อหน่วย และระยะเวลาขายไฟฟ้าลดลง ทั้งนี้อายุสัญญาสิ้นสุดวันที่ 30 ธันวาคม 2584 (25 ปี นับจากวันที่ 30 ธันวาคม 2559) เช่นเดียวกับโครงการอื่น และหากพ้นวันที่ 30 มิถุนายน 2560 ยังไม่สามารถ COD ได้ ให้ถือว่าสัญญาสิ้นสุด และกลุ่มที่ 4 ติดปัญหาข้อกฎหมาย ที่ปรากฏขึ้นภายหลัง ไม่สามารถออกใบอนุญาตได้ จำนวน 3 ราย ขยายวัน COD จากเดิมวันที่ 30 ธันวาคม 2559 เป็นภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2560 โดยกำหนดเงื่อนไขว่าต้อง COD ภายในระยะเวลา 6 เดือน นับจากได้รับแจ้งผลการพิจารณาอุทธรณ์ ได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT เดิมที่ 5.66 บาทต่อหน่วย และระยะเวลาขายไฟฟ้าลดลง ทั้งนี้ อายุสัญญาสิ้นสุดวันที่ 30 ธันวาคม 2584 (25 ปี นับจากวันที่ 30 ธันวาคม 2559) เช่นเดียวกับโครงการอื่น และหากไม่สามารถ COD ภายใน 6 เดือน นับจากได้รับแจ้งผลการพิจารณาอุทธรณ์ ให้ถือว่าสัญญาสิ้นสุด
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาการยื่นอุทธรณ์ของผู้ประกอบการ กลุ่มสหกรณ์ภาคการเกษตร จำนวน 11 ราย ภายใต้โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 1 ให้แล้วเสร็จ และนำมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. ในการประชุม เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 เห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตรขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ได้เห็นชอบให้ขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) ของโครงการฯ จากเดิมภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 เห็นชอบให้เลื่อน SCOD ของโครงการฯ โดยให้มีการทยอยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ เป็นระยะๆ โดยมีกำหนด SCOD ครั้งแรกภายในวันที่ 30 กันยายน 2559 สำหรับพื้นที่ที่มีความพร้อมด้านระบบส่งไฟฟ้า และไม่เกินภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 สำหรับพื้นที่ที่เหลือ โดยให้มีการปรับปรุงการกำหนดเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามกลุ่มเป้าหมายให้ชัดเจน เช่น 400 เมกะวัตต์ สำหรับกลุ่มสหกรณ์การเกษตร และอีก 400 เมกะวัตต์ สำหรับหน่วยงานราชการ หรือกลุ่มละประมาณกึ่งหนึ่งของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าโดยรวมของโครงการ รวมทั้ง กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 เห็นชอบให้เลื่อน SCOD ของโครงการฯ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในระยะที่ 1 ออกไปอีก 3 เดือน เป็นภายในวันที่30 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้ ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือ (ระยะที่ 2) ยังคงเป็นไปตามกำหนดระยะเวลาเดิม คือ ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561
2. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่ 4.12 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี และเห็นชอบ FiT Premium สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนใต้ (ตลอดอายุโครงการ) ที่อัตรา 0.50 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ ให้ใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้านี้สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตรรอบถัดไป และการประกาศรับซื้อไฟฟ้าครั้งต่อๆ ไปจนกว่า กพช. จะมีมติเห็นชอบอัตราใหม่
3. การดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 1 โดย กกพ. ได้ติดตามผลการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการฯ ระยะที่ 1 ซึ่งมีผู้ผ่านการคัดเลือกรวม 67 ราย (สหกรณ์การเกษตรทั้งหมด) กำลังผลิตติดตั้ง 281.32 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ เป้าหมายการรับซื้อที่ได้รับตามมติ กพช. จำนวน 800 เมกะวัตต์ เมื่อหักในส่วนของการรับซื้อระยะที่ 1 จึงมีเป้าหมายคงเหลือ 518.68 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นส่วนราชการ 400 เมกะวัตต์ สหกรณ์ภาคการเกษตร 118.68 เมกะวัตต์
4. การดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 2 โดย กกพ. ได้มอบหมายให้ สำนักงาน กกพ. หารือสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) ในประเด็นข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับแนวทางการดำเนินโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการ ซึ่ง สคก. ได้แจ้งความเห็น สรุปได้ว่า (1) กรณีส่วนราชการ ไม่มีกฎหมายให้อำนาจส่วนราชการในการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ย่อมไม่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ (2) กรณีมหาวิทยาลัยในกำกับรัฐ หากกฎหมายจัดตั้งมหาวิทยาลัยในกำกับรัฐไม่ได้กำหนดวัตถุประสงค์และอำนาจหน้าที่ในเรื่องดังกล่าวไว้อย่างชัดเจนแล้ว ย่อมไม่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ (3) กรณีองค์การที่รัฐจัดตั้งขึ้น หากกฎหมายจัดตั้งให้อำนาจองค์การในการประกอบกิจการอันมีลักษณะในทางการค้า องค์การนั้นย่อมสามารถเข้าร่วมโครงการนี้ได้ เช่น กรณีขององค์การสงเคราะห์ทหารผ่านศึก และ (4) กรณีองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) แม้ว่ากฎหมายจะกำหนดให้อำนาจ อปท. ในการดำเนินกิจการในลักษณะที่เป็นการพาณิชย์ได้ แต่การดำเนินกิจการเชิงพาณิชย์ต้องเป็นการดำเนินการประกอบกิจการค้าขายภายในท้องถิ่นอันเป็นไปเพื่อประโยชน์ของประชาชนในท้องถิ่นโดยตรงเท่านั้น อปท. จึงไม่มีอำนาจเข้าร่วมโครงการฯ ได้ นอกจากนี้ สำนักงาน กกพ. ได้ตรวจสอบ พ.ร.บ. มหาวิทยาลัย จำนวน 25 แห่ง ไม่พบว่ามีมหาวิทยาลัยในกำกับของรัฐที่มีวัตถุประสงค์ตามกฎหมายให้ประกอบกิจการในเชิงพาณิชย์โดยตรง จึงไม่สามารถดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าในโครงการฯ ดังนั้นจึงมีเพียงกรณีองค์การที่รัฐจัดตั้งขึ้น คือ องค์การสงเคราะห์ทหารผ่านศึก เท่านั้นที่สามารถเข้าร่วมโครงการได้ ต่อมา เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2560 กกพ. ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อแจ้งความเห็นของคณะกรรมการกฤษฎีกาเกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการว่า หน่วยงานของรัฐที่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้โดยไม่ขัดหรือแย้งกับบทบัญญัติแห่งกฎหมายอื่นที่เกี่ยวข้องมีจำกัด และไม่สามารถดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าในโครงการฯ ได้ครบถ้วนตามเป้าหมายที่ กพช. กำหนด
5. กกพ. ได้ประชุมหารือร่วมกับกระทรวงพลังงาน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2560 เพื่อกำหนดเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับสหกรณ์ภาคการเกษตร ในระยะที่ 2 จำนวน 119 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นส่วนที่เหลือจากระยะที่ 1 จำนวน 19 เมกะวัตต์ ในพื้นที่ประกาศเดิม (ภาคเหนือ ภาคตะวันออก ภาคตะวันตก และภาคกลาง) และระยะที่ 2 จำนวน 100 เมกะวัตต์ ในพื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือและภาคใต้ สำหรับส่วนราชการ จัดสรรเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ และต่อมา กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2560 ได้พิจารณาแนวทางการดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 2 และได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อทราบแนวทางการดำเนินโครงการฯ ดังนี้ (1) อยู่ระหว่างจัดทำระเบียบ ประกาศ และหลักเกณฑ์ที่เกี่ยวข้อง ซึ่งต้องผ่านกระบวนการรับฟังความคิดเห็น โดยคาดว่าจะประกาศลงราชกิจจานุเบกษาได้ภายในต้นเดือนเมษายน 2560 (2) รูปแบบการดำเนินโครงการฯ แบ่งเป็น 3 ขั้นตอน โดยขั้นตอนแรก หน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ยื่นคำขอสิทธิในการจับสลาก พร้อมแสดงพื้นที่ตั้งโครงการและจุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ขั้นตอนที่สอง จับสลากเพื่อจัดสรรจุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า โดยคาดว่าจะประกาศผลประมาณต้นเดือนพฤษภาคม 2560 และขั้นตอนที่สาม รับคำขอขายไฟฟ้าและพิจารณาเงื่อนไขคุณสมบัติของผู้ที่ผ่านการจับสลาก คาดว่าจะแล้วเสร็จประมาณต้นเดือนพฤศจิกายน 2560 (3) อยู่ระหว่างรวบรวมข้อมูลเพื่อกำหนดเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้าสำหรับหน่วยงานราชการที่เหมาะสม โดยไม่เกินเกณฑ์จัดสรร 100 เมกะวัตต์ (4) อัตรารับซื้อไฟฟ้า อยู่ที่ 4.12 บาทต่อหน่วย ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 และ (5) ขยายกำหนด SCOD จากเดิมวันที่ 30 มิถุนายน 2561 เป็นภายในวันที่ 28 ธันวาคม 2561 ทั้งนี้ ในการประชุมหารือข้อราชการกระทรวงพลังงาน ประจำเดือนมีนาคม 2560 เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2560 ที่ประชุมได้สรุปเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับหน่วยงานราชการ 100 เมกะวัตต์ และสหกรณ์ภาคการเกษตร 119 เมกะวัตต์ ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้ประสานแจ้งเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้าดังกล่าว ให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ใช้เป็นข้อมูลประกอบการจัดสรรการผลิตไฟฟ้าจากแหล่งพลังงานทดแทนเชิงพื้นที่ (RE Zoning) และประสานแจ้งให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายดำเนินการจัดทำศักยภาพระบบไฟฟ้า (Grid Capacity) เพื่อใช้เป็นเอกสารแนบท้ายประกาศจัดหาไฟฟ้าต่อไป
6. สำนักงาน กกพ. จึงได้เสนอ กบง. เพื่อขอความเห็นชอบเป้าหมายและพื้นที่รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ดังนี้ (1) สหกรณ์ภาคการเกษตร เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้า 119 เมกะวัตต์ โดยแบ่งสัดส่วนเชิงพื้นที่ เป็นภาคตะวันออกเฉียงเหนือและภาคใต้ 100 เมกะวัตต์ และพื้นที่ประกาศเดิม (ภาคเหนือ ภาคตะวันออก ภาคตะวันตก และภาคกลาง) 19 เมกะวัตต์ สำหรับส่วนราชการ (ที่มีคุณสมบัติเข้าร่วมโครงการได้) เป้าหมายการรับซื้อ 100 เมกะวัตต์ (2) การพัฒนาโครงการฯ จำเป็นต้องดำเนินการตามขั้นตอนทางกฎหมายให้แล้วเสร็จภายในเดือนพฤศจิกายน 2560 เพื่อดำเนินการลงนามสัญญาซื้อขายกับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายซึ่งใช้ระยะเวลา 120 วัน และดำเนินการก่อสร้างซึ่งใช้ระยะเวลาอีกประมาณ 9 เดือน จึงทำให้เจ้าของโครงการไม่สามารถพัฒนาโครงการและ COD ได้ทันกำหนด ดังนั้น จึงขอเลื่อน SCOD สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในระยะที่ 2 จากเดิมภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 เป็นภายในวันที่ 28 ธันวาคม 2561 ได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ที่ 4.12 บาทต่อหน่วย โดยมีอายุสัญญา 25 ปี สิ้นสุดวันที่ 28 ธันวาคม 2586
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 2 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ ทั้งในส่วนของสหกรณ์ภาคการเกษตร เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้า 119 เมกะวัตต์ และส่วนราชการ (ที่มีคุณสมบัติเข้าร่วมโครงการได้) เป้าหมายการรับซื้อ 100 เมกะวัตต์ สำหรับรายละเอียดการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าในแต่ละพื้นที่ มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และ กกพ. ร่วมกันหารือแนวทางและรายละเอียด ที่เหมาะสมในการดำเนินโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 2 และเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานหรือคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
เรื่องที่ 8 รายงานสรุปงานหยุดจ่ายก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก ระหว่างวันที่ 25 มีนาคม - 2 เมษายน 2560
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้รายงานสรุปผลการดำเนินงานตามมาตรการรองรับผลกระทบด้านพลังงานไฟฟ้า ในช่วงการหยุดจ่ายก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก (แหล่งยาดานา) ระหว่างวันที่ 25 มีนาคม – 2 เมษายน 2560 ได้ดังนี้ (1) ปริมาณการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงทดแทนก๊าซฯ ต่ำกว่าแผน โดยแผนการใช้เชื้อเพลิงในช่วงการทำงานวันที่ 24 มีนาคม – 3 เมษายน 2560 คาดการณ์ว่าจะมีการใช้น้ำมันเตา และน้ำมันดีเซลในปริมาณ 102 และ 13.9 ล้านลิตร ตามลำดับ แต่ระหว่างวันที่ 24 มีนาคม – 2 เมษายน 2560 มีปริมาณการใช้จริงของน้ำมันเตาอยู่ที่ 28.98 ล้านลิตร ส่วนน้ำมันดีเซลไม่มีการใช้ (2) ความต้องการใช้ไฟฟ้าจริงต่ำกว่าแผน โดยได้มีการคาดการณ์ว่า ในวันที่ 30 มีนาคม 2560 จะปริมาณการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) อยู่ที่ระดับ 28,250 เมกะวัตต์ แต่ค่าที่เกิดขึ้นจริงในระบบของ กฟผ.อยู่ที่ระดับ 26,220 เมกะวัตต์ และค่าที่เกิดขึ้นจริงในระบบของทั้ง 3 การไฟฟ้าที่อยู่ระดับ 27,051 เมกะวัตต์ (3) ภาพรวมระบบไฟฟ้ามีความมั่นคงตลอดช่วงการหยุดจ่ายก๊าซฯ เนื่องจาก 4 สาเหตุหลัก คือ สภาพอากาศที่มีฝนตก และอุณหภูมิต่ำลงจากพายุฤดูร้อน มาตรการความร่วมมือลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) ระหว่างวันที่ 27 - 31 มีนาคม 2560 ปตท. สามารถจ่ายก๊าซฯ ฝั่งตะวันออกเพื่อทดแทนก๊าซฯ ฝั่งตะวันตกได้มากกว่าแผน และ ปตท.สามารถทำงานแล้วเสร็จก่อนแผนประมาณ 1 วัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง. ครั้งที่ 36 - วันอังคารที่ 7 มีนาคม 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2560 (ครั้งที่ 36)
เมื่อวันอังคารที่ 7 มีนาคม 2560 เวลา 14.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
3. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมีนาคม 2560
4. การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG กรณีการนำเข้าและส่งออกก๊าซ LPG
5. การใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมัน
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายประเสริฐ สินสุขประเสริฐ)
แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในเดือนกุมภาพันธ์ 2560 ยังอยู่ในระดับทรงตัว แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปริมาณแหล่งขุดเจาะน้ำมันดิบ และปริมาณน้ำมันดิบสำรองเชิงพาณิชย์ของประเทศสหรัฐฯ มีจำนวนเพิ่มมากขึ้น รวมทั้งปริมาณซื้อขายในตลาดซื้อขายล่วงหน้าสูงเป็นประวัติการณ์ ทั้งนี้ ในภาพรวมคาดการณ์ว่าราคาน้ำมันดิบจะทรงตัวอยู่ที่ประมาณ 50-55 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ส่วนราคาน้ำมันสำเร็จรูปยังทรงตัวตามราคาน้ำมันดิบ แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาน้ำมันสำเร็จรูปปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากเริ่มเข้าสู่ ช่วงเทศกาลถือศีลอดและช่วงท่องเที่ยวของชาวมุสลิม รวมทั้งโรงกลั่นในทวีปเอเชียจะปิดซ่อมบำรุงตามแผน ช่วงเดือนมีนาคม – เมษายน 2560 (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนมีนาคม 2560 ราคา CP (Contract Price) อยู่ที่ 540 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อนหน้า จำนวน 15 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากราคาโพรเพน (C3) ปรับตัวลดลง ทั้งนี้ คาดการณ์ว่าราคา CP เดือนเมษายน 2560 จะยังทรงตัวอยู่ที่ประมาณ 500 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) ราคาถ่านหิน ในภาพรวมยังทรงตัวอยู่ที่ประมาณ 70 - 80 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากประเทศจีนปรับลดปริมาณการผลิตถ่านหินลง รวมทั้งประเทศอังกฤษปิดโรงไฟฟ้าถ่านหินเพิ่มเติมเพื่อให้เป็นไปตามแผนการปรับลดปริมาณก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ของประเทศ และ (4) ราคาก๊าซ LNG ในเดือนกุมภาพันธ์ 2560 ราคาปรับตัวลดลง โดยเฉลี่ยอยู่ที่ 6.8 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียูและในเดือนมีนาคม 2560 ราคา LNG ยังคงมีทิศทางปรับตัวลดลง เนื่องจากหมดช่วงฤดูหนาวของหลายประเทศ ปริมาณการผลิตก๊าซ LNG ของประเทศออสเตรเลียและมาเลเซียเพิ่มสูงขึ้น แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากท่อส่ง LNG ของประเทศไนจีเรียระเบิด แต่ล่าสุดสามารถควบคุมสถานการณ์ได้แล้วและเริ่มส่งออกก๊าซ LNG ได้ตามปกติ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
ความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558 – 2579 (Oil Plan 2015) ไตรมาสที่ 1 ปี 2560 แบ่งเป็น 2 ส่วน คือ (1) ส่วนที่มีความก้าวหน้าในการดำเนินงาน คือ มาตรการที่ 5 สนับสนุนการลงทุนในระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิง ได้แก่ การสนับสนุนระบบโลจิสติกส์ที่มีประสิทธิภาพโดยการพัฒนาระบบขนส่งน้ำมันทางท่อ ปัจจุบันสายเหนืออยู่ระหว่างการพิจารณารายงาน EIA ของคณะกรรมการ ผู้ชำนาญการของสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) ส่วนสายตะวันออกเฉียงเหนือเมื่อเดือนมกราคม 2560 กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้เข้าชี้แจงรายละเอียดโครงการเบื้องต้นต่อผู้ว่าราชการทั้ง 5 จังหวัด (จังหวัดสระบุรี จังหวัดลพบุรี จังหวัดชัยภูมิ จังหวัดนครราชสีมา และจังหวัดขอนแก่น) ขณะนี้อยู่ระหว่างการเตรียมการเพื่อจัดประชุมรับฟังความคิดเห็นของผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในพื้นที่ที่ท่อพาดผ่าน และการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ ปัจจุบัน ธพ. ได้ยกเลิกการคัดเลือกที่ปรึกษา เนื่องจากมูลนิธิเพื่อสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย บริษัทที่ปรึกษาที่ผ่านการคัดเลือกให้เหลือน้อยราย จำนวน 1 ราย ไม่ประสงค์จะดำเนินการศึกษา (เนื่องจากเงื่อนไขเรื่องระยะเวลา และผู้เชี่ยวชาญจากต่างประเทศ) และ (2) ส่วนที่ความก้าวหน้าในการดำเนินงานยังคงเดิม คือ มาตรการที่ 2 บริหารจัดการชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม ได้แก่ การบริหารจัดการชนิดของเชื้อเพลิงให้เหมาะสมกับกลุ่มผู้ใช้ต่างๆ กรณี NGV ซึ่งที่ผ่านมามีการเปิดให้บริการสถานีบริการก๊าซธรรมชาติเฉพาะตามแนวท่อก๊าซ จำนวน 1 สถานี และได้ดำเนินการก่อสร้างศูนย์พักรถขนส่งสินค้าพร้อมสถานีบริการก๊าซธรรมชาติ (NGV Terminal Hub) เฟสแรกแล้วเสร็จและเปิดบริการแล้ว ปัจจุบันอยู่ระหว่างก่อสร้างวางท่อเพื่อเปลี่ยนเป็นสถานีแนวท่อ จำนวน 1 แห่ง ส่วนการลดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิง ธพ. ได้ชะลอการยกเลิกน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 เนื่องจากสถานการณ์ปริมาณเอทานอลเริ่มไม่คงที่จึงต้องรอความชัดเจนของนโยบาย และการกำหนดมาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิงภูมิภาคอาเซียน ปัจจุบันอยู่ระหว่างรอข้อคิดเห็นเกี่ยวกับข้อเสนอการจัดทำร่างมาตรฐานน้ำมันอาเซียนของประเทศสมาชิกอาเซียน จากสำนักความร่วมมือระหว่างประเทศ นอกจากนี้ยังมีในส่วนของมาตรการที่ 4 ผลักดันการใช้เชื้อเพลิง เอทานอลและไบโอดีเซล ตามแผน AEDP 2015 ได้แก่ ศึกษาการกำหนดมาตรฐานน้ำมันดีเซลที่ผสมไบโอดีเซล ในสัดส่วนร้อยละ10 ซึ่งปัจจุบัน ธพ. อยู่ระหว่างดำเนินการศึกษารวบรวมและติดตามข้อมูล
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมีนาคม 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควตาการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPGณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของกรมธุรกิจพลังงาน ในส่วนของการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน คือ ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม ส่วนที่ 2 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ โดยให้ ราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง + ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ทั้งนี้ เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ และ (2) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนผลิตและจัดหา โดยยกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซ ที่นำเข้าจากต่างประเทศ โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรของ โรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับ การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมีนาคม 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ต้นทุนเดือนกุมภาพันธ์ – เมษายน 2560 เพิ่มขึ้นจากเดือนพฤศจิกายน 2559 – มกราคม 2560 ที่ 0.1177 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.2638 บาทต่อกิโลกรัมเป็น 13.3815 บาทต่อกิโลกรัม (2) โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก ต้นทุนอ้างอิงราคาตลาดโลกที่สูตรราคา CP โดยต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในเดือนมีนาคม 2560 เท่ากับ 540 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) การนำเข้า ต้นทุนเดือนมีนาคม 2560 อยู่ที่ 584.7996 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (20.5787 บาทต่อกิโลกรัม) และ (4) บริษัท ปตท.สผ. สยาม จำกัด ต้นทุนเดือนกุมภาพันธ์ – เมษายน 2560 เพิ่มขึ้น 0.20 บาท ต่อกิโลกรัม จาก 15.00 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.20 บาทต่อกิโลกรัม โดยสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนมีนาคม 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 540 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนกุมภาพันธ์ 2560 อยู่ที่ 35.1893 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับลดลง 0.9327 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 21.5114 บาทต่อกิโลกรัม (604.0595 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 20.5787 บาทต่อกิโลกรัม (584.7996 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และราคา ณ โรงกลั่นของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคปิโตรเคมีที่อ้างอิงราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average) ปรับลดลง 0.2624 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 15.6913 บาทต่อกิโลกรัม (440.6266 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 15.4289 บาทต่อกิโลกรัม (438.4531 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
3. เพื่อเป็นการลดภาระการชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ และเตรียมการในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในอนาคต ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2560 มีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของก๊าซ LPG อยู่ที่ 6,961 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.96 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับลดการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ ลง 0.9327 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 7.5663 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 6.6336 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมัน#1) มีรายรับจำนวน 1,887 ล้านบาทต่อเดือน และมีรายจ่ายเพื่อทำการรักษาระดับราคาขายปลีก ก๊าซ LPG (กองทุน#2) จำนวน 2,330 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น กองทุนน้ำมันฯ (#1 และ #2) มีรายจ่ายสุทธิ 443 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งเป็นภาระที่ลดลงจากเดือนกุมภาพันธ์ 2560 จำนวน 47 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือน มีนาคม 2560 ดังนี้
(1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 13.3815 บาทต่อกิโลกรัม
(2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 19.0022 บาทต่อกิโลกรัม
(3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 20.5787 บาทต่อกิโลกรัม
(4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.2000 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร กิโลกรัมละ 6.6336 บาท
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 6 พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 8 มีนาคม 2560 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 4 การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG กรณีการนำเข้าและส่งออกก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 9 มกราคม 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบกำหนดให้ผู้นำเข้าก๊าซ LPG ต้องรายงานปริมาณและราคาจริงของการนำเข้าก๊าซ LPG ให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) รับทราบ โดยให้ ธพ. เป็นหน่วยงานหลัก พร้อมด้วยสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ดำเนินการศึกษามาตรการรองรับความเสียหายอันเกิดจากการชดเชยราคาส่วนต่างจากการนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน และให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ต้องจำหน่ายก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติให้แก่ผู้ค้าทุกรายที่มีความต้องการซื้อ ในช่วงเวลาก่อนการเปิดบริการคลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA) รวมทั้งให้ ธพ. และ สนพ. ทบทวนหลักการ การขออนุญาตส่งออกก๊าซ LPG นอกราชอาณาจักร และทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร กรณีได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักร และนำมาเสนอให้ กบง. พิจารณาอีกครั้ง ซึ่งจากสถานการณ์ก๊าซ LPG ภายหลังจากการเปิดเสรีการนำเข้าก๊าซ LPG เมื่อวันที่ 10 มกราคม 2560 ช่วงเดือนมกราคม – พฤษภาคม 2560 สรุปได้ว่า เดือนมกราคม 2560 ก๊าซ LPG สำหรับใช้ในประเทศยังขาดอยู่ประมาณ 7,987 ตัน และเดือนกุมภาพันธ์ขาดอยู่ประมาณ 2,506 ตัน ทั้งนี้ กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ให้ผู้ค้าก๊าซ LPG บริหารจัดการดึงก๊าซ LPG ในสต็อกของตนเองมาใช้ ตั้งแต่เดือนมีนาคม-พฤษภาคม 2560 ทำให้เดือนมีนาคม 2560 มีปริมาณก๊าซ LPG ส่วนเกิน 48,701 ตัน เดือนเมษายน 2560 มีปริมาณก๊าซ LPG ส่วนเกิน 26,753 ตัน และเดือนพฤษภาคม 2560 มีปริมาณก๊าซ LPG ส่วนเกิน 21,281 ตัน
2. การจัดทำมาตรการรองรับความเสียหายอันเกิดจากการชดเชยราคาส่วนต่างจากการนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน โดย ธพ. ได้ยกร่างประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดเงื่อนไขการนำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลวของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 พ.ศ. .... โดยมีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) ให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่มีปริมาณการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อนำมาจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงในราชอาณาจักรปฏิบัติ ต้องทำสัญญายินยอมชดใช้ค่าเสียหายกรณีไม่นำเข้าตามแผน มีการแจ้งยืนยันการปฏิบัติตามแผนการนำเข้าก่อนเรือนำเข้ามาถึงเขตท่าศุลกากรล่วงหน้าเป็นเวลาไม่น้อยกว่า 3 วัน และแจ้งรายละเอียดเกี่ยวกับปริมาณ ราคา และค่าใช้จ่ายที่เกิดจากการนำเข้าก๊าซ LPG ภายใน 5 วัน นับแต่วันที่เข้ามาในราชอาณาจักรแล้วเสร็จ (2) อธิบดี ธพ. จะพิจารณาสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้าก๊าซ LPG เป็นกรณีฉุกเฉิน เมื่อมีเหตุอันอาจทำให้เกิดภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG และกระทบต่อความมั่นคงของประเทศ จากเหตุอย่างหนึ่งอย่างใด เช่น ได้รับแจ้งว่าผู้ผลิตก๊าซ LPG ภายในประเทศมีปัญหาปิดซ่อมแซมฉุกเฉิน และผู้ค้าน้ำมันไม่นำเข้าตามแผนการนำเข้าที่ได้แจ้งไว้ เป็นต้น ทั้งนี้ ให้เสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบก่อนออกคำสั่ง (3) หากผู้ค้าน้ำมันไม่ดำเนินการตามแผนการนำเข้าก๊าซ LPG จนเป็นเหตุให้จำเป็นต้องสั่งให้มีการนำเข้าเป็นกรณีฉุกเฉิน อธิบดี ธพ. จะออกคำสั่งเป็นหนังสือกำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันชำระเงินชดเชยค่าเสียหายตามที่ได้ให้ความยินยอม ภายใน 30 วันนับแต่วันที่ทราบคำสั่ง (4) หากผู้ค้าน้ำมันไม่ชำระเงินโดยถูกต้องครบถ้วนภายในระยะเวลาที่กำหนด อธิบดี ธพ. จะมีหนังสือเตือนให้ผู้ค้าน้ำมันชำระเงินภายในระยะเวลาที่กำหนดอีกครั้งหนึ่งแต่ต้องไม่น้อยกว่า 7 วัน ถ้าไม่มีการปฏิบัติตามคำเตือนจะพิจารณาใช้มาตรการบังคับทางปกครองโดยการยึดหรืออายัดทรัพย์สินและขายทอดตลาดเพื่อชำระเงินให้ครบถ้วน ตามกฎหมายว่าด้วยวิธีปฏิบัติราชการทางปกครองต่อไป (5) ผู้ค้าน้ำมันที่ไม่ได้นำเข้าก๊าซ LPG ตามแผนที่แจ้งไว้ในเดือนใด ไม่ว่าการไม่นำเข้าตามแผนดังกล่าวจะส่งผลให้มีการสั่งนำเข้าก๊าซ LPG เป็นกรณีฉุกเฉินหรือไม่ก็ตาม ให้ถือว่าเป็นการไม่ปฏิบัติตามเงื่อนไขเกี่ยวกับการดำเนินการค้าที่ออกตามมาตรา 8 แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ซึ่งจะถูกลงโทษตามมาตรา 36 จำคุกไม่เกิน 6 เดือน หรือปรับไม่เกิน 50,000 บาท หรือทั้งจำทั้งปรับ (6) รัฐมนตรีอาจพิจารณาเพิกถอนใบอนุญาตเป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 เมื่อผู้ค้าน้ำมันไม่นำเข้าตามแผน 3 ครั้ง ใน 1 ปีปฏิทิน (7) ผู้ค้าน้ำมันที่ไม่อาจดำเนินการตามแผน การนำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว อันเนื่องมาจากเหตุสุดวิสัย ไม่ต้องรับผิดในค่าเสียหาย และยกเว้นความผิดตามมาตรา 36 ทั้งนี้ ให้ผู้ค้าน้ำมันแจ้งเหตุหรือพฤติการณ์ดังกล่าว พร้อมหลักฐานเป็นหนังสือ ให้อธิบดี ธพ. ทราบภายใน 7 วัน นับถัดจากวันที่เหตุนั้นสิ้นสุดลง และให้เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณา และ (8) การพิจารณายกเลิกประกาศฯ เมื่อเกิดกรณีใดกรณีหนึ่ง ได้แก่ โครงสร้างราคาก๊าซ LPG ถูกกำหนดโดยอุปสงค์และอุปทาน หรือกลไกตลาด สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงและมีการแข่งขันอย่างเสรี ไม่มีการควบคุมการนำเข้าหรือการส่งออกที่เป็นอุปสรรคต่อการค้าก๊าซ LPG ระหว่างประเทศ เมื่อพ้น 3 ปี นับแต่วันที่ประกาศนี้มีผลใช้บังคับ
3. มาตรการเพิ่มสำรองก๊าซ LPG ธพ. ได้ยกร่างประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดชนิดและอัตรา หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการคำนวณปริมาณสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... โดยมีสาระสำคัญ ดังนี้ ระยะที่หนึ่ง (วันที่ 1 กรกฎาคม – 30 กันยายน 2560) เพื่อปรับให้เกิดความมั่นคงทางพลังงานของประเทศเพิ่มขึ้น โดยยกเลิกการให้เงื่อนไขการผ่อนปรนการเก็บสำรอง LPG ในแต่ละวันไว้ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 70 ของปริมาณที่มีหน้าที่ต้องเก็บสำรองส่งผลให้ผู้ค้าต้องสำรอง LPG ในแต่ละวันเท่ากับปริมาณที่มีหน้าที่ต้องสำรอง (ร้อยละ 100) โดยกำหนดอัตราสำรอง LPG ร้อยละ 1 ทั้งจากการผลิตในประเทศและการนำเข้า และคงอัตราสำรองก๊าซธรรมชาติ ที่ร้อยละ 0.5 ระยะที่สอง (วันที่ 1 ตุลาคม 2560 – 31 ธันวาคม 2563) คงอัตราสำรอง LPG ที่ผลิตภายในประเทศและก๊าซธรรมชาติเท่าเดิมที่อัตราร้อยละ 1 และร้อยละ 0.5 ตามลำดับ แต่เพิ่มอัตราสำรอง LPG นำเข้า เป็นร้อยละ 1.5 เพื่อให้เกิดความเสมอภาคระหว่างการจัดหาภายในประเทศ และการนำเข้า และระยะที่สาม (ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 เป็นต้นไป) ปรับเพิ่มอัตราสำรอง LPG ที่มาจากการผลิตภายในประเทศจากร้อยละ 1 เป็นร้อยละ 2.5 และเพิ่มอัตราสำรองก๊าซธรรมชาติจากร้อยละ 0.5 เป็นร้อยละ 1.5 และเพิ่มอัตราสำรอง LPG นำเข้า เป็นร้อยละ 4 ส่งผลให้จำนวนวันที่สำรองก๊าซ LPG เพียงพอใช้ได้เพิ่มขึ้นจาก 5 วัน เป็นประมาณ 15 วัน
4. การส่งออกก๊าซ LPG หลังเปิดเสรีนำเข้า ในส่วนของการเปิดเสรีนำเข้าก๊าซ LPG จำเป็นต้องปรับเปลี่ยนการกำหนดหลักเกณฑ์การส่งออกก๊าซ LPG ของประเทศให้มีความยืดหยุ่นมากขึ้น โดยเห็นควรให้ผู้ค้าสามารถขออนุญาตส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศได้ เพื่อเป็นการรักษาสมดุลการผลิตและจัดหาให้สอดคล้องกับความต้องการภายในประเทศ โดยให้ ธพ. เป็นผู้อนุญาตการส่งออกก๊าซ LPG โดยให้พิจารณาการส่งออกเป็นรายเที่ยว กรณีการขออนุญาตส่งออกก๊าซ LPG จากปริมาณที่ผลิตได้ในประเทศ จะพิจารณาอนุญาตให้ส่งออกได้ในกรณีที่ประเทศมีก๊าซ LPG เพียงพอใช้แล้ว และยังมีส่วนเกินปริมาณจัดหาอยู่ โดยจะอนุญาตให้ส่งออกได้ไม่เกินกว่า ปริมาณจัดหาส่วนที่เกินกว่าความต้องการใช้ภายในประเทศเท่านั้น และหากได้รับอนุญาตให้ส่งออก ผู้ค้ามีหน้าที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามหลักเกณฑ์ที่กำหนด ส่วนการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า รัฐยังคงกำหนดราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกฯ ที่หลักเกณฑ์ของราคา Cost Plus และราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นฯ ที่หลักเกณฑ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) แต่ในบางกรณีราคาที่รัฐกำหนดดังกล่าวอาจจะต่ำกว่าราคาที่ผู้ผลิตควรจะได้หากผู้ผลิตทำการส่งออกเอง ดังนั้น ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ จึงจำเป็นต้องกำหนดเงื่อนไขการส่งออกที่จำเป็นเพิ่มเติมเพื่อให้ผู้ผลิตจำหน่ายก๊าซ LPG เข้าสู่ระบบภายในประเทศเป็นหลัก โดยต้องมีการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับก๊าซที่อนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักรเท่ากับส่วนต่างของราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง (CP+X) และราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (Cost Plus) ดังสูตร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกโดยโรงแยกฯ = (CP+X) – ราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ โรงแยกก๊าซฯ สามารถส่งออกก๊าซ LPG ได้ในกรณีที่กรมธุรกิจพลังงานพิจารณาเห็นชอบแล้วว่าเป็นการส่งออกก๊าซ LPG ในกรณีจำเป็นเท่านั้น ส่วนการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร โดยโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก สำหรับก๊าซที่อนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักร เท่ากับส่วนต่างของ ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง (CP+X) และราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและ โรงอะโรเมติกที่อิงราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) ดังสูตร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกโดยโรงกลั่นฯ = (CP+X) – CP
มติของที่ประชุม
1. รับทราบมาตรการรองรับความเสียหายอันเกิดจากการชดเชยราคาส่วนต่างจากการนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉินของกรมธุรกิจพลังงาน
2. เห็นชอบหลักการการขออนุญาตส่งออกก๊าซ LPG นอกราชอาณาจักร ดังนี้
(1) ให้กรมธุรกิจพลังงานเป็นผู้ควบคุมดูแลการส่งออกเนื้อก๊าซ LPG โดยให้พิจารณาการขออนุญาตส่งออกเป็นรายเที่ยว
(2) อนุญาตให้ส่งออกก๊าซ LPG จากปริมาณที่ผลิตได้ในประเทศ จะพิจารณาอนุญาตเฉพาะผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่เป็นผู้ผลิตก๊าซ LPG และในปริมาณไม่เกินกว่าส่วนที่เกินกว่าความต้องการใช้ภายในประเทศ
3. เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร กรณีได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักร ดังนี้
(1) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรโดย โรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักรตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เท่ากับส่วนต่างของราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง (CP+X) และราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (Cost Plus)
(2) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร โดยโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก สำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักรตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เท่ากับส่วนต่างของราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง (CP+X) และราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติกที่อิงราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP)
โดยที่ ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) คือ ราคาประกาศเปโตรมิน ณ ราสทานูรา ซาอุดิอาราเบีย ด้วยสัดส่วนระหว่างโพรเพนและบิวเทน 50:50 ณ เดือนที่คำนวณราคา
4. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักรตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 กิโลกรัมละ 7.1972 บาท
5. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักร โดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก สำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักรตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 กิโลกรัมละ 1.5765 บาท
6. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินคืนกองทุนสำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักร ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 กิโลกรัมละ 6.6336 บาท
ทั้งนี้ ให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานตามคำแนะนำของผู้แทนจากสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
เรื่องที่ 5 การใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมัน
สรุปสาระสำคัญ
เนื่องจากช่วงเดือนมกราคม - มีนาคม 2560 ราคาน้ำมันตลาดโลกอยู่ในช่วงขาขึ้นที่ประมาณ 50 - 55 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล จึงมีคำถามว่ากองทุนน้ำมันฯ ซึ่งมีฐานะสุทธิอยู่ที่ประมาณ 3.3 หมื่นล้านบาท จะมีบทบาทในการดูแลราคาน้ำมันอย่างไร ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอหลักการ 3 ข้อ ดังนี้
1. หากราคาน้ำมันปรับขึ้นสูงกว่าราคาฐานซึ่งต้องพิจารณาอีกครั้งว่าราคาฐานควรอยู่ระดับใด กองทุนน้ำมันฯ จะเข้าช่วยครึ่งหนึ่งและราคาขายปลีกจะปรับขึ้นครึ่งหนึ่ง (Half – Half Concept) เพื่อไม่ให้ราคาขายปลีกปรับขึ้นในอัตราที่สูงมากเกินไป แต่จะไม่ช่วยทั้งหมดเพราะหากต้องการยกเลิกการช่วยเหลือภายหลังจะดำเนินการ ได้ยาก ตัวอย่างหลักการ Half – Half กรณีน้ำมันดีเซล สมมติว่ากำหนดราคาฐานไว้ที่ 65 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และเมื่อราคาน้ำมันดิบสูงถึงราคาฐาน กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าไปสนับสนุน ในช่วงที่ราคาน้ำมันดิบดูไบ 65 – 79 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยครึ่งหนึ่งตั้งแต่ 0.01 – 1.41 บาทต่อลิตร และอีกครึ่งหนึ่งจะเป็นการปรับขึ้นราคาขายปลีก ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกอยู่ในช่วง 28.59 – 29.99 บาทต่อลิตร
2. กำหนดเพดานราคาขายปลีก เมื่อราคาน้ำมันดิบขึ้นสูงมากอาจต้องมีการกำหนดเพดานราคาขายปลีกขั้นสูงไว้ เช่น ปัจจุบันราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ประมาณ 54 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล หรือเทียบเท่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลที่ประมาณ 26.59 บาทต่อลิตร ดังนั้น อาจจะมีเพดานราคาขายปลีกขั้นที่หนึ่ง ที่ 28.59 บาทต่อลิตร ในระยะเวลา 3 เดือน และจากนั้นอาจจะมีเพดานราคาขายปลีกที่ 29.99 บาทต่อลิตร อีกหนึ่งครั้ง ซึ่งตัวเลขเหล่านี้สามารถปรับเปลี่ยนได้ แต่หลักการคือมีเพดานราคาขายปลีกโดยอาจจะมี 1 ขั้น หรือ 2 ขั้น แล้วแต่การพิจารณา ของ กบง.
3. หากราคาน้ำมันดิบดูไบสูงเกินค่าใดค่าหนึ่ง อาจจะต้องใช้ภาษีสรรพสามิตมาช่วย ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ประมาณการว่ากองทุนน้ำมันฯ จะสามารถช่วยเหลือได้จนราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกสูงถึง 80 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล โดยจะยกตัวอย่าง 2 กรณี ดังนี้ กรณีที่ 1 กำหนดราคาฐานไว้ที่ 65 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และกำหนดเพดานราคาขายปลีกไว้ที่ 29.99 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าช่วยที่ระดับราคาน้ำมันดิบดูไบอยูที่ 65 – 72 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล โดยกองทุนน้ำมันฯ ช่วยตั้งแต่ 0.01 – 0.71 บาทต่อลิตร ซึ่งทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันอยู่ในช่วง 28.59 - 29.29 บาทต่อลิตร ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีภาระที่ 648 ล้านบาทต่อเดือน และหากราคาน้ำมันดิบดูไบปรับขึ้นเป็น 72 – 79 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเข้าไปช่วยตามหลักการ Half – Half โดยจะชนเพดานที่ 79 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยที่ประมาณ 1.4 บาทต่อลิตร ซึ่งจะทำให้มีรายจ่ายที่ประมาณ 2 พันล้านบาทต่อเดือน และหากน้ำมันดิบเพิ่มขึ้นไปถึง 79 เหรียญฯสหรัฐต่อบาร์เรล หรือมากกว่า กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยที่ประมาณ 2 บาทต่อลิตร ซึ่งจะทำให้มีรายจ่ายอยู่ที่ประมาณ 3,600 บาทต่อเดือน สำหรับกรณีน้ำมันดีเซล และส่วนที่เหลือภาษีสรรพสามิตจะต้องลดลง ซึ่งปัจจุบันอัตราภาษีสรรพสามิตอยู่ที่ 5.85 บาทต่อลิตร จากฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในปัจจุบันจะช่วยได้ประมาณ 8-9 เดือน ตามตัวอย่างที่กล่าวแล้วเป็นกรณีน้ำมันดีเซล โดยหลักการนี้จะใช้ทั้งน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซล กรณีการช่วยน้ำมันเบนซินด้วย รายจ่ายทั้งหมดจะอยู่ที่ประมาณ 5 พันล้านบาทต่อเดือน กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยได้ประมาณ 6 เดือน และกรณีที่ 2 ราคาฐานไว้ที่ 55 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และกำหนดเพดานราคาขายปลีกไว้ที่ 26.99 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯ เริ่มเข้าช่วยที่ระดับราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 55 – 59 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยที่ประมาณ 0.40 บาทต่อลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันอยู่ในช่วง 26.59 - 26.99 บาทต่อลิตร และในหลักการเดียวกันหากราคาน้ำมันดิบดูไบขยับขึ้น กองทุนน้ำมันฯ จะเข้าช่วยครึ่งหนึ่งจนถึงเพดาน และหากราคาน้ำมันดิบดูไบสูงกว่า 70 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเข้าช่วยที่ประมาณ 3 บาทต่อลิตร ซึ่งจะทำให้ภาระกองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ประมาณ 5,400 ล้านบาทต่อเดือนสำหรับกรณีน้ำมันดีเซล และส่วนที่เหลือภาษีสรรพสามิตจะต้องลดลง และหากรวมน้ำมันเบนซินด้วยซึ่งจะมีค่าใช้จ่ายอยู่ที่ประมาณ 2,500 ล้านบาทต่อเดือน ทำให้มีค่าใช้จ่ายรวมทั้งหมดประมาณ 8,000 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานจัดทำข้อเสนอการใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมันและให้นำเสนอในการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานครั้งต่อไป
กพช. ครั้งที่ 12 วันจันทร์ที่ 15 พฤษภาคม 2560
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2560 (ครั้งที่ 12)
เมื่อวันจันทร์ที่ 15 พฤษภาคม 2560 เวลา 13.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1. ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
2. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3. แนวทางการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับสภาวะวิกฤติก๊าซธรรมชาติปี 2564-2566
4. รายงานผลการดำเนินคดีปกครองที่เกี่ยวกับคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
5. ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการสตึงมนัม (Tariff MOU)
6. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
9. ความก้าวหน้าโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2559 คณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้นำข้อคิดเห็นของกระทรวงต่างๆ ไปปรับปรุงในขั้นตอนการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) ต่อมาในวันที่ 4 เมษายน 2560 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย ที่สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ร่วมกับ สคก. จัดทำขึ้น พร้อมหลักเกณฑ์ในการตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย และมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2559 เรื่อง นโยบายการปฏิรูปกฎหมายในส่วนที่เกี่ยวกับฝ่ายบริหาร โดยให้เป็นหลักเกณฑ์ในการตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติท้ายระเบียบว่าด้วยหลักเกณฑ์และวิธีเสนอเรื่องต่อคณะรัฐมนตรี พ.ศ. 2548 และให้หน่วยงานของรัฐถือปฏิบัติอย่างเคร่งครัดต่อไป โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ได้ชี้แจงรายละเอียดร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ต่อคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ซึ่งได้มีการพิจารณาเสร็จสิ้นแล้ว เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2560
2. ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... มี 7 หมวด (มาตรา 1 - 45) และบทเฉพาะกาล (มาตรา 46 - 55) จำนวนทั้งหมด 55 มาตรา สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้ (1) วัตถุประสงค์ของกองทุน (มาตรา 5) ให้จัดตั้งกองทุนขึ้นกองทุนหนึ่ง เรียกว่า “กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง” ในสำนักงานกองทุนน้ำมันฯ มีวัตถุประสงค์ 5 ข้อ ดังนี้ ข้อ 1 รักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม ข้อ 2 สนับสนุนเชื้อเพลิงชีวภาพให้มีส่วนต่างราคาที่สามารถแข่งขันกับน้ำมันเชื้อเพลิงได้ ข้อ 3 บรรเทาผลกระทบจากการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับผู้มีรายได้น้อยและผู้ด้อยโอกาส ข้อ 4 สนับสนุนการลงทุนการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ เพื่อป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และเพื่อประโยชน์ความมั่นคงทางด้านพลังงาน และ ข้อ 5 สนับสนุนการลงทุนระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อประโยชน์แก่ความมั่นคงทางด้านพลังงาน ทั้งนี้ การดำเนินการตามวัตถุประสงค์ตามวรรคหนึ่ง ให้อยู่ภายใต้กรอบนโยบายที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนด (2) คณะกรรมการ (มาตรา 9) ให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันฯ มีองค์ประกอบคณะกรรมการทั้งหมด 15 คน โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และมีผู้อำนวยการสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นกรรมการและเลขานุการ (3) อำนาจหน้าที่คณะกรรมการ (มาตรา 14) อาทิ เสนอแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันฯ กำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนหรือได้รับเงินชดเชย และกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน หรืออัตราเงินชดเชย อัตราเงินที่ส่งเข้ากองทุนคืนจากกองทุน และอัตราเงินชดเชยคืนกองทุน เป็นต้น (4) สถานะสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (มาตรา 18) ให้มีสำนักงานกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะเป็นหน่วยงานของรัฐที่เป็นนิติบุคคล และไม่เป็นส่วนราชการตามกฎหมายว่าด้วยระเบียบบริหารราชการแผ่นดิน หรือรัฐวิสาหกิจตามกฎหมายว่าด้วยวิธีการงบประมาณหรือกฎหมายอื่น และให้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (5) อำนาจหน้าที่สำนักงาน (มาตรา 19) ได้แก่ จัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันฯ รวมทั้งรายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติการตามแผนดังกล่าว เสนอต่อคณะกรรมการ และกู้ยืมเงินโดยความเห็นชอบของคณะกรรมการและโดยอนุมัติของคณะรัฐมนตรี เพื่อดำเนินงานตามวัตถุประสงค์ของกองทุนตามมาตรา 5 (1) (2) หรือ (3) ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหนด (6) การดำเนินงานของกองทุน (มาตรา 26) กองทุนต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้ตามวรรคสองแล้วต้องไม่เกินจำนวน 40,000 ล้านบาท เมื่อกองทุนมีจำนวนเงินไม่เพียงพอเพื่อดำเนินงานตามวัตถุประสงค์ของกองทุนตามมาตรา 5 (1) (2) หรือ (3) ให้สำนักงานโดยความเห็นชอบของคณะกรรมการและโดยอนุมัติของคณะรัฐมนตรีมีอำนาจกู้ยืมเงินตามมาตรา 19 (3) เป็นจำนวนไม่เกิน 20,000 ล้านบาท ตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหนด ทั้งนี้การเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินที่กองทุนต้องมีตามวรรคหนึ่ง และกรอบวงเงินกู้ตามวรรคสองให้สอดคล้องกับสถานการณ์ทางเศรษฐกิจให้กระทำได้โดยการตราพระราชกฤษฎีกา และ (7) บทกำหนดโทษ (หมวด 7 มาตรา 40 - 45) เพื่อให้การบังคับใช้พระราชบัญญัติเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ มีการกำหนดบทลงโทษสำหรับผู้ไม่ส่งเงินเข้ากองทุน ผู้ส่งเงินเข้าไม่ครบถ้วนตามจำนวน ผู้ไม่ให้ถ้อยคำหรือไม่ส่งเอกสารหรือหลักฐาน ผู้แจ้งความเท็จหรือให้ถ้อยคำเท็จ
3. เพื่อให้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. …. ดำเนินการตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมาย หน่วยงานเจ้าของเรื่อง (สนพ. และ สบพน.) ต้องจัดทำความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย โดยเฉพาะขั้นตอนการจัดรับฟังความคิดเห็นและจัดทำรายละเอียดการวิเคราะห์ผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากกฎหมาย (Regulatory Impact Assessment : RIA) และจัดส่งให้คณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาตรวจสอบ Checklist และนำเสนอคณะรัฐมนตรี และ สนช. ต่อไป โดยการดำเนินการในระยะต่อไป ได้แก่ (1) จัดทำรายละเอียด RIA ตามหลักเกณฑ์ใน Checklist ที่ สลค. และ สคก.ปรับปรุงขึ้น เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย (2) จัดการรับฟังความคิดเห็นตามหลักเกณฑ์ในข้อ 10 ของ Checklist โดยนำร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ที่ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ไปรับฟังความคิดเห็นผ่านเว็บไซต์ของ สนพ. และ สบพน. ตั้งแต่วันที่ 2 พฤษภาคมถึงวันที่ 1 มิถุนายน 2560 รวม 31 วัน และ สนพ. เตรียมจัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นในวันที่ 1 มิถุนายน 2560 ณ สโมสรทหารบก (ถนนวิภาวดีรังสิต) โดยคาดว่าจะมีจำนวนผู้เข้าร่วมไม่น้อยกว่า 200 คน (3) จัดทำกฎหมายลำดับรองตามหลักเกณฑ์ในข้อ 9 ของ Checklist และ (4) การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ลงวันที่ 23 ธันวาคม 2547
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือนมีนาคม 2560 ภาครัฐได้มีภาระผูกพันไปแล้วทั้งหมด 9,210 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะ 428 เมกะวัตต์ ชีวมวล 3,612เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 445 เมกะวัตต์ พลังน้ำขนาดเล็ก 48 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,586 เมกะวัตต์ แสงอาทิตย์ 2,994 เมกะวัตต์ และอื่นๆ (เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) 97 เมกะวัตต์ โดยปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทั้งหมดดังกล่าวคิดเป็นร้อยละ 57 ของเป้าหมาย AEDP ปี 2579 ทั้งนี้ ภาระผูกพันที่ภาครัฐได้รับซื้อ ณ มีนาคม 2560 จำนวน 9,210 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้วจำนวน 7,041 ราย รวม 6,988เมกะวัตต์ โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่าง COD จำนวน 140 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 1,831 เมกะวัตต์ และโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว จำนวน41 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 391เมกะวัตต์ นอกจากนี้ ยังมีส่วนของโครงการที่เอกชนผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อใช้เอง (IPS) อีกจำนวน 804 เมกะวัตต์ ซึ่งเมื่อรวมกับส่วนที่มีภาระผูกพันข้างต้น จะมีปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนรวมทั้งสิ้น 10,014 เมกะวัตต์
2. สถานะการรับซื้อไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง แบ่งเป็น (1) ขยะ ประกอบด้วย ขยะชุมชน เป็นการรับซื้อแบบ Adder มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 44 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 391 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 109 เมกะวัตต์ สำหรับขยะอุตสาหกรรม เป็นการรับซื้อแบบ Feed-in Tariff (FiT) มีโครงการผูกพันกับภาครัฐลงนามสัญญาซื้อขายแล้ว 7 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 37 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 13 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 31 ธันวาคม 2562 (2) ชีวมวล มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 243 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 3,612 เมกะวัตต์ มีโครงการที่เอกชนผลิตเพื่อใช้เอง 23 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 445 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 4,057 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 1,513 เมกะวัตต์ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT ระยะที่ 1 ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ดำเนินการแล้วเสร็จตามเป้าหมาย 36 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2561 (3) ก๊าซชีวภาพ มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 190 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 445 เมกะวัตต์ เอกชนผลิตเพื่อใช้เอง 18 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 41 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 486 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 794 เมกะวัตต์ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT ระยะที่ 1 ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา เป้าหมาย 10 เมกะวัตต์ ดำเนินการได้เพียง 2 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2561 เป้าหมายส่วนที่เหลือ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ประกาศรับซื้อไฟฟ้าแล้วเมื่อวันที่ 28 เมษายน 2560 โดยมีกำหนด SCOD วันที่ 30 มิถุนายน 2562 และ (4) พลังงานแสงอาทิตย์ มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 6,654 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 2,994 เมกะวัตต์ ผลิตเพื่อใช้เอง 6 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 11 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 3,005 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 2,995 เมกะวัตต์ ส่วนการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 1 ได้รับใบอนุญาตครบและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามกำหนด 55 ราย รวม 232.87 เมกะวัตต์ ยังไม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบและอยู่ระหว่างอุทธรณ์ 11 ราย รวม 43.45 เมกะวัตต์ และถูกปฏิเสธการตอบรับซื้อ 1 ราย ปริมาณ 5 เมกะวัตต์ ส่วนโครงการฯ ระยะที่ 2 กกพ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าแล้ว เมื่อวันที่ 28 เมษายน 2560 มีเป้าหมายรับซื้อ 219 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นสหกรณ์ 119 เมะวัตต์ และส่วนราชการ 100 เมกะวัตต์ โดยมีกำหนด SCOD วันที่ 30 มิถุนายน 2561 นอกจากนี้ ยังมีโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ SPP Hybrid Firm อยู่ระหว่างเตรียมประกาศและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้า โดยมีเป้าหมายรับซื้อ 300 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 แนวทางการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับสภาวะวิกฤติก๊าซธรรมชาติปี 2564-2566
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้มีมติรับทราบการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015)ที่ปรับปรุงใหม่ และเห็นชอบแนวทางการปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหาและนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) และจากแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติที่ปรับปรุงใหม่ พบว่าความต้องการ LNG ของประเทศในช่วงปี 2564 และ 2566 มากเกินกว่าที่โครงสร้างพื้นฐานในช่วงเวลานั้นจะสามารถรองรับได้ โดยในปี 2564 คาดว่าจะมีความต้องการ LNG อยู่ที่ 14.1 ล้านตันต่อปี ขณะที่โครงสร้างพื้นฐานรองรับได้เพียง 11.5 ล้านตันต่อปี นอกจากนี้ การสรุปแนวทางการบริหารจัดการแหล่งเอราวัณ และบงกชที่สัมปทานจะหมดอายุในปี 2565 – 2566 มีความล่าช้า ทำให้การผลิตก๊าซฯ ในอ่าวไทยมีปริมาณน้อยกว่าที่คาดการณ์ไว้ในแผน และอาจมีการผลิตไม่ต่อเนื่อง
2. กระทรวงพลังงาน ได้จัดทำแนวทางการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับสภาวะวิกฤติก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 เพื่อแก้ไขปัญหาความต้องการส่วนเกินและพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหาและนำเข้า LNG ในเบื้องต้น ดังนี้
2.1 มาตรการที่สามารถดำเนินการได้ทันทีและได้ดำเนินการแล้ว ได้แก่ การเจรจาตกลงราคาและปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติโครงการบงกชเหนือ โดยมีการรับประกันอัตราขั้นต่ำในการผลิตช่วงปี 2562 ถึงเดือนเมษายน 2564 เพื่อให้มีปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติก่อนสิ้นอายุสัมปทานในปี 2565 เพิ่มขึ้น ซึ่งจะทำให้ความสามารถในการจ่าย LNG น้อยกว่าความต้องการใช้ในปี 2564 ลดลงจาก 2.6 ล้านตัน เหลือเพียง 2.0 ล้านตัน
2.2 มาตรการเบื้องต้นที่จัดทำขึ้นเพื่อเสนอ กพช. ซึ่งจะต้องวิเคราะห์เพิ่มเติมก่อนตัดสินใจภายในปี 2560 โดยจากการประเมินผลกระทบวิกฤติก๊าซธรรมชาติพบว่า หากความสามารถในการจ่ายก๊าซธรรมชาติในปี 2564 น้อยกว่าความต้องการใช้ 2.0 ล้านตัน จะส่งผลกระทบต่อภาคการผลิตไฟฟ้าของประเทศ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 13,623 ล้านหน่วย หรือเทียบเท่าโรงไฟฟ้า 1,700 เมกะวัตต์ ดังนั้น จึงได้กำหนดแนวทางการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับผลกระทบของภาคการผลิตไฟฟ้า ในปี 2564 ดังนี้ (1) ด้านการลดความต้องการใช้ไฟฟ้า (Demand Side) ได้แก่ การส่งเสริมติดตั้งแผงโซล่าร์บนหลังคา (Solar Rooftop) เพื่อลดความต้องการไฟฟ้าช่วงพีคกลางวัน จำนวน 1,000 เมกะวัต์ และมาตรการ Demand Response (DR) เพื่อประหยัดไฟฟ้าตามช่วงเวลาที่ภาครัฐกำหนดเป็นการเฉพาะ จำนวน 500 เมกะวัตต์ (2) ด้านการจัดหาเชื้อเพลิง/พลังงานไฟฟ้า (Supply Side) ได้แก่ การจัดหาก๊าซธรรมชาติส่วนเพิ่มจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (Joint Development Area: JDA) การเพิ่มความสามารถในการสำรอง LNG เพิ่มเติม เช่น การขยาย LNG Receiving Terminal แห่งที่ 1 (T-1) ที่มาบตาพุด จังหวัดระยอง ให้รองรับการนำเข้า LNG จาก 11.5 ล้านตันต่อปี เป็น15 ล้านตันต่อปี การเร่งรัดการสร้าง Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ในเมียนมาการพัฒนาโครงการ FSRU เพิ่มเติมในพื้นที่ภาคใต้ รวมถึงเปิดให้เอกชนลงทุนใน FSRU ที่มาบตาพุด เป็นต้น และ (3) การจัดหาพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติม เช่น การรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว เพิ่มเติมจากสัญญาที่มีอยู่แล้ว (น้ำเทิน 1 และไซยะบุรี) โครงการใหม่ที่พร้อมเสนอขาย (น้ำงึม 3) หรือซื้อไฟฟ้าโรงไฟฟ้าถ่านหินโครงการใหม่ (BLCPส่วนขยาย โรงไฟฟ้าเกาะกง ของกัมพูชา โครงการเซกอง ของ สปป. ลาว) รวมทั้งการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นจากนโยบาย SPP Hybrid Firm และ VSPP Semi-Firm
3. จากสภาวะวิกฤติก๊าซธรรมชาติไม่เพียงพอกับความต้องการใช้ในปี 2564 เหตุผลส่วนหนึ่งมาจากการที่โรงไฟฟ้าถ่านหินภาคใต้ไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) โดยสรุปประเด็นปัญหา ได้ดังนี้ (1) โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดกระบี่ กำลังผลิต 800 เมกะวัตต์ มีกำหนด SCOD ในปี 2562 ประกอบด้วยโรงไฟฟ้าถ่านหินและท่าเทียบเรือบ้านคลองรั้ว ปัจจุบันล่าช้ากว่าแผนงานประมาณ 3-5 ปี เนื่องจากมีประชาชนบางส่วนยังไม่เห็นด้วยกับโครงการและมีข้อเรียกร้องจนทำให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องหยุดพิจารณาโครงการ ปัจจุบันอยู่ระหว่างรอความชัดเจนเกี่ยวกับแนวทางการศึกษาและการจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) รวมทั้งแนวทางการจัดรับฟังความคิดเห็นเพิ่มเติมจากสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) และ (2) โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดเทพา ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าถ่านหินเครื่องที่ 1-2 รวมกำลังผลิต 2,000 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ในปี 2564 และ 2567 ตามลำดับ และท่าเทียบเรือสำหรับโครงการ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการพิจารณา EIA และรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมทรัพยากรธรรมชาติและสุขภาพ (EHIA) ของคณะกรรมการผู้ชำนาญการพิจารณารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (คชก.) ทั้งนี้ หากโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดทั้งสองแห่งไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนดในแผน PDP 2015 จะส่งผลกระทบต่อความมั่นคงทางไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้และเกิดความเสี่ยงในการเกิดปัญหาไฟฟ้าดับ ดังนั้น ควรมีการตัดสินใจเพื่อให้สามารถจัดหาไฟฟ้าเพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้อย่างน้อย 800 เมกะวัตต์ เช่น การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA หรือการพัฒนา FSRU เพิ่มเติมในพื้นที่ภาคใต้ เพื่อนำไปใช้ในโรงไฟฟ้าจะนะส่วนขยาย (โครงการจะนะ 3) และการพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนหรือโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดในพื้นที่ใหม่ เช่น อำเภอปานาเระ จังหวัดปัตตานี เป็นต้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 รายงานผลการดำเนินคดีปกครองที่เกี่ยวกับคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบว่า ในช่วงปี 2555 – 2559 มีคดีที่ กพช.ถูกฟ้องร้องต่อศาลปกครอง จำนวน 14 คดี โดยมีคดีที่มีการดำเนินการในปัจจุบัน จำนวน 2 คดี ดังนี้
1. มาตรการค่าไฟฟ้าฟรี โดยสมาคมต่อต้านสภาวะโลกร้อนกับพวกรวม 5 คน ได้ฟ้องคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กพช. คณะรัฐมนตรี การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) เป็นคดีปกครอง โดยให้เพิกถอนคำสั่งหรือมติเกี่ยวกับมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี เฉพาะในส่วนที่เกี่ยวกับการผลักภาระค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าในครัวเรือนไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือนในอดีต หรือ 50 หน่วยต่อเดือนในปัจจุบัน ไปให้ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ กิจการเฉพาะอย่าง และองค์กรที่ไม่แสวงหากำไร หรือประชาชนผู้ประกอบการ หรืออุตสาหกรรมต่างๆ ทั่วประเทศ รวมทั้งให้ กฟภ. และ กฟน. คืนเงินที่เรียกเก็บไปแล้วคืนให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าที่รับภาระค่าไฟฟ้าดังกล่าว ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 จนถึงวันที่ศาลพิพากษาหรือมีคำสั่งพร้อมอัตราดอกเบี้ยตามที่ศาลกำหนด ต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2560ศาลปกครองกลางได้พิพากษาเพิกถอนมติ กกพ. และ กพช. เฉพาะในส่วนที่เกี่ยวกับการผลักภาระอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีของผู้ใช้ไฟฟ้าในครัวเรือนซึ่งติดตั้งมาตรวัดกระแสไฟฟ้าขนาด 5 (15) แอมแปร์ และใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือนในอดีต หรือ 50 หน่วยต่อเดือนในปัจจุบัน ให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท กิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ กิจการเฉพาะอย่าง และองค์กรที่ไม่แสวงหากําไร โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่คดีถึงที่สุดเป็นต้นไป คําขออื่นนอกจากนี้ให้ยกคำขอ ซึ่ง กกพ. และ กพช. ได้ยื่นอุทธรณ์คำพิพากษาดังกล่าว โดยพนักงานอัยการผู้รับมอบอำนาจได้ยื่นคำอุทธรณ์ต่อศาลแล้วเมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2560 ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครองสูงสุด สำหรับผู้ฟ้องคดีมิได้อุทธรณ์คำพิพากษา
2. ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ต้องการให้รับซื้อไฟฟ้าแบบเดียวกับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โดยผู้ประกอบกิจการไฟฟ้า SPP ได้ยื่นฟ้อง กพช. กกพ. และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ต่อศาลปกครองกลางจำนวน 3 คดี มีผู้ฟ้องคือ (1) บริษัท เอ ที ไบโอพาวเวอร์ จำกัด (2) บริษัท มุ่งเจริญไบโอแมส จำกัด กับพวกรวม 2 คน และ (3) บริษัท สุราษฎร์ธานี กรีน เอ็นเนอยี่ จำกัด โดยผู้ฟ้องคดีซึ่งเป็น SPP ได้ฟ้องกรณีมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่กำหนดให้เปลี่ยนแปลงอัตราราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเชื้อเพลิงชีวมวลสำหรับ VSPP จากแบบ Adder เป็นแบบ Feed-in Tariff (FiT)ถือเป็นการกระทำที่เลือกปฏิบัติโดยไม่ชอบด้วยกฎหมาย ดังนั้น จึงขอให้กำหนดนโยบายและแนวทางหลักเกณฑ์ในการรับซื้อไฟฟ้าของ SPP ให้เป็นแบบเดียวกับ VSPP ทั้งนี้ สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการของ กพช. ได้จัดทำคำให้การและมอบอำนาจให้พนักงานอัยการแก้ต่างคดีแล้ว และจะรายงานความก้าวหน้าให้ กพช. ทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการสตึงมนัม (Tariff MOU)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2543 รัฐบาลไทยและกัมพูชาได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจเพื่อส่งเสริมความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างทั้งสองประเทศ และเมื่อวันที่ 18 - 19 ธันวาคม 2558นายกรัฐมนตรีของไทยและนายกรัฐมนตรีกัมพูชา ได้ประชุมหารือเกี่ยวกับความร่วมมือโครงการสตึงมนัม เพื่อให้เกิดความร่วมมือด้านพลังงานและการบริหารจัดการน้ำร่วมกันอย่างบูรณาการ ต่อมาในการประชุม Asia Cooperation Dialogue Summit ครั้งที่ 2 เมื่อวันที่ 9 ตุลาคม 2559 ทั้งสองฝ่ายยินดีสนับสนุนการพัฒนาโครงการสตึงมนัม
2. เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2559 ณ สถานเอกอัครราชทูต กรุงพนมเปญ นายกรัฐมนตรีกัมพูชาได้มีข้อสั่งการไปยังหน่วยงานที่เกี่ยวข้องของกัมพูชาว่าเห็นชอบให้ตั้งโรงไฟฟ้าในฝั่งไทยและผันน้ำให้ฝ่ายไทยใช้โดยไม่คิดค่าใช้จ่าย ต่อมาเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2560 กระทรวงเหมืองแร่และพลังงานของกัมพูชามีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานของไทย แจ้งว่ารัฐบาลกัมพูชาได้ให้สิทธิ์บริษัท Steung Meteuk Hydropower จำกัด (SMH) ในการจัดทำ Feasibility Study เพื่อพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าสตึงมนัม และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 ได้มีมติรับทราบความคืบหน้าการดำเนินงานโครงการไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัม และมอบหมายให้คณะกรรมการทรัพยากรน้ำแห่งชาติ กรมทรัพยากรน้ำ และกรมชลประทาน รับไปเตรียมการวางแผนการดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการนำน้ำจากโครงการไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัมไปใช้ประโยชน์ในพื้นที่ภาคตะวันออก โดยให้ประสานงานกับกระทรวงพลังงานในส่วนที่เกี่ยวข้องตามขั้นตอนต่อไป
3. กระทรวงพลังงาน โดยคณะทำงานศึกษาแนวทางการผันน้ำจากประเทศเพื่อนบ้านได้ประชุมเมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2560 เพื่อพิจารณาข้อเสนอทางเลือกเกี่ยวกับความเป็นไปได้ในพื้นที่ตั้งโครงการและการนำน้ำจากโครงการสตึงมนัมปริมาณ 300 ล้านลูกบาศก์เมตร (ยกเว้นฤดูฝน) มาใช้ประโยชน์ โดยมี 3 ข้อเสนอคือ (1) ตั้งโรงไฟฟ้าฝั่งกัมพูชา ขนาด 24 เมกะวัตต์ พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ 105.6 ล้านหน่วยต่อปี ราคาค่าไฟฟ้า 10.75 บาทต่อหน่วย มูลค่าไฟฟ้า 2.60 บาทต่อหน่วย และมูลค่าน้ำ 2.87 บาทต่อลูกบาศก์เมตร (2) ตั้งโรงไฟฟ้าฝั่งไทย ขนาด 28 เมกะวัตต์ พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ 115 ล้านหน่วยต่อปี ราคาค่าไฟฟ้า 13.50 บาทต่อหน่วย มูลค่าไฟฟ้า 2.60 บาทต่อหน่วย และมูลค่าน้ำ 4.18 บาทต่อลูกบาศก์เมตร และ (3) ตั้งโรงไฟฟ้าทั้ง 2 ฝั่ง ขนาดรวม 52 เมกะวัตต์ พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ 220 ล้านหน่วยต่อปี ราคาค่าไฟฟ้า 8.50 บาทต่อหน่วย มูลค่าไฟฟ้า 2.60 บาทต่อหน่วย และมูลค่าน้ำ 4.33 บาทต่อลูกบาศก์เมตร ทั้งนี้ คณะทำงานฯ ได้พิจารณาแล้วมีความเห็นในหลักการว่าทางเลือกที่ 1 คือ โรงไฟฟ้าตั้งอยู่ฝั่งกัมพูชา เป็นทางเลือกที่ดีที่สุด และเมื่อวันที่ 12 เมษายน 2560 กระทรวงพลังงานได้ทำหนังสือถึงรัฐบาลกัมพูชา โดยเสนอทางเลือกที่ 1 ซึ่งโรงไฟฟ้าอยู่ฝั่งกัมพูชาและทางกัมพูชาจะไม่คิดค่าน้ำ รวมทั้งมอบหมายให้ บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด สามารถร่วมพัฒนาโครงการกับบริษัท Steung Meteuk Hydropower Co., Ltd. (SMH)
4. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2560 ได้มีการประชุมคณะกรรมการทรัพยากรน้ำแห่งชาติ (กนช.) และประธาน กนช. ได้สั่งการให้หาแนวทางที่สามารถนำน้ำจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัมมาใช้ประโยชน์ให้ถึงพื้นที่จังหวัดชลบุรี และ กนช. มีมติมอบหมายดังนี้ (1) ให้กรมทรัพยากรน้ำ (ทน.) เป็นเจ้าภาพหลักในการกำหนดแนวทางการผันน้ำจากเขื่อนสตึงมนัมให้เหมาะสมเพื่อรองรับการดำเนินงานภายใต้แผนงานพัฒนาระเบียงเศรษฐกิจภาคตะวันออก และเขตเศรษฐกิจพิเศษ (2) ให้กรมชลประทาน (ชป.) วางแผนการใช้น้ำและเพิ่มประสิทธิภาพการใช้น้ำของอ่างเก็บน้ำเพื่อใช้น้ำในพื้นที่ให้เกิดประโยชน์สูงสุด และ (3) ให้ ทน. และ ชป. ประสานงานกับกระทรวงพลังงานในส่วนที่เกี่ยวข้อง และรายงานความคืบหน้าให้ กนช. ทราบต่อไป
5. กฟผ. และบริษัท SMH ได้ร่วมกันจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจโครงการสตึงมนัม (MOU) เพื่อเป็นกรอบความร่วมมือในการพัฒนาโครงการระหว่าง กฟผ. กับบริษัท Steung Meteuk Hydropower โดยทั้งสองฝ่ายมีการตกลงกัน ดังนี้ (1) กฟผ. จะขอความเห็นชอบ MOU จาก กพช. และบริษัทฯ จะขอความเห็นชอบ จากหน่วยงานรัฐบาลของกัมพูชา ทั้งสองฝ่ายจะขอความเห็นชอบการลงนาม MOU ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม และแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบเป็นลายลักษณ์อักษร โดย MOU มีผลบังคับใช้ในวันที่ทั้งสองฝ่ายได้รับความเห็นชอบ (2) MOU มีผลนับตั้งแต่วันที่บังคับใช้จนถึงเหตุการณ์ที่เกิดขึ้นก่อนระหว่างการบังคับใช้ PPA การสิ้นสุดระยะเวลาบังคับใช้ 18 เดือนหลังจากลงนาม หรืออาจขยายได้หากทั้งสองฝ่ายเห็นชอบ ส่วนการยกเลิก MOU ทั้งสองฝ่ายต้องเห็นชอบเป็นลายลักษณ์อักษร (3) ทั้งสองฝ่ายจะร่วมมือกันศึกษาการพัฒนาโครงการสตึงมนัมซึ่งมีโรงไฟฟ้าและเขื่อนตั้งอยู่ที่กัมพูชา บริษัทฯ จะศึกษาความเป็นไปของโครงการ รวมถึงการรับซื้อไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบส่งให้สอดคล้องกับ Grid Code และแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) โดยเจรจาร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ขนานไปกับการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการ หากการเจรจาได้ข้อสรุป กฟผ. จะขอความเห็นชอบ PPA จากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน กพช. และคณะรัฐมนตรี ตามลำดับ และบริษัทฯ จะขอความเห็นชอบ PPA จากรัฐบาลกัมพูชา โดยแจ้งให้อีกฝ่ายทราบเป็นลายลักษณ์อักษรทันทีหลังจากได้รับความเห็นชอบ (4) PPA จะเริ่มบังคับใช้ตั้งแต่วัน Execution Date และมีอายุ 50 ปี นับจากวัน COD โดยอาจมีการต่ออายุสัญญาได้ หากทั้งสองฝ่ายและกัมพูชาให้ความเห็นชอบ ผู้พัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าเพื่อจำหน่ายให้ กฟผ. ประมาณ 24 เมกะวัตต์ และส่งน้ำให้ไทยระหว่างเดือนพฤศจิกายนถึงพฤษภาคม เฉลี่ยปีละประมาณ 300 ล้านลูกบาศก์เมตร ทั้งนี้ อาจมีการเปลี่ยนแปลงได้หากทั้งสองฝ่ายเห็นชอบ โดยคาดว่าจะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ในเดือนพฤศจิกายน 2566 อัตราค่าไฟฟ้าสูงสุด ไม่เกิน 10.75 บาทต่อหน่วย ซึ่งจะมีการเจรจาเพิ่มเติมต่อไป ทั้งนี้ กฟผ. จะรับซื้อไฟฟ้าภายใต้เงื่อนไขว่า โครงการต้องส่งน้ำมายังไทยและจะไม่มีการคิดค่าน้ำ เนื่องจากเป็นความร่วมมือในการใช้น้ำบริเวณชายแดนไทยและกัมพูชา รวมทั้ง กฟผ. จะเป็นผู้ร่าง PPA (5) แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบต้นทุนและค่าใช้จ่ายของตนที่เกิดจากการพัฒนาโครงการ การเจรจา และการบังคับใช้ MOU (6) เงื่อนไข MOU และข้อมูลอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องกับโครงการ การเจรจา และกรอบการเจรจา PPA จะต้องเก็บเป็นความลับ และไม่เปิดเผยแก่บุคคลที่สาม หากไม่ได้รับการยินยอมเป็นลายลักษณ์อักษร ยกเว้นการสั่งให้เปิดเผยโดยกฎหมายหรือศาล หรือหน่วยงานของรัฐที่เกี่ยวข้อง หรือข้อมูลเป็นที่รับรู้โดยสาธารณชนทั่วไปในขณะที่เปิดเผย หรือข้อมูลมีที่มาจากบุคคลที่ 3 ซึ่งไม่ได้อยู่ภายใต้การบังคับใช้เงื่อนไขนี้ ทั้งนี้ ข้อมูลที่ได้รับการยินยอมให้เปิดเผยจะต้องไม่นำไปใช้สร้างความเสียหายให้ทั้งสองฝ่าย (7) ทั้งสองฝ่ายไม่ต้องรับผิดชอบค่าเสียหายที่เกิดขึ้นจากเงื่อนไข MOU หรือการยกเลิก MOU (8) หากเกิดข้อพิพาทจะเจรจาและหารือกันอย่างรอมชอม (9) MOU จะบังคับใช้และตีความตามกฎหมายไทย และ (10) ทั้งสองฝ่ายจะจัดทำกรอบการเจรจา PPA อย่างโปร่งใส และสอดคล้องกับข้อตกลงใน MOU ห้ามให้มีการโอนสิทธิ์ เว้นแต่ได้รับความยินยอมเป็นลายลักษณ์อักษร และ MOU ต้องไม่กระทบหรือจำกัดสิทธิ์ของ กฟผ. ที่จะเจรจากับผู้พัฒนาโครงการรายอื่นๆ และการแจ้งหรือติดต่อใดๆ จะต้องเป็นลายลักษณ์อักษร โดยจัดส่งโดยตรง ไปรษณีย์ หรือแฟ็กซ์ ตามที่อยู่หรือหมายเลขที่กำหนด
6. การดำเนินงานด้านน้ำ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีการหารือเบื้องต้นกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและเสนอแนวทางดำเนินงานดังนี้ (1) มอบหมายให้ ทน. เป็นเจ้าภาพหลักในการกำหนดแนวทางการผันน้ำจากโครงการสตึงมนัมให้เหมาะสมเพื่อรองรับความต้องการใช้น้ำในเขตพื้นที่ระเบียงเศรษฐกิจภาคตะวันออก (EEC) และเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ (Special Economic Zone: SEZ) โดยให้นำการศึกษาที่มีอยู่เดิมมาปรับปรุงให้เหมาะสมและสอดคล้องกับการพยากรณ์ความต้องการใช้น้ำในแต่ละภาคเศรษฐกิจ ทั้งนี้ควรให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือน โดยให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ ชป. การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย การประปาส่วนภูมิภาค และบริษัท จัดการและพัฒนาทรัพยากรน้ำภาคตะวันออก จำกัด (มหาชน) (บริษัท East Water) ร่วมสนับสนุนการดำเนินงานด้วย (2) มอบหมายให้ ชป. รับไปเตรียมการศึกษาแนวเส้นทางการก่อสร้างระบบท่อส่งน้ำที่จะสามารถนำน้ำจากโครงการสตึงมนัมมาใช้ประโยชน์ในพื้นที่ภาคตะวันออก รวมทั้งเตรียมการจัดทำรายงานผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมให้สอดคล้องกับแนวทางข้างต้น โดยสามารถดำเนินการขอรับการจัดสรรงบประมาณการศึกษาและพัฒนาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจโครงการสตึงมนัม และให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ ทั้งนี้ ให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย สามารถลงนามในบันทึกความเข้าใจฯ กับผู้พัฒนาโครงการต่อไป เมื่อร่างบันทึกความเข้าใจฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดเรียบร้อยแล้ว
2. เห็นชอบแนวทางการดำเนินการด้านน้ำ และให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ดังนี้
2.1 มอบหมายให้กรมทรัพยากรน้ำ เป็นเจ้าภาพหลักในการกำหนดแนวทางการผันน้ำจากโครงการสตึงมนัมให้เหมาะสมเพื่อรองรับความต้องการใช้น้ำในเขตพื้นที่ระเบียงเศรษฐกิจภาคตะวันออก (EEC) และเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ (Special Economic Zone: SEZ) โดยให้นำการศึกษาที่มีอยู่เดิมมาปรับปรุงให้เหมาะสมและสอดคล้องกับการพยากรณ์ความต้องการใช้น้ำในแต่ละภาคเศรษฐกิจ ทั้งนี้ควรให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือน โดยให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กรมชลประทาน การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทยการประปาส่วนภูมิภาค และบริษัท จัดการและพัฒนาทรัพยากรน้ำภาคตะวันออก จำกัด (มหาชน) (บริษัท East Water) ร่วมสนับสนุนการดำเนินงานด้วย
2.2 มอบหมายให้กรมชลประทานรับไปเตรียมการศึกษาแนวเส้นทางการก่อสร้างระบบท่อส่งน้ำที่จะสามารถนำน้ำจากโครงการสตึงมนัมมาใช้ประโยชน์ในพื้นที่ภาคตะวันออก รวมทั้งเตรียมการจัดทำรายงานผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมให้สอดคล้องกับแนวทางข้อ 2.1 โดยสามารถขอรับการจัดสรรงบประมาณเพื่อดำเนินการศึกษาและพัฒนาต่อไป
2.3 มอบหมายให้สำนักงบประมาณ สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และหน่วยงานอื่นที่เกี่ยวข้องพิจารณาสนับสนุนการดำเนินงานของหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวกับนโยบายนี้ต่อไป
เรื่องที่ 6 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักการและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP Hybrid Firm) เพื่อสร้างความมั่นคงให้แก่ระบบไฟฟ้าและช่วยลดภาระการจัดหาเชื้อเพลิงประเภทใดประเภทหนึ่งในการผลิตไฟฟ้าลง ต่อมาองค์การบริหารส่วนจังหวัดนนทบุรี (อบจ. นนทบุรี) ได้มีหนังสือแจ้งกระทรวงพลังงานว่าได้ดำเนินโครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการระบบขยะมูลฝอย โดยเป็นโครงการนำร่องระยะเร่งด่วนตามแผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) เมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2557 รวมทั้งเป็นโครงการที่รัฐส่งเสริมให้เอกชนมีส่วนร่วมในการลงทุนภายใต้แผนยุทธศาสตร์การให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2558 - 2562 โดยให้สิทธิเอกชนลงทุนก่อสร้าง บริหารจัดการ และบำรุงรักษาระบบกำจัดขยะมูลฝอย ส่วนพลังงานความร้อนที่เกิดขึ้นจะนำไปผลิตไฟฟ้ามีเป้าหมายการกำจัดขยะมูลฝอยไม่ต่ำกว่า 1,000 ตันต่อวัน และผลิตไฟฟ้าขนาด 20 เมกะวัตต์ และเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2559 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบโครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการระบบกำจัดขยะมูลฝอยโดยให้ อบจ. นนทบุรี ดำเนินโครงการตามขั้นตอนแห่งพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 อบจ.นนทบุรี จึงได้มีหนังสือขอให้กระทรวงพลังงานกำหนดนโยบายอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจาก SPP สำหรับพลังงานประเภทขยะมูลฝอยชุมชน
2. สนพ. ได้วิเคราะห์โครงการของ อบจ. นนทบุรี พบว่ามีความสอดคล้องและเป็นโครงการนำร่องระยะเร่งด่วนตามแผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย นอกจากนี้อาจมีโครงการในลักษณะเดียวกันที่มีศักยภาพในอนาคต จึงเห็นสมควรที่จะนำเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบในหลักการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน ต่อมาเมื่อวันที่ 9 พฤษภาคม 2560 สนพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และกรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น (สถ.) ได้มีการประชุมหารือแนวทางและเงื่อนไขการจัดการขยะเป็นพลังงานไฟฟ้า และได้มีข้อสรุปแนวทางและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนสำหรับ SPP ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560
3. เมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม 2560 กบง. ได้รับทราบหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ดังนี้ (1) กำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ (2) การส่งเสริมจะเป็นในลักษณะ Non-firm เนื่องจากปัญหาเรื่องการจัดหาเชื้อเพลิงขยะที่ไม่แน่นอน อาจส่งผลให้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้อย่างสม่ำเสมอในรูปแบบ Firm (3) อัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน ไม่ควรสูงไปกว่าเพดานของอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการประเภท SPP Hybrid Firm (ปัจจุบันคือ 3.66 บาทต่อหน่วย ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560) เพื่อไม่ให้เป็นการเพิ่มภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้า โดยผู้พัฒนาโครงการอาจสามารถเสนอให้กระทรวงมหาดไทยพิจารณาแนวทางการสนับสนุนให้หน่วยงานท้องถิ่นจัดเก็บค่าธรรมเนียมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย (Tipping Fee) ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดฯ (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 เพื่อให้สามารถสนับสนุนค่า Tipping Fee ให้สอดคล้องกับกรอบอัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชนที่ กพช. กำหนดไว้ต่อไป (4) การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmap หรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล และ (5) กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 เช่นเดียวกับการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ SPP Hybrid Firm สำหรับการจัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT สำหรับ SPP ขยะชุมชนจะพิจารณาต้นทุนการผลิตไฟฟ้าให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดฯ (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 บนพื้นฐานค่าใช้จ่ายเฉลี่ยในการกำจัดขยะมูลฝอย ตามผลการศึกษาของ สถ. ร่วมกับการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค กรมโยธาธิการและผังเมือง กรมควบคุมมลพิษ และมหาวิทยาลัยเทคโนโลยีสุรนารี และสรุปอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP ขยะชุมชนสำหรับโรงไฟฟ้ากำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 เมกะวัตต์ แต่ไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ อัตรา FiT อยู่ที่ 3.66 บาทต่อหน่วย (FiTF อยู่ที่ 1.81 บาทต่อหน่วย และ FiTv ปี 2560 อยู่ที่ 1.85 บาทต่อหน่วย) ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี โดยอัตรา FiT จะใช้สำหรับโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2560 ภายหลังปี 2560 อัตรา FiTV จะเพิ่มขึ้นต่อเนื่องตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation)
4. สนพ. สำนักงาน กกพ. และ สถ. ได้ประชุมหารือแนวทางและเงื่อนไขการจัดการขยะเป็นพลังงานไฟฟ้า และได้มีข้อสรุปเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP เพื่อให้สอดคล้องกับวัตถุประสงค์ของการบริหารจัดการขยะมูลฝอยของประเทศ ดังนี้ (1) ต้องเป็นโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี หรือเป็นโครงการภายใต้แผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย ของกระทรวงมหาดไทย ที่ผ่านกระบวนการคัดเลือกโดยคณะกรรมการกลางจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย ให้ครอบคลุมตั้งแต่ขั้นตอนการกำจัดขยะจนถึงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ตามกฎหมายของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง (2) ผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าต้องมีสัญญาในการรับขยะชุมชนเป็นเชื้อเพลิงหรือเชื้อเพลิง RDF จากหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง เช่น องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) อปท.รูปแบบพิเศษ เป็นต้น เพื่อยืนยันปริมาณที่เหมาะสมและสอดคล้องกับการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุโครงการ และ (3) สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะต้องเป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท.รูปแบบพิเศษ ทั้งนี้ เห็นควรมอบให้ กกพ. ไปออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP และให้ กกพ. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกับกระทรวงมหาดไทย กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงแผนแม่บทการจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของประเทศ และนำเสนอให้ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ดังนี้
1.1 ขนาดโครงการ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน กำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 50 เมกะวัตต์
1.2 การส่งเสริมจะเป็นในลักษณะ Non-firm เนื่องจากปัญหาเรื่องการจัดหาเชื้อเพลิงขยะที่ไม่แน่นอน อาจส่งผลให้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้อย่างสม่ำเสมอในรูปแบบ Firm
1.3 อัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน ไม่ควรสูงไปกว่าเพดานของอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการประเภท SPP Hybrid Firm ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 เพื่อไม่ให้เป็นการเพิ่มภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้า โดยผู้พัฒนาโครงการอาจสามารถเสนอให้กระทรวงมหาดไทยพิจารณาแนวทางการสนับสนุนให้หน่วยงานท้องถิ่นจัดเก็บค่าธรรมเนียมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย (Tipping Fee) ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 เพื่อให้สามารถสนับสนุนค่า Tipping Fee ให้สอดคล้องกับกรอบอัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชนที่เสนอให้ กพช. พิจารณากำหนดต่อไป
1.4 การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยจะต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmap หรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล
1.5 กำหนดให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 เช่นเดียวกับการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ SPP Hybrid Firm
2. เห็นชอบอัตราและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ดังนี้
2.1 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
2.2 เงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
(1) ต้องเป็นโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี หรือเป็นโครงการภายใต้แผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย ของกระทรวงมหาดไทย ที่ผ่านกระบวนการคัดเลือกโดยคณะกรรมการกลางจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย ให้ครอบคลุมตั้งแต่ขั้นตอนการกำจัดขยะจนถึงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ตามกฎหมายของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น กระทรวงมหาดไทย เป็นต้น
(2) ผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าต้องมีสัญญาในการรับขยะชุมชนเป็นเชื้อเพลิงหรือเชื้อเพลิง RDF (Refuse Derived Fuel) จากหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง เช่น องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นรูปแบบพิเศษ เป็นต้น เพื่อยืนยันปริมาณที่เหมาะสมและสอดคล้องกับการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุโครงการ
(3) สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะต้องเป็นกรรมสิทธิ์ขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น หรือองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นรูปแบบพิเศษ
3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
4. มอบหมายให้ กกพ. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกับกระทรวงมหาดไทย กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงแผนแม่บทการจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของประเทศ และนำเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบ ก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้ประธานกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นายพรเทพ ธัญญพงศ์ชัย)สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 กพช. เห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร (โครงการฯ) โดยมีขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา Feed-in Tariff (FiT) 5.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในเดือนธันวาคม 2558 ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 เห็นชอบให้เลื่อนวัน SCOD ของโครงการฯ ในระยะที่ 1 เป็นภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้ การรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือ (ระยะที่ 2) กำหนด SCOD ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 และเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 กพช. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่อัตรา FiT 4.12 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี และมี FiT Premium สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้เพิ่มอีก 0.50 บาทต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ โดยให้ใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้านี้สำหรับโครงการฯ รอบถัดไป และครั้งต่อไปจนกว่า กพช. จะมีมติเห็นชอบอัตราใหม่
2. การดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 1 มีสหกรณ์ภาคการเกษตรผ่านการคัดเลือก 67 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 281.32 เมกะวัตต์ จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด 55 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 232.87 เมกะวัตต์ แต่เนื่องจากระยะเวลานับจากวันลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) มีกำหนดประมาณปลายเดือนสิงหาคม 2559 ซึ่งเหลือเวลาดำเนินโครงการเพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (COD) เพียง 4 เดือน ส่งผลให้บางโครงการไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ทันตามกำหนดและอยู่ระหว่างอุทธรณ์ 11 ราย นอกจากนี้ยังมี 1 โครงการที่ปฏิเสธการตอบรับซื้อ
3. การดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 2 สำนักงาน กกพ. หารือสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาในประเด็นข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับแนวทางการดำเนินโครงการฯ สำหรับหน่วยงานราชการ ซึ่งเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้มีหนังสือตอบข้อหารือสรุปได้ดังนี้ (1) กรณีส่วนราชการ หากไม่มีกฎหมายให้อำนาจส่วนราชการนั้นในการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ย่อมไม่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ (2) กรณีมหาวิทยาลัยในกำกับของรัฐ จะดำเนินการได้ต้องอยู่ภายใต้วัตถุประสงค์และอำนาจหน้าที่ตามที่กำหนดไว้ในกฎหมายจัดตั้ง รวมทั้งต้องไม่ขัดหรือแย้งกับนโยบาย วัตถุประสงค์และภารกิจหลัก หากกฎหมายจัดตั้งมหาวิทยาลัยไม่ได้กำหนดให้มีวัตถุประสงค์และอำนาจเกี่ยวกับการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าอันเป็นการประกอบกิจการในเชิงพาณิชย์อย่างชัดเจนแล้ว ย่อมไม่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ (3) กรณีองค์การที่รัฐจัดตั้งขึ้น หากกฎหมายจัดตั้งไม่ได้กำหนดให้มีอำนาจในการประกอบกิจการอันมีลักษณะในทางการค้า ย่อมไม่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ แต่ในกรณีที่กฎหมายจัดตั้งให้อำนาจในการประกอบกิจการอันมีลักษณะในทางการค้า ย่อมสามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ เช่น กรณีขององค์การสงเคราะห์ทหารผ่านศึก และ (4) กรณีองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) แม้กฎหมายจัดตั้ง อปท. จะกำหนดให้อำนาจในการดำเนินการจัดให้มีและบำรุงการไฟฟ้าได้ แต่ต้องเป็นระบบการบริการสาธารณะเพื่อประโยชน์ของประชาชนในท้องถิ่นของตนเอง ไม่ได้หมายความว่าจะมีอำนาจดำเนินการผลิตไฟฟ้าหรือร่วมทุนกับเอกชนในลักษณะที่เป็นการประกอบกิจการค้าขายให้แก่บุคคลอื่นเป็นการทั่วไป อปท. จึงไม่มีอำนาจเข้าร่วมโครงการฯ ได้ อีกทั้งขัดต่อประเพณีการปกครองที่ห้ามมิให้รัฐกระทำการค้าขายแข่งขันกับเอกชนด้วย ทั้งนี้ กกพ. ได้มีหนังสือเรียนรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อแจ้งความเห็นของคณะกรรมการกฤษฎีกาเกี่ยวกับหน่วยงานของรัฐที่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ โดยไม่ขัดหรือแย้งกับบทบัญญัติแห่งกฎหมายอื่นที่เกี่ยวข้องนั้นมีจำกัด และอาจทำให้ไม่สามารถรับซื้อไฟฟ้าในโครงการฯ ได้ครบถ้วนตามเป้าหมายที่ กพช. กำหนด
4. เมื่อวันที่ 3 เมษายน 2560 กบง. ได้พิจารณาเป้าหมายรับซื้อและการขยายระยะเวลา SCOD โครงการฯ ระยะที่ 2 และได้มีมติเห็นชอบในหลักการทั้งในส่วนเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับหน่วยงานราชการ 100 เมกะวัตต์ และสหกรณ์ภาคการเกษตร 119 เมกะวัตต์ และการเลื่อนกำหนด SCOD สำหรับรายละเอียดการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าในแต่ละพื้นที่ มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และ กกพ. ร่วมกันหารือแนวทางและรายละเอียดที่เหมาะสมในการดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 2 และเสนอ กบง. หรือ กพช. พิจารณาในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 28 เมษายน 2560 สำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่อง การจัดหาไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2560 ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าของโครงการฯ จากหน่วยงานราชการที่เหลืออยู่ 300 เมกะวัตต์ มีจำนวนหน่วยงานราชการที่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้โดยไม่ขัดหรือแย้งกับบทบัญญัติแห่งกฎหมายที่เกี่ยวข้องมีอยู่จำกัด จึงเห็นควรที่ยุติโครงการนี้ภายหลังจากมีการเปิดรับซื้อไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์จากหน่วยงานราชการครบ 100 เมกะวัตต์ เรียบร้อยแล้ว
5. การดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 1 มีผู้เข้าร่วมโครงการฯ หลายรายได้ก่อสร้างแล้วเสร็จ หรือมีเหตุทำให้ไม่สามารถพัฒนาโครงการต่อได้ เนื่องจากไม่สามารถ COD ได้ตามระยะเวลาที่ กพช. กำหนด การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจึงได้บอกเลิกสัญญา สหกรณ์จึงได้ยื่นอุทธรณ์ต่อ กกพ. หากการพิจารณาอุทธรณ์ฟังขึ้น เห็นควรมอบอำนาจให้ กบง. พิจารณาขยายระยะเวลา SCOD โดยกำหนดบทลงโทษปรับลดอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลงไม่เกินร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย และหักระยะเวลาการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามข้อเท็จจริงแห่งเหตุอุทธรณ์ ทั้งนี้อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น ส่วนโครงการฯ ระยะที่ 2 จะต้องใช้เวลาในการพิจารณาออกประกาศจัดหาไฟฟ้าโครงการฯ ระยะที่ 2 ซึ่งประกาศฉบับนี้ได้ปรับปรุงระยะเวลาให้หน่วยงานราชการดำเนินการสรรหาเอกชนร่วมทุนตามกฎหมายว่าด้วยการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ การพิจารณาคำร้องและข้อเสนอขอขายไฟฟ้า รวมทั้งพิจารณาคุณสมบัติและลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในวันที่ 2 มีนาคม 2561 ผู้ประกอบการจึงมีเวลาพัฒนาโครงการเพียง 4 เดือน ซึ่งปกติใช้เวลาประมาณ 9 เดือน ดังนั้น เพื่อให้ COD ได้ทันตามกำหนดวันที่ 30 มิถุนายน 2561 จึงจำเป็นต้องขอขยายวัน SCOD เป็นวันที่ 30 ธันวาคม 2561
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการมอบอำนาจให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาขยายระยะเวลาจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 พร้อมบทกำหนดโทษปรับลดอัตราค่าไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ลดลงไม่เกินร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย และหักระยะเวลาการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามข้อเท็จจริงแห่งเหตุอุทธรณ์ ทั้งนี้อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น
2. เห็นชอบการเลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2560 จากเดิมภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 เป็นวันที่ 30 ธันวาคม 2561
3. เห็นชอบให้ยุติการรับซื้อไฟฟ้าตามโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตรภายหลังจากการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับหน่วยงานราชการจำนวน 100 เมกะวัตต์ และสหกรณ์ภาคการเกษตรจำนวน 119 เมกะวัตต์ เสร็จสิ้นเรียบร้อยแล้ว
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. ได้พิจารณาเรื่อง การปรับปรุงกระบวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) และได้มีมติมอบหมายให้ กบง. ร่วมกับ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ตามความเหมาะสม ยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้า (FiT) ที่หากจะมีการเปลี่ยนแปลงจะต้องนำเสนอ กพช. ทั้งนี้ จากการดำเนินการที่ผ่านมา อาจมีความจำเป็นต้องปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าในบางส่วนเพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ อีกทั้งการเปิดรับซื้อไฟฟ้าแต่ละรอบอาจจะไม่สามารถรับซื้อได้ครบตามเป้าหมาย รวมถึงขั้นตอนในการปฏิบัติตามกฎหมายของหน่วยงานต่างๆ ที่ทำให้การเปิดรับซื้ออาจไม่เป็นไปตามกรอบเวลาที่ กพช. กำหนด ดังนั้น เพื่อลดภาระงานของ กพช. และให้เกิดความชัดเจนในการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 จึงเห็นควรเสนอให้ กพช. มอบอำนาจให้ กบง. และ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแทน กพช. โดยมีเงื่อนไขสรุปได้ดังนี้ (1) มอบให้ กบง. สามารถเปิดรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจนครบเป้าหมาย และสามารถกำหนดปริมาณรับซื้อเป็นรายพื้นที่ (เช่น การกำหนดเป้าหมายรายภูมิภาค) ภายใต้กรอบเป้าหมายที่ กพช. กำหนดไว้ รวมทั้งสามารถปรับแผนการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนรายปีให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) และปริมาณของแต่ละเชื้อเพลิงที่อาจเปลี่ยนแปลงไป และ (2) มอบให้ กกพ. สามารถปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ทั้ง SPP และ VSPP) เฉพาะโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าหรือมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว แต่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนดเนื่องจากเหตุสุดวิสัย ให้ กกพ. สามารถเลื่อนกำหนด SCOD ใหม่ได้ โดยให้กรอบการขยายเวลา SCOD เท่ากับระยะเวลาที่เกิดเหตุสุดวิสัยจริง และต้องรายงานให้ กบง. และ กพช. ทราบเป็นระยะ
มติของที่ประชุม
1. มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ทั้งผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)) จากเดิมที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ดังต่อไปนี้
1.1 สามารถพิจารณาเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมจนครบเป้าหมายตามที่ กพช. กำหนดไว้
1.2 สามารถพิจารณากำหนดปริมาณรับซื้อโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นรายพื้นที่ (เช่น การกำหนดเป้าหมายรายภูมิภาค) ภายใต้กรอบเป้าหมายที่ กพช. กำหนดไว้แล้ว
1.3 สามารถพิจารณาปรับแผนการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนรายปีให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) และปริมาณของแต่ละเชื้อเพลิงที่อาจเปลี่ยนแปลงไป
2. มอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ทั้ง SPP และ VSPP) จากเดิมที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเฉพาะในกรณีที่โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าหรือมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว แต่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนดในกรอบระยะเวลาที่ กพช. กำหนด เนื่องจากเหตุสุดวิสัย โดยให้ กกพ. สามารถพิจารณาเลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ใหม่ได้ โดยให้กรอบการขยายระยะเวลา SCOD เท่ากับระยะเวลาที่เกิดเหตุสุดวิสัยจริง และจะต้องรายงานผลการดำเนินการให้ กบง. และ กพช. ทราบเป็นระยะ
เรื่องที่ 9 ความก้าวหน้าโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 กพช. ได้พิจารณาแนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ” สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบในหลักการให้ กฟภ. และบริษัท พีอีเอ เอ็นคอม อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐสำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ในส่วนของการผลิตไฟฟ้าชีวมวล มีปริมาณรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 12 เมกะวัตต์ โดยร่วมกับบริษัทชุมชนประชารัฐ/วิสาหกิจชุมชน และให้รายงานผลการดำเนินงานต่อ กบง. และมอบให้ กบง. พิจารณาในการดำเนินการในส่วนของการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) โดยมีปริมาณการรับซื้อไม่เกิน 30 เมกะวัตต์ (2) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานและ กกพ. โดยความเห็นชอบของ กบง. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ โดยคำนึงถึงความเป็นธรรมและเพียงพอในการรองรับวัตถุประสงค์ของแนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ” และ (3) มอบหมายให้ กฟผ. บริหารต้นทุนการผลิตไฟฟ้าเพื่อให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ โดยให้มีผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าน้อยที่สุด
2. ความก้าวหน้าการดำเนินโครงการฯ ใน 3 พื้นที่ สรุปได้ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าชีวมวล อำเภอเมือง จังหวัดนราธิวาส กำลังผลิตติดตั้ง 9.9 เมกะวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. 6.3 เมกะวัตต์ ใช้เทคโนโลยี Direct-Fired ผลิตไอน้ำส่งผ่านกังหันไอน้ำ เงินลงทุน 755 ล้านบาท (2) โรงไฟฟ้าชีวมวล อำเภอแม่ลาน จังหวัดปัตตานี กำลังผลิตติดตั้ง 3.0 เมกะวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. 2.85 เมกะวัตต์ ใช้เทคโนโลยี Gasification ผลิตก๊าซจากชีวมวลส่งให้ Gas Engine เงินลงทุน 400 ล้านบาท และ (3) โรงไฟฟ้าชีวมวล อำเภอบันนังสตา จังหวัดยะลา กำลังผลิตติดตั้ง 3.0 เมกะวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. 2.85 เมกะวัตต์ ใช้เทคโนโลยี Gasification เงินลงทุน 400 ล้านบาท โดยโรงไฟฟ้าชีวมวลทั้ง 3 แห่ง ใช้เศษไม้ยางพาราเป็นเชื้อเพลิงหลัก และจะจัดสรรเงินร้อยละ 10 ของกำไรสุทธิกลับคืนให้แก่ชุมชนในพื้นที่ ทั้งนี้ กระทรวงพลังงาน ได้มอบหมายให้ พพ. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ ซึ่งคาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จภายในเดือนพฤษภาคม 2560 และนำเสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบ จากนั้น กฟภ. และบริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ จะดำเนินการจัดหาที่ดินก่อสร้าง/เทคโนโลยี/แหล่งทุน และจัดตั้งบริษัทร่วมทุน รวมทั้งการขอใบอนุญาตต่างๆ โดยคาดว่าจะเริ่มก่อสร้างโรงไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งได้ในช่วงไตรมาสแรกของปี 2561 เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟภ. ในเดือนพฤษภาคม 2562 สำหรับโรงไฟฟ้าจังหวัดยะลาและจังหวัดปัตตานี และในเดือนมกราคม 2563 สำหรับโรงไฟฟ้าจังหวัดนราธิวาส
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 11 วันพฤหัสบดีที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2560 (ครั้งที่ 11)
เมื่อวันศุกร์ที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 เวลา 09.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1. รายงานความก้าวหน้าการดำเนินงานตามแนวนโยบาย Energy 4.0
2. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3. รายงานการนำเข้า การจัดหา และสถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
4. สถานการณ์และแนวทางการสร้างความมั่นคงด้านไฟฟ้าภาคใต้
5. แนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ” สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
6. การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดยใช้งบประมาณภาครัฐ
8. ความคืบหน้าโครงการซื้อไฟฟ้าต่างประเทศและร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1
9. การปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 รายงานความก้าวหน้าการดำเนินงานตามแนวนโยบาย Energy 4.0
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กระทรวงพลังงาน ได้จัดทำแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) ประกอบด้วย 5 เสาหลัก คือ (1) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (2) แผนอนุรักษ์พลังงาน (3) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (4) แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ และ (5) แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งมีระยะเวลาตั้งแต่ปี 2558 - 2579 ต่อมารัฐบาลได้กำหนดนโยบาย “Thailand 4.0” เพื่อปฏิรูปโครงสร้างเศรษฐกิจของประเทศไทย จากประเทศรายได้ปานกลางเป็นประเทศที่มีรายได้สูง โดยมุ่งเน้นการขับเคลื่อนเศรษฐกิจด้วยนวัตกรรม เพื่อสร้างเศรษฐกิจที่มุ่งเน้นคุณค่า (Value-Based Economy) กระทรวงพลังงาน จึงมีแผนที่จะขับเคลื่อนภาคพลังงานของประเทศด้วยแนวนโยบาย “Energy 4.0” เพื่อให้สอดรับนโยบายของรัฐบาล ภายใต้กรอบแผน 5 เสาหลัก ซึ่งมีเป้าหมายคือการสร้างรายได้ให้กับประชาชนและประเทศ โดยแบ่งการขับเคลื่อนออกเป็น 2 ระดับ คือ (1) ระดับประเทศ จะมุ่งเน้นการผลักดันให้เกิดนวัตกรรมด้านพลังงาน เพื่อเพิ่มขีดความสามารถการแข่งขันในตลาดโลก การส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาเกี่ยวกับด้านพลังงาน เพื่อต่อยอดธุรกิจพลังงานของประเทศให้เติบโต ตลอดจนการบริหารจัดการเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานของประเทศ เช่น การเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าระหว่างประเทศ การเปิดให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ รวมถึงการผลิตไฟฟ้าประเภทผสมผสานระหว่างพลังงานธรรมชาติ และพลังงานชีวภาพ เป็นต้น และ (2) ระดับชุมชน/ประชาชน จะมุ่งเน้นการสร้างรายได้ และลดรายจ่ายให้กับประชาชนและชุมชน ผ่านโครงการประชารัฐ โครงการพลังงานชุมชน และการส่งเสริมด้านพลังงานในธุรกิจ SMEs
2. ในช่วงที่ผ่านมา กระทรวงพลังงานได้เริ่มดำเนินงานตามแผนงานที่อยู่ภายใต้แนวนโยบาย “Energy 4.0” โดยมีมาตรการที่สำคัญประกอบด้วย
2.1 แผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทย โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกับสมาคมยานยนต์ไฟฟ้าไทย (สยฟท.) ได้ขอรับการสนับสนุนเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ 2559 ในวงเงิน 76,047,500 บาท เพื่อดำเนินโครงการสนับสนุนการลงทุนสถานีอัดประจุไฟฟ้า (Charging Station) ระยะที่ 1 และปีงบประมาณ 2560 ในวงเงิน 34,938,000 บาท เพื่อใช้ดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 2 โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อสนับสนุนการลงทุนสำหรับการจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า สำหรับหน่วยงานราชการ รัฐวิสาหกิจและภาคเอกชน จำนวนรวม 150 สถานี โดยสถานีอัดประจุไฟฟ้าแบบ Quick Charge สนับสนุน 1 ล้านบาทต่อสถานี และสถานีอัดประจุไฟฟ้าแบบ Normal Charge สนับสนุน 1 แสนบาทต่อสถานี ในช่วงที่ผ่านมา ได้เปิดรับข้อเสนอโครงการฯ รอบที่ 1 ระหว่างวันที่ 3 - 26 ตุลาคม 2559 มีจำนวนหัวจ่ายที่ได้รับการสนับสนุนรวม 26 หัวจ่าย และรอบที่ 2 ระหว่างวันที่ 1 - 20 ธันวาคม 2559 สนับสนุนรวม 17 หัวจ่าย รวม 2 รอบ สนับสนุนแล้ว 43 หัวจ่าย และปัจจุบัน อยู่ระหว่างเปิดรับข้อเสนอโครงการฯ รอบที่ 3 ในระหว่างวันที่ 1 - 20 กุมภาพันธ์ 2560 โดยจะประกาศรายชื่อ ผู้ผ่านการคัดเลือกรอบที่ 3 ในวันที่ 15 มีนาคม 2560
2.2 โครงการสนับสนุนการออกแบบเมืองอัจฉริยะ (Smart Cities-Clean Energy) โดย สนพ. ร่วมกับมูลนิธิสถาบันอาคารเขียวไทย ขอรับการสนับสนุนเงินกองทุนอนุรักษ์พลังงานฯ ปี 2559 ในวงเงิน 115,005,500 บาท โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อสนับสนุนหน่วยงานภาครัฐ รัฐวิสาหกิจ หน่วยงานส่วนท้องถิ่น มหาวิทยาลัย และองค์กรเอกชน ออกแบบและพัฒนาเมืองหรือโครงการในลักษณะชุมชนเมือง โดยจัดประกวดการวางผังชุมชนและการออกแบบเมืองอัจฉริยะ แบ่งเป็น 3 ขั้นตอนดังนี้ (1) ข้อเสนอแนวความคิดในการพัฒนาเมืองอัจฉริยะ (Smart City Development Proposal) ประกอบด้วย แนวความคิดการวางผังชุมชน การพัฒนาเขตที่อยู่อาศัยและเขตพาณิชยกรรม โครงข่ายระบบการขนส่ง ระบบสาธารณูปโภค การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน การพัฒนาศูนย์กลางเศรษฐกิจ เป็นต้น โดยคัดเลือกข้อเสนอที่ดีที่สุดไม่เกิน 20 อันดับแรก ที่จะได้รับการสนับสนุนเงินจากกองทุนฯ รายละไม่เกิน 500,000 บาท (2) การจัดทำผังแม่บทการพัฒนาเมืองอัจฉริยะ (Smart City Development Master Plan) ผู้ที่ได้รับเงินสนับสนุนในขั้นตอนที่ 1 จะต้องจัดทำผังแม่บทการพัฒนาเมืองอัจฉริยะ ที่มีรายละเอียดครอบคลุมผังการใช้พื้นที่ แผนผังโครงการ การจัดวางอาคาร และแผนผังระบบโครงสร้างพื้นฐาน พร้อมจัดทำรายงานเปรียบเทียบ แสดงการคำนวณตัวเลขของการประหยัดพลังงาน การประหยัดน้ำ การลดปริมาณคาร์บอน การประหยัดค่าก่อสร้าง เป็นต้น และคัดเลือกข้อเสนอที่ดีที่สุดไม่เกิน 7 อันดับแรก จะได้รับการสนับสนุนเงินจากกองทุนฯ รายละไม่เกิน 10,000,000 บาท และ (3) การจัดทำโมเดลธุรกิจ (Business model) ผู้ที่ได้รับเงินสนับสนุนในขั้นตอนที่ 2 จะต้องจัดทำแบบรายละเอียดเบื้องต้น ประเมินค่าก่อสร้างเบื้องต้น วิเคราะห์ค่าใช้จ่ายตลอดอายุโครงการ รายงานการวิเคราะห์ด้านเศรษฐศาสตร์ นำไปใช้เป็นโมเดลธุรกิจ และนำไปสู่การจัดหาผู้ร่วมทุนและการพัฒนาเมืองอัจฉริยะต่อไป ซึ่งการดำเนินงานที่ผ่านมา มีข้อเสนอแนวคิดการพัฒนาเมืองอัจฉริยะเข้าร่วมโครงการฯ ทั้งสิ้นรวม 36 แห่ง แบ่งเป็นเมืองขนาดใหญ่ จำนวน 32 แห่ง และเมืองขนาดเล็กจำนวน 4 แห่ง ทั้งนี้ กำหนดการประกาศผลการคัดเลือกเมืองอัจฉริยะอย่างเป็นทางการ ภายในเดือนกุมภาพันธ์ 2560 เพื่อให้แต่ละโครงการที่ได้รับการคัดเลือกจัดทำ Master Plan และแบบรายละเอียดเบื้องต้นส่งเข้าคัดเลือกในขั้นตอนที่ 2 ภายในเดือนมีนาคม 2560 รวมทั้งคัดเลือก Master Plan จำนวนไม่เกิน 7 โครงการ เพื่อจัดทำ Business model ภายในเดือนเมษายน 2560
2.3 โครงการสนับสนุนการศึกษา วิจัย พัฒนาเทคโนโลยีพลังงานทดแทน ปีงบประมาณ 2559 (Energy Storage) เมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2559 คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้มีมติเห็นชอบให้ สนพ. จัดสรรเงินให้กับสำนักงานพัฒนาวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีแห่งชาติ (สวทช.) ดำเนินงานโครงการสนับสนุนการศึกษา วิจัย พัฒนาเทคโนโลยีพลังงานทดแทน ปี 2559 (Energy Storage) ในวงเงิน 765,000,000 บาท โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อพัฒนาระบบการเก็บสะสมพลังงานให้เหมาะสมกับความต้องการของประเทศ จากการเปิดรับข้อเสนอโครงการฯ ในระหว่างวันที่ 1 กันยายนถึงวันที่ 15 ตุลาคม 2559 มีผู้สนใจยื่นข้อเสนอโครงการตรงตามประกาศ 122 โครงการ วงเงิน 3,430.53 ล้านบาท ผ่านการพิจารณาจากคณะที่ปรึกษาเทคนิคฯ 33 โครงการ วงเงิน 331.75 ล้านบาท และจะนำเสนอคณะทำงานกำกับงานวิจัยพัฒนาเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน ซึ่งมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เป็นประธานพิจารณาอนุมัติโครงการภายในเดือนกุมภาพันธ์ 2560 จากนั้น สวทช. จะประกาศผลการพิจารณาข้อเสนอโครงการและจัดทำสัญญาให้ทุนสนับสนุนโครงการตามลำดับต่อไป
2.4 นโยบาย SPP Hybrid Firm เพื่อส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนในรูปแบบใหม่ที่สามารถบริหารจัดการเชื้อเพลิงได้ สร้างเสถียรภาพในการจ่ายไฟฟ้าให้กับระบบไฟฟ้าของประเทศได้
2.5 การขับเคลื่อนการลงทุนด้านเศรษฐกิจชีวภาพ (Bio Economy) ของประเทศไทย มีโครงการปฏิรูปเศรษฐกิจชีวภาพ (Bio Economy) ซึ่งดำเนินการภายใต้โครงการสานพลังประชารัฐ โดยคณะกรรมการพัฒนาคลัสเตอร์อุตสาหกรรมแห่งอนาคต หรือโครงการประชารัฐ D5 ซึ่งครอบคลุมการปฏิรูปภาคการเกษตรไปสู่การพัฒนาการเกษตรที่ยั่งยืน ประกอบด้วย 6 อุตสาหกรรม คือ (1) เกษตรกรรม (2) พลังงานชีวภาพ (3) ชีวเคมีภัณฑ์ (4) อาหารแห่งอนาคต (5) อาหารสัตว์แห่งอนาคต และ (6) ชีวเภสัชภัณฑ์ โดยกระทรวงพลังงานเกี่ยวข้องในการขับเคลื่อนอุตสาหกรรมพลังงานชีวภาพ โดยเริ่มจากพืชเป้าหมายที่จะนำไปพัฒนาเพื่อสร้างมูลค่าได้ก่อน ได้แก่ มันสำปะหลังและอ้อย ซึ่งใช้เป็นวัตถุดิบเชื้อเพลิงชีวภาพอยู่แล้วและสามารถนำไปพัฒนาต่อเพื่อเพิ่มมูลค่าได้อีก เช่น (1) การนำเอทานอลไปผสมกับน้ำมันดีเซลหรือ ดีโซฮอล (2) การพัฒนาก๊าซมีเทนชีวภาพอัด (CBG) ทั้งจากน้ำเสียและวัตถุดิบจากอุตสาหกรรมอ้อยและมันสำปะหลัง เพื่อนำมาใช้แทนก๊าซ NGV ในภาคขนส่ง และ (3) การเข้าไปปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้าในโรงงานน้ำตาลด้วยเทคโนโลยี High Pressure Boiler เพี่อให้สามารถผลิตไฟฟ้าได้มากขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และให้ฝ่ายเลขานุการฯ รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 2 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาว นฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือนธันวาคม 2559 ภาครัฐได้มีภาระผูกพันไปแล้วทั้งหมด 9,265 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะ 410 เมกะวัตต์ ชีวมวล 3,658 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 425 เมกะวัตต์ น้ำขนาดเล็ก 49 เมกะวัตต์ ลม 1,586 เมกะวัตต์ แสงอาทิตย์ 3,040 เมกะวัตต์ และอื่นๆ (เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) 97 เมกะวัตต์ โดยสัดส่วนการรับซื้อทั้งหมดเฉลี่ยถึงร้อยละ 55.22 ของเป้าหมาย AEDP ปี 2579 เช่น การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะมีการรับซื้อไปแล้วร้อยละ 74.54 ของเป้าหมาย AEDP เชื้อเพลิงชีวมวลร้อยละ 65.67 พลังงานลมร้อยละ 52.83 และพลังงานแสงอาทิตย์ร้อยละ 50.66 เป็นต้น ทั้งนี้ภาระผูกพันที่ภาครัฐได้รับซื้อในปี 2559 จำนวน 9,265 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น (1) โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) จำนวน 7,044 ราย รวม 6,722 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้นจากปี 2558 จำนวน 5,268 ราย หรือ 1,721 เมกะวัตต์ และ (2) โครงการที่อยู่ระหว่างจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ แบ่งเป็น 2 กลุ่ม ได้แก่ โครงการที่ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้ว อยู่ระหว่าง COD ณ สิ้นปี 2559 จำนวน 159 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 2,076 เมกะวัตต์ เป็นโครงการรับซื้อแบบ Competitive Bidding ในปี 2559 เชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพ 1 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 2 เมกะวัตต์ และชีวมวล 4 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 36 เมกะวัตต์ และโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว อยู่ระหว่างรอลงนามฯ ณ สิ้นปี 2559 จำนวน 50 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 467 เมกะวัตต์ เป็นโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม ซึ่งเปิดรับซื้อในปี 2559 จำนวน 7 ราย กำลังผลิตไม่เกิน 42 เมกะวัตต์
2. สรุปสถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าใน ปี 2559
2.1 โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ที่กำหนดให้ผู้ประกอบกิจการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทอาคารธุรกิจ/โรงงาน ปี 2556 สามารถดำเนินการต่อได้จนถึงวันที่ 30 เมษายน 2559 และประเภทบ้านอยู่อาศัย ปี 2556 และปี 2558 สามารถดำเนินการได้จนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2559 และหากไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าสิ้นสุดลง ทั้งนี้ ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2559 COD แล้วจำนวน 6,166 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 130 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นประเภทบ้านอยู่อาศัย 6,002 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 48 เมกะวัตต์ และประเภทอาคารธุรกิจ/โรงงาน 164 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 82 เมกะวัตต์ ตามลำดับ
2.2 โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) เดิม จำนวน 171 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 984 เมกะวัตต์ ซึ่ง กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ว่าหาก COD ภายในเดือนเมษายน 2559 ให้รับอัตรา FiT คงเดิมที่ 5.66 บาท ต่อหน่วย แต่หาก COD หลังวันที่ 30 เมษายน 2559 แต่ไม่เกินวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้รับอัตรา FiT ที่ 5.377 บาทต่อหน่วย โดย ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2559 COD แล้ว จำนวน 165 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 969 เมกะวัตต์ และมีโครงการที่ได้รับการยกเลิก PPA จำนวน 6 ราย รวม 15 เมกะวัตต์
2.3 โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ปี 2558 มีผู้ผ่านการคัดเลือกรวม 67 ราย (สหกรณ์การเกษตรทั้งหมด) กำลังผลิตติดตั้ง 281 เมกะวัตต์ ปัจจุบันมี 52 ราย สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ตามกำหนด คิดเป็นกำลังการผลิตติดตั้ง 217.87 เมกะวัตต์ ต่อมาเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2560 กระทรวงพลังงานได้ประชุมหารือแนวทางการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ ระยะที่ 2 ร่วมกับหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง ซึ่งที่ประชุมรับทราบความเห็นของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ที่เห็นว่าองค์กรสงเคราะห์ทหารผ่านศึก และมหาวิทยาลัยในกำกับของรัฐที่มีอำนาจในการดำเนินธุรกิจเชิงพาณิชย์เท่านั้นที่สามารถดำเนินโครงการฯ ได้ ทั้งนี้ ที่ประชุมเห็นควรพิจารณาทบทวนการแบ่งส่วนงาน (1 โครงการต่อ 1 ส่วนงานต่อ 1 พื้นที่ดำเนินการ) ให้มีความเหมาะสมกับเป้าหมายที่เหลือ 400 เมกะวัตต์ รวมทั้งรูปแบบการรับซื้อที่ (Firm/Non-Firm) วิธีการคัดเลือก (จับสลาก/Competitive Bidding) เพื่อนำไปปรับปรุงระเบียบและประกาศที่เกี่ยวข้องต่อไป
2.4 การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) ในแบบ Feed-in Tariff (ระยะที่ 1 สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา) เมื่อวันที่ 15 มกราคม 2559 กกพ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff พ.ศ. 2559 ประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) เป็นลำดับแรก มีเป้าหมาย 10 เมกะวัตต์ และเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2559 มีผู้ได้รับคัดเลือก 1 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 2 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายในระยะที่ 1 อีก 8 เมกะวัตต์สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าประเภทชีวมวล เมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2559 สำนักงาน กกพ. ประกาศรายชื่อผู้ที่ได้รับคัดเลือก 4 ราย มีกำลังผลิตติดตั้งรวม 36 เมกะวัตต์ ครบตามเป้าหมาย มีการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ปัจจุบันอยู่ระหว่างการขอใบอนุญาต คาดว่าจะก่อสร้างแล้วเสร็จช่วงปลายปี 2561
2.5 การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมและขยะชุมชน โดยเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. มีมติเห็นชอบให้ลำดับความสำคัญเชื้อเพลิงจากขยะเป็นอันดับแรกพร้อมทั้งให้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้า ในรูปแบบ FiT โดยไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) มีสถานะภาพดังนี้ (1) ขยะอุตสาหกรรม (เป้าหมายปี 2558-2562 ปริมาณ 50 เมกะวัตต์) วันที่ 28 ตุลาคม 2559 มีผู้ผ่านการคัดเลือก 7 ราย พลังไฟฟ้าเสนอขายรวมไม่เกิน 30.78 เมกะวัตต์ และกำลังผลิตติดตั้งรวมไม่เกิน 41.83 เมกะวัตต์ ต้อง ลงนาม PPA ภายในวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2560 และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2560 และ (2) ขยะชุมชน เมื่อวันที่ 1 ธันวาคม 2559 ประกาศรับซื้อไฟฟ้า 77.9 เมกะวัตต์ จะดำเนินการคัดเลือกเพื่อลงนามสัญญาซื้อขายภายในวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เชิงพาณิชย์ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562 ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานการนำเข้า การจัดหา และสถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบสัญญาซื้อขาย LNG ด้วยสัญญาระยะยาว (สัญญา LNG SPA) เป็นเวลา 20 ปี กับบริษัท Qatargas ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี ต่อมาเมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2559 คณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบผลการเจรจาปรับลดราคา LNG ในสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell และบริษัท BP โดย ปตท. ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 และกับ บริษัท BP เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2559 ในปริมาณรายละ 1.0 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนเมษายน 2560 เป็นเวลา 15 ปี และ 20 ปี ตามลำดับ และเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. มีมติเห็นชอบประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ที่ปรับปรุงใหม่ และเห็นชอบการจัดหา LNG ระยะยาวเพิ่มเติมจากบริษัท PETRONAS LNG LTD. ในปริมาณ 1.2 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบในปี 2560 เป็นระยะเวลา 15 ปี พร้อมทั้งอนุมัติให้ ปตท. ลงนามสัญญาฯ ได้ หลังผ่านการพิจารณาร่างสัญญาฯ จากสำนักงานอัยการสูงสุด
2. สถานการณ์ตลาดและแนวโน้มราคา LNG ในปี 2559 ปริมาณอุปทาน LNG ตลาดโลกปรับตัวเพิ่มขึ้นเป็นประมาณ 262 ล้านตันต่อปี จากในปี 2558 ที่ปริมาณ 250 ล้านตันต่อปี โดยมีโครงการผลิต LNG แหล่งใหม่ๆ จากประเทศออสเตรเลียและสหรัฐอเมริกาจะทยอยเข้าสู่ตลาดอย่างต่อเนื่อง อย่างไร ก็ตามในไตรมาสที่ 4 ปี 2559 ถึงไตรมาสที่ 1 ปี 2560 ราคา Spot LNG ได้ปรับเพิ่มสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ เนื่องจากปัญหาด้านการผลิตในบางโครงการ และความต้องการใช้ในช่วงฤดูหนาวในภูมิภาคเอเชียเหนือ ทั้งนี้ บริษัทผู้เชี่ยวชาญได้วิเคราะห์สถานการณ์ตลาด LNG ว่ายังอยู่ในสภาวะที่มีอุปทานสูงกว่าอุปสงค์ (supply surplus) ทั้งนี้ การวิเคราะห์ปัจจัยด้านอุปสงค์ พบว่า ประเทศญี่ปุ่นซึ่งเป็นประเทศผู้ซื้อ LNG รายใหญ่ที่สุด ของโลก นำเข้า LNG ในปี 2559 รวม 83.5 ล้านตันต่อปี ลดลงจากปี 2558 ประมาณ 2.7 ล้านตัน ประเทศจีนและประเทศอินเดียนำเข้า LNG เพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ โดยในปี 2559 ประเทศจีนนำเข้ารวม 26.9 ล้านตัน เพิ่มขึ้นจากปี 2558 ประมาณ 7 ล้านตัน หรือคิดเป็นร้อยละ 35 เช่นเดียวกับประเทศอินเดียที่นำเข้ารวม 19.6 ล้านตัน เพิ่มขึ้นจากปี 2558 ประมาณ 3.8 ล้านตัน เนื่องจากราคา LNG ที่ปรับลดลง ส่งผลให้ความต้องการ LNG ปรับเพิ่มสูงขึ้น นอกจากนี้กลุ่มประเทศผู้นำเข้า LNG รายใหม่ ได้แก่ ประเทศปากีสถาน ประเทศอียิปต์ และประเทศจอร์แดน ยังคงแสดงความต้องการ LNG เพิ่มขึ้น ส่วนการวิเคราะห์ปัจจัยด้านอุปทาน พบว่าประเทศออสเตรเลียสามารถผลิต LNG ในปี 2559 รวมทั้งสิ้น 39.7 ล้านตัน จากทั้งโครงการผลิตเดิมและโครงการผลิตใหม่ ส่งผลให้เป็นประเทศผู้ส่งออก LNG รายใหญ่เป็นอันดับ 2 ของโลก แต่จากความสามารถ ในการผลิตที่ไม่คงที่ในระหว่างทดสอบการเดินเครื่องของโครงการใหม่ ทำให้การผลิตล่าช้าและเกิดความผันผวนของราคา Spot LNG เป็นระยะ ประเทศสหรัฐอเมริกาสามารถเริ่มการผลิตและส่งออก LNG เป็นครั้งแรก ในเดือนกุมภาพันธ์ 2559 และคาดว่าจะมีการผลิตสู่ตลาดเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องในปี 2560 นอกจากนี้ โครงการผลิต LNG ที่สามารถประกาศตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้ายในปี 2559 และสามารถเริ่มก่อสร้างได้เพียงโครงการเดียวเนื่องจากมีต้นทุนผลิตต่ำ คือ โครงการ Tangguh LNG ของประเทศอินโดนีเซียมีกำลังการผลิต 3.8 ล้านตันต่อปี ในขณะที่โครงการอื่นเลื่อนการตัดสินใจลงทุนออกไป เนื่องจากมีแนวโน้มที่จะไม่คุ้มค่าในการดำเนินธุรกิจ ส่งผลให้ตลาด LNG คาดว่าจะกลับมาตึงตัวอีกครั้งตั้งแต่ปี 2563 เป็นต้นไป
3. จากประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผนบริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ที่ปรับปรุงใหม่ ทำให้ความต้องการ LNG สำหรับปี 2560 อยู่ที่ปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี และเพิ่มเป็น 6.1 ล้านตัน ในปี 2561 จากนั้นความต้องการยังคงเพิ่มสูงขึ้น อย่างต่อเนื่องถึง 14.2 ล้านตันต่อปี ในปี 2564 และมากกว่า 20 ล้านตันต่อปี ในปี 2568 ดังนั้น จึงจำเป็นต้องจัดหา LNG ในสัญญาระยะยาวเพิ่มเติมเพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการของประเทศ ซึ่งในปี 2559 ปตท. ได้นำเข้า LNG ปริมาณรวมทั้งสิ้น 2.90 ล้านตัน โดยเริ่มนำเข้าด้วยสัญญา LNG SPA กับบริษัท Qatargas ปริมาณรวม 2.0 ล้านตัน นอกจากนี้ยังจัดหาเพิ่มเติมจากตลาด Spot ปริมาณรวม 0.90 ล้านตัน ทำให้ราคานำเข้า LNG เฉลี่ยรวม เท่ากับ 6.18 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ซึ่งคิดเป็นราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญาระยะยาว เท่ากับ 6.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญา Spot เท่ากับ 5.02 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และในปี 2560 ปตท. มีแผนจัดหา LNG ให้เพียงพอกับความต้องการใช้ภายในประเทศประมาณ 4.6 - 4.9 ล้านตัน โดยมีแผนรับ LNG จากแหล่งต่างๆ ดังนี้ (1) บริษัท Qatargas ตามสัญญาระยะยาว (ปีสัญญามกราคม – ธันวาคม) ปริมาณ 2.0 ล้านตัน (2) บริษัท Shell (ปีสัญญาเมษายน – มีนาคม) ตามสัญญาระยะยาว ปริมาณ 0.375 ล้านตัน (3) บริษัท BP ตามสัญญาระยะยาว (ปีสัญญามกราคม– ธันวาคม) ปริมาณ 0.317 ล้านตัน (4) บริษัท PETRONAS ตามสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม (ปีสัญญามกราคม – ธันวาคม) ปริมาณ 0.24 - 0.36 ล้านตัน และ (5) ปตท. คาดว่าจะจัดหา LNG ส่วนเพิ่มปริมาณ 1.6 - 1.9 ล้านตัน จากตลาด Spot โดยมีความต้องการ Spot LNG เริ่มตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2560 เป็นต้นไป
4. จากราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นในช่วงสองเดือนสุดท้ายของปี 2559 นักวิเคราะห์ จึงคาดการณ์ว่าราคา LNG ในไตรมาสแรกของปี 2560 จะยังคงอยู่ในระดับสูงต่อไป แต่จะเป็นเพียงระยะสั้น และจะปรับตัวลดลงเนื่องจากอุปทานในตลาดที่ยังคงสูงกว่าอุปสงค์ อย่างไรก็ตาม ราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นในช่วงไตรมาสแรกของปี 2560 อาจส่งผลกระทบต่อแผนการนำเข้า LNG ในปี 2560 โดยหากราคา Spot LNG ปรับตัวขึ้นสูงกว่าราคาน้ำมันเตา 2%S (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) ที่ประกาศโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และราคาน้ำมันเตา 0.5%S อาจทำให้โรงไฟฟ้าเปลี่ยนไปใช้น้ำมันเตาที่มีราคาถูกกว่าในการผลิตไฟฟ้าแทน ทั้งนี้ ในปี 2560 ประมาณการราคา LNG นำเข้าเฉลี่ยของ ปตท. คิดเป็น 7.53 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ซึ่งคิดเป็นประมาณการราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญาระยะยาว เท่ากับ 7.77 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และประมาณการราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญา Spot เท่ากับ 7.00 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564
ฝ่ายเลขานุการฯ และผู้ว่าการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (นายกรศิษฎ์ ภัคโชตานนท์) ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ในปี 2559 ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดของระบบการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในภาคใต้เท่ากับ 2,713 เมกะวัตต์ เกิดขึ้นในวันที่ 28 เมษายน 2559 เวลา 19.30 น. เพิ่มขึ้นคิดเป็นร้อยละ 4.25 จากปีที่ผ่านมา โดยภาคใต้มีกำลังผลิตไฟฟ้ารวมทั้งสิ้น 3,089.5 เมกะวัตต์ ขณะที่อัตราการเติบโตเฉลี่ยของความต้องการไฟฟ้าสูงสุดภาคใต้ในระบบ กฟผ. ช่วง 10 ปีที่ผ่านมา (ปี 2549 - 2559) มีอัตราการเติบโตเฉลี่ยสูงกว่าภาคอื่นที่ร้อยละ 4.7 โดยกำลังผลิตไฟฟ้าหลักของภาคใต้มาจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมซึ่งใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า ได้แก่ โรงไฟฟ้าทดแทนขนอม กำลังผลิต 930 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1-2 กำลังผลิต 1,476 เมกะวัตต์ ซึ่งคิดเป็นร้อยละ 78 ของกำลังผลิตไฟฟ้าทั้งหมดของภาคใต้ ส่วนที่เหลือเป็นโรงไฟฟ้าพลังน้ำและพลังงานหมุนเวียนซึ่งมีความไม่แน่นอน ทำให้ไม่สามารถพึ่งพาได้ทั้งหมด เมื่อพิจารณากับความต้องการไฟฟ้าสูงสุด กำลังผลิตไฟฟ้าของภาคใต้ยังมีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองไม่เพียงพอ ไม่รองรับเหตุสุดวิสัย และทุกปีจะมีการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติจากแหล่งพัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (Joint Development Area : JDA) ส่งผลต่อการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1-2 โดยโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ที่สามารถเดินเครื่องด้วยเชื้อเพลิงสำรองได้ หรือต้องรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศมาเลเซียหากการส่งพลังงานไฟฟ้าผ่านสายส่งไฟฟ้าจากภาคกลางไม่เพียงพอต่อความต้องการไฟฟ้า ปัจจุบันระบบส่งไฟฟ้าภาคใต้มีสายส่งเชื่อมโยงระหว่างภาคตะวันตกและภาคใต้ 4 วงจร คือ สายส่ง 230 กิโลโวลต์ บางสะพาน - หลังสวน จำนวน 2 วงจร และสายส่ง 230 กิโลโวลต์ บางสะพาน - ชุมพร จำนวน 2 วงจร กฟผ. จะต้องควบคุมให้การ ส่งกำลังไฟฟ้าจากภาคตะวันตกไปยังภาคใต้ในสภาวะปกติที่ประมาณ 650 เมกะวัตต์ เพื่อไม่ให้เกินขีดจำกัดการส่งไฟฟ้าของสายส่ง เนื่องจากในกรณีฉุกเฉิน เช่น หากมีโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ในภาคใต้หลุดออกจากระบบ สายส่งทั้ง 4 วงจร จะต้องสามารถส่งกำลังไฟฟ้าเพิ่มขึ้นเพื่อทดแทนกำลังผลิตจากโรงไฟฟ้าไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าในภาคใต้ ได้อย่างต่อเนื่อง หากส่งกำลังไฟฟ้าเกินขีดจำกัด จะไม่สามารถควบคุมความถี่และแรงดันของระบบไฟฟ้าและจะต้องดับไฟฟ้าบางส่วนเพื่อรักษาระบบไฟฟ้าโดยรวมของประเทศ ทั้งนี้ ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า ของประเทศ พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) ได้บรรจุโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ กำลังผลิตไฟฟ้า 800 เมกะวัตต์ มีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในปี 2562 และโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทพา เครื่องที่ 1-2 รวมกำลังผลิตไฟฟ้า 2,000 เมกะวัตต์ มีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในปี 2564 และ 2567 ตามลำดับ เพื่อเพิ่มความมั่นคงให้ระบบไฟฟ้าภาคใต้ แม้ว่าตามแผนจะมีโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ในปี 2562 แต่กำลังผลิตไฟฟ้าของภาคใต้ก็ยังไม่เพียงพอไม่รองรับเกณฑ์มาตรฐาน กรณีโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่สุดจ่ายไฟฟ้าไม่ได้ (N-1) จนกว่าโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทพา เครื่องที่ 1 จะสามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ในปี 2564 กำลังผลิตไฟฟ้าภาคใต้จึงจะเพียงพอสามารถรองรับเหตุสุดวิสัยกรณีโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่สุดในระบบหยุดเดินเครื่องได้ ปัจจุบันโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินในภาคใต้มีความล่าช้ากว่าแผน เนื่องจากมีประชาชนบางส่วนยังไม่เห็นด้วยกับโครงการ การที่ไม่มีกำลังผลิตไฟฟ้าเพิ่มในอนาคต ขณะที่ความต้องการไฟฟ้าในภาคใต้เพิ่มขึ้นทุกปีตามการขยายตัวทางด้านเศรษฐกิจ จะทำให้ภาคใต้มีความเสี่ยงในการเกิดปัญหาไฟฟ้าดับ ดังนั้น การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ และโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทพา จึงมีความสำคัญต่อระบบไฟฟ้าในภาคใต้
2. จากเหตุการณ์อุทกภัยในพื้นที่ภาคใต้ช่วงต้นปี 2560 รวมทั้งสิ้น 12 จังหวัด (นครศรีธรรมราช สุราษฏร์ธานี พัทลุง ประจวบคีรีขันธ์ สงขลา ตรัง ชุมพร นราธิวาส ปัตตานี กระบี่ ระนอง และยะลา) กฟผ. และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้รายงานเหตุการณ์อุทกภัยภาคใต้ระหว่างวันที่ 2 – 19 มกราคม 2560 ว่าส่งผลกระทบต่อการจ่ายกระแสไฟฟ้าใน 12 จังหวัด แต่ไม่มีปัญหาไฟฟ้าดับ ซึ่ง กฟผ. มีการตรวจสอบแก้ไขอุปกรณ์ไฟฟ้าภายหลังน้ำลด ติดตั้งเครื่องกำเนิดกระแสไฟฟ้าให้กับจุดพักพิงชั่วคราว โรงพยาบาล และสถานที่สำคัญต่างๆ ก่อสร้างระบบจำหน่ายกระแสไฟฟ้าชั่วคราวในพื้นที่ที่เสาไฟฟ้าล้ม การมอบถุงยังชีพให้ประชาชนที่ประสบอุทกภัย จำนวน 6,300 ชุด มีมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับผลกระทบ การขยายเวลาการชำระค่าไฟฟ้าออกไป 31 วัน หลังครบกำหนดใบแจ้งหนี้ รวมทั้งมีมาตรการรองรับและเตรียมความพร้อมในระยะยาว เช่น จัดทำระบบป้องกันน้ำท่วมเข้าสถานีไฟฟ้าในพื้นที่น้ำท่วมซ้ำซาก เป็นต้น
3. แผนการทำงานซ่อมบำรุงแหล่งก๊าซธรรมชาติ JDA-A18 ระหว่างวันที่ 31 สิงหาคมถึงวันที่ 6 กันยายน 2560 จะส่งผลกระทบต่อระบบไฟฟ้าภาคใต้ โดยโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ต้องเดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซล และโรงไฟฟ้าชุดที่ 2 ต้องหยุดเดินเครื่อง กระทรวงพลังงานได้คาดการณ์ว่าในช่วงดังกล่าวจะมีกำลังผลิตไฟฟ้าอยู่ที่ 2,253 เมกะวัตต์ และคาดการณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ภาคใต้ช่วงหยุดจ่ายก๊าซฯ อยู่ที่ 2,657 เมกะวัตต์ ผลคือ จะขาดกำลังผลิตไฟฟ้าภาคใต้ ประมาณ 404 เมกะวัตต์ แต่สามารถจ่ายพลังไฟฟ้า ผ่าน Tie-line ภาคกลาง-ภาคใต้ เพิ่มได้ 550 เมกะวัตต์ (ไม่เกินมาตรฐาน N-1) และจำเป็นต้องใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้ากระบี่ ใช้น้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้าจะนะและโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานีเพื่อผลิตไฟฟ้า นอกจากนี้ จำเป็นต้องรณรงค์และขอความร่วมมือหน่วยงานต่างๆ ให้ร่วมกันประหยัดพลังงานในช่วงที่มีการหยุดจ่ายก๊าซฯ โดยเฉพาะช่วงเวลา 18.00-21.30 น. ทั้งนี้ หากกรณีโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 เกิดเหตุขัดข้อง ไม่สามารถเดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซล อาจต้องเดินเครื่องกังหันก๊าซของโรงไฟฟ้า สุราษฎ์ธานีขนาด 2x115 เมกะวัตต์ รวมทั้งเจรจาซื้อไฟฟ้าจากมาเลเซีย
4. โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ ตั้งอยู่ภายในบริเวณพื้นที่โรงไฟฟ้ากระบี่เดิม ที่อำเภอ เหนือคลอง จังหวัดกระบี่ มีกำลังผลิตติดตั้ง 870 เมกะวัตต์ ใช้เชื้อเพลิงถ่านหินประเภทซับบิทูมินัสหรือบิทูมินัส นำเข้าจากต่างประเทศ มีค่ากำมะถันไม่เกินร้อยละ 1 เฉลี่ยวันละประมาณ 7,260 ตัน ใช้เทคโนโลยีการเผาไหม้ Ultra Supercritical ซึ่งเป็นเทคโนโลยีที่มีประสิทธิภาพสูงและทันสมัยที่สุด เป็นที่ยอมรับในวงกว้าง ทำให้สามารถลดปริมาณการใช้เชื้อเพลิงและปริมาณการปล่อยก๊าซเรือนกระจกลงได้มาก พร้อมทั้งติดตั้งระบบกำจัดมลสาร ได้แก่ เครื่องดักจับก๊าซออกไซด์ของไนโตรเจน (SCR) อุปกรณ์ดักจับไอปรอทแบบฉีดผงถ่านกัมมันต์ (ACI) อุปกรณ์ดักจับแบบไฟฟ้าสถิต (ESP) และเครื่องดักจับก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์แบบเปียก (FGD) นอกจากนี้ โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ ได้ออกแบบเพิ่มเติมให้สามารถใช้เชื้อเพลิงชีวมวลในอัตราส่วนไม่เกินร้อยละ 2 ตามข้อเสนอของชุมชน เพื่อส่งเสริมอาชีพหรือนำวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาใช้ให้เกิดประโยชน์ โดยจะใช้ชีวมวลเป็นเชื้อเพลิงเผาร่วมกับถ่านหิน (Co-firing) ซึ่งมีการศึกษาวิจัยที่สนับสนุนว่าการผสมชีวมวลลงไปเล็กน้อยจะช่วยลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ โดยได้กำลังผลิตเท่าเดิม โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ จะต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและสุขภาพ (EHIA) ตามประกาศกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ส่วนโครงการท่าเทียบเรือบ้านคลองรั้ว ตั้งอยู่บริเวณคลังน้ำมันบ้านคลองรั้วของโรงไฟฟ้ากระบี่ปัจจุบัน สามารถรับเรือบรรทุกถ่านหินขนาด 10,000 เดทเวทตัน ได้พร้อมกันสูงสุด 2 ลำ เรือบรรทุกถ่านหินเป็นระบบปิดและใช้เส้นทางเดินเรือเดียวกับเรือขนส่งน้ำมันเตาของโรงไฟฟ้ากระบี่ปัจจุบัน หลังรับถ่านหิน ที่ท่าเรือ ถ่านหินจะถูกลำเลียงตามแนวสายพานระบบปิด ระยะทางประมาณ 9 กิโลเมตร ถึงอาคารเก็บถ่านหินหลักบริเวณโรงไฟฟ้ากระบี่ ซึ่งโครงการท่าเทียบเรือบ้านคลองรั้ว จะต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) ตามประกาศกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม
5. การดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ เมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2557 กฟผ. นำส่งรายงาน EHIA โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ต่อสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) ต่อมาเมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2558 เครือข่ายปกป้องถ่านหินกระบี่ได้ยื่นข้อเรียกร้องให้รัฐบาลยุติโครงการ และเมื่อวันที่ 17 ธันวาคม 2558 นายกรัฐมนตรีมีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการศึกษาการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้า ถ่านหิน จังหวัดกระบี่ (คณะกรรมการไตรภาคี) ซึ่งคณะกรรมการไตรภาคีได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการ 4 คณะ ได้แก่ คณะอนุกรรมการศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อมจากการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน จังหวัดกระบี่ คณะอนุกรรมการศึกษาการใช้พลังงานทดแทนหรือพลังงานทางเลือกของจังหวัดกระบี่ คณะอนุกรรมการประสานงานเพื่อติดตามการดำเนินการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าถ่านหินจังหวัดกระบี่และกลั่นกรองความคิดเห็นของประชาชน และคณะอนุกรรมการประสานงานฝ่ายเลขานุการ ต่อมาเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2559 คณะกรรมการไตรภาคีได้จัดส่งรายงานการศึกษาให้นายกรัฐมนตรี โดยมีข้อสรุปหลักที่ต้องทำควบคู่กับการสร้างโรงไฟฟ้า คือ (1) ให้มีกรรมการร่วมติดตามตรวจสอบการทำงานของโรงไฟฟ้า โดยมีตัวแทนภาคประชาชนที่อยู่รอบโรงไฟฟ้าและผู้ประกอบการในอุตสาหกรรมหลักของจังหวัดกระบี่ หมุนเวียนกันไปเป็นกรรมการ ตลอดอายุการดำเนินการของโรงไฟฟ้า ตั้งแต่เริ่มก่อสร้างจนสิ้นสุดสัญญาการผลิต เพื่อรับรู้และร่วมแก้ปัญหาผลกระทบที่อาจจะเกิดขึ้นจากโรงไฟฟ้า ซึ่ง กฟผ. สามารถดำเนินการได้ตามข้อเสนอ (2) บริหารเงินกองทุนรอบโรงไฟฟ้าให้เป็นประโยชน์ต่อการพัฒนาจังหวัดกระบี่ โดยมุ่งเน้นการศึกษาและสาธารณสุข ส่งเสริมการจัดตั้งมหาวิทยาลัยอันดามัน และขยายการใช้เงินกองทุนพัฒนาพื้นที่โดยรอบโรงไฟฟ้าเกินกว่ารัศมี 5 กิโลเมตร ให้ครอบคลุมพื้นที่ที่อาจจะได้รับผลกระทบจากการขนส่งถ่านหินด้วย ซึ่งกองทุนพัฒนาไฟฟ้าสามารถกำหนดรัศมีได้มากกว่า 5 กิโลเมตร กรณีตำบลที่อยู่นอกเขตพื้นที่ประกาศ หากต้องการได้รับผลประโยชน์จากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า สามารถดำเนินการได้โดยเสนอโครงการต่อคณะกรรมการพัฒนาชุมชนในพื้นที่โรงไฟฟ้า (คพรฟ.) เพื่อเสนอ กกพ. พิจารณาเป็น รายกรณีไป (3) ส่งเสริมพลังงานทดแทนในพื้นที่โดยให้ กฟผ. สนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากผลิตภัณฑ์ปาล์ม เพื่อช่วยเหลือเกษตรกรที่ปลูกปาล์ม รวมถึงการรับซื้อไฟฟ้าตามอำนาจหน้าที่ที่จะกระทำได้จากพลังงานทดแทนอื่นๆ ซึ่ง กฟผ. สามารถดำเนินการได้ตามข้อเสนอ และ (4) การบริหารจัดการในพื้นที่ที่คาดว่าจะได้รับผลกระทบจากการดำเนินโครงการ ได้แก่ ด้านสิ่งแวดล้อมและระบบนิเวศน์ ด้านสุขภาพ ด้านการพัฒนาและส่งเสริมอาชีพให้แก่ราษฎรในพื้นที่และด้านการศึกษา ซึ่ง กฟผ. สามารถดำเนินการได้ตามข้อเสนอ
6. นายกรัฐมนตรีได้มีบัญชาและข้อสั่งการ สรุปได้ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2559 ดำเนินการเพื่อให้ประชาชนในพื้นที่เข้าใจปัญหาแล้วแสวงหาความร่วมมือประชารัฐ โดยคำนึงถึงอนาคต ที่จำเป็นต้องมีการพัฒนาและต้องอาศัยพลังงานที่มีความเสถียร จำเป็นต้องมีทั้งความเสถียร และพลังงานทดแทนหมุนเวียน ประเด็นที่สำคัญคือในพื้นที่มีผู้เห็นด้วยแต่มีผู้เห็นต่างนอกพื้นที่เข้าไปขับเคลื่อนต่อต้าน อย่าให้เกิดความขัดแย้งกัน (2) การประชุมคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2559 ให้กระทรวงพลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการให้เกิดกระบวนการมีส่วนร่วมของประชาชนในพื้นที่และสร้างความเข้าใจ ที่ถูกต้องแก่ประชาชน โดยเฉพาะในพื้นที่จังหวัดกระบี่ต่อไปด้วย เพื่อแก้ไขปัญหาการขาดแคลนพลังงานไฟฟ้า ที่เกิดขึ้นในปัจจุบัน และ (3) การประชุมคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2559 ให้กระทรวงพลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการให้เกิดกระบวนการมีส่วนร่วมของประชาชนในพื้นที่และสร้างความเข้าใจ ที่ถูกต้องแก่ประชาชนเกี่ยวกับการก่อสร้างโรงฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ เพื่อแก้ไขปัญหาการขาดแคลนพลังงานไฟฟ้า ที่เกิดขึ้นในปัจจุบัน นั้น หากพื้นที่ใดประชาชนส่วนใหญ่มีความเข้าใจและยอมรับให้มีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าแล้ว ให้กระทรวงพลังงานเริ่มดำเนินการตามขั้นตอนของกฎหมาย ระเบียบ และมติคณะรัฐมนตรีที่เกี่ยวข้องภายใน ปี 2560 ต่อไป ทั้งนี้ กระทรวงพลังงาน โดย กฟผ. ได้ดำเนินการตามข้อสั่งการ ดังนี้ (1) สำรวจการยอมรับโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินกระบี่ โดยมีประชาชนและชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้ายื่นหนังสือสนับสนุนโครงการรวม 5 ครั้ง มีการการจัดกิจกรรมและเผยแพร่การสนับสนุนของประชาชนในพื้นที่และนักวิชาการ รวมทั้งการชี้แจงของ กฟผ. ผ่านสื่อต่างๆ (2) สร้างกระบวนการมีส่วนร่วมและสร้างความเข้าใจแก่ประชาชนในพื้นที่ โดยจัดรับฟังความคิดเห็นในระหว่างการจัดทำ EIA การชี้แจงให้ข้อมูลสร้างความรู้ความเข้าใจเกี่ยวกับสถานการณ์พลังงานไฟฟ้า ข้อมูลโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาด การจัดทำสื่อเผยแพร่ประชาสัมพันธ์ให้ประชาชน ในพื้นที่จังหวัดกระบี่และใกล้เคียง รวมทั้งจัดศึกษาดูงานเชิงประจักษ์โรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดให้กับประชาชนในจังหวัดกระบี่ และ (3) ดำเนินกิจกรรมการพัฒนาคุณภาพชีวิตและสิ่งแวดล้อมชุมชนโดยรอบพื้นที่โครงการ ได้แก่ โครงการออกหน่วยแพทย์เคลื่อนที่และทันตกรรมเคลื่อนที่ โครงการขุดเจาะบ่อบาดาล โครงการช่วยเหลือบรรเทาปัญหาขาดแคลนน้ำอุปโภคในช่วงหน้าแล้งทุกปี โครงการปลูกป่าชายเลน โครงการบ้านปลาหญ้าทะเล เป็นต้น
7. กฟผ. ได้ศึกษาโครงการโรงไฟฟ้าเทพา ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 1,100 เมกะวัตต์ จำนวน 2 เครื่อง ใช้เทคโนโลยีการเผาไหม้ Ultra Supercritical เหมือนโรงไฟฟ้ากระบี่ ใช้ถ่านหินคุณภาพดีประเภทซับบิทูมินัสหรือบิทูมินัสนำเข้าจากต่างประเทศเป็นเชื้อเพลิง โดยใช้เทคโนโลยีถ่านหินสะอาดสำหรับการผลิตไฟฟ้า มีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ประมาณปี 2564 และ 2567 มีที่ตั้งอยู่ในเขตตำบลปากบาง อำเภอเทพา จังหวัดสงขลา บนพื้นที่ประมาณ 2,850 ไร่ โรงไฟฟ้าถูกออกแบบให้สามารถใช้เชื้อเพลิงชีวมวลในอัตราส่วนไม่เกินร้อยละ 2 เพื่อส่งเสริมการนำวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาใช้ให้เกิดประโยชน์ ท่าเทียบเรือขนถ่ายถ่านหิน ตั้งอยู่ริมทะเลห่างจากชายฝั่งประมาณ 3 กิโลเมตร มีความกว้างหน้าท่า 22 เมตร ความยาวหน้าท่าประมาณ 300 เมตร ความลึกหน้าท่าไม่น้อยกว่า 7 เมตร จุดที่ให้เรือลอดผ่านได้จะยกระดับสูงขึ้นจากระดับน้ำทะเลสูงสุด 9 เมตร ที่ระยะประมาณ 1.5 กิโลเมตร จากชายฝั่ง เรือบรรทุกถ่านหินขนาดประมาณ 13,000 เดทเวทตัน ระดับการกินน้ำลึกสูงสุดขณะบรรทุกประมาณ 6 เมตร ขนส่งถ่านหินระบบปิด โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทพาและโครงการท่าเทียบเรือสำหรับโรงไฟฟ้าถ่านหินเทพา จะต้องทำ EHIA ตามประกาศกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม โดยเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2558 กฟผ. นำส่งรายงาน EHIA โครงการฯ เสนอต่อ สผ. เพื่อเข้าสู่กระบวนการพิจารณา ซึ่งปัจจุบัน คชก. กำลังพิจารณารายงาน EHIA ดังกล่าว ทั้งนี้ การศึกษาความเหมาะสมโครงการและขออนุมัติสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) อยู่ระหว่างนำเสนอต่อคณะกรรมการ สศช. ซึ่งต้องรอผลการพิจารณารายงาน EHIA ของ คชก. มาประกอบการพิจารณา โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทพา เริ่มสร้างความรู้ความเข้าใจกับประชาชนในพื้นที่ตั้งแต่ปี 2556 เป็นต้นมา ด้วยความร่วมมือจากทั้งในพื้นที่และนอกพื้นที่ กฟผ. ได้ดำเนินกิจกรรมหลายอย่างที่สร้างความรู้ความเข้าใจและความสัมพันธ์อันดีและมีส่วนร่วมกับชุมชน รวมไปถึงการพัฒนาคุณภาพชีวิตและสิ่งแวดล้อมของชุมชน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ดำเนินการโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดกระบี่ และโครงการท่าเทียบเรือบ้านคลองรั้ว ตามขั้นตอนของกฎหมาย รวมทั้งเร่งรัดการสร้างความรู้ความเข้าใจแก่ประชาชนในพื้นที่อย่างต่อเนื่อง
2. เห็นชอบให้สำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมพิจารณารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) และรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและสุขภาพ (EHIA) ของโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดกระบี่ และโครงการท่าเทียบเรือบ้านคลองรั้ว โดยให้นำความเห็นของคณะกรรมการศึกษาการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน จังหวัดกระบี่ (คณะกรรมการไตรภาคี) ไปประกอบการพิจารณาตามลำดับต่อไป
เรื่องที่ 5 แนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ” สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ตามแผนยุทธศาสตร์ชาติระยะ 20 ปี (พ.ศ. 2560 – 2579) รัฐบาลได้กำหนดวิสัยทัศน์ ในการขับเคลื่อนเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศให้ “ประเทศมีความมั่นคง มั่งคั่ง ยั่งยืน เป็นประเทศพัฒนาแล้ว ด้วยการพัฒนาตามปรัชญาของเศรษฐกิจพอเพียง” และมอบหมายให้กระทรวงต่างๆ จัดทำแผนยุทธศาสตร์ระดับกระทรวงและปฏิบัติภารกิจหน้าที่ของกระทรวงให้สอดคล้องตามแผนยุทธศาสตร์ชาติ ซึ่งกระทรวงพลังงาน ได้จัดทำยุทธศาสตร์ตามแนวนโยบายตามแผนยุทธศาสตร์ชาติระยะ 20 ปี ภายใต้กรอบแผน 5 เสาหลัก สอดรับกับนโยบายของรัฐบาล ซึ่งแบ่งการขับเคลื่อนออกเป็น 2 ระดับ คือ ระดับประเทศ จะมุ่งเน้นการผลักดันให้เกิดนวัตกรรมด้านพลังงานใหม่ๆ ส่วนในระดับชุมชน/ประชาชน จะมุ่งเน้นการสร้างรายได้ และลดรายจ่ายให้กับประชาชนและชุมชนผ่านโครงการประชารัฐ การสนับสนุนกิจกรรมเพื่อสังคมการดำเนินโครงการพลังงานชุมชน ส่งเสริมให้ชุมชนมีรายได้อย่างยั่งยืน
2. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2559 ประธานคณะกรรมการการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้แจ้ง ที่ประชุมคณะกรรมการ กฟภ. ว่ารัฐบาลมอบนโยบายให้ กฟภ. พิจารณาดำเนินการโครงการพัฒนาการผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากจากชีวมวลและชีวภาพ ในพื้นที่จังหวัดชายแดนใต้ (จังหวัดยะลา จังหวัดปัตตานี และจังหวัดนราธิวาส) ต่อมาเมื่อวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2560 กระทรวงพลังงานได้จัดประชุมร่วมกับหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องเพื่อหารือเรื่องดังกล่าว ซึ่งที่ประชุมมอบให้บริษัท พีอีเอ เอ็นคอม อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (บริษัทในเครือ กฟภ. ที่มีสถานะเป็นรัฐวิสาหกิจ โดย กฟภ. ถือหุ้นร้อยละ 100) จัดทำทางเลือกอัตราการรับซื้อไฟฟ้าที่มีความเป็นไปได้ในการลงทุนและเหมาะสมกับพื้นที่โครงการ พร้อมทั้งสัดส่วนการเข้าร่วมลงทุนและรายละเอียดอื่นที่เกี่ยวข้อง ซึ่งบริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ ได้ปรับปรุงรายละเอียดตามความเห็นของที่ประชุมเรียบร้อยแล้ว โดยสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
2.1 บริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ จะร่วมดำเนินโครงการประชารัฐเพื่อความมั่นคง 3 จังหวัดชายแดนใต้ กับภาคเอกชนและภาคประชาชนในพื้นที่มีแผนงานดำเนินโครงการพื้นที่ที่มีความพร้อมในการผลิตกระแสไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อสนับสนุนรัฐบาลในการแก้ไขปัญหาพื้นที่ชายแดนใต้อย่างยั่งยืน เพื่อรองรับการจัดตั้ง “โครงการพาคนกลับบ้าน กอ.รมน.ภาค 4 ส่วนหน้า” และ “โครงการรองรับมวลชน หมู่บ้านสันติสุข” แก้ไขปัญหาความยากจนของประชาชนในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนใต้ โดยการ สร้างงาน เพิ่มรายได้ ส่งเสริมระบบป้องกันตนเองจากมวลชนในพื้นที่ตน และเป็นการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า ในรูปแบบกระจายศูนย์ (Distribution Generation : DG) เพื่อสร้างความมั่นคงด้านพลังงานจากการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชีวมวล/ชีวภาพที่มีศักยภาพในชุมชน แบ่งเป็น (1) แผนงานการผลิตไฟฟ้าจากชีวมวลขนาดเล็ก มีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าชีวมวล 3 แห่ง ในพื้นที่อำเภอเมือง จังหวัดนราธิวาส อำเภอแม่ลาน จังหวัดปัตตานี และอำเภอบันนังสตา จังหวัดยะลา กำลังการผลิตติดตั้งรวม 18 เมกะวัตต์ จ่ายไฟเข้าระบบจำหน่าย กฟภ. รวม 12 เมกะวัตต์ ใช้เทคโนโลยี Direct-Fired ผลิตไอน้ำส่งผ่าน Steam turbine หรือใช้เทคโนโลยี Gasification ผลิตก๊าซชีวมวลเพื่อผลิตไฟฟ้า โดยใช้เศษไม้ยางพาราเป็นเชื้อเพลิงหลัก เงินลงทุน 1,562 ล้านบาท (พีอีเอ เอ็นคอมฯ ร้อยละ 40 และภาคเอกชนร้อยละ 60) และ (2) แผนงานการผลิตไฟฟ้าจากชีวภาพ มีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าชีวภาพ 30 แห่ง ในพื้นที่จังหวัดนราธิวาส จังหวัดปัตตานี จังหวัดยะลา กำลังการผลิตติดตั้งรวม 35 เมกะวัตต์ จ่ายไฟเข้าระบบจำหน่าย กฟภ. รวม 30 เมกะวัตต์ ใช้หญ้าเนเปียร์เป็นเชื้อเพลิงหลักหมักให้เป็นก๊าซชีวภาพเพื่อผลิตไฟฟ้า เงินลงทุน 3,600 ล้านบาท (พีอีเอ เอ็นคอมฯ ร้อยละ 40 ภาคเอกชนร้อยละ 60 ซึ่งพีอีเอ เอ็นคอมฯ จะพิจารณาคัดเลือกภายหลัง) ซึ่งการดำเนินโครงการฯ จะทำให้ประชาชนมีรายได้เพิ่มขึ้น เกิดการสร้างงานให้ชุมชนในพื้นที่ ชุมชนได้รับการพัฒนาจากเงินกองทุนรอบโรงไฟฟ้า ภาษีบำรุงท้องที่ ภาษีการค้า และชุมชนจะได้รับจัดสรรเงินร้อยละ 10 ของกำไรสุทธิในแต่ละปีอย่างต่อเนื่อง นอกจากนี้ยังช่วยเสริมสร้างการมีส่วนร่วมระหว่างภาคประชาชน ภาครัฐ และภาคเอกชน สนับสนุนโครงการของรัฐบาลในการแก้ปัญหาราคาสินค้าเกษตรตกต่ำ และปัญหาอื่นใน 3 จังหวัดชายแดนใต้ เป็นต้น
2.2 ข้อเสนอของ บริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ มีดังนี้ (1) ให้บริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ ดำเนินการโดยจัดตั้ง/ร่วมลงทุนบริษัทในเครือ เพื่อดำเนินงานให้แล้วเสร็จโดยเร็ว (2) ขอให้รับซื้อไฟฟ้าตามโครงการ ประชารัฐเพื่อความมั่นคง 3 จังหวัดชายแดนใต้ ประกอบด้วย แผนงานการผลิตไฟฟ้าชุมชนจากชีวมวลขนาดเล็ก จำนวน 12 เมกะวัตต์ และแผนงานการผลิตไฟฟ้าชุมชนจากชีวภาพจำนวน 30 เมกะวัตต์ และ (3) เสนอทางเลือกอัตราค่ารับซื้อไฟฟ้าที่ทำให้อัตราผลตอบแทนภายในโครงการไม่น้อยกว่าร้อยละ 12 หรืออัตราค่ารับซื้อไฟฟ้าตามอัตรา Feed-in Tariff (FiT และ FiT Premium) ตามที่ กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557
3. หน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้มีความเห็นต่อโครงการประชารัฐเพื่อความมั่นคง 3 จังหวัดชายแดนใต้ สรุปได้ดังนี้
3.1 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) มีความเห็นว่า เนื่องจากเป็นโครงการใหม่ควรดำเนินโครงการผลิตไฟฟ้าจากชีวมวลขนาดเล็ก จำนวน 12 เมกะวัตต์ ในช่วงแรกก่อน หากประสบความสำเร็จ จึงดำเนินการในส่วนการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ จำนวน 30 เมกะวัตต์ โดยอาจมอบให้รัฐวิสาหกิจหรือหน่วยงานอื่นดำเนินการได้ตามความเหมาะสม โดยให้ กบง. เป็นผู้พิจารณา นอกจากนี้ บริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ ควรถือหุ้นประมาณร้อยละ 40 - 49 บริษัทชุมชนประชารัฐ/วิสาหกิจชุมชน ถือหุ้นร้อยละ 51 - 60 โดยเอกชนสามารถเข้าร่วมโครงการดังกล่าวได้ในส่วนของบริษัทชุมชนประชารัฐ/วิสาหกิจชุมชน โดยให้ กฟภ. ดำเนินการคัดเลือกผู้เข้าร่วมโครงการอย่างเป็นธรรมและโปร่งใส และควรมีแนวทางการกำหนดผลตอบแทนที่กลับคืนสู่ชุมชนในพื้นที่ที่แน่นอน เช่น การรับประกันการจัดสรรผลตอบแทนขั้นต่ำกลับคืนสู่ชุมชนในพื้นที่ การรับประกันราคาและปริมาณรับซื้อเชื้อเพลิงจากชุมชนในพื้นที่ที่กำหนด เป็นต้น ในส่วนของอัตราราคาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ เห็นควรให้มีการกำหนดอัตราราคาอีกครั้งโดยให้ กกพ. พิจารณาเสนอ โดยไม่เกินอัตรา FiT เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 และคำนึงถึงความเป็นธรรมกับเอกชนรายอื่นที่มีการแข่งขันราคาในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ก่อนหน้านี้ด้วย และเห็นควรมอบให้ กบง. พิจารณาเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าดังกล่าว
3.2 กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) มีความเห็นดังนี้ (1) แผนงานการผลิตไฟฟ้าชุมชนจากชีวมวลขนาดเล็ก ระบุเชื้อเพลิงที่ใช้เป็นเศษไม้ยางพารา หรือปลูกไม้โตเร็วด้วย หากมีการปลูกพืชพลังงาน จำเป็นต้องมีพื้นที่เพาะปลูกเพื่อรองรับ โดยต้องไม่ส่งผลกระทบต่อการเพาะปลูกพืชอื่นๆ หรือไม่เป็นการรุกล้ำพื้นที่ป่า การไม่ระบุปริมาณเชื้อเพลิงที่จะใช้สำหรับโรงไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ทำให้ไม่ทราบว่าปริมาณไม้ยางพาราจะมีเพียงพอหรือไม่ เพราะต้องคำนึงถึงโรงไฟฟ้าชีวมวลเดิมที่มีที่ตั้งใกล้เคียง เช่น โรงไฟฟ้าชีวมวลในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ซึ่งมีการประมูลเมื่อเดือนสิงหาคม 2559 รวมกำลังการผลิตติดตั้ง 36 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ควรระบุเรื่องการรับซื้อเชื้อเพลิงจากชุมชน การรับประกันราคาและปริมาณรับซื้อ และสามารถใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าอัตราเดียวกับที่ กกพ. กำหนด ในปัจจุบันได้ และ (2) แผนงานการผลิตไฟฟ้าชุมชนจากก๊าซชีวภาพ ในกรณีที่ใช้หญ้าเนเปียร์เป็นเชื้อเพลิงหลัก ที่กำลังการผลิตติดตั้งรวม 35 เมกะวัตต์ ต้องใช้พื้นที่ในการเพาะปลูกไม่น้อยกว่า 35,000 ไร่ ราคาซื้อขายวัตถุดิบต้องเป็นที่ยอมรับได้ของทั้งสองฝ่าย ทั้งนี้ หลักเกณฑ์การขายไฟฟ้าของ กกพ. อัตรา FiT ของการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน จะต้องเป็นหญ้าเนเปียร์อย่างเดียวไม่รวมกับมูลสัตว์ นอกจากนี้ต้องพิจารณาจากการมีส่วนร่วมของชุมชนในพื้นที่ติดตั้งโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพด้วย
3.3 การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) มีความเห็นว่าโครงการที่เสนอมาคาดว่า จะมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเร็วกว่าแผนงานก่อสร้างสายส่ง 500 เควี สุราษฎร์ 2 – ทุ่งสง – หาดใหญ่ ซึ่งจะแล้วเสร็จภายในปี 2564 ดังนั้น หากมีการจ่ายไฟฟ้าก่อนปี 2564 จะทำให้ กฟผ. ไม่สามารถเดินเครื่องโรงไฟฟ้าจะนะได้ตาม Merit Order และต้องลดกำลังผลิตของโรงไฟฟ้าจะนะเพิ่มเติม ส่งผลกระทบต่อค่า Ft เพิ่มขึ้น 0.36 - 0.38 สตางค์ต่อหน่วย (ภายใต้สมมติฐานว่ามีการรับซื้อไฟฟ้า ตามกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้าด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้าชีวมวล 5.04 - 6.34 บาทต่อหน่วยตามขนาดของโรงไฟฟ้า และอัตรารับซื้อไฟฟ้าชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 4.76 บาทต่อหน่วย ภายในปี 2562-2563)
3.4 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีความเห็นว่า รูปแบบโครงการประชารัฐที่บริษัทฯ ซึ่งเป็นรัฐวิสาหกิจที่ กฟภ. ถือหุ้น 100% ร่วมทุนกับเอกชน ควรพิจารณาข้อกฎหมายและระเบียบ ที่เกี่ยวข้อง เช่น พระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมทุน พ.ศ. 2556 และหลักเกณฑ์การจัดตั้ง/ร่วมทุนและกำกับดูแลบริษัทในเครือของรัฐวิสากิจ ศักยภาพระบบไฟฟ้าในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนใต้ ปัจจุบันไม่เพียงพอสำหรับรองรับการเชื่อมต่อ เนื่องจาก กฟผ. อยู่ระหว่างก่อสร้างสายส่ง 500 เควี ซึ่งจะแล้วเสร็จในปี 2564 ดังนั้น หากต้องการให้เปิดรับซื้อก่อนปี 2564 จำเป็นต้องลดการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าจะนะอีก 42 เมกะวัตต์ เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ แทน ส่งผลให้ต้นทุนการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มสูงขึ้น ซึ่งจะถูกส่งผ่านไปยังประชาชนในรูปของค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) ในส่วนอัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบ Fit สำหรับชีวมวล และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) สำหรับโครงการฯ ควรเป็นอัตราที่เหมาะสม และเป็นธรรมกับผู้ประกอบการรายเดิมที่ชนะการประมูลโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ FiT ระยะที่ 1 ที่ผ่านมา นอกจากนี้การกำหนดเป้าหมายรับซื้อในพื้นที่ควรสอดคล้องกับพื้นที่ศักยภาพของพลังงานหมุนเวียนแต่ละประเภท (RE Zoning) ทั้งนี้ การจัดสรรประโยชน์ต่อชุมชน ควรมีความชัดเจนและมีความยั่งยืนตลอดอายุโครงการ โดยอาจจัดตั้งในรูปแบบกองทุนระดับชุมชนเพื่อดูแลผลประโยชน์ที่ได้รับ และมีการออกระเบียบการใช้เงินกองทุนที่ชัดเจนตลอดอายุโครงการ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการให้การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และบริษัท พีอีเอ เอ็นคอม อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ (โครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ) ในส่วนของการผลิตไฟฟ้าชีวมวล โดยมีปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 12 เมกะวัตต์ โดยร่วมกับบริษัทชุมชนประชารัฐ/วิสาหกิจชุมชน ทั้งนี้ ให้รายงานผลการดำเนินงานต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และมอบให้ กบง. พิจารณาในการดำเนินการในส่วนของการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) โดยมีปริมาณการรับซื้อไม่เกิน 30 เมกะวัตต์
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานและคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) โดยความเห็นชอบของ กบง. กำหนดอัตราราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ โดยคำนึงถึงความเป็นธรรมและเพียงพอในการรองรับวัตถุประสงค์ของแนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ”
3. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย บริหารต้นทุนการผลิตไฟฟ้า เพื่อให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ โดยให้มีผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าน้อยที่สุด
ทั้งนี้ ให้รับความเห็นของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปประกอบการพิจารณาดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 6 การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดยใช้งบประมาณภาครัฐ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้แจ้งว่าระเบียบวาระนี้ขอนำเสนอ กพช. เพื่อทราบ และขอให้อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (นายประพนธ์ วงษ์ท่าเรือ) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้พัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อทดแทนการใช้พลังงานฟอสซิสในการผลิตกระแสไฟฟ้าจ่ายเข้าระบบจำหน่ายของ กฟภ. และระบบสายส่งของ กฟผ. เพื่อเสริมความมั่นคงและลดการสูญเสียในระบบไฟฟ้า จัดหาไฟฟ้าให้กับราษฎรในพื้นที่ห่างไกลที่ กฟภ. ยังขยายเขตระบบจำหน่ายไฟฟ้าไปไม่ถึง อีกทั้งยังเป็นการเพิ่มสัดส่วนการผลิตและการใช้พลังงานทดแทนของประเทศและลดปริมาณการปล่อยก๊าซเรือนกระจก โดยโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ พพ. พัฒนาได้แก่ โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำและโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลม สรุปได้ดังนี้
1.1 โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำ แบ่งเป็น (1) โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็ก ก่อสร้างโดยใช้งบประมาณแผ่นดิน โดย พพ. เป็นผู้ผลิตไฟฟ้าและบำรุงรักษาเอง จำนวน 23 โครงการ รวมกำลังผลิต 59,314 กิโลวัตต์ กำลังผลิตตั้งแต่ 200 -12,000 กิโลวัตต์ต่อแห่ง ผลิตไฟฟ้ารวมประมาณ 122 ล้านหน่วยต่อปี มี 21 โครงการ ขายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้าของ กฟภ. ในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วย และอีก 2 โครงการ ขายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้าของ กฟผ. แบบ Off-Peak On-Peak ในอัตรา 2.3567 - 4.2243 บาทต่อหน่วย ทดแทนน้ำมันเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าประมาณ 27.12 กิโลตันเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อปี ลดปริมาณการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 71,146 ตันคาร์บอนไดออกไซด์ต่อปี นำรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าทั้งหมดส่งให้กับกระทรวงการคลังเป็นรายได้แผ่นดินประมาณ 200 ล้านบาทต่อปี ปัจจุบันโครงการห้วยประทาว (เขื่อนล่าง) ก่อสร้างแล้วเสร็จ 1 โครงการ กำลังผลิต 320 กิโลวัตต์ พร้อมขายไฟฟ้าแต่ยังไม่สามารถขายได้เนื่องจาก ยังไม่เปิดรับซื้อไฟฟ้า (2) โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำระดับหมู่บ้าน พพ. ก่อสร้างโดยใช้งบประมาณแผ่นดินร่วมกับชุมชน โดยชุมชนออกแรง และจัดหาวัสดุอุปกรณ์ที่มีอยู่ในท้องถิ่นมาร่วมก่อสร้าง จำนวน 60 โครงการ รวมกำลังผลิต 2,140 กิโลวัตต์ มีกำลังผลิตตั้งแต่ 15 – 80 กิโลวัตต์ต่อแห่ง ผลิตไฟฟ้ารวมประมาณ 2 ล้านหน่วย ต่อปี เมื่อก่อสร้างเสร็จ พพ. จะอบรมการบริหารโครงการ ถ่ายทอดความรู้การเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าและการบำรุงรักษาให้ชุมชน เพื่อให้ชุมชนเป็นผู้ดำเนินการผลิตไฟฟ้าขายเองใช้เองในราคา 2-3 บาทต่อหน่วย โดยมี พพ. เป็นพี่เลี้ยงสนับสนุนทางด้านเทคนิคต่อไป และ (3) โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำชุมชน เป็นโครงการที่ชุมชน มีศักยภาพด้านพลังน้ำมีหนังสือขอโครงการมายัง พพ. ก่อสร้างโดยใช้งบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริม การอนุรักษ์พลังงาน มีจำนวน 28 โครงการ รวมกำลังผลิต 2,977 กิโลวัตต์ กำลังผลิตตั้งแต่ 30 – 320 กิโลวัตต์ต่อแห่ง ปัจจุบันโอนให้องค์การปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) แล้ว 2 โครงการ รวมกำลังผลิต 64 กิโลวัตต์ โดยชุมชนผลิตไฟฟ้าขายเองใช้เองในราคา 3 บาทต่อหน่วย และอีก 2 โครงการ รวมกำลังผลิต 257 กิโลวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. แล้ว ในราคา 2.92 บาทต่อหน่วย คงเหลือ 24 โครงการ รวมกำลังผลิต 2,656 กิโลวัตต์ พร้อมขายไฟฟ้าแต่ยังไม่สามารถขายได้เนื่องจากยังไม่เปิดรับซื้อไฟฟ้า
1.2 โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลม เพื่อสาธิตส่งเสริมให้มีการลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าพลังงานลม ประกอบด้วย (1) ใช้งบประมาณแผ่นดิน 2 โครงการ ได้แก่ โครงการบ้านทะเลปังจังหวัดนครศรีธรรมราช กำลังผลิต 250 กิโลวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. แล้ว ในอัตรา 2.92 บาทต่อหน่วยและนำส่งรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าส่งให้กระทรวงการคลังประมาณ 0.12 ล้านบาทต่อปี และ โครงการหลวงแม่แฮ จังหวัดเชียงใหม่ จำนวน 1 โครงการ กำลังผลิต 275 กิโลวัตต์ พร้อมขายไฟฟ้าแต่ยังไม่สามารถขายได้เนื่องจากยังไม่เปิดรับซื้อไฟฟ้า และ (2) ใช้งบประมาณกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 2 โครงการ ได้แก่ โครงการ บ้านทะเลปัง จังหวัดนครศรีธรรมราช กำลังผลิต 1,500 กิโลวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. แล้ว ในอัตรา 2.3567 – 4.2253 บาทต่อหน่วย (Off peak On peak) และนำรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าส่งให้กองทุนฯ ประมาณ 1.6 ล้านบาทต่อปี และโครงการสาธิตพัฒนาพลังงานลมเพื่อผลิตไฟฟ้า จังหวัดปัตตานี จำนวน 1 โครงการ กำลังผลิต 1,750 กิโลวัตต์ พร้อมขายไฟฟ้าแต่ยังไม่สามารถขายได้เนื่องจากยังไม่เปิดรับซื้อไฟฟ้า ปัจจุบันโครงการไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดยใช้งบประมาณภาครัฐ จำนวน 27 โครงการ รวม 5,001 กิโลวัตต์ ไม่สามารถขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. ได้ เนื่องจากการรอรับใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงาน (รง.4) ตามพระราชบัญญัติโรงงาน พ.ศ. 2535 แต่ปัจจุบันได้รับการยกเว้นแล้วตามประกาศราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 20 มีนาคม 2558 อย่างไรก็ตาม ตั้งแต่วันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีนโยบายหยุดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนทุกประเภทเพื่อปรับเปลี่ยนอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากระบบ Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) โดยจะประกาศรับซื้อไฟฟ้าเป็นครั้ง ๆ ไป ทำให้โครงการโรงไฟฟ้าดังกล่าวซึ่งก่อสร้างแล้วเสร็จ ไม่สามารถขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ ประกอบด้วยโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำ 25 โครงการ และโครงการโรงไฟฟ้าพลังลม 2 โครงการ ดังนี้ (1) โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำห้วยประทาว (เขื่อนล่าง) จำนวน 1 โครงการ กำลังผลิต 320 กิโลวัตต์ (2) โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำชุมชน จำนวน 24 โครงการ รวมกำลังผลิต 2,656 กิโลวัตต์ (3) โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลมโครงการหลวง แม่แฮ จ.เชียงใหม่ จำนวน 1 โครงการ ขนาดกำลังผลิต 275 กิโลวัตต์ (4) โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลมโครงการสาธิตพัฒนาพลังงานลมเพื่อผลิตไฟฟ้า จ.ปัตตานี จำนวน 1 โครงการ ขนาดกำลังผลิต 1,750 กิโลวัตต์ และเนื่องจากโครงการดังกล่าวลงทุนโดยใช้งบประมาณภาครัฐและไม่เป็นภาระต่อประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า โดยรายได้จากการผลิตไฟฟ้าทั้งหมดนำส่งให้กระทรวงการคลังเป็นรายได้แผ่นดิน จึงขอใช้อัตราค่าไฟฟ้า 1.091 บาท ต่อหน่วย คงที่ตลอดอายุโครงการเหมือนกับโรงไฟฟ้าส่วนใหญ่ของ พพ. ที่ขายไฟฟ้าให้กับ กฟภ.
มติของที่ประชุม
รับทราบความคืบหน้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และ การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าในอัตรา 1.091 บาทต่อหน่วย คงที่ตลอดอายุโครงการ สำหรับโครงการที่ยังไม่ได้มีการขายไฟฟ้าเข้าระบบ
มอบหมายให้ พพ. หารือกับกระทรวงการคลังและสำนักงบประมาณเพื่อขอนำรายได้จากการ ขายไฟฟ้ามาใช้เป็นค่าใช้จ่ายสำหรับซ่อมบำรุงโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดย พพ. ก่อนนำส่งรายได้ส่วนที่เหลือให้กระทรวงการคลังต่อไป
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ตามที่รัฐบาลได้มีนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เพื่อลดการพึ่งพาการนำเข้าพลังงาน และเพิ่มความมั่นคงด้านพลังงาน แต่การดำเนินการที่ผ่านมา พบว่าการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนไม่มีความสม่ำเสมอ ไม่มีความเสถียร ซึ่งส่งผลกระทบต่อการบริหารจัดการระบบไฟฟ้า ในด้านความเชื่อถือได้ ความมั่นคงในการจ่ายไฟฟ้าอย่างต่อเนื่อง ซึ่งหากมีการส่งเสริมใช้พลังงานหมุนเวียนมากขึ้น การไฟฟ้าก็จะต้องมีภาระที่จะต้องก่อสร้างโรงไฟฟ้าให้มีกำลังผลิตสำรองเพื่อรองรับการจ่ายไฟฟ้าในช่วงเวลา ที่โรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ ดังนั้น สนพ. จึงได้จัดทำนโยบายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องกับศักยภาพในการผลิตไฟฟ้าของพลังงานหมุนเวียน ช่วยสร้างความมั่นคงให้แก่ระบบไฟฟ้า ลดความผันผวนของพลังงานธรรมชาติที่มีความไม่แน่นอนสูง ให้มีความสามารถในการพึ่งพาได้มากกว่าโรงไฟฟ้าหมุนเวียนในรูปแบบปกติ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทั้งประเภท SPP และ VSPP ที่จะประกาศใช้ในระยะต่อไป โดยจะต้องมีรูปแบบการผลิตไฟฟ้าในลักษณะ Firm เพื่อให้สอดคล้องกับแนวคิดดังกล่าวข้างต้น
2. หลักการการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากแบบ VSPP Semi-Firm สรุปได้ดังนี้ (1) ที่ผ่านมาโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Firm จะมีเพียงโรงไฟฟ้าชีวมวลระดับ SPP เท่านั้น ที่มีศักยภาพในการรวบรวมเชื้อเพลิงชีวมวลจำนวนมาก เพื่อผลิตไฟฟ้าให้มีความสม่ำเสมอสอดคล้องกับการ สั่งการของ กฟผ. (2) สนพ. ได้ศึกษาแนวคิดการจัดทำนโยบายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบผสมผสาน (Hybrid) ซึ่งจะทำให้สามารถผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Firm ได้ เพื่อช่วยสร้างความมั่นคงให้แก่ระบบไฟฟ้า และสามารถพึ่งพาได้มากกว่าโรงไฟฟ้าหมุนเวียนในรูปแบบปกติ นอกจากนี้ ยังช่วยลดภาระการจัดหาเชื้อเพลิงประเภทใดประเภทหนึ่งในการผลิตไฟฟ้าลง โดยการบริหารจัดการเชื้อเพลิงและผลิตไฟฟ้าร่วมกับพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบอื่นๆ รวมถึงอาจใช้เทคโนโลยีการกักเก็บพลังงานร่วมด้วย (3) สนพ. ได้จัดประชุมหารือและรับฟังความคิดเห็นในการจัดทำนโยบายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยใช้เทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบผสมผสาน (Hybrid) กับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและผู้ประกอบการภาคเอกชน พบว่ามีความเป็นไปได้ และสามารถนำเทคโนโลยีการกักเก็บพลังงานมาร่วมได้ โดยเริ่มจากระดับ SPP ที่มีความสามารถ ในดำเนินการผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Firm ได้อยู่แล้ว ทั้งนี้ การผลิตไฟฟ้าสำหรับ VSPP เชื้อเพลิงชีวภาพก็อาจดำเนินการในรูปแบบ Firm ได้ แต่อาจต้องปรับปรุงเงื่อนไขสัญญา Firm ที่มีในปัจจุบันให้เหมาะสมกับฤดูกาลของผลิตผลทางการเกษตร และยังคงสามารถรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้า ในช่วงฤดูร้อนที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดได้ โดยการให้มีการผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Firm เฉพาะบางช่วงเวลาและบางเดือนของปีเท่านั้น (Semi Firm) ซึ่งสามารถสรุปข้อเสนอหลักการการรับซื้อไฟฟ้าได้ดังนี้
2.1 การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP Hybrid Firm ใช้สำหรับการเปิดรับซื้อรายใหม่เท่านั้น โดยขายเข้าระบบเป็น SPP ขนาดมากกว่า 10 เมกะวัตต์ แต่ไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ สามารถใช้เชื้อเพลิงได้มากกว่าหรือเท่ากับ 1 ประเภท โดยไม่กำหนดสัดส่วน ทั้งนี้ อาจพิจารณาใช้ระบบกักเก็บพลังงาน (ESS) ร่วมได้ และต้องเป็นสัญญาประเภท Firm กับ กฟผ. เท่านั้น (เดินเครื่องผลิตไฟฟ้าร้อยละ 100 ในช่วง Peak และในช่วง Off-peak ไม่เกินร้อยละ 65 โดยอาจต่ำกว่าร้อยละ 65 ได้ ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามที่ กกพ.กำหนด) ห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิล มาช่วยในการผลิตไฟฟ้า ยกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้า (Start up) ติดมิเตอร์ซื้อขายไฟฟ้าจุดเดียวกัน และจะต้องติดตั้ง Unit Monitoring Meter (UMM) มีบทปรับที่เหมาะสมหากไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ตามสัญญา ต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิงและมีแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมใช้พื้นที่ร่วมด้วย เช่น การปลูก พืชพลังงาน เป็นต้น ในสัดส่วนที่จะมีการกำหนดต่อไป รับซื้อไฟฟ้าในลักษณะ Competitive Bidding ใช้อัตรา FiT เดียวแข่งกันทุกประเภทเชื้อเพลิง กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในปี 2563
2.2 การรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP Semi-Firm ใช้สำหรับการเปิดรับซื้อ FiT-Bidding ประเภทเชื้อเพลิง ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) สามารถใช้ระบบกักเก็บพลังงาน (ESS) ร่วมได้ ต้องเป็นสัญญาประเภท Firm จำนวน 6 เดือน (เดินเครื่องผลิตไฟฟ้าร้อยละ 100 ในช่วง Peak และในช่วง Off-peak ไม่เกินร้อยละ 65 โดยอาจต่ำกว่าร้อยละ 65 ได้ ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามที่ กกพ.กำหนด) โดยจะต้องครอบคลุมเดือนที่คาดว่าจะมีการใช้พลังไฟฟ้าสูงสุด 4 เดือน (มีนาคม – มิถุนายน) และสำหรับ 6 เดือน ที่เหลือจะเป็นสัญญา Non-Firm ห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลช่วยในการผลิตไฟฟ้า ยกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้า (Start up) เท่านั้น ต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิงและมีแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมใช้พื้นที่ร่วมด้วยเช่น การปลูกพืชพลังงาน เป็นต้น ในสัดส่วนที่จะมีการกำหนดต่อไป รับซื้อไฟฟ้าในลักษณะ Competitive Bidding ใช้อัตรา FiT แบ่งตามประเภทเชื้อเพลิง โดยปรับรูปแบบการสนับสนุนอัตรา FiT Premium จากเดิมที่เป็นการอุดหนุนช่วง 8 ปีแรก มาเป็นการอุดหนุนเฉพาะช่วงที่ขายแบบ Firm เท่านั้น ตลอดอายุโครงการ 20 ปี เพื่อจูงใจให้มีการผลิตไฟฟ้าในช่วงเดือนที่คาดว่าจะมีความต้องการใช้พลังไฟฟ้าสูงสุดกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในปี 2562
ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560 ได้รับทราบหลักการการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากแบบ VSPP Semi-Firm แล้ว
3. ข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm โดยพิจารณาจากต้นทุนการผลิตไฟฟ้าแบบผสมผสานหลายประเภทเชื้อเพลิง บนพื้นฐานเชื้อเพลิงที่มีศักยภาพในการดำเนินการผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Firm และสรุปอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP Hybrid Firm ที่กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 เมกะวัตต์ แต่ไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ อัตรา FiT เท่ากับ 3.66 บาทต่อหน่วย (FiTF 1.81 บาทต่อหน่วย + FiTv 1.85 บาทต่อหน่วย) ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี โดยอัตรา FiT จะใช้สำหรับโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2560 โดยภายหลังจากปี 2560 อัตรา FiTV จะเพิ่มขึ้นต่อเนื่องตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation) ส่วนข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm เห็นควรให้มีการปรับปรุงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในกลุ่มเชื้อเพลิงชีวภาพ ซึ่งประกอบด้วย ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) จากรูปแบบ Non-firm เป็นรูปแบบ Semi-firm โดยใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 และมีการปรับรูปแบบการสนับสนุน อัตรา FiT Premium จากเดิมที่เป็นการอุดหนุนช่วง 8 ปีแรก มาเป็นการอุดหนุนเฉพาะช่วงที่มีการขายไฟฟ้าแบบ Firm เท่านั้น ตลอดอายุโครงการ 20 ปี ทั้งนี้ ในส่วนของชีวมวล จากเดิมกำหนดกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 1 ถึง 3 เมกะวัตต์ ให้เปลี่ยนเป็น กำลังผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 3 เมกะวัตต์ และอัตรา FiT จะใช้สำหรับโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2560 โดยภายหลังจากปี 2560 อัตรา FiTV จะเพิ่มขึ้นต่อเนื่องตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation) สำหรับโครงการ ในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ หมายถึง จังหวัดยะลา จังหวัดปัตตานี จังหวัดนราธิวาส และ 4 อำเภอ ในจังหวัดสงขลา ได้แก่ อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากแบบ VSPP Semi-Firm
2. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ดังนี้
2.1 อัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กแบบ SPP Hybrid Firm
2.2 อัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm
2.3 มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา
2.4 ให้รับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm ในปริมาณ 300 เมกะวัตต์ ก่อน หลังจากนั้นให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm 269 เมกะวัตต์ โดยมอบหมายให้ กกพ. และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าแบ่งเป็นรายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ และนำเสนอให้ กบง. พิจารณาเห็นชอบ ก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm
เรื่องที่ 8 ความคืบหน้าโครงการซื้อไฟฟ้าต่างประเทศและร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ประเทศไทยได้มีบันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลไทยกับรัฐบาลประเทศเพื่อนบ้าน เพื่อความร่วมมือในการพัฒนาพลังงานไฟฟ้าและขายไฟฟ้าให้กับไทย ได้แก่ สปป. ลาว จำนวน 9,000 เมกะวัตต์ (ลงนาม MOU ฉบับใหม่เมื่อวันที่ 6 กันยายน 2559) ประเทศจีน จำนวน 3,000 เมกะวัตต์ สาธารณรัฐแห่งสหภาพ เมียนมา ไม่ระบุปริมาณรับซื้อไฟฟ้า (ลงนาม MOU ฉบับใหม่เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2558) และกัมพูชาไม่ได้ระบุจำนวนที่จะซื้อขาย ไม่ได้ระบุอายุ MOU แต่มีการเจรจาเป็นรายโครงการ เช่น โครงการสตึงมนัมทั้งนี้ รวมถึงมีความร่วมมือในการแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้ากับมาเลเซีย จำนวน 300 เมกะวัตต์
2. ปัจจุบันประเทศไทยมีการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว เพียงประเทศเดียว ภายใต้ MOU 9,000 เมกะวัตต์ มีโครงการที่จ่ายไฟฟ้าแล้ว กำลังผลิตรวม 3,578 เมกะวัตต์ รวม 6 โครงการ ได้แก่ เทิน-หินบุน (214 เมกะวัตต์) ห้วยเฮาะ (126 เมกะวัตต์) น้ำเทิน 2 (948 เมกะวัตต์) น้ำงึม 2 (597 เมกะวัตต์) เทิน-หินบุนส่วนขยาย (220 เมกะวัตต์) หงสาลิกไนต์ (1,473 เมกะวัตต์) โครงการที่ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว และอยู่ระหว่างการก่อสร้าง รวม 1,843 เมกะวัตต์ จำนวน 3 โครงการ ได้แก่ เซเปียน-เซน้ำน้อย (354 เมกะวัตต์) มีกำหนด COD กุมภาพันธ์ 2562 น้ำเงี้ยบ 1 (269 เมกะวัตต์) กำหนด COD เดือนกันยายน 2562 ไซยะบุรี (1,220 เมกะวัตต์) กำหนด COD เดือนตุลาคม 2562 และโครงการที่ลงนามบันทึกความเข้าใจการซื้อขายไฟฟ้า (Tariff MOU) รวม 515 เมกะวัตต์ รวมทั้งสิ้น 5,936 เมกะวัตต์ คงเหลือปริมาณไฟฟ้าที่สามารถรับซื้อจาก สปป. ลาว ได้อีก 3,064 เมกะวัตต์ ปัจจุบันมี 1 โครงการ ได้แก่ น้ำเทิน 1 (515 เมกะวัตต์) กำหนด COD เดือนมกราคม 2565
3. เมื่อวันที่ 18 - 19 ธันวาคม 2558 นายกรัฐมนตรีของไทยและนายกรัฐมนตรีของกัมพูชา ได้ประชุมหารือเกี่ยวกับความร่วมมือโครงการไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัม เพื่อให้เกิดความร่วมมือด้านพลังงานและการบริหารจัดการน้ำร่วมกันอย่างบูรณาการ โดยเมื่อวันที่ 25 - 26 สิงหาคม 2559 ในการประชุมคณะกรรมาธิการร่วมว่าด้วยความร่วมมือทวิภาคี (JC) ไทย-กัมพูชา ครั้งที่ 10 ทั้งสองฝ่ายเห็นชอบร่วมกันที่จะศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัม ในรายละเอียดโครงการ การใช้ประโยชน์จากน้ำ และการซื้อขายพลังงานไฟฟ้า ต่อมาเมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2559 ผลการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการเบื้องต้น (Pre-feasibility Study) ของโครงการไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัมแล้วเสร็จ โดยมีแผนจะก่อสร้างโรงไฟฟ้าในฝั่งไทยและฝั่งกัมพูชา ซึ่งจะสามารถนำน้ำมาใช้ประโยชน์ในฝั่งไทยได้ด้วย ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2559 ผู้บัญชาการทหารบกได้เข้าเยี่ยมคารวะนายกรัฐมนตรีของกัมพูชา และได้รับทราบประเด็นที่ยังติดค้างในการดำเนินโครงการฯ ได้แก่ (1) การตั้งโรงไฟฟ้าในไทย และ (2) การผันน้ำและใช้น้ำในฝั่งไทย ซึ่งนายกรัฐมนตรีกัมพูชาได้เห็นชอบให้ตั้งโรงไฟฟ้าในฝั่งไทยและผันน้ำให้ฝ่ายไทยใช้โดยไม่คิดค่าใช้จ่าย ต่อมาเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2560 กระทรวงอุตสาหกรรมเหมืองแร่และพลังงานของกัมพูชา ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน ของไทย แจ้งว่ารัฐบาลกัมพูชาได้ให้สิทธิ์บริษัท Steung Meteuk Hydropower จำกัด ในการจัดทำ Feasibility Study เพื่อพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าสตึงมนัม และเมื่อวันที่ 7 กุมภาพันธ์ 2560 ผู้พัฒนาโครงการ มีหนังสือถึงประธานอนุกรรมการประสานความร่วมมือความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าโครงการสตึงมนัม โดยมีทางเลือกในการพัฒนาโครงการ 3 ทางเลือก คือ (1) มีโรงไฟฟ้าทั้งฝั่งไทยและฝั่งกัมพูชา กำลังผลิต 52 เมกะวัตต์ (ฝั่งไทย 28 เมกะวัตต์ ฝั่งกัมพูชา 24 เมกะวัตต์) อัตราค่าไฟฟ้า 8.50 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (2) มีโรงไฟฟ้าเฉพาะฝั่งไทย กำลังผลิต 28 เมกะวัตต์ อัตราค่าไฟฟ้า 13.50 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และ (3) มีโรงไฟฟ้าเฉพาะฝั่งกัมพูชา กำลังผลิต 24 เมกะวัตต์ อัตราค่าไฟฟ้า 13.50 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ซึ่งทั้ง 3 ทางเลือก มีการผันน้ำเข้าฝั่งไทยปริมาณเฉลี่ย 300 ล้านลูกบาศก์เมตรต่อปี
4. ความคืบหน้าการซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1 โดยเมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2559 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบ Tariff MOU โครงการน้ำเทิน 1 และ กฟผ. ได้ลงนามใน Tariff MOU กับกลุ่มผู้พัฒนาโครงการเมื่อวันที่ 25 มีนาคม 2559 ซึ่งการเจรจาร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement : PPA) โครงการน้ำเทิน 1 ได้ใช้ PPA โครงการน้ำเงี้ยบ 1 เป็นต้นแบบ ต่อมาเมื่อวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2560 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าฯ ได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการน้ำเทิน 1 โดยกลุ่มผู้พัฒนาโครงการน้ำเทิน 1 ประกอบด้วย Phonesack Group Co., Ltd. (PSG) ถือหุ้นร้อยละ 60 Electricity Generating Public Company Limited (EGCO) ถือหุ้นร้อยละ 25 และ EDL-Generation Public Company (EdL-GEN) ถือหุ้นร้อยละ 15 โครงการน้ำเทิน 1 ตั้งอยู่บนลำน้ำกระดิ่ง ในแขวงบอลิคำไซ ตอนกลางของ สปป.ลาว เป็นเขื่อนกักเก็บน้ำ ชนิด Roller Compacted Concrete Curved Gravity กำลังผลิตติดตั้ง 650 เมกะวัตต์ (2 x 260 เมกะวัตต์ และ 1 x 130 เมกะวัตต์) จำหน่ายไฟฟ้าให้ กฟผ. 514.3 เมกะวัตต์ (ณ ชายแดนไทย-สปป.ลาว) และรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (Electricity du Laos: EdL) โดยอยู่ระหว่างการเจรจาปริมาณซื้อขายไฟฟ้า มีการผลิตพลังงานไฟฟ้า 1,953 ล้านหน่วยต่อปี แบ่งเป็น Primary Energy (PE) 1,730 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) 223 ล้านหน่วย ระบบส่งไฟฟ้าฝั่ง สปป. ลาว แรงดัน 500 กิโลโวลท์ จากโครงการฯ ถึง สฟ. นาบง ระยะทาง 154 กิโลเมตร สายส่งแรงดัน 500 กิโลโวลท์ จาก สฟ.นาบง ถึงชายแดนไทย - สปป. ลาว ระยะทาง 27 กิโลเมตร ระบบส่งไฟฟ้า ฝั่งไทย แรงดัน 500 กิโลโวลท์ จากชายแดนไทย - สปป. ลาว ถึง สฟ. อุดรธานี 3 ระยะทาง 80 กิโลเมตร โครงการฯ มีอายุสัญญา 27 ปี กำหนดวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในวันที่ 1 มกราคม 2565
5. สรุปสาระสำคัญของร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า มีดังนี้ (1) คู่สัญญาคือ กฟผ. และ Nam Theun 1 Power Company Limited (Generator) อายุสัญญา 27 ปี นับจาก COD โดย Generator มีหน้าที่จัดหาเงินกู้ให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือน นับจากวันลงนามสัญญา หรือภายในวันที่ 1 พฤศจิกายน 2560 แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นทีหลัง (Scheduled Financial Close Date: SFCD) หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SFCD จะต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯต่อวัน (2) Generator มีหน้าที่พัฒนาโครงการฯ และเริ่มจำหน่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ให้ กฟผ. ภายใน 50 เดือน นับจากวันที่ กฟผ. เริ่มก่อสร้างสายส่งฝั่งไทย หรือภายในวันที่ 1 มกราคม 2565 แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นทีหลัง (Scheduled Commercial Operation Date: SCOD) กฟผ. มีหน้าที่เริ่มก่อสร้างสายส่งฝั่งไทยภายใน SFCD หรือวันที่ Generator จัดหาเงินกู้ได้ (Financial Close Date: FCD) แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นทีหลัง (EGAT Construction Obligation Commencement Date : ECOCD) และต้องดำเนินการให้แล้วเสร็จภายใน 32 เดือนนับจาก ECOCD หรือภายในวันที่ 1 กรกฎาคม 2563 แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นทีหลัง โดยฝ่ายที่ทำให้เกิดความล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับ (Liquidated Damages: LD) ตามอัตราที่กำหนด แต่หากความล่าช้านั้นเกิดจากเหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่อ้างเหตุสุดวิสัยจะต้องจ่ายค่า Force Majeure Offset Amount (FMOA) ตามอัตราที่กำหนด โดยจะได้รับคืนในภายหลัง (แตกต่างจาก LD ที่ไม่มีการจ่ายคืน) การผลิตไฟฟ้าของ Generator ต้องเป็นไปตาม Contracted Operating Characteristics (COC) ที่ระบุไว้ใน PPA และการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่งของ กฟผ. ได้แบบ Full Dispatch ทั้งนี้ Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าให้บุคคลที่สาม ยกเว้น EdL ตามที่ระบุใน PPA หรือตามที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ.
6. การซื้อขายไฟฟ้าและราคารับซื้อไฟฟ้า แบ่งเป็น (1) พลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อจากโครงการฯ ได้แก่ Primary Energy (PE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 16 ชั่วโมงต่อวัน ตั้งแต่วันจันทร์ถึง วันเสาร์ Secondary Energy (SE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายเกินจาก PE ในวันจันทร์ถึงวันเสาร์ (ไม่เกิน 5.35 ชั่วโมงต่อวัน) และวันอาทิตย์ (ไม่เกิน 21.35 ชั่วโมงต่อวัน) และ Excess Energy (EE) เป็นพลังงานไฟฟ้าที่เกินจาก PE และ SE โดย กฟผ. จะรับประกันซื้อ PE และ SE แต่ไม่รับประกันซื้อ EE และ Generator ต้องรับประกันการผลิต PE ส่งให้ กฟผ. ไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 8 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์) ในแต่ละเดือน และเมื่อรวมทั้งปีแล้วจะต้องไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 10 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์) (2) ราคารับซื้อไฟฟ้า ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว แบ่งเป็น ระหว่างการทดสอบ เท่ากับ 0.570 บาทต่อหน่วย ระหว่าง Unit Operation Period (กฟผ. รับซื้อจากหน่วยผลิตไฟฟ้าที่ผ่านการทดสอบแล้วในช่วงก่อน COD) แบ่งเป็น PE เท่ากับ 3.1800 US¢ + 1.0494 บาทต่อหน่วย SE เท่ากับ 1.6790 บาทต่อหน่วย และ EE เท่ากับ 1.5391 บาทต่อหน่วย ตั้งแต่ COD เป็นต้นไป PE เท่ากับ 4.2400 US¢ + 1.3992 บาทต่อหน่วย SE เท่ากับ 1.6790 บาทต่อหน่วย และ EE เท่ากับ 1.5391 บาทต่อหน่วย (3) กฟผ. จะจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้าให้ Generator ในแต่ละปี ไม่เกินจำนวนพลังงานไฟฟ้าตามเป้าหมายรายปี เท่ากับ 1,953 ล้านหน่วย แบ่งเป็น PE 1,730 ล้านหน่วย และ SE 223 ล้านหน่วย โดยกรณีที่ Generator มีความพร้อมผลิตไฟฟ้าเกินเป้าหมายรายปี พลังงานไฟฟ้าส่วนเกินเป้าหมายจะถูกเก็บไว้ในบัญชี และ กฟผ. จะจ่ายเงินคืนให้ Generator ในปีที่ Generator มีความพร้อมต่ำกว่าเป้าหมาย และในกรณีที่ กฟผ. สั่งเดินเครื่องน้อยกว่าค่าพลังงานไฟฟ้าที่รับประกันซื้อรายเดือน กฟผ. ต้องจ่ายเงินเท่ากับที่รับประกันซื้อ และส่วนที่ซื้อไม่ครบสามารถสะสมไว้ในบัญชี Dispatch Shortfall โดย กฟผ. มีสิทธิ์เรียกคืนได้ตลอดอายุสัญญา หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนที่รับประกันซื้อในเดือนนั้นๆ จนครบแล้ว ในกรณีที่มี Dispatch Shortfall สะสมเกินกว่าข้อตกลง (เท่ากับ 155.4 ล้านหน่วย) แล้วมีน้ำล้นเกิดขึ้น ให้เก็บตัวเลขน้ำล้นส่วนที่เป็นของ กฟผ. ไว้ในบัญชีน้ำล้น ในเดือนสุดท้ายของปีที่ 14 และปีสุดท้ายของ PPA ให้นำตัวเลขที่สะสมในบัญชี Dispatch Shortfall และบัญชีน้ำล้นไปคำนวณเป็นค่าไฟฟ้า แล้วนำไปหักลบกับรายได้สะสมจากการขาย EE หากรายได้จากการขาย EE มีมากกว่า Generator ต้องคืนเงินให้ กฟผ. เท่ากับจำนวนเงินที่คำนวณจาก Dispatch Shortfall และน้ำล้น หากหักลบกันแล้วยังมีเงินเหลือในบัญชีรายได้สะสมของ EE Generator ต้องคืนเงินให้ กฟผ. อีกร้อยละ 25 (ถือเป็นการแบ่งผลประโยชน์จากการที่ กฟผ. ช่วยซื้อไฟฟ้ามากกว่าที่ได้รับประกันซื้อ)
7. การวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน (Securities) Generator จะต้องวางหลักประกันการปฏิบัติหน้าที่ตาม PPA และการชำระหนี้ให้ กฟผ. ตลอดอายุสัญญา ดังนี้ (1) Development Security (DS) คือ หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการฯ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 7.79 ล้านเหรียญสหรัฐ ตั้งแต่วันลงนามสัญญาจนถึงวัน FCD และ DS2 จำนวน 19.55 ล้านเหรียญสหรัฐ ตั้งแต่วัน FCD จนถึงวัน COD (2) Performance Security (PS) คือ หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 17.47 ล้านเหรียญสหรัฐ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันที่ครบ 14 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 5.88 ล้านเหรียญสหรัฐ ตั้งแต่วันที่ครบ 14 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) Additional Security คือ สัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการฯ เพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. ในวงเงิน 3,870 ล้านบาท โดย กฟผ. เป็นผู้รับผลประโยชน์ลำดับสองรองจากผู้ให้เงินกู้แก่โครงการฯ ส่วนกรณีเกิดเหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่ได้รับผลกระทบสามารถหยุดปฏิบัติหน้าที่ตาม PPA ได้นานเท่าที่เหตุสุดวิสัยเกิดขึ้น และจะได้รับการขยายเวลาสำหรับการปฏิบัติหน้าที่นั้นเท่ากับจำนวนวันที่เกิดเหตุสุดวิสัย แต่ต้องจ่าย FMOA ให้แก่อีกฝ่ายหนึ่งในอัตราที่กำหนดใน PPA โดยจะได้รับเงินคืนในภายหลัง ด้วยวิธี หักกลบลบหนี้กับค่าไฟฟ้ารายเดือน กรณีเกิด Political Force Majeure ฝ่ายที่ได้รับผลกระทบมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาเมื่อไรก็ได้ และจะต้องจ่าย Termination Payment ให้อีกฝ่ายตามที่กำหนดไว้ใน PPA แต่อีกฝ่ายจะมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาได้หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 15 เดือน กรณีเกิด Non-Political Force Majeure หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 24 เดือน ทั้งสองฝ่ายมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญา โดยไม่มีฝ่ายใดต้องจ่าย Termination Payment กรณี กฟผ. ไม่สามารถจัดหาที่ดินก่อสร้างระบบส่งได้ ให้ถือเป็น EGAT Access Rights Force Majeure โดย กฟผ. มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญา เมื่อไรก็ได้ แต่ Generator จะบอกเลิกสัญญา ได้เมื่อผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 730 วัน ทั้งนี้ กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการฯ (Project Acquisition) เมื่อมีการบอกเลิกสัญญา หากการบอกเลิกสัญญาเกิดขึ้นก่อน FCD ถ้าฝ่ายใดผิดสัญญา หรือเกิด Political Force Majeure อีกฝ่ายจะคืนหลักทรัพย์ค้ำประกัน หากการบอกเลิกสัญญาเกิดขึ้นหลัง FCD หาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด TPFM กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการฯ แต่หาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด LPFM กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการฯ ทั้งนี้ หากมีข้อพิพาทให้ยุติโดยการเจรจาด้วยความสุจริต (Good Faith Discussion) ในลำดับแรก หากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลา ที่กำหนด ให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) โดยใช้กฎของ United Nations Commission on International Trade Law (UNCITRAL Rules) และดำเนินกระบวนการที่ประเทศไทย โดยใช้ภาษาอังกฤษ และ PPA นี้ใช้บังคับและตีความกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
1. รับทราบสถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ
2. รับทราบความคืบหน้าการดำเนินงานโครงการไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัม และมอบหมายให้คณะกรรมการทรัพยากรน้ำแห่งชาติ (กนช.) กรมทรัพยากรน้ำ และกรมชลประทาน รับไปเตรียมการวางแผน ในส่วนงานที่เกี่ยวข้องกับการนำน้ำจากโครงการไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัมไปใช้ประโยชน์ในพื้นที่ภาคตะวันออก โดยประสานงานกับกระทรวงพลังงานในส่วนที่เกี่ยวข้องตามขั้นตอนต่อไป
3. เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1 กับผู้พัฒนาโครงการเมื่อร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไขร่างสัญญาที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่างสัญญาฯ และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไขโดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบอีก
เรื่องที่ 9 การปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
ฝ่ายเลขานุการฯ และประธานเจ้าหน้าที่บริหารและกรรมการผู้จัดการใหญ่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (นายเทวินทร์ วงศ์วานิช) ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 คณะกรรมการบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) มีมติเห็นชอบการปรับโครงสร้าง ปตท. โดยการโอนหน่วยธุรกิจน้ำมัน ธุรกิจค้าปลีกและธุรกิจที่เกี่ยวเนื่องไปยังบริษัท ปตท. ธุรกิจค้าปลีก จำกัด (PTT Retail Business Company Limited หรือ PTTRB) ซึ่ง ปตท. ถือหุ้นร้อยละ 100 จากนั้นเปลี่ยนชื่อเป็นบริษัท ปตท. น้ำมันและการค้าปลีก จำกัด (PTT Oil and Retail Business Company Limited หรือ PTTOR) พร้อมเห็นชอบให้นำ PTTOR เข้าระดมทุนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย และเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2559 ปตท. มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานเพื่อขออนุมัติการปรับโครงสร้าง ปตท. และจะเสนอตามขั้นตอนให้คณะรัฐมนตรีอนุมัติต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2559 สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) มีหนังสือถึงเลขาธิการคณะรัฐมนตรี เพื่อขอให้ทบทวนการปรับโครงสร้างธุรกิจของ ปตท. ใน 3 ประเด็น คือ (1) ความมั่นคงด้านพลังงาน (2) ทรัพย์สินของชาติต้องสูญหายไป และ (3) ขอให้ทบทวนการปรับโครงสร้างธุรกิจที่แล้วมาของ ปตท. ที่ดำรงสัดส่วนในบริษัทในกลุ่ม ปตท. ต่ำกว่าร้อยละ 50 ให้มีสัดส่วนการถือหุ้นเกินกว่าร้อยละ 50 โดยคำนึงถึงประโยชน์สูงสุดต่อประชาชนและประเทศชาติ ทั้งนี้ นายกรัฐมนตรีได้มอบหมายให้กระทรวงพลังงานเป็นหน่วยงานหลักร่วมกับกระทรวงการคลังและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปศึกษา ตรวจสอบและพิจารณาถึงผลกระทบที่จะเกิดขึ้นหากมีการปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท.
2. ข้อเสนอการปรับโครงสร้างธุรกิจของ ปตท. มีดังนี้ (1) ปตท. จะโอนกิจการสินทรัพย์และหนี้สินของหน่วยธุรกิจน้ำมันและโอนหุ้นของบริษัทร่วมและบริษัทย่อยที่เกี่ยวข้องกับหน่วยธุรกิจน้ำมันและธุรกิจที่เกี่ยวเนื่องทั้งในและต่างประเทศให้ PTTOR ซึ่ง PTTOR จะชำระค่าตอบแทนตามราคาตลาดยุติธรรม (Fair Market Price) โดยจะมีที่ปรึกษาทางการเงินอิสระ (Independent Financial Adviser – IFA) ที่ขึ้นทะเบียนกับสำนักงานคณะกรรมการกำกับหลักทรัพย์และตลาดหลักทรัพย์ (กลต.) เป็นผู้ตรวจสอบการประเมินราคา (2) เนื่องจาก PTTOR จำเป็นต้องใช้สินทรัพย์ที่ดินของหน่วยราชการที่ ปตท. เช่าหรือได้รับสิทธิ รวมทั้งสินทรัพย์และที่ดินของ ปตท. เพื่อประกอบธุรกิจน้ำมันต่อเนื่อง และ PTTOR มิได้เป็นรัฐวิสาหกิจ ดังนั้น ปตท. จึงต้องดำเนินงานภายใต้กระบวนการต่างๆ ตามที่กำหนดไว้ในพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 ในการให้เช่า เช่าช่วง ในสินทรัพย์และที่ดินดังกล่าวกับ PTTOR (3) การนำ PTTOR เข้าระดมทุนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย โดย ปตท. จะถือหุ้นน้อยกว่าร้อยละ 50 เพื่อให้ PTTOR มีสถานะเป็นเอกชน มีความคล่องตัวในการดำเนินธุรกิจ จากนั้น ปตท. จะเสนอขายหุ้นสามัญ PTTOR ต่อประชาชนทั่วไปเป็นครั้งแรก (Initial Public Offering – “IPO”) โดยจะกำหนดหลักเกณฑ์การกระจายหุ้นอย่างชัดเจนเพื่อให้หุ้นกระจายไปสู่ประชาชนอย่างทั่วถึง ภายใต้เงื่อนไขว่า ปตท. และหน่วยงานรัฐ จะถือหุ้นร้อยละ 45.0 – 49.99 การถือหุ้นของบุคคลต่างด้าวทั้งหมดไม่เกินร้อยละ 25.0 และการถือหุ้นของ ผู้ถือหุ้นรายบุคคลสัญชาติต่างด้าวไม่เกินร้อยละ 3.0 ต่อราย และ (4) การปรับโครงสร้างธุรกิจน้ำมันจะช่วยเพิ่มความชัดเจนและความโปร่งใสในสายตาสาธารณชนต่อการดำเนินธุรกิจของกลุ่ม ปตท. สอดคล้องกับบทบัญญัติแห่งร่างรัฐธรรมนูญใหม่ปี 2559 ที่รัฐจะไม่แข่งขันกับเอกชน ส่งเสริมและกระตุ้นตลาดทุนไทย เพิ่มรายได้ภาษีให้แก่รัฐ และเพิ่มประสิทธิภาพการกำกับดูแลและบริหารจัดการกิจการในกลุ่ม ปตท.
3. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กพช. ได้ประชุมหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้
3.1 การปรับโครงสร้างธุรกิจของ ปตท. ในกรณีของ PTTOR สอดคล้องกับบทบัญญัติ แห่งร่างรัฐธรรมนูญปี 2559 ที่กำหนดว่า รัฐต้องไม่ประกอบกิจการที่มีลักษณะเป็นการแข่งขันกับเอกชน เว้นแต่กรณีที่มีความจำเป็นเพื่อประโยชน์ในการรักษาความมั่นคงของรัฐ การรักษาประโยชน์ส่วนรวม การจัดให้มีสาธารณูปโภค หรือการจัดทำบริการสาธารณะ ดังนั้น ในธุรกิจที่เปิดเสรีเต็มรูปแบบแล้ว เช่น ธุรกิจค้าปลีกน้ำมันของ ปตท. ควรปรับโครงสร้างให้มีสิทธิเทียบเท่าเอกชนรายอื่น และไม่มีสิทธิพิเศษใดๆ รวมทั้งสอดคล้องกับยุทธศาสตร์ของกระทรวงพลังงาน พ.ศ. 2559 - 2563 ด้านการกำกับดูแลกิจการพลังงานและราคาพลังงาน ที่ส่งเสริมการแข่งขันในกิจการพลังงาน สนับสนุนให้มีผู้เล่นรายใหม่ ประชาชนเข้าถึงพลังงานในราคาที่เหมาะสม เป็นธรรม และสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ทั้งนี้ กิจการที่ ปตท. จะโอนไป PTTOR เป็นธุรกิจค้าปลีกน้ำมันเป็นหลัก รวมถึงการค้า LPG ซึ่งปัจจุบันมีเอกชนที่ดำเนินธุรกิจเช่นเดียวกันนี้ประมาณ 40 ราย ถือได้ว่ามีการแข่งขันเสรีเต็มรูปแบบแล้ว และภาครัฐมีกลไกการกำกับดูแลอย่างชัดเจนผ่าน กบง. และกรมธุรกิจพลังงาน โดยทรัพย์สิน หน้าที่หรือสิทธิของ ปตท. ใดที่ได้มาในฐานะหน่วยงานรัฐวิสาหกิจ หรืออาจมีผลต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ ก็จะยังให้คงอยู่ที่ ปตท. เช่น หน้าที่ในการขายน้ำมันแก่หน่วยงานภาครัฐ โดยวิธีกรณีพิเศษ เป็นต้น
3.2 ตามที่สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) ได้เสนอเรื่องขอให้ทบทวนการปรับโครงสร้างธุรกิจของ ปตท. ใน 3 ประเด็น ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นดังนี้
3.2.1 ประเด็นด้านความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ การปรับโครงสร้างธุรกิจของ ปตท. ครั้งนี้ จะไม่มีผลกระทบต่อระดับความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ เนื่องจากภาครัฐมีเครื่องมือทางกฎหมายและกลไกการกำกับดูแลที่เพียงพอและชัดเจนแล้ว ดังนี้ (1) ด้านปริมาณ เช่น มี พ.ร.บ. ควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 พ.ร.บ. การค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ซึ่งกำหนดปริมาณการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง มี พ.ร.ก. แก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 เช่น มาตรการห้ามส่งออก มี พ.ร.บ. ว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 ซึ่งกำกับดูแลให้มีการผลิตและจำหน่ายให้เพียงพอต่อความต้องการของประชาชน และ PTTOR ต้องมีหน้าที่สำรองน้ำมันตามกฎหมายเช่นเดียวกับผู้ค้าน้ำมันมาตรา 7 รายอื่น (2) ด้านราคา ปัจจุบันภาครัฐมีกลไกกำกับดูแลความมั่นคงทางพลังงานด้านราคา เช่น พ.ร.บ. คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ร่าง พ.ร.บ.กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ที่ใช้เป็นกลไกในการรักษาเสถียรภาพราคา การสร้างส่วนต่างราคาเพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทนและการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาสำหรับผู้มีรายได้น้อย รวมทั้ง พ.ร.บ. ว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 ซึ่งสามารถกำหนดหลักเกณฑ์ราคาเพื่อไม่ให้สินค้ามีราคาสูงหรือต่ำเกินสมควร เป็นต้น (3) ด้านโครงสร้างพื้นฐาน โดย ปตท. จะโอนคลังน้ำมันและคลังก๊าซให้ PTTOR เพื่อการค้าและสำรองน้ำมันเช่นเดียวกับผู้ค้ามาตรา 7 รายอื่น ยกเว้นคลังก๊าซ LPG ในจังหวัดชลบุรี (คลังก๊าซเขาบ่อยาและบ้านโรงโป๊ะ) ซึ่งเป็นส่วนเชื่อมต่อโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จะให้คงไว้ที่ ปตท. เพื่อสนับสนุนนโยบายเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ของภาครัฐ และ (4) หน้าที่และสิทธิของ ปตท. โดย ปตท. จะยังจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์จากปิโตรเลียมให้ส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ หากต้องการใช้สิทธิซื้อด้วยวิธีกรณีพิเศษ การดำเนินการในลักษณะการซื้อขายรัฐต่อรัฐ มีหน้าที่ต้องจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์จากปิโตรเลียมให้ กฟผ. ทันที หากเกิดสภาวะวิกฤติด้านพลังงานและสถานการณ์ฉุกเฉินต่างๆ ภายใต้การกำกับดูแลของ กบง. รวมถึง ปตท. จะยังคงสิทธิ์ในการปฏิบัติตามสัญญาซื้อก๊าซ LPG จากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด นอกจากนี้ ในส่วนที่ ปตท. ได้รับยกเว้นภาษีป้ายในปัจจุบัน เมื่อ ปตท. ได้โอนทรัพย์สินที่เกี่ยวข้องกับธุรกิจน้ำมันและค้าปลีกไปยัง PTTOR แล้ว PTTOR จะไม่ได้รับยกเว้นภาษีป้ายอีกต่อไป ดังนั้น PTTOR จะไม่มีสิทธิพิเศษใดๆเหนือกว่าผู้ค้าปลีกน้ำมัน หรือผู้ค้ามาตรา 7 รายอื่น
3.2.2 กรณีความกังวลเรื่องทรัพย์สินของชาติสูญหาย โดย คำว่า “ทรัพย์สินของชาติ” ในความหมายของ สตง. หมายถึง ทรัพย์สินทุกชนิดของรัฐไม่ว่าจะเป็นที่กระทรวงการคลังไปลงทุนจะเป็นตัวหุ้นหรือทรัพย์สินใดก็ตามถือเป็นทรัพย์สินชาติทั้งสิ้น ซึ่ง สนพ. ได้ประชุมหารือร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ สำนักงาน กกพ. กรมธนารักษ์ กรมการพลังงานทหาร กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน และ ปตท. เพื่อตรวจสอบเรื่อง “สาธารณสมบัติของแผ่นดิน” ตามคำนิยามของกรมธนารักษ์ (มาตรา 1304 ประมวลกฎหมายแพ่งและพาณิชย์) และตาม คำพิพากษาศาลปกครองสูงสุดในคดีหมายเลขแดงที่ ฟ. 35/2550 โดย ปตท. ได้รายงานว่าได้ดำเนินการแบ่งแยกและส่งมอบทรัพย์สินซึ่งเป็นสาธารณสมบัติของแผ่นดินและเป็นที่ราชพัสดุที่ได้มาจากการใช้อำนาจมหาชนบังคับแก่ที่ดินของเอกชนและจ่ายค่าทดแทนโดยใช้ทรัพย์สินของรัฐให้แก่กระทรวงการคลังแล้ว สำหรับการที่ ปตท. จะโอนหุ้นของบริษัทที่ประกอบธุรกิจด้านการขนส่งน้ำมันปิโตรเลียมทางท่อ เช่น บริษัท ท่อส่งปิโตรเลียมไทย จำกัด (Thappline) บริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จำกัด (FPT) ให้ PTTOR นั้น ไม่ปรากฏว่า ทั้งสองบริษัท มีทรัพย์สินที่อาจถูกถือเป็นสาธารณสมบัติของแผ่นดินตามคำนิยามของกรมธนารักษ์และ คำพิพากษาของศาล ในส่วนทรัพย์สินที่อยู่ในความดูแลของกรมธนารักษ์ตามสัญญาเช่าใช้ที่ดินราชพัสดุ ปตท. จะให้ PTTOR เช่าช่วงต่อแทน ดังนั้น การปรับโครงสร้างจะไม่ทำให้ทรัพย์สินของ ปตท. สูญหาย เนื่องจาก PTTOR จะต้องชำระค่าตอบแทนจากการรับโอนกิจการภายใต้การปรับโครงสร้างดังกล่าวให้ ปตท. นอกจากนี้ การปรับโครงสร้างจะทำให้ภาครัฐได้รับมูลค่าเพิ่มจากกำไรที่ ปตท. จะได้รับจากการโอนทรัพย์สินไปยัง PTTOR ในรูปของภาษีเงินได้และภาษีอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องจากการโอนทรัพย์สินและการเสนอขายหุ้นต่อประชาชนทั่วไปเป็นครั้งแรกของ PTTOR และมูลค่าที่จะเพิ่มขึ้นจากการที่ PTTOR เข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ รวมถึงมูลค่าหุ้นที่เพิ่มขึ้น ซึ่งจะเป็นประโยชน์โดยตรงต่อกระทรวงการคลังในฐานะผู้ถือหุ้นใหญ่ของ ปตท. ดังเช่น อดีตที่ผ่านมาของรัฐวิสาหกิจหรือบริษัทที่รัฐถือหุ้นทั้ง 4 แห่ง ได้แก่ ปตท. บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม (ปตท.สผ.) บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (EGCO) และ บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (RATCH)
3.2.3 สตง. เห็นว่า ปตท. ควรถือหุ้นในบริษัทลูกเกินกว่าร้อยละ 50 ทั้งนี้ ที่ผ่านมาบริษัทในกลุ่มที่ ปตท. ถือหุ้น หากบริษัทมีความพร้อม ปตท. จะลดสัดส่วนการถือหุ้นให้ต่ำกว่าร้อยละ 50 เพื่อให้สอดคล้องกับบทบัญญัติแห่งร่างรัฐธรรมนูญใหม่ปี 2559 ที่รัฐจะไม่แข่งขันกับเอกชน นอกจากนี้ ภาครัฐ มียุทธศาสตร์การลงทุนของประเทศในด้านอื่นๆ เพื่อพัฒนาประเทศ ดังนั้นธุรกิจที่มีการแข่งขันอย่างเสรีและ มีกลไกการกำกับดูแลโดยภาครัฐอย่างชัดเจน และเอกชนสามารถลงทุนแข่งขันกันในตลาดเพียงพอกับการให้บริการประชาชนได้อยู่แล้ว ก็อาจจะไม่มีความจำเป็นที่รัฐที่จะต้องลงทุนรับซื้อหุ้นเพื่อเพิ่มสัดส่วนการถือหุ้น
มติของที่ประชุม
1. รับทราบข้อเสนอการปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และให้ ปตท. ดำเนินการตามกฎหมาย กฎระเบียบ และมติคณะรัฐมนตรีที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงผลประโยชน์สูงสุดต่อประชาชนและประเทศชาติต่อไป
2. เห็นชอบประเด็นด้านความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ ตามความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ ที่เสนอว่าการปรับโครงสร้างธุรกิจของ ปตท. ครั้งนี้จะไม่มีผลกระทบต่อระดับความมั่นคงทางพลังงาน