มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ

ครั้งที่ 6/2565 (ครั้งที่ 161)

วันศุกร์ที่ 9 กันยายน 2565 เวลา 09.30 น..

1. การขอขยายระยะเวลาการดำเนินงานของแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิง ที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ

ผู้มาประชุม

รองนายกรัฐมนตรี รักษาราชการแทนนายกรัฐมนตรี               ประธานกรรมการ

(พลเอก ประวิตร วงษ์สุวรรณ)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                  กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 การขอขยายระยะเวลาการดำเนินงานของแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิง ที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ

สรุปสาระสำคัญ

           1. ตามพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 มาตรา 55 และบทเฉพาะการกำหนดให้ “ในกรณีที่มีการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพอยู่ก่อนวันที่พระราชบัญญัตินี้ใช้บังคับ ให้ใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อการดำเนินการดังกล่าวต่อไปได้เป็นระยะเวลาสามปีนับแต่วันที่พระราชบัญญัตินี้ใช้บังคับ ทั้งนี้ ให้นำความในหมวด 4 การดำเนินงานของกองทุน และหมวด 7 บทกำหนดโทษ ที่เกี่ยวข้อง มาใช้บังคับกับการดำเนินการนี้ด้วย

           ในการดำเนินการตามวรรคหนึ่ง ให้คณะกรรมการดำเนินการออกประกาศกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการ เพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยทุกรอบระยะเวลาหนึ่งปี ทั้งนี้ ประกาศดังกล่าว ให้นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ

           ในกรณีที่มีความจำเป็นต้องดำเนินการตามวรรคหนึ่งต่อไป ให้คณะรัฐมนตรีโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีอำนาจขยายระยะเวลาดำเนินการตามวรรคหนึ่งได้อีกไม่เกินสองครั้ง ครั้งละไม่เกินสองปี”

           2. การประชุมคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เมื่อวันที่ 19 กุมภาพันธ์ 2563 ที่ประชุมได้เห็นชอบแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 แผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 และแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสม ของเชื้อเพลิงชีวภาพ พ.ศ. 2563 – 2565 และให้เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณา ซึ่ง กพช. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 ได้เห็นชอบแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามที่ กบน. เสนอ โดยมีเนื้อหา 4 ส่วน ได้แก่ แผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 แผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 แผนการลด การจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ (แผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ) ในช่วงปี พ.ศ. 2563 – 2565 และประกาศคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการ เพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ต่อมา ในการประชุมสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2563 ได้พิจารณาแผนระดับ 3 ของกระทรวงพลังงาน จำนวน 5 แผน เพื่อเสนอความเห็นประกอบการพิจารณาของคณะรัฐมนตรี (ครม.) ซึ่งแผนทั้ง 5 ประกอบด้วย แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (Energy Efficiency Plan: EEP 2018) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (Alternative Energy Development Plan: AEDP 2018) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (Power Development Plan : PDP 2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1) แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 และแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 โดย สศช. มีความเห็นประกอบการพิจารณาของ ครม. สรุปได้ดังนี้ เห็นควรให้ความเห็นชอบในหลักการของแผนระดับที่ 3 ของกระทรวงพลังงาน จำนวน 5 แผน ตามเสนอ และในส่วนของแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 และแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 มีความเห็นดังนี้ การดำเนินการตามยุทธศาสตร์ที่ 2 กระทรวงพลังงานควรพิจารณาปรับลดอัตราการชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิงชีวภาพในช่วงเวลาที่เหมาะสม โดยให้ความสำคัญกับผลประโยชน์หรือมูลค่าเพิ่มที่เกษตรกรจะได้รับจากการปลูกพืชพลังงาน และคำนึงถึงระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่สนับสนุนการขยายตัวทางเศรษฐกิจของประเทศ รวมทั้งควรพิจารณาให้สอดคล้องกับแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิงที่อยู่ระหว่างการจัดทำด้วย นอกจากนี้ ควรพิจารณานำมาตรการจัดเก็บภาษีตามอัตราการปล่อยมลพิษของน้ำมันเชื้อเพลิงมาใช้ เพื่อสนับสนุนให้น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพแข่งขันได้โดยไม่ต้องได้รับการชดเชย และควรสร้างความเข้าใจให้กับประชาชน เพื่อให้มีความเข้าใจที่ถูกต้องเกี่ยวกับการกำหนดโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศ และกระทรวงพลังงานควรพิจารณาทบทวนระยะเวลาการดำเนินงานของแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ ให้สอดคล้องกับมติ ครม. เมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2562 เรื่อง การขับเคลื่อนยุทธศาสตร์ชาติสู่การปฏิบัติที่ให้กำหนดระยะเวลาการดำเนินการของแผนงานให้สอดคล้องกับห้วงเวลาของแผนแม่บทภายใต้ยุทธศาสตร์ชาติ โดยควรกำหนดให้การดำเนินการในระยะแรกอยู่ในช่วงปี พ.ศ. 2563 – 2565 รวมทั้งควรพิจารณาการบริหารจัดการเพื่อป้องกันการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงควบคู่ไปด้วย โดยนำแนวคิดคู่ค้าเชิงกลยุทธ์ (Strategic Suppliers) มาปรับใช้ โดยเฉพาะประเทศที่เป็นผู้ผลิตและผู้ค้าน้ำมันในภูมิภาคนี้ ตลอดจนให้ความสำคัญในการพัฒนาความร่วมมือระหว่างประเทศในรูปแบบสัญญารัฐต่อรัฐ (Government to Government Contract: G to G) ทั้งนี้ ครม. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 เห็นชอบแผนตามที่ กพช. เสนอ

           3. กบน. เมื่อวันที่ 29 ตุลาคม 2563 ได้มอบหมายให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) ปรับแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ ให้เหมาะสมกับระยะเวลาที่เหลือ พร้อมทั้งนำความเห็นของ สศช. มาประกอบการปรับแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ ต่อมา สกนช. ได้ปรับปรุงแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ และเสนอต่อ กบน. เมื่อวันที่ 22 มีนาคม 2564 โดยที่ประชุมได้สั่งการให้ สกนช. หารือกับหน่วยงานภาครัฐ และผู้ประกอบการที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งสมาคมผู้ประกอบการเอทานอล และ B100 ประกอบกับสถานการณ์ COVID-19 และข้อจำกัดของระยะเวลาที่เหลือตามแผน อาจจะขยายระยะเวลา ทั้งนี้ให้คำนึงถึงเรื่องการลดค่าใช้จ่ายของกองทุนฯ โดยไม่กระทบราคาขายปลีกในประเทศ ต่อมา เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2564 และวันที่ 21 – 22 กรกฎาคม 2564 สกนช. ได้จัดประชุมหารือร่วมกับหน่วยงานภาครัฐและผู้ประกอบการที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งกลุ่มการค้าผู้ผลิตเอทานอลไทยและกลุ่มผู้ผลิตไบโอดีเซลไทย โดยสรุปผลการประชุมกับกลุ่มเอทานอล ดังนี้ (1) ต้นทุนของเอทานอล ถ้าต้นทุนเอทานอลมีราคาต่ำ เกษตรกรจะมีรายได้ลดลง (2) การสะท้อนการขึ้นลงของราคาวัตถุดิบจากอ้อยและมันสำปะหลัง เกษตรกรจะได้รับประโยชน์จากโมลาสเพราะเป็นองค์ประกอบในส่วนของราคาอ้อยจากพระราชบัญญัติอ้อยและน้ำตาลทราย พ.ศ. 2527 จะมีการแบ่งปันผลประโยชน์อยู่ที่ร้อยละ 70 : 30 (ชาวไร่อ้อย : โรงผลิต) และ (3) การคาดการณ์ของสมาคมฯ ในปี พ.ศ. 2565 คาดว่าราคาเอทานอลมีแนวโน้มลดลง สรุปผลการประชุมกับกลุ่มไบโอดีเซล ดังนี้ (1) การซื้อขายที่โรงงาน B100 ซื้อ CPO มาจากโรงสกัด ส่วนใหญ่จะเป็น การซื้อแบบสัญญาระยะยาว (spot) มีผู้รับซื้อบางรายพยายามทำสัญญาโดยราคาปรับขึ้นลงตามกลไกภาครัฐ แต่ดำเนินการได้ค่อนข้างยาก เพราะโรงสกัดจะยังไม่ทราบต้นทุนการรับซื้อปาล์มจากเกษตรกรทำให้มีความเสี่ยงเรื่องราคาปรับขึ้นลงเนื่องจากโรงสกัดจะรับซื้อปาล์มจากเกษตรกรทุกวัน แต่ขายออกในปริมาณมาก ทำให้โรงสกัดต้องลดความเสี่ยง โดยต้องสำรอง CPO ให้เพียงพอเพื่อใช้ในการขายเอาไว้ และซื้อกลับเข้ามาเพื่อชดเชย ส่วนที่ขายออกไป ส่วนนี้ทำให้โรงสกัดไม่กล้าขายแบบ spot เพราะมีความเสี่ยงในเรื่องของต้นทุน (2) การสะท้อนว่าเกษตรกรได้ประโยชน์จริง ต้องช่วยให้เกษตรกรมีประสิทธิภาพในการปลูกปาล์มโดยควรได้น้ำมันประมาณร้อยละ 17 ถึง ร้อยละ 20 ต่อไร่ต่อปี จึงจะทำให้เกษตรกรมีรายได้เพิ่มขึ้น (3) อุตสาหกรรมไบโอดีเซล ก็คล้าย ๆ กับอุตสาหกรรมเอทานอลในการหาอุตสาหกรรมต่อเนื่อง เพื่อลดความเสี่ยงจากรถยนต์ EV จากการใช้ปาล์มน้ำมันน้อยลงทั้งในประเทศและต่างประเทศ อย่างไรก็ตาม ถ้าต้นทุนของวัตถุดิบในประเทศสูงกว่าตลาดโลก ความสามารถของการแข่งขันในอุตสาหกรรมไบโอดีเซลก็จะไม่สามารถแข่งขันได้ การปล่อยให้ราคาปาล์มน้ำมันเป็นไปตามกลไกตลาดโลกได้จะทำให้แข่งขันได้ในระยะยาว และการชดเชยเพื่อไปช่วยในส่วนน้ำมันเชื้อเพลิงต้นทุนที่ผสมไบโอดีเซล จะทำให้มีประสิทธิภาพสูงสุดและจะสะท้อนราคาที่แท้จริงมากขึ้น ทั้งนี้ สกนช. มีข้อคิดเห็น ดังนี้ (1) หากแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ ได้รับการอนุมัติให้ดำเนินการจะไม่กระทบกับปริมาณเอทานอล และไบโอดีเซล เนื่องจากใช้กลไกของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงรักษาส่วนต่างราคา และ (2) จากการศึกษาโครงสร้างราคาเชื้อเพลิงชีวภาพในระยะยาวและการทำ Carbon pricing การคำนวนราคาคาร์บอน พบว่า หากกองทุนฯ เก็บอัตราเงินในส่วนนี้ หรือการส่งเสริมอุตสาหกรรมอื่น ๆ เพื่อเพิ่มมูลค่าของเอทานอล และไบโอดีเซล ก็จะเป็นการช่วยให้กองทุนฯ ลดการจ่ายเงินชดเชยเชื้อเพลิงชีวภาพลงได้

           4. ในช่วงปี พ.ศ. 2563 ที่ผ่านมา ได้เกิดสถานการณ์การแพร่ระบาดของเชื้อไวรัสโควิด-19 เมื่อสถานการณ์เริ่มดีขึ้นในช่วงปลายปี พ.ศ. 2564 ได้เกิดวิกฤตการณ์ด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสูงเนื่องจาก เข้าสู่ฤดูหนาว และล่าสุดเมื่อเดือนกุมภาพันธ์ 2565 ได้เกิดความขัดแย้งทางการเมืองระหว่างประเทศรัสเซียกับยูเครน สิ่งเหล่านี้ล้วนแต่ส่งผลกระทบต่อเศรษฐกิจไปทั่วโลก ส่งผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชนภายในประเทศ กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต้องเข้าไปช่วยอุดหนุนราคาเพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของน้ำมันและก๊าซ LPG เนื่องจากเกิดวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ที่กำหนดไว้ จนทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงขาดสภาพคล่อง ประมาณการฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 17 กรกฎาคม 2565 ติดลบ 112,935 ล้านบาท แบ่งเป็น บัญชีน้ำมันติดลบ 74,162 ล้านบาท และบัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 38,773 ล้านบาท

           5. กบน. เมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2565 มีมติเห็นชอบแนวทางการขอขยายระยะเวลาการดำเนินงานของแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ ออกไปสองปี จากเดิมครบกำหนดวันที่ 24 กันยายน 2565 เป็นวันที่ 24 กันยายน 2567 ตามที่ สกนช. เสนอ เพื่อเสนอต่อ กพช. และนำเสนอ ครม. ให้ความเห็นชอบต่อไป ทั้งนี้มอบหมายให้ประสานขอความเห็นไปยังกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เพื่อแจ้ง และขอความเห็นจากคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) และกระทรวงอุตสาหกรรมเพื่อแจ้งและขอความเห็นจากสมาคมอ้อยและน้ำตาล ซึ่งในเบื้องต้น สกนช. ได้ประสานทั้งสองหน่วยงานได้รับความเห็นว่าควรขยายระยะเวลาการดำเนินงานของแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ เพื่อเป็นการส่งเสริมการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมเชื้อเพลิงชีวภาพเป็นน้ำมันพื้นฐานในอนาคต และส่งเสริมเกษตรกรอย่างต่อเนื่อง ตลอดจนการดำเนินการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพตามที่ กบน. เคยให้ข้อสังเกต โดยแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ ในช่วงปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 – 2567 ที่ สกนช. เสนอประกอบด้วย (1) หลักเกณฑ์การดำเนินการ เป็นการดำเนินการตามกรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 (2) วิธีการดำเนินงาน กบน. จัดทำประกาศกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการ เพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพภายในระยะเวลาสองปี นำเสนอ กพช. เพื่อนำเสนอต่อ ครม. ให้ความเห็นชอบ (3) มาตรการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ โดยลดการจ่ายเงินชดเชยให้กลุ่มน้ำมันเบนซิน โดย ทยอยลดการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และแก๊สโซฮอล E85 รักษาส่วนต่างราคาขายปลีกที่จูงใจให้ใช้น้ำมันเบนซินพื้นฐานตามที่ภาครัฐกำหนด และ ลดการจ่ายเงินชดเชยให้กลุ่มน้ำมันดีเซล โดยทยอยลดการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (B10) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 กรณีที่มีการกำหนดส่วนผสม B100 ในแต่ละกลุ่มภายหลังจากวิกฤตการณ์ด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเข้าสู่สภาวะปกติแล้ว และรักษาส่วนต่างราคาขายปลีกที่จูงใจให้ใช้น้ำมันดีเซลพื้นฐานตามที่ภาครัฐกำหนด

มติของที่ประชุม

       1. เห็นชอบการขอขยายระยะเวลาดำเนินการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสม ของเชื้อเพลิงชีวภาพออกไปสองปี จากเดิมครบกำหนดวันที่ 24 กันยายน 2565 เป็นวันที่ 24 กันยายน 2567

       2. เห็นชอบแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ในช่วงปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 – 2567

       3. มอบหมายให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงนำเรื่องการขอขยายระยะเวลาดำเนินการ ลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ และแผนการลดการจ่ายเงินชดเชย น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ในช่วงปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 – 2567 เสนอต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาตามระเบียบและกฎหมายที่เกี่ยวข้องต่อไป

มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ

ครั้งที่ 5/2565 (ครั้งที่ 160)

วันพุธที่ 6 กรกฎาคม พ.ศ. 2565 เวลา 09.30 น.

1. ข้อเสนอการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) สัญญาระยะยาวของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)

ผู้มาประชุม

นายกรัฐมนตรี                                                        ประธานกรรมการ

(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                  กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 ข้อเสนอการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) สัญญาระยะยาวของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)

สรุปสาระสำคัญ

           1. 1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 และคณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2564 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) บริหารจัดการ Old Supply ซึ่งหมายถึงก๊าซธรรมชาติจากการจัดหาที่มีสัญญาผูกพันระยะยาวแล้ว เพื่อจำหน่ายก๊าซเข้า Pool ประกอบด้วย (1) ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากอ่าวไทยในปัจจุบันและก๊าซธรรมชาติ จากอ่าวไทยที่จะเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียม รวมถึงก๊าซธรรมชาติที่จัดหาจากพื้นที่พัฒนาร่วม ไทย - มาเลเซีย (JDA) (2) ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากแหล่งบนบก (3) ก๊าซธรรมชาติที่นำเข้ามาจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา (4) ก๊าซธรรมชาติที่นำเข้ามาในรูปแบบ LNG ที่เป็นสัญญาระยะยาวของประเทศที่มีอยู่ ในปัจจุบัน 4 สัญญา รวมปริมาณ 5.2 ล้านตันต่อปี และ (5) LNG Spot Flexible ตามปริมาณและเงื่อนไข ที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รวมทั้งได้มอบหมายให้ ปตท. และ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) พิจารณาปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้า LNG โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และให้นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ในระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 ทั้งนี้ การจัดหา LNG สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (Regulated Market) ด้วยสัญญาระยะยาวและ/หรือสัญญาระยะกลาง หลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ ให้นำสัญญาซื้อขาย LNG เสนอต่อ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนการดำเนินการ ต่อมา เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) สำหรับกลุ่ม Regulated Market เป็น 3 รูปแบบ ได้แก่ สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ และสมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติและมีจุดหักมุม และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดของหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG สำหรับกลุ่ม Regulated Market และต่อมา เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. โดยเห็นควรให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายเดิมที่มีสัญญาซื้อขาย ก๊าซธรรมชาติกับผู้ประกอบการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) รายเดิม สามารถเจรจาตกลงกันระหว่างคู่สัญญาให้แก้ไขเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิกสัญญา (Re-Negotiation) ได้ เพื่อสนับสนุนให้มีการแข่งขัน ที่เป็นธรรม และเพื่อเตรียมพร้อมรองรับการเปิดตลาดเสรีในกิจการก๊าซธรรมชาติต่อไปในอนาคต โดยปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เกินจาก Take or Pay ของ ปตท. ให้ถือเป็น New Demand ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่สามารถเลือกใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas หรือ New Shipper ได้ ภายใต้ การกำกับของ กกพ.

           2. ปัจจุบันตลาด LNG มีความผันผวนและตึงตัวจากการพัฒนาโครงการผลิต LNG แหล่งใหม่ที่มีจำกัด ประกอบกับสถานการณ์ความตึงเครียดระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครนที่มีความยืดเยื้อ รวมทั้งความเสี่ยงจากสถานการณ์ความไม่สงบของเมียนมา ในขณะที่การผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอ่าวไทย มีปริมาณจำกัด ซึ่งอาจส่งผลให้ประเทศมีอุปทานก๊าซธรรมชาติลดลง ทั้งนี้ ปัจจุบันประเทศไทยมีการจัดหา Spot LNG จำนวนมากซึ่งมีราคาสูงและผันผวน จึงจำเป็นที่จะต้องจัดหา LNG เพิ่มเติมจากสัญญาระยะยาว แทนการจัดหา Spot LNG เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ และลดความเสี่ยงจากความผันผวนของตลาด Spot LNG โดยเมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2565 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ชธ. และ ปตท. ได้ประชุมเชิงปฏิบัติการร่วมกันเพื่อพิจารณาความต้องการใช้และการจัดหา LNG เพิ่มเติมเพื่อสนองความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ และได้นำเสนอผลการประชุมแก่คณะอนุกรรมการบริหารสถานการณ์ในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน (Execution Operation Team: EOT) ทราบเมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2565 โดยพบว่า ในช่วงปี 2565 – 2580 ประเทศมีความต้องการ LNG New Supply เพิ่มเติมปริมาณ 4.2 - 16 ล้านตันต่อปี และตั้งแต่ปี 2576 เป็นต้นไปคาดว่าปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยมีแนวโน้มลดลงต่ำกว่า Old Supply ซึ่งเมื่อเปรียบเทียบ Old Supply กับ Old Demand ที่ ปตท. เป็นผู้บริหารจัดการ พบว่า ปตท. ยังจำเป็นต้องมีการจัดหา LNG เพิ่มเติมเพื่อรองรับ Old Demand ในภาคไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และ NGVอย่างไรก็ดี ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ได้กำหนดให้ Old Supply หมายถึง ก๊าซธรรมชาติจากการจัดหาที่มีสัญญาผูกพันระยะยาวแล้ว ซึ่งไม่ครอบคลุมถึงการจัดหา LNG เพื่อรองรับความต้องการใช้ ก๊าซธรรมชาติ จึงจำเป็นต้องขออนุมัติ กพช. เพื่อให้ ปตท. นำเข้า LNG เพิ่มเติมจากสัญญาปัจจุบัน ซึ่งต่อมา เมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2565 กกพ. ได้หารือแนวทางการจัดสรรปริมาณความต้องการก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. และบริษัทเอกชน สำหรับโรงไฟฟ้าปลวกแดง และโรงไฟฟ้าศรีราชา โดยที่ประชุมได้มีมติให้ ปตท. จัดหา LNG ปริมาณ 1.0 ล้านตันต่อปี และบริษัทเอกชนจัดหา LNG ปริมาณ 2.5 ล้านตันต่อปี เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้า

           3. ปัจจุบันราคา LNG ในตลาดมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นและประเทศต่างๆ ได้เร่งจับจอง LNG ดังนั้น เพื่อให้ประเทศไทยมีปริมาณก๊าซธรรมชาติและ LNG เพียงพอในระดับราคาที่ไม่สูงเกินไป ปตท. จึงเสนอการจัดหา LNG ด้วยรูปแบบสัญญาระยะยาวเป็นกรณีเร่งด่วน โดยจากการเปรียบเทียบข้อเสนอขายจากผู้ขาย LNG พบว่า ข้อเสนอขายของ บริษัท พีทีที โกลบอล แอลเอ็นจี จำกัด (PTTGL) มีเงื่อนไขและราคาที่แข่งขันได้ เนื่องจาก PTTGL ได้รับข้อเสนอขายจากผู้จัดหา (Supplier) ในช่วงที่ตลาดยังไม่ตึงตัวมากนัก ทำให้ได้รับเงื่อนไขและราคาที่ดีกว่าตลาดในปัจจุบัน โดยมีสาระสำคัญของข้อเสนอการจัดหา LNG ดังนี้ ผู้ซื้อ คือ ปตท. และผู้ขาย คือ PTTGL ปริมาณซื้อขาย (ACQ) 1 ล้านตันต่อปี รูปแบบการส่งมอบที่ท่าปลายทาง (Delivery Ex-Ship: DES) โดย PTTGL จะบริหารและรับผิดชอบค่าใช้จ่ายรวมถึงความเสี่ยงจากการขนส่ง LNG ที่โครงการผลิต LNG ของสหรัฐอเมริกาได้เสนอขายที่ท่าต้นทาง (Free on Board: FOB) มายังประเทศไทย กำหนด ส่งมอบตั้งแต่เดือนมกราคม 2569 อายุสัญญา 15 ปี (ขยายสัญญาได้อีก 5 ปี หากคู่สัญญาเห็นชอบร่วมกัน)

           4. เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2565 และวันที่ 27 มิถุนายน 2565 กกพ. ได้พิจารณาข้อเสนอ การนำเข้า LNG สัญญาระยะยาวของ ปตท. และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นควรให้ความเห็นชอบการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวของ ปตท. ปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี เริ่มส่งมอบปี 2569 ระยะเวลา 15 ปี เนื่องจากการลดลง ของปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยและสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา ส่งผลให้ Old Supply ไม่เพียงพอ ต่อความต้องการของ Old Demand (2) ข้อเสนอการนำเข้า LNG สัญญาระยะยาวของ ปตท. เป็นไปตาม LNG Benchmark สำหรับกลุ่ม Regulated Market ที่ กพช. เห็นชอบเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 โดย กกพ. จะกำกับการจัดหา LNG ให้เป็นไปตามมติ กพช. ที่เกี่ยวข้อง และ (3) เห็นควรให้นำต้นทุนในการจัดหา LNG ดังกล่าว ไปเฉลี่ยในราคา Pool Gas เพื่อประโยชน์ต่อราคาในการผลิตไฟฟ้าของประเทศ โดยฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า เห็นควรให้ ปตท. นำเข้า LNG เพิ่มเติมใน Old Supply เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติและเสริมสร้างความมั่นคงทางพลังงาน รวมทั้งลดต้นทุนพลังงานของประเทศจากความผันผวนด้านราคา ของตลาด Spot LNG อย่างไรก็ดี ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่ให้ ปตท. บริหารจัดการ Old Supply ซึ่งในส่วนการจัดหา LNG เป็นการจัดหา LNG สัญญาระยะยาว 4 สัญญา ปริมาณรวม 5.2 ล้านตันต่อปี ดังนั้น เพื่อให้ ปตท. สามารถจัดหา LNG สัญญาระยะยาวอีก 1 ล้านตันต่อปี และนำราคารวมเข้าไปคำนวณเฉลี่ยในราคา Pool Gas จึงเห็นควรเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

           5. เมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2565 กบง. ได้พิจารณาเรื่อง ข้อเสนอการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) สัญญาระยะยาวของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) จัดหา LNG สัญญาระยะยาว ปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี เพิ่มเติมจากสัญญาระยะยาวที่มีการลงนามแล้ว 5.2 ล้านตันต่อปี โดยนำต้นทุนการจัดหารวมเข้าไปคำนวณเฉลี่ยในราคา Pool (2) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เป็นผู้กำกับดูแลให้ราคาเป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่ กพช. กำหนด และให้ ปตท. นำสัญญาซื้อขาย LNG สัญญาระยะยาวเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการต่อไป และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ รับข้อสังเกตของ กบง. ไปประกอบการนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ที่ประชุมฯ ได้ขอให้ สำนักงาน กกพ. และ ปตท. ยืนยันว่า ข้อเสนอการจัดหา LNG สัญญาระยะยาวของ ปตท. มีเงื่อนไขราคาที่สอดคล้องตามหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 รวมทั้งมีเงื่อนไขสัญญาและราคาที่ดีกว่าเมื่อเทียบกับผู้เสนอขายรายอื่นในปริมาณเดียวกัน โดยให้ ปตท. นำเสนอรายละเอียดเงื่อนไขสัญญาและราคาของ PTTGL เปรียบเทียบกับผู้เสนอขายรายอื่น รวมทั้งศักยภาพและความน่าเชื่อถือของผู้เสนอขายโครงการ LNG โดยสำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือแจ้งยืนยันว่าข้อเสนอการจัดหา LNG ของ ปตท. เป็นไปตาม LNG Benchmark และต่อมา เมื่อวันที่ 1 กรกฎาคม 2565 ปตท. ได้มีหนังสือถึงฝ่ายเลขานุการฯ เพื่อนำส่งข้อมูลดังกล่าว

มติของที่ประชุม

       1. เห็นชอบให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) จัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) สัญญาระยะยาว ปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี เพิ่มเติมจากสัญญาระยะยาวที่มีการลงนามแล้ว 5.2 ล้านตันต่อปี โดยนำต้นทุนการจัดหารวมเข้าไปคำนวณเฉลี่ยในราคา Pool และรับทราบสาระสำคัญการจัดหา LNG สัญญาระยะยาว (Term Sheet) ของ ปตท.

        2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้กำกับดูแลให้ราคา เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติกำหนด และให้ ปตท. นำสัญญาซื้อขาย LNG สัญญาระยะยาวเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการต่อไป  

       3. มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการติดตามผลกระทบต่อราคาพลังงานจากการจัดหา LNG สัญญาระยะยาวของ ปตท. อย่างใกล้ชิด เพื่อมิให้ส่งผลกระทบต่อราคาพลังงานของประเทศในอนาคต

มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ

ครั้งที่ 4/2565 (ครั้งที่ 159)

วันพุธที่ 22 มิถนายน พ.ศ. 2565 เวลา 13.30 น.

1. รายงานผลการดำเนินงานในการจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Payแหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา

2. รายงานผลการกู้ยืมเงินของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

3. ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว

4. การเลื่อนแผนการปลดเครื่องโรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนแม่เมาะเครื่องที่ 8 – 11

5. การบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)

6. แนวทางการส่งเสริมการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า

7. การขอยกเว้นภาษีสรรพากรที่เกิดจากการร่วมลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2)

8. การขอยกเว้นเงื่อนไขตามหลักการแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงาน เพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า สำหรับแผนงานและโครงการปี 2565

ผู้มาประชุม

นายกรัฐมนตรี                                                        ประธานกรรมการ

(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                  กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานในการจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Payแหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา

สรุปสาระสำคัญ

           1. บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน โดยเริ่มส่งก๊าซในวันที่ 1 สิงหาคม 2541 และวันที่ 1 เมษายน 2543 ตามลำดับ ซึ่งทั้งสองสัญญามีเงื่อนไข การซื้อขายแบบ Take or Pay (TOP) กล่าวคือ หากผู้ซื้อรับก๊าซไม่ครบปริมาณขั้นต่ำรายปีตามสัญญา ผู้ซื้อ จะมีภาระผูกพันต้องจ่ายเงินค่าก๊าซให้ผู้ขายก๊าซสำหรับปริมาณที่รับขาดไปก่อน โดยผู้ซื้อสามารถเรียกรับก๊าซตามปริมาณที่ได้ชำระเงินไปแล้วนั้นคืนในภายหลังโดยไม่ต้องจ่ายเงินอีก (Make up) ต่อมา จากวิกฤติเศรษฐกิจปี 2540 ซึ่งส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติลดลง คณะรัฐมนตรี (ครม.) จึงได้มีมติให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ขยายสัญญาก่อสร้างโรงไฟฟ้าราชบุรีออกไป 180 วัน และให้ ปตท. ชะลอโครงการก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติราชบุรี - วังน้อย ทำให้ ปตท. ไม่สามารถรับก๊าซจากแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุนได้ครบปริมาณขั้นต่ำรายปีตามสัญญาและต้องจ่ายเงินค่า TOP ทั้งนี้ ครม. ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2543 มีมติเห็นชอบแนวทางการลดภาระ TOP แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา และแนวทางการจัดสรรภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้น โดยให้ ปตท. เป็นแกนกลางเพื่อชำระค่าภาระ TOP โดยการกู้หรือระดมทุนไปก่อน แล้วจึงเรียกเก็บภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจาก กฟผ. และภาครัฐในภายหลัง สำหรับภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้น ในส่วนของภาครัฐที่ร้อยละ 75.8 ให้ ปตท. จัดสรรส่งผ่านเข้าไปในราคาก๊าซและค่าไฟฟ้า โดยการเกลี่ยราคาเท่ากัน ที่ 0.4645 บาทต่อล้านบีทียู สำหรับภาระดอกเบี้ยของ ปตท. และ กฟผ. จะอยู่ที่ร้อยละ 11.4 และร้อยละ 12.8 ตามลำดับ ซึ่งจะไม่ถูกส่งผ่านเข้าไปในราคาก๊าซหรือค่าไฟฟ้า โดย ครม. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เร่งรัดและติดตามการดำเนินมาตรการลดปัญหา TOP และรายงาน กพช. เพื่อทราบเป็นระยะ และให้ สนพ. กฟผ. และ ปตท. รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการบริหารจัดการบัญชี TOP ต่อไป

           2. ปตท. เริ่มรับก๊าซ Make up ของแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน ตั้งแต่ปี 2544 และ ปี 2545 ตามลำดับ และได้ออกพันธบัตรเพื่อจ่ายชำระค่าก๊าซ TOP ให้แก่ผู้ผลิตมูลค่า 35,451 ล้านบาท และมีภาระดอกเบี้ย TOP ทั้งสิ้น 4,403 ล้านบาท โดยเป็นความรับผิดชอบของ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ 502 ล้านบาท 564 ล้านบาท และ 3,338 ล้านบาท ตามลำดับ ต่อมาราคาก๊าซฯ Make up ปรับสูงขึ้นโดยตลอด ทำให้เกิดกำไรจากส่วนต่างราคาที่รับ Make up และราคาที่จ่าย TOP ซึ่ง ปตท. ได้นำกำไรที่ได้ไปหักลดดอกเบี้ยจ่ายพันธบัตรบางส่วนและหักลดต้นทุน TOP ทำให้สามารถหักต้นทุน TOP ของทั้งสองแหล่งได้หมดในปี 2555 และยังมีก๊าซให้ Make up ได้ต่อไปโดยไม่มีต้นทุน ทั้งนี้ ก๊าซ TOP ของแหล่งเยตากุนและแหล่งยาดานาสามารถรับได้หมดในปี 2555 และปี 2561 ตามลำดับ เกิดกำไรในบัญชี TOP ตั้งแต่ปี 2555 จนถึงปี 2561 โดยสถานะของบัญชี TOP ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2564 มีกำไรสะสมประมาณ 13,591 ล้านบาท สำหรับภาระดอกเบี้ยในส่วนของภาครัฐ 3,338 ล้านบาท ปตท. ดำเนินการส่งผ่านไปในราคาก๊าซ (Levelized Price) ที่อัตรา 0.4645 บาทต่อล้านบีทียู ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2544 จนถึงเดือนกรกฎาคม 2551 โดยในงวดสุดท้าย ปตท. เรียกเก็บไว้เกินประมาณ 27.8 ล้านบาท เนื่องจากเก็บตามปริมาณการใช้ก๊าซเต็มเดือนซึ่งมากกว่าปริมาณคงเหลือที่จะต้องเรียกเก็บ โดย ปตท. ได้บันทึกดอกเบี้ยรับทบต้นในอัตราร้อยละ 5.0807 ซึ่งเป็นอัตราเดียวกับการบันทึกดอกเบี้ยจ่าย โดยสถานะ ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2564 มีมูลค่าประมาณ 52 ล้านบาท

           3. รองนายกรัฐมนตรี และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์) ได้มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ตรวจสอบบัญชีผลประโยชน์ TOP ซึ่งเมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2564 กกพ. ได้มีมติรับทราบผลการตรวจสอบรายละเอียดบัญชีผลประโยชน์ TOP และเห็นควรให้ สนพ. ปตท. และ กฟผ. ซึ่งเป็นหน่วยงานที่ได้รับมอบหมายจาก กพช. และ ครม. ทำหน้าที่ตรวจสอบความถูกต้องของข้อมูล โดยต่อมาเมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม 2564 วันที่ 2 สิงหาคม 2564 และวันที่ 29 ตุลาคม 2564 สนพ. สำนักงาน กกพ. ปตท. และ กฟผ. ได้ประชุมร่วมกันและมีข้อสรุปว่าข้อมูลบัญชีรับจ่ายมีความถูกต้องพร้อมทั้งมีหลักฐานที่มาของอัตราดอกเบี้ยครบถ้วน ทั้งนี้ ปตท. ได้รายงานมูลค่าผลประโยชน์บัญชี TOP ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 มีมูลค่าประมาณ 13,594 ล้านบาท ต่อมา เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้นําผลประโยชน์ของบัญชี TOP ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 จํานวนเงิน 13,594 ล้านบาท พร้อมดอกเบี้ย ที่เกิดขึ้นในระหว่างการดำเนินการคืนภาครัฐทั้งหมด โดยนำไปอุดหนุนค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยนําส่งเงินและลดราคาค่าก๊าซให้กับ กฟผ. เพื่อลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนในช่วงสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด - 19) โดยมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินการดังกล่าว และนำเงินผลประโยชน์ของบัญชี TOP ไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติเพื่อลดค่าไฟฟ้า

           4. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2565 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้มีหนังสือรายงานผลการดำเนินงานการคืนผลประโยชน์และปิดบัญชี TOP ของแหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา สรุปได้ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 4 มีนาคม 2565 ปตท. ได้มีหนังสือรายงานผลการคืนผลประโยชน์และ ปิดบัญชี TOP ตามแนวทางการกำกับดูแลการจัดสรรผลประโยชน์บัญชี TOP ที่สำนักงาน กกพ. ได้นำเสนอ กกพ. รับทราบในการประชุมเมื่อวันที่ 26 มกราคม 2565 เป็นเงินรวมทั้งสิ้น 13,601,446,936.82 บาท และ (2) เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2565 และวันที่ 22 เมษายน 2565 กกพ. ได้ประชุมและรับทราบรายงานผลการดำเนินงานในการคืนผลประโยชน์และปิดบัญชี TOP ตามที่สำนักงาน กกพ. ได้ตรวจสอบ ดังนี้ 1) บัญชีผลประโยชน์ TOP พร้อมดอกเบี้ยระหว่างดำเนินการ มีมูลค่ารวมทั้งสิ้น 13,601,446,936.82 บาท ประกอบด้วยผลประโยชน์จากการ Make up ก๊าซส่วนของภาครัฐ กฟผ. และ ปตท. รวมดอกเบี้ยคำนวณก่อนถึงวันที่คืนเงิน 1 วัน เป็นจำนวนเงิน 13,548,320,726.44 บาท และผลประโยชน์ของภาครัฐส่วนที่เก็บไว้เกินจากการส่งผ่านในราคาก๊าซ รวมดอกเบี้ยคำนวณก่อนถึงวันที่คืนเงิน 1 วัน เป็นจำนวนเงิน 53,126,210.38 บาท และ 2) กฟผ. ได้ทำหนังสือเรียกเก็บเงินไปยัง ปตท. และ ปตท. ได้ดำเนินการคืนเงินผลประโยชน์ TOP ตามมติ กกพ. แล้วเสร็จ โดยผลประโยชน์ TOP ส่วนของภาครัฐและ กฟผ. สัดส่วนรวมกันร้อยละ 88.6 และเงินส่วนของภาครัฐ ที่เก็บไว้เกินจากการส่งผ่านในราคาค่าก๊าซ ปตท. ได้นำส่งโดยการโอนเงินให้ กฟผ. ในวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2565 โดยคิดดอกเบี้ยจนถึงวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2565 แล้ว รวมเป็นมูลค่า 12,056,713,482.44 บาท และผลประโยชน์ TOP ในส่วนของ ปตท. ร้อยละ 11.4 ปตท. ได้นำไปเป็นส่วนลดค่าก๊าซให้ กฟผ. โดยออกใบลดหนี้ค่าก๊าซมกราคม 2565 ซึ่ง กฟผ. ชำระเงินในวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 โดยคิดดอกเบี้ยจนถึงวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2565 แล้ว รวมเป็นมูลค่า 1,544,733,454.38 บาท ทั้งนี้ กฟผ. ได้นำเงินผลประโยชน์บัญชี TOP ของแหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา ไปคำนวณเป็นเงินส่วนลดค่า Ft สำหรับงวดเดือนมกราคม 2565 เรียบร้อยแล้ว

มติของที่ประชุม

       ที่ประชุมรับทราบรายงานผลการดำเนินงานในการจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา

เรื่องที่ 2 รายงานผลการกู้ยืมเงินของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

           1. คณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2564 มีมติเห็นชอบร่างหลักเกณฑ์การกู้เงินของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และอนุมัติการกู้ยืมเงินตามความเห็นของกระทรวงการคลัง (กค.) ให้ สกนช. ดำเนินการกู้เฉพาะวงเงิน 20,000 ล้านบาท ตามกรอบของกฎหมายจัดตั้ง ที่มีอยู่ และจะดำเนินการกู้เงินเพิ่มเติมวงเงิน 10,000 ล้านบาท ได้ต่อเมื่อพระราชกฤษฎีกาขยายกรอบวงเงินกู้มีผลบังคับใช้แล้ว ซึ่งต่อมาพระราชกฤษฎีกาเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศ พ.ศ. 2564 ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2564 แล้ว

           2. สกนช. ได้มีหนังสือแจ้งไปยังสถาบันการเงินหลายแห่งเพื่อให้ยื่นข้อเสนอเงินกู้มายัง สกนช. ภายในวันที่ 30 เมษายน 2565 ซึ่งในขณะนั้น คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารสภาพคล่องเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (คณะอนุกรรมการบริหารสภาพคล่องฯ) เพื่อวิเคราะห์และจัดทำแนวทางการบริหารสภาพคล่องเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กองทุนฯ) ซึ่งต่อมาคณะอนุกรรมการบริหารสภาพคล่องฯ ได้ประชุมร่วมกับธนาคาร และ กค. หลายครั้ง ซึ่งเมื่อครบกำหนด ให้สถาบันการเงินยื่นข้อเสนอ ปรากฎว่าไม่มีสถาบันการเงินใดยื่นข้อเสนอมายัง สกนช. โดยที่ประชุม ให้ สกนช. รายงานผลการจัดหาเงินกู้และแผนบริหารจัดการด้านการเงินทั้งในระยะสั้นและระยะยาว เพื่อนำเสนอ ครม. พิจารณา ต่อมา เมื่อวันที่ 19 พฤษภาคม 2565 สกนช. ได้ประชุมร่วมกับ กค. ธนาคารออมสินและธนาคารกรุงไทย ซึ่งธนาคารทั้งสองแห่งมีความกังวลเรื่องความสามารถในการชำระหนี้ รวมถึงจากประมาณการกระแสเงินสด (Cash Flow) มีความต้องการเงินกู้ยืมที่เกินกว่ากรอบวงเงินกู้ 30,000 ล้านบาท ตามที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี ที่ประชุมมีความเห็นว่า สกนช. ควรเร่งจัดทำร่างหนังสือเพื่อเสนอ ครม. โดยอาจจำเป็นต้องขยายกรอบวงเงินกู้ยืม และระยะเวลาการกู้ยืมเงิน เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ รวมทั้งพิจารณาขอรับเงินอุดหนุนจากรัฐบาล เพื่อสร้างความมั่นใจแก่ธนาคารในการพิจารณาวงเงินกู้ และให้จัดทำเงื่อนไขวงเงินกู้ยืมเสนอต่อไป

           3. กบน. เมื่อวันที่ 25 พฤษภาคม 2565 สกนช. ได้นำเสนอ Cash Flow ที่ปรับให้สอดคล้องกับนโยบายด้านพลังงาน ประกอบกับสมมติฐานที่หากกองทุนสามารถสามารถปรับขึ้นราคา LPG เดือนละ 1 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงราคา 498 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม รวมถึงสามารถยกเลิกการชดเชยน้ำมันดีเซล B7 ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2565 เป็นต้นไป กองทุนมีความต้องการเงินกู้ยืมเกินกว่าที่ได้รับความเห็นชอบ จาก ครม. จำนวน 30,000 ล้านบาท ซึ่งหากสถานการณ์ยังไม่คลี่คลายและหากกองทุนยังจำเป็นต้องชดเชยราคาน้ำมันต่อไป จะส่งผลกระทบต่อความสามารถในการชำระคืนหนี้เงินกู้ทำให้ไม่สามารถชำระคืนได้ภาย ในกำหนด 3 ปี จึงจำเป็นต้องขยายระยะเวลาการกู้ยืมเงินออกไปเป็น 5 ปี เพื่อให้เกิดสภาพคล่องเพียงพอสำหรับชำระหนี้เงินกู้ยืมได้ และรายงานความก้าวหน้าการจัดหาเงินกู้ต่อที่ประชุม กบน. จึงได้มีมติ ดังนี้ (1) รับทราบและเห็นชอบแนวทางการเสนอ ครม. พิจารณา โดยความเห็นชอบของกระทรวงพลังงาน (พน.) และกค. ดังนี้ (1.1) รับทราบความก้าวหน้าการจัดหาเงินกู้ ในวงเงิน 20,000 ล้านบาท รวมถึงเงื่อนไขของสถาบันการเงินในเรื่องการดำเนินนโยบายด้านพลังงาน และเงื่อนไขการกู้เงินเบื้องต้นของสถาบันการเงิน (1.2) เห็นชอบร่างพระราชกฤษฎีกาเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ในประเทศ (ฉบับที่ ...) พ.ศ. .... เพื่อขอเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศเป็นจำนวนไม่เกิน 80,000 ล้านบาท และการกู้ยืมเงินของ สกนช. ในวงเงินไม่เกิน 80,000 ล้านบาท ตามหลักเกณฑ์การกู้ยืมเงินของ สกนช. (1.3) เห็นชอบหลักเกณฑ์การกู้ยืมเงินของ สกนช. (1.4) เห็นชอบให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่ออนุมัติให้ธนาคารออมสินแยกบัญชีโครงการเป็นบัญชีธุรกรรมนโยบายรัฐ (Public Service Account : PSA) โดยให้ธนาคารสามารถบวกกลับเงินที่กันสำรองร้อยละ 1 ของวงเงินสินเชื่อที่อนุมัติในการคำนวณโบนัสของพนักงานได้ (1.5) เห็นชอบแนวทางการจัดสรรเงินงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 และการพิจารณาจัดสรรงบประมาณรายจ่ายประจำปี พ.ศ.2566 เพื่อเป็นเงินอุดหนุนตามมาตรา 6 (2) แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้แก่ สกนช. เพื่อเสริมสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการดำเนินการตามวัตถุประสงค์ ตามมาตรา 5 แห่งพระราชบัญญัติดังกล่าว (2) รับทราบแนวทางการขอรับการจัดสรรงบประมาณรายจ่ายประจำปี ของ สกนช. เพื่อเสริมสภาพคล่องของกองทุนฯ ในการดำเนินการตามวัตถุประสงค์ ตามมาตรา 5 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 เพื่อเสนอต่อ ครม.โดยความเห็นชอบของ พน. และกค. และต่อมา กบน. เมื่อวันที่ 13 มิถุนายน 2565 สกนช. ได้รายงานความคืบหน้าการดำเนินการของคณะอนุกรรมการบริหารสภาพคล่องฯ ในการจัดหาเงินกู้เพื่อเสริมสภาพคล่องกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในวงเงิน 20,000 ล้านบาท รวมถึงเงื่อนไขของสถาบันการเงินในเรื่องการดำเนินนโยบายด้านพลังงาน และเงื่อนไขการกู้เงินเบื้องต้นของสถาบันการเงิน พร้อมทั้งรายงาน Cash Flow ของกองทุนฯ ที่ได้ปรับให้สอดคล้องกับอัตราเงินกองทุนฯ ในปัจจุบันที่สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงตลาดโลกปรับตัวเพิ่มขึ้นมาก โดยใช้สมมติฐานดังนี้ (1) เดือนมิถุนายน 2565 ราคาน้ำมันดีเซล (Gasoil) ตลาดโลกเฉลี่ยที่ 160 USD/bbl ราคาขายปลีกดีเซลทยอยปรับขึ้นไปถึง 35 บาทต่อลิตร ส่วนเกินกองทุนช่วยครึ่งหนึ่ง (2) ลดราคากลุ่มน้ำมันเบนซิน 1 บาทต่อลิตร (ตามอัตราปัจจุบัน) ระยะเวลา 2 เดือน (3) ตั้งแต่วันที่ 21 กรกฎาคม 2565 เป็นต้นไป อัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล 3.20 บาทต่อลิตร (4) เดือนตุลาคม 2565 เป็นต้นไป จำแนกดีเซลเป็น 3 เกรด (เหมือนก่อน 1 ธันวาคม 2564) โดยชดเชยดีเซล B7 เป็น 0 บาทต่อลิตร แต่ยังคงชดเชยดีเซล B10 และดีเซล B20 (5) คาดการณ์ราคาพลังงานในอีก 1 ปี จะดีขึ้น โดยตั้งแต่เดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไปจะเก็บเงินเข้ากองทุนในส่วนของน้ำมันดีเซลได้ในอัตรา 0.50 บาทต่อลิตร (6) LPG มีการปรับราคาขายปลีกเพิ่มขึ้นทุกเดือน ไปถึง 498 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม และได้จัดทำแบบจำลอง 3 สถานการณ์ แตกต่างกันที่ระยะเวลาเริ่มลอยตัวราคาดีเซล (อัตราชดเชยเป็น 0 บาทต่อลิตร) ดังนี้ กรณีที่ 1 เริ่มลอยตัวตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2565 กรณีที่ 2 เริ่มลอยตัวตั้งแต่เดือนกันยายน 2565 และ กรณีที่ 3 เริ่มลอยตัวตั้งแต่เดือนตุลาคม 2565 ซึ่งจาก Cash Flow ในกรณีที่ 1 จะมีหนี้เงินกู้สูงสุดประมาณ 100,000 ล้านบาท และสามารถชำระหนี้ได้ภายใน 5 ปี ส่วนกรณีที่ 2 และกรณีที่ 3 จะมีหนี้สูงสุดประมาณ 120,000 ล้านบาท และไม่สามาถชำระหนี้เงินกู้ได้ ภายใน 5 ปี อย่างไรก็ตาม หากไม่สามารถดำเนินการได้ตามสมมติฐานดังกล่าว จะส่งผลกระทบต่อความสามารถในการชำระคืนหนี้เงินกู้ที่ลดลง หรือไม่สามารถชำระหนี้เงินกู้ได้ ในการนี้ กบน. มีความเห็นว่า สกนช. จำเป็นต้องกู้ยืมเงินเพื่อเสริมสภาพคล่องของกองทุนในการรักษาเสถียรภาพของระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยจำเป็นต้องใช้เงินกู้ระดับแสนล้านบาท ซึ่งจากการเจรจากับสถาบันการเงินในช่วงที่ผ่านมา สถาบันการเงิน ไม่มั่นใจเรื่องความสามารถในการชำระคืนหนี้ จึงได้เสนอเงื่อนไขให้มีเงินอุดหนุนจากรัฐบาล หรือขอให้รัฐบาล ค้ำประกันหนี้เงินกู้ของ สกนช. ซึ่ง กบน. เห็นว่า การขอเงินอุดหนุนจากรัฐบาลจะต้องใช้เงินจำนวนมาก ซึ่งสถานะปัจจุบันอาจไม่เพียงพอ จึงขอให้ สกนช. ประสานคณะอนุกรรมการบริหารสภาพคล่องฯ เพื่อหารือเรื่องให้กระทรวงการคลังค้ำประกันหนี้เงินกู้ของ สกนช.

           4. คณะอนุกรรมการบริหารสภาพคล่องฯ เมื่อวันที่ 14 มิถุนายน 2565 สกนช. ได้เสนอการจัดทำ Cash Flow เพิ่มอีก 1 กรณี (รวมเป็น 4 กรณี) กรณีที่ 4 มีความต้องการกู้ยืมเงินประมาณ 200,000 ล้านบาท ระยะเวลาชำระคืน 10 ปี โดยคณะอนุกรรมการบริหารสภาพคล่องฯ ได้มีข้อสังเกตเพิ่มเติมเรื่องแนวทาง การหารายได้เพิ่มเติมของ สกนช. จากค่าการกลั่นที่ปัจจุบันอยู่ในระดับสูง และการเก็บเงินเข้ากองทุน จากกลุ่ม LPG ที่จำหน่ายเป็นวัตถุดิบในภาคปิโตรเลียม โดยขอให้ สกนช. นำประเด็นดังกล่าวพิจารณาประกอบการจัดทำ Cash Flow ของกองทุนฯ เป็นกรณีเพิ่มเติมด้วย ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการบริหารสภาพคล่องฯ พิจารณาแล้วเห็นว่ากรอบวงเงินกู้ที่ต้องการน่าจะอยู่ที่ประมาณ 150,000 ล้านบาท ทั้งนี้ขึ้นอยู่กับสมมติฐานเพิ่มเติม ในการจัดหารายได้เพิ่มเติมของกองทุนฯ และนโยบายการชดเชยราคาน้ำมันดีเซลของ กบน. ว่าจะดำเนินการต่อไปอย่างไร ซึ่งในช่วงที่ผ่านมา สกนช. ได้พยายามจัดหาเงินกู้ยืมแล้ว แต่ก็ไม่สามารถกู้เงินได้ ซึ่งสถาบันการเงินได้เสนอเงื่อนไขให้มีการรับเงินอุดหนุนภาครัฐ หรือการค้ำประกันเงินกู้ โดย กค. เพื่อสร้างความชัดเจนของแหล่งเงินที่จะมาใช้ชำระหนี้คืนแก่สถาบันการเงิน โดยที่ประชุมมีความเห็น ดังนี้ (1) การขอรับเงินอุดหนุนจากรัฐ สามารถดำเนินการขอรับจัดสรรได้แต่อาจไม่เพียงพอเนื่องจากมีข้อจำกัดเรื่องวงเงินงบประมาณของรัฐบาล (2) การค้ำประกันหนี้เงินกู้ของ สกนช. โดย กค. ปัจจุบันไม่สามารถดำเนินการได้ อย่างไรก็ตามในอดีตช่วงปี 2547-2548 การกู้ยืมเงินเพื่อเสริมสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ได้ดำเนินการกู้ยืมในนามสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) มีการกู้ยืมเงินโดย กค. ค้ำประกัน ซึ่งมีข้อดีคือไม่เป็นภาระด้านงบประมาณในทันที ซึ่งในอดีตที่ผ่านมาภายหลังสถานการณ์ราคาพลังงานกลับเข้าสู่ภาวะปกติ กองทุนฯ ก็สามารถบริหารจัดการเพื่อชำระคืนหนี้เองได้ทั้งหมด ดังนั้น หาก ครม. เห็นชอบให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการทบทวน กฎหมาย ระเบียบ ที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้ กค. สามารถค้ำประกันหนี้เงินกู้ของ สกนช. ได้ จะเป็นประโยชน์ต่อการจัดหาเงินกู้เพื่อเสริมสภาพคล่องของกองทุน ทั้งในเรื่องการจัดหาเงินได้ทันกับนโยบายในการให้ความช่วยเหลือเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน และมีต้นทุนทางการเงินที่ต่ำกว่าการกู้ยืมเอง และให้ สกนช. เร่งนำเสนอ กบน. เพื่อพิจารณาต่อไป ต่อมา สกนช. ได้จัดทำ Cash Flow (ปรับปรุงล่าสุด 14 มิถุนายน 2565) บนสมมติฐานต่อจากกรณีที่ 1 - กรณีที่ 3 โดยมีสมมติฐานเพิ่มเติม คือ หากในช่วงเดือนกรกฎาคม 2565 - เมษายน 2566 ยังไม่สามารถลอยตัวราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลได้ โดยกองทุนยังจำเป็นต้องชดเชยราคา ขายปลีกอยู่ วงเงินกู้ยืมที่ต้องการจะประมาณ 150,000 - 200,000 ล้านบาท ซึ่งเกินกว่าที่ กบน. เมื่อวันที่ 25 พฤษภาคม 2565 เห็นชอบไว้ที่ 80,000 ล้านบาท ดังนั้น สกนช. จำเป็นต้องนำเสนอ กบน. เพื่อพิจารณาแก้ไขจากมติ กบน. เดิม

           5. กบน. เมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2565 มีมติรับทราบความคืบหน้าการกู้ยืมเงินของ สกนช. และเห็นชอบให้นำเสนอคณะรัฐมนตรี ดังนี้ (1) รับทราบความก้าวหน้าการจัดหาเงินกู้ ในวงเงิน 20,000 ล้านบาท รวมถึงเงื่อนไขของสถาบันการเงินในเรื่องการดำเนินนโยบายด้านพลังงาน และการกู้เงินเบื้องต้นของสถาบันการเงิน ทั้งนี้ สกนช. จะต้องเจรจาตกลงเงื่อนไขการกู้เงินกับสถาบันการเงินอีกครั้งหนึ่ง โดยจะมีการรายงานการกู้เงินให้ ครม. ทราบต่อไป (2) เห็นชอบร่างพระราชกฤษฎีกาเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศ (ฉบับที่ ...) พ.ศ. ... เพื่อขอเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศเป็นจำนวนไม่เกินหนึ่งแสนห้าหมื่นล้านบาท และอนุมัติการกู้ยืมเงิน ของ สกนช. ในวงเงินไม่เกินหนึ่งแสนห้าหมื่นล้านบาท ตามหลักเกณฑ์การกู้ยืมเงินของ สกนช. โดยพิจารณาดำเนินการเพื่อให้มีการค้ำประกันโดย กค. (3) เห็นชอบหลักเกณฑ์การกู้ยืมเงินของ สกนช. (4) เห็นชอบให้นำเสนอ ครม. เพื่ออนุมัติให้ธนาคารออมสินแยกบัญชีโครงการเป็น PSA โดยให้ธนาคารสามารถบวกกลับเงิน ที่กันสำรองร้อยละ 1 ของวงเงินสินเชื่อที่อนุมัติในการคำนวณโบนัสของพนักงานได้และ (5) เห็นชอบการขอให้รัฐบาลจัดสรรเงินงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 จำนวน 5,000 ล้านบาท เพื่อเป็นเงินอุดหนุนตามมาตรา 6 (2) แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้แก่ สกนช. เพื่อเสริมสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการดำเนินการตามวัตถุประสงค์ ตามมาตรา 5 แห่งพระราชบัญญัติดังกล่าว

มติของที่ประชุม

       ที่ประชุมรับทราบรายงานผลการกู้ยืมเงินของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

เรื่องที่ 3 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว

สรุปสาระสำคัญ

           1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 และวันที่ 9 มีนาคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง ตามลำดับและมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว และให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของโครงการปากลายในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม โดยต้องไม่กระทบ ต่ออัตราค่าไฟฟ้า ทั้งนี้ การเจรจาร่าง PPA โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง ดำเนินการภายใต้กรอบ Tariff MOU ซึ่งกำหนดให้ใช้ PPA โครงการไซยะบุรี และโครงการน้ำเทิน 1 เป็นต้นแบบ เนื่องจากเป็น PPA โครงการโรงไฟฟ้าเอกชนของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ประเภท Run-of-River และ Reservoir ฉบับล่าสุดที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) กพช. และคณะรัฐมนตรี รวมทั้งได้ผ่านการตรวจพิจารณาของ อส. แล้ว โดย กฟผ. ได้ลงนาม Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2565 และวันที่ 27 เมษายน 2565 ตามลำดับ และได้เจรจา ร่าง PPA แล้วเสร็จ โดยลงนามย่อกำกับ (Initial) ร่าง PPA เมื่อวันที่ 2 มิถุนายน 2565 และวันที่ 26 พฤษภาคม 2565 ตามลำดับ ต่อมา เมื่อวันที่ 13 มิถุนายน 2565 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง ทั้งนี้ โครงการหลวงพระบางให้รับข้อสังเกตประเด็นเกี่ยวกับมูลค่าการลงทุนในระบบส่งของ กฟผ. โดยขอให้ กฟผ. เจรจา PPA ให้มีมาตรการรองรับกรณีการก่อสร้างโครงการมีปัญหาอันเนื่องมาจากรายงานการประเมินผลกระทบต่อแหล่งมรดกโลก (Heritage Impact Assessment: HIA) และมอบหมายให้ กฟผ. เสนอ อส. ตรวจพิจารณาร่าง PPA รวมทั้งให้เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน PPA ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว

           2. กบง. เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2565 ได้มีมติดังนี้ (1) รับทราบหลักการร่าง PPA โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน PPA โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข PPA ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า ที่ระบุไว้ในร่าง PPA และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนาม PPA ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไข และ (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป

           3. รายละเอียดโครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง

                       3.1 โครงการปากลาย กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ (ในร่าง PPA เรียกว่า Generator) คือ Pak Lay Power Company Limited ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว มีผู้ถือหุ้น ได้แก่ Sinohydro (Hong Kong) Holding Limited สัดส่วนร้อยละ 60 และ Gulf Energy Development Public Company Limited สัดส่วนร้อยละ 40 โครงการปากลายตั้งอยู่บนลำน้ำโขง ในแขวงไซยะบุรี เป็นเขื่อนชนิด Run-of-River ประกอบด้วยทางระบายน้ำล้น และโรงไฟฟ้าประเภท River bed Powerhouse กำลังผลิตติดตั้ง 770 เมกะวัตต์ (14 x 55 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าและขายให้ กฟผ. ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย – สปป. ลาว เชื่อมโยงมายังสถานีไฟฟ้าแรงสูงขอนแก่น 4 จำนวน 763 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 3,246 ล้านหน่วยต่อปี

                       3.2 โครงการหลวงพระบาง กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ คือ Luang Prabang Power Company Limited ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว มีผู้ถือหุ้น ได้แก่ CK Power Public Company Limited สัดส่วนร้อยละ 42 PT (Sole) Company Limited สัดส่วนร้อยละ 38 Petro Vietnam Power Corporation สัดส่วนร้อยละ 10 และ Ch. Karnchang Public Company Limited สัดส่วนร้อยละ 10 โครงการหลวงพระบาง ตั้งอยู่บนลำน้ำโขง ในแขวงหลวงพระบาง เป็นเขื่อนชนิด Run-of-River ประกอบด้วย ทางระบายน้ำล้น และโรงไฟฟ้าประเภท On-Ground Reinforce Concrete Structure กำลังผลิตติดตั้ง 1,460 เมกะวัตต์ (7 x 200 เมกะวัตต์ และ 3 x 20 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าและขายให้ กฟผ. ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย – สปป. ลาว เชื่อมโยงมายังสถานีไฟฟ้าน่าน จำนวน 1,400 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 5,328 ล้านหน่วยต่อปี โดยจะมีการเปลี่ยนแปลงจุดเชื่อมโยงไปยังสถานีไฟฟ้าท่าวังผา จังหวัดน่าน เมื่อโครงการปากแบงบรรลุ Scheduled Energization Date หรือวันที่เร็วกว่าตามที่ กฟผ. แจ้ง

           4. สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการปากลาย

                       4.1 อายุสัญญาโครงการ 29 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date: COD)

                       4.2 กำหนดวันจัดหาเงินกู้ (Scheduled Financial Close Date: SFCD) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 12 เดือน นับจากวันลงนาม หรือวันที่ 1 มีนาคม 2567 หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SFCD ต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวันสำหรับ 180 วันแรก และ 3,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวันสำหรับวันที่ 181 - วันที่ 540 กำหนดวันจ่ายไฟฟ้า (Scheduled Energization Date: SED) คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 78 เดือน นับจากวันเริ่มงานก่อสร้าง (EGAT Construction Obligation Commencement Date: ECOCD) หรือวันที่ 1 กรกฎาคม 2573 และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามสัญญา (Scheduled Commercial Operation Date: SCOD) คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 96 เดือน นับจาก ECOCD หรือวันที่ 1 มกราคม 2575 โดย Generator มีหน้าที่ก่อสร้างสายส่งฝั่งลาว ทั้งนี้ หากงานก่อสร้างล่าช้าฝ่ายที่ทำให้เกิดความล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับ (Liquidated Damages: LD) แต่หากเกิดจากเหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่อ้างเหตุจะต้องจ่ายค่า Force Majeure Offset Amount (FMOA) โดยจะได้รับคืนภายหลัง ซึ่งแตกต่างจาก LD ที่ไม่มีการจ่ายคืน

                       4.3 เงื่อนไขการเดินระบบ (Operating Arrangements) คุณภาพไฟฟ้าต้องเป็นไปตาม Contracted Operating Characteristics (COCs) การเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่งของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable และ Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าให้บุคคลที่สาม ยกเว้นตามที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ. โดยพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อ ได้แก่ (1) Primary Energy (PE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 16 ชั่วโมงต่อวัน ตั้งแต่วันจันทร์ ถึงวันเสาร์ (2) Secondary Energy (SE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 5.35 ชั่วโมงต่อวัน ในวันจันทร์ ถึงวันเสาร์ และไม่เกิน 8 ชั่วโมงต่อวัน ในวันอาทิตย์ และ (3) Excess Energy (EE) เป็นพลังงานไฟฟ้าที่เกินจาก PE และ SE โดย กฟผ. จะรับประกันซื้อ PE และ SE แต่ไม่รับประกันซื้อ EE ทั้งนี้ Generator ต้องรับประกันการผลิต PE ส่งให้ กฟผ. ไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 8 ชั่วโมง ในแต่ละเดือน โดยไม่รวมวันอาทิตย์ และเมื่อรวมทั้งปีแล้วต้องไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 10 ชั่วโมง โดยไม่รวมวันอาทิตย์ โดยมีราคารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) Test Energy เท่ากับ 0.570 บาทต่อหน่วย ทั้งช่วงก่อนและหลัง COD (2) PE (แบ่งจ่ายเป็นเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ : บาท สัดส่วน 50 : 50) ก่อน COD เท่ากับ 3.5269 เซนต์สหรัฐฯ และ 1.1286 บาท หลัง COD เท่ากับ 4.7025 เซนต์สหรัฐฯ และ 1.5048 บาท (3) SE ก่อน COD เท่ากับ 1.4672 บาท หลัง COD เท่ากับ 1.9562 บาท และ (4) EE ก่อน COD เท่ากับ 0.8888 บาท หลัง COD เท่ากับ 1.1850 บาท

                       4.4 การจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้า มีดังนี้ (1) กฟผ. จะจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้าให้ Generator แต่ละปีไม่เกินจำนวนพลังงานไฟฟ้าตามเป้าหมายรายปี โดยกรณีที่ Generator มีความพร้อมผลิตไฟฟ้าเกินเป้าหมายรายปี พลังงานไฟฟ้าส่วนเกินเป้าหมายจะถูกเก็บไว้ในบัญชี และ กฟผ. จะจ่ายเงินคืนให้ Generator ในปีที่ Generator มีความพร้อมต่ำกว่าเป้าหมาย (2) กรณีที่ กฟผ. สั่งเดินเครื่องน้อยกว่าค่าพลังงานไฟฟ้า ที่รับประกันซื้อรายเดือน กฟผ. ต้องจ่ายเงินเท่ากับที่รับประกันซื้อ (3) กรณีที่มี Dispatch Shortfall กฟผ. สามารถสะสมไว้ในบัญชี และมีสิทธิ์ Make-up หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าในส่วนที่รับประกันซื้อจนครบแล้วตลอดอายุสัญญา และ (4) ในเดือนสุดท้ายของ Relevant Period ที่ 2 ที่ 4 และปีสุดท้ายของ PPA หากมี Supply Excess PE Account และ Supply Access SE Account เหลือ ให้นำมาคูณด้วยอัตราค่าไฟ Excess Energy เพื่อนำมารวมเข้าไปใน Excess Revenue Account โดยค่าใน Dispatch Shortfall Payment Account จะถูกปรับค่าโดย Excess Revenue Account และจ่ายคืนให้กับ กฟผ. และหากยังคงมีเงินคงเหลือใน Excess Revenue Account หลังการปรับค่าแล้ว ให้จ่ายเงินคืนให้ กฟผ. อีกร้อยละ 25 ของจำนวนเงินที่เหลือใน Excess Revenue Account

                       4.5 การวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน (Security) ประกอบด้วย (1) Development Security (DS) คือ หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 10.30 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันลงนามสัญญา จนถึงวันก่อน FCD และ DS2 จำนวน 25.85 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน FCD จนถึงวันก่อน COD (2) Performance Security (PS) คือ หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 23.11 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันก่อนครบ 15 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 7.78 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันที่ครบ 15 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) Additional Security คือ สัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการเพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. ในวงเงิน 8,210 ล้านบาท โดย กฟผ. เป็นผู้รับผลประโยชน์ลำดับสองรองจากผู้ให้เงินกู้แก่โครงการ ซึ่ง Generator ต้องนำส่งสัญญาจดจำนองทรัพย์สิน ของโครงการ (Mortgage Contract Over Secured Property) ให้ กฟผ. ก่อนหรือ ณ วัน FCD

                       4.6 เหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่อ้าง FM สามารถหยุดปฏิบัติตามพันธะ ใน PPA ได้นานเท่าที่ FM เกิดขึ้น และจะได้รับการขยายเวลาสำหรับการปฏิบัติตามพันธะนั้นเท่ากับจำนวนวันที่เกิด FM แต่ต้องจ่าย FMOA ให้แก่อีกฝ่ายหนึ่งในอัตราที่กำหนดใน PPA โดยจะได้รับเงินคืนในภายหลังด้วยวิธีหักกลบลบหนี้กับค่าไฟฟ้ารายเดือน กรณีเกิด Political Force Majeure ฝ่ายที่ถูกกระทบมีสิทธิ์ บอกเลิกสัญญาเมื่อใดก็ได้และต้องจ่าย Termination Payment ให้อีกฝ่ายหนึ่งตามที่กำหนดไว้ใน PPA แต่อีกฝ่ายจะมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาได้หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 15 เดือน กรณีเกิด Non-Political Force Majeure หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 24 เดือน ทั้งสองฝ่ายมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาโดยไม่มีฝ่ายใดต้องจ่าย Termination Payment ทั้งนี้ กรณี กฟผ. ไม่สามารถจัดหาที่ดินก่อสร้างระบบส่งได้ให้ถือเป็น FM เนื่องจาก EGAT Access Rights โดย กฟผ. มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาเมื่อใดก็ได้ แต่ Generator จะบอกเลิกสัญญาได้เมื่อผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 730 วัน ทั้งนี้ กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการเมื่อมีการบอกเลิกสัญญา

                       4.7 การบอกเลิกสัญญา หากเกิดขึ้นก่อน FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. จะคืนหลักทรัพย์ค้ำประกัน กรณีเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. จะยึดหลักทรัพย์ค้ำประกัน ทั้งนี้ หากเกิดขึ้นหลัง FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการ กรณีเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือก ที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการ ด้านการยุติข้อพิพาทให้ยุติโดยการเจรจาด้วยความสุจริต (Good Faith Discussion) ในลำดับแรกหากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนดให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) และหากมีข้อพิพาทเกี่ยวกับ Billing, Invoice หรือ Statement ให้ยุติข้อพิพาทโดยการไกล่เกลี่ยโดยคณะกรรมการที่เป็นผู้แทนของคู่สัญญาทั้งสองฝ่ายก่อน หากไม่สำเร็จให้ยุติปัญหาโดยอนุญาโตตุลาการ ทั้งนี้ PPA นี้ใช้บังคับและตีความตามกฎหมายไทย

           5. สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการหลวงพระบาง

                       5.1 อายุสัญญาโครงการ 35 ปี นับจากวัน COD

                       5.2 กำหนดวัน SFCD คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 2 เดือน นับจากวันลงนาม หรือวันที่ 1 มกราคม 2566 หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SFCD จะต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 4,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวันกำหนดวันพัฒนาโครงการ (Collective Substation: Pre-SED) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 60 เดือน นับจากวันที่ กฟผ. แจ้งการเข้ามาของผู้พัฒนาโครงการที่เชื่อมเข้าที่สถานีไฟฟ้าร่วมเดียวกันรายอื่นหรือวันที่ 31 มีนาคม 2570กำหนดวัน SED คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 69 เดือน นับจาก ECOCD หรือวันที่ 1 ตุลาคม 2571 และกำหนดวัน SCOD คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 84 เดือน นับจากวัน ECOCD หรือวันที่ 1 มกราคม 2573 โดยมีเงื่อนไขการก่อสร้างสายส่งฝั่งลาว และค่าปรับกรณีงานก่อสร้างล่าช้า เช่นเดียวกับโครงการปากลาย

                       5.3 เงื่อนไขการเดินระบบ และพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อ มีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการปากลาย โดยมีราคารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) Test Energy เท่ากับ 0.570 บาทต่อหน่วย ทั้งช่วงก่อนและหลัง COD (2) PE SE และ EE ก่อน COD เท่ากับ 1.4000 บาท (3) PE หลัง COD (แบ่งจ่ายเป็นเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ : บาท สัดส่วน 50 : 50) เท่ากับ 4.5961 เซนต์สหรัฐฯ และ 1.4708 บาท (4) SE หลัง COD เท่ากับ 1.9120 บาท และ (5) EE หลัง COD เท่ากับ 1.4000 บาท

                       5.4 การจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้ามีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการปากลาย โดยมีการวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน ประกอบด้วย (1) หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 16.91 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันลงนามสัญญา จนถึงวันก่อน FCD และ DS2 จำนวน 42.47 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน FCD จนถึง วันก่อน COD (2) หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 37.96 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันก่อนครบ 18 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 12.78 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันที่ครบ 18 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) สัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการฯ เพื่อเป็นหลักประกัน ให้ กฟผ. วงเงิน 11,950 ล้านบาท โดยมีเงื่อนไขการรับผลประโยชน์เช่นเดียวกับโครงการปากลาย

                       5.4 การจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้ามีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการปากลาย โดยมีการวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน ประกอบด้วย (1) หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 16.91 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันลงนามสัญญา จนถึงวันก่อน FCD และ DS2 จำนวน 42.47 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน FCD จนถึง วันก่อน COD (2) หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 37.96 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันก่อนครบ 18 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 12.78 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันที่ครบ 18 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) สัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการฯ เพื่อเป็นหลักประกัน ให้ กฟผ. วงเงิน 11,950 ล้านบาท โดยมีเงื่อนไขการรับผลประโยชน์เช่นเดียวกับโครงการปากลาย

มติของที่ประชุม

       1. รับทราบหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง

       2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามใน PPA โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข PPA ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่าง PPA และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนาม PPA ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไข

เรื่องที่ 4 การเลื่อนแผนการปลดเครื่องโรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนแม่เมาะเครื่องที่ 8 – 11

สรุปสาระสำคัญ

           1. สถานการณ์ความไม่สงบระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครนที่ยังไม่มีข้อยุติ ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในตลาดโลกมีความผันผวนและปรับตัวเพิ่มขึ้นในระดับสูงจากมาตรการ คว่ำบาตรรัสเซียของหลายประเทศทั่วโลก โดยทำให้เกิดการตึงตัวของอุปทานก๊าซธรรมชาติและน้ำมัน ส่งผลให้ราคา Asian Spot LNG ปรับตัวสูงขึ้นและยังคงมีแนวโน้มอยู่ในระดับสูง ในเดือนมีนาคม 2565 อยู่ที่ระดับสูงถึง 39.3 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ก่อนจะปรับลดลงมาทรงตัวอยู่ที่ระดับประมาณ 22 - 23 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในปัจจุบัน ทั้งนี้ จากประมาณการแนวโน้มราคา LNG ปี 2564 ถึงปี 2569 พบว่า ตลาด LNG ยังคงมีแนวโน้มตึงตัวจากความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นตามการเติบโตทางเศรษฐกิจ หลังสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด - 19) คลี่คลาย ในขณะที่อุปทานเพิ่มเติมจากโครงการผลิต LNG ยังคงจำกัด เนื่องจากมีการลงทุนการก่อสร้างโครงการผลิตใหม่ลดลง ทำให้คาดว่าราคา LNG ยังคงมีแนวโน้มอยู่ในระดับสูงจนถึงปี 2568 หรือปี 2569 โดยราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นส่งผลให้ต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยพึ่งพาเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติเป็นหลัก และจะส่งผลให้ค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าปรับเพิ่มขึ้น ซึ่งส่งผลกระทบต่อเศรษฐกิจและภาระค่าครองชีพของประชาชน

           2. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 และคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 ได้มีมติเห็นชอบการเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ซึ่งเป็นหนึ่งในมาตรการของแนวทาง การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติปี 2565 เพื่อรองรับการบริหารจัดการจัดหาก๊าซธรรมชาติในช่วงเปลี่ยนผ่านการให้สัมปทานก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ซึ่งการเลื่อนปลดโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ดังกล่าว จะช่วยเพิ่มความมั่นคงด้านเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และบรรเทาผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากราคาเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติที่สูงในปัจจุบัน

           3. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้เสนอมาตรการเลื่อนแผนการปลดเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 - 11 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากวิกฤตการณ์ราคาพลังงาน และยังเป็นการกระจายสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าเพื่อเพิ่มความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ โดยมีรายละเอียด ดังนี้

                       3.1 ปัจจุบันโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะเดินเครื่องอยู่ทั้งสิ้น 7 เครื่อง ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 - 13 และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 4 - 7 (เครื่องที่ 14) กำลังผลิตตามสัญญารวม 2,220 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 กำลังผลิต ตามสัญญา 270 เมกะวัตต์ มีกำหนดปลดวันที่ 31 ธันวาคม 2564 โดยเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ให้เลื่อนปลดเป็นวันที่ 31 ธันวาคม 2565 โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 9 - 11 กำลังผลิตตามสัญญารวม 810 เมกะวัตต์ มีกำหนดปลดวันที่ 31 ธันวาคม 2567 โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 12 - 13 กำลังผลิตตามสัญญารวม 540 เมกะวัตต์ มีกำหนดปลดวันที่ 31 ธันวาคม 2568 และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 4 - 7 (เครื่องที่ 14) กำลังผลิตตามสัญญา 600 เมกะวัตต์ มีกำหนดปลดในเดือนเมษายน 2592 นอกจากนี้ ในแผน PDP2018 Rev.1 ได้กำหนดให้มีโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 - 9 (เครื่องที่ 15) กำลังผลิตตามสัญญา 600 เมกะวัตต์ เข้าระบบในวันที่ 1 มกราคม 2569

                       3.2 ด้านเทคนิค โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 - 11 มีสภาพความพร้อมรองรับการเลื่อนแผนปลดโรงไฟฟ้าออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 โดย กฟผ. มีการบำรุงรักษาและตรวจสอบสภาพของอุปกรณ์ให้พร้อมใช้งานอย่างสม่ำเสมอ ด้านระบบส่งไฟฟ้า มีระบบที่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้อย่างมั่นคง เชื่อถือได้ มีคุณภาพเพียงพอตามเกณฑ์มาตรฐาน ซึ่งการเลื่อนแผนปลดโรงไฟฟ้าไม่ส่งผลกระทบต่อแผนพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าตามแผนงานที่ได้กำหนดไว้ ด้านทรัพยากรน้ำในการผลิตไฟฟ้ามีความเพียงพอ โดยใช้น้ำจาก อ่างเก็บน้ำแม่จาง อ่างเก็บน้ำแม่ขาม และเพิ่มเติมจากเขื่อนกิ่วลม ตามแผนการใช้น้ำร่วมกับกรมชลประทาน โดยมีการกำหนดแนวทางการบริหารจัดการน้ำทั้งระยะสั้น ระยะกลาง และระยะยาว ไว้รองรับ

                       3.3 ด้านเชื้อเพลิง กฟผ. มีความสามารถในการผลิตลิกไนต์เพิ่มขึ้นอีก 12.5 ล้านตัน เพื่อให้เพียงพอต่อความต้องการที่เพิ่มขึ้นจากการเลื่อนปลดโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 – 11 ทั้งนี้ การเลื่อนแผนปลดโรงไฟฟ้าดังกล่าว จะช่วยลดการนำเข้า Spot LNG และต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าสุทธิประมาณ 37,900 ล้านบาท ช่วยบรรเทาผลกระทบจากการจ่ายก๊าซธรรมชาติของแหล่งเอราวัณ (G1/61) ที่ลดลงในช่วงปี 2565 ถึงปี 2567 และช่วยลดผลกระทบต่อภาระค่า Ft ของภาคประชาชนลงได้

                       3.4 ด้านสิ่งแวดล้อม จากการเลื่อนปลดโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 – 11 ส่งผลให้จะมีการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) เพิ่มขึ้นประมาณ 2 ล้านตัน ซึ่งไม่กระทบต่อเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศ ตามเป้าหมายการมีส่วนร่วมที่ประเทศกำหนด (Nationally Determined Contribution: NDC) ภายในปี 2573 โดย กฟผ. จะศึกษาศักยภาพการพัฒนาโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ทุ่นลอยน้ำร่วมกับโรงไฟฟ้าพลังน้ำ และเร่งกำหนดการจ่ายไฟฟ้าให้เร็วขึ้นเพื่อชดเชยปริมาณการปล่อย CO2 ที่เพิ่มขึ้น ทั้งนี้ การเลื่อนปลดเครื่องโรงไฟฟ้าดังกล่าวมิได้เพิ่มกำลังการผลิตเกินกว่าข้อกำหนดผลกระทบสิ่งแวดล้อมและสุขภาพ และยังสอดคล้องกับรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและสุขภาพ (EHIA) ของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะในปัจจุบัน รวมถึงโครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อน แม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 – 9

           4. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีความเห็นว่า แผนการเลื่อนปลดโรงไฟฟ้า พลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 - 11 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 ตามที่ กฟผ. เสนอ สามารถเสริมสร้างเสถียรภาพความมั่นคงให้ระบบไฟฟ้าในภาวะวิกฤตการณ์ราคาพลังงาน และช่วยลดผลกระทบ ต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากการนำเข้า Spot LNG อย่างไรก็ดี การเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงลิกไนต์จะส่งผลต่อปริมาณการปล่อย CO2 กฟผ. จึงควรจัดทำมาตรการรองรับผลกระทบจากการดำเนินการดังกล่าว ให้สอดคล้องกับนโยบายของรัฐบาลที่มีเป้าหมายมุ่งสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) และต้องปฏิบัติตามข้อกำหนดและมาตรการที่กฎหมายกำหนดอย่างเคร่งครัด รวมทั้งต้องควบคุมการผลิตไฟฟ้าให้มีเสถียรภาพ มีประสิทธิภาพ และความปลอดภัยตามมาตรฐานสากล เช่นเดียวกับ ฝ่ายเลขานุการฯ ที่มีความเห็นว่า ควรให้ความเห็นชอบแผนการเลื่อนปลดโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะตามที่ กฟผ. เสนอ เนื่องจากเป็นแนวทางหนึ่งที่จะช่วยลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากสถานการณ์ราคา LNG สูง ซึ่งจะช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้า และบรรเทาผลกระทบจากการผลิตก๊าซธรรมชาติของแหล่งเอราวัณที่ลดลงในช่วงเปลี่ยนผ่านการให้สัมปทาน โดย กฟผ. ต้องดำเนินการให้เป็นไปตามข้อกำหนดในรายงาน EHIA ของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะในปัจจุบัน และโครงการโรงไฟฟ้าแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 - 9 รวมถึงกฎระเบียบต่างๆ อย่างเคร่งครัด รวมทั้งควรเร่งพิจารณาแนวทางหรือมาตรการชดเชยการเพิ่มขึ้นของ CO2 โดยเฉพาะศึกษาการพัฒนาโครงการด้านพลังงานสะอาดอื่นๆ และเทคโนโลยีดักจับ CO2 (Carbon Capture) เพื่อสนับสนุนเป้าหมายการลดการปล่อย CO2 ในระยะยาวของประเทศต่อไป

มติของที่ประชุม

       1. เห็นชอบการเลื่อนแผนการปลดเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 – 11 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568

       2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป

เรื่องที่ 5 การบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)

สรุปสาระสำคัญ

           1. เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2563 นายกรัฐมนตรีได้มีข้อสั่งการให้ส่วนราชการและหน่วยงานของรัฐเร่งรัดดำเนินการป้องกัน ควบคุม แก้ไขปัญหา และบรรเทาผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด - 19) ให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพและประสิทธิผล โดยข้อสั่งการของนายกรัฐมนตรีข้างต้นใช้เป็นแนวทางในการบริหารราชการให้เกิดประสิทธิภาพ ทั้งนี้ คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้รับทราบมาตรการดูแลและเยียวยาผลกระทบทางเศรษฐกิจจากโรคโควิด – 19 มาตรการช่วยเหลือ ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับผลกระทบเพิ่มเติม และมาตรการช่วยเหลือเศรษฐกิจ ในช่วงปี 2563 ของกระทรวงพลังงาน โดยรวมถึงการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าโดยการตรึงอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ต่อมา เมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2564 คณะรัฐมนตรีได้มีมติรับทราบมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 ซึ่งมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตสำหรับมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากโรคโควิด - 19 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในทางปฏิบัติโดยให้คำนึงถึงผลกระทบต่อหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและฐานะทางการเงินของการไฟฟ้าด้วย และต่อมาเมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2565 ครม. ได้มีมติเห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบ ต่อประชาชนจากสถานการณ์ราคาพลังงานอันเนื่องมาจากปัญหาความขัดแย้งในภูมิภาคยุโรป ตามที่สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เสนอ โดยให้กระทรวงพลังงาน (พน.) สศช. และหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องรับความเห็นของสำนักงบประมาณไปพิจารณาดำเนินการ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับ ของ กกพ. (Energy Pool Price) โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง และมอบหมาย ให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในฐานะที่เป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว เป็นหน่วยงานกลาง (Clearing House) ดำเนินการตามหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับ Energy Pool Price ซึ่งจะเกี่ยวข้องกับการบริหารต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า

           2. จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค โควิด - 19 ตั้งแต่ปี 2563 และปัญหาความขัดแย้ง ในภูมิภาคยุโรปตั้งแต่ช่วงปลายปี 2564 ซึ่งส่งผลกระทบต่อค่าใช้จ่ายของประชาชน และราคาพลังงาน ที่ปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง พน. และหน่วยงานภายใต้การกำกับจึงบริหารจัดการราคาพลังงานและกำหนดมาตรการเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชนและผู้ประกอบการตามมติ ครม. ซึ่งรวมถึงการบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft โดย กกพ. ได้มอบหมายให้ กฟผ. ซึ่งเป็นผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงาน และเป็นหน่วยงานรัฐวิสาหกิจช่วยรับภาระค่า Ft ที่เพิ่มขึ้น โดยชะลอการนำค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริงซึ่งสูงขึ้นตั้งแต่งวดเดือนกันยายน 2564 ถึงเดือนธันวาคม 2564 จนถึงงวดเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนสิงหาคม 2565 รวมเป็นเงินประมาณ 87,849 ล้านบาท (ข้อมูล ณ วันที่ 4 มีนาคม 2565) โดย กกพ. ได้เห็นชอบค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ขายปลีก และจะพิจารณาส่งผ่านค่าใช้จ่ายดังกล่าวในการพิจารณาค่า Ft ในระยะต่อไป ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2564 เห็นชอบค่า Ft ขายปลีกเดือนกันยายน 2564 ถึงเดือนธันวาคม 2564 ติดลบ 15.32 สตางค์ต่อหน่วย ส่งผลให้ กฟผ. เกิดภาระค่า Ft สะสม 38,943 ล้านบาท (2) เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2564 เห็นชอบค่า Ft ขายปลีกเดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนเมษายน 2565 เท่ากับ 1.39 สตางค์ต่อหน่วย โดยทยอยปรับค่า Ft เพิ่มขึ้นแบบขั้นบันได ส่งผลให้ กฟผ. เกิดภาระค่า Ft สะสม 22,244 ล้านบาท และ (3) เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2565 เห็นชอบค่า Ft ขายปลีกเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนสิงหาคม 2565 เท่ากับ 24.77 สตางค์ต่อหน่วย โดยทยอยปรับค่า Ft เพิ่มขึ้นแบบขั้นบันได ส่งผลให้ กฟผ. เกิดภาระค่า Ft สะสม 26,662 ล้านบาท ทั้งนี้ เมื่อสิ้นสุดเดือนเมษายน 2565 พบว่าภาระค่า Ft งวดเดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนเมษายน 2565 ที่เกิดขึ้นจริงเป็นเงิน 63,016 ล้านบาท ซึ่งสูงกว่าที่ประมาณการไว้ ทำให้ กฟผ. มีภาระค่า Ft สะสมรวมเป็นเงิน 128,621 ล้านบาท โดยเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2564 กกพ. ได้มีมติให้นำเงินบริหารค่า Ft 4,129 ล้านบาท เงินเรียกคืนเพื่อให้การไฟฟ้ามีฐานะการเงินตามเกณฑ์ที่กำหนดปี 2563 ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) 1,000 ล้านบาท และเงินบริหารจัดการภาระ Take or Pay ของแหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมารวมดอกเบี้ย 13,601 ล้านบาท รวมทั้งสิ้น 18,730 ล้านบาท มาปรับลดค่า Ft ในงวดเดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนเมษายน 2565 ทำให้ กฟผ. มีภาระค่า Ft สะสม (ค่าจริงเบื้องต้น) งวดเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนสิงหาคม 2565 รวมทั้งสิ้น 109,891 ล้านบาท (ข้อมูล ณ วันที่ 5 พฤษภาคม 2565)

           3. การบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ที่มอบหมายให้ กฟผ. ช่วยรับภาระ ค่า Ft ที่เพิ่มขึ้นแทนประชาชนตั้งแต่งวดเดือนกันยายน 2564 ถึงเดือนธันวาคม 2564 จนถึงปัจจุบัน รวมเป็นเงินประมาณ 87,849 ล้านบาท (ข้อมูล ณ วันที่ 4 มีนาคม 2565) ส่งผลให้ กฟผ. ขาดสภาพคล่องทางการเงิน โดยเมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2565 คณะกรรมการ กฟผ. ได้มีมติเห็นชอบการกู้เงินเพื่อบริหารภาระค่า Ft ตามนโยบายของรัฐประจำปีงบประมาณ 2566 (วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2566) ภายใต้กรอบวงเงินไม่เกิน 85,000 ล้านบาท ประกอบด้วย สัญญากู้ยืมเงิน (Term Loan) กู้เบิกเกินบัญชี ตั๋วสัญญา ใช้เงิน การทำ Trust Receipt (T/R) และการทำสัญญากู้เงินเมื่อทวงถาม (Call Loan) หรือรูปแบบอื่น ที่กระทรวงการคลัง (กค.) เห็นชอบ โดยขอให้ กค. ค้ำประกันเงินกู้ให้แก่ กฟผ. โดยเห็นควรให้ กฟผ. ปรับโครงสร้างหนี้ได้จนกว่าจะชำระหนี้เสร็จสิ้น กรณีที่ กฟผ. เห็นว่าจะมีรายได้ไม่เพียงพอสำหรับชำระหนี้ เพื่อให้เกิดความเหมาะสมตามสภาพคล่องของ กฟผ. ตามสภาวะตลาดการเงินในขณะนั้นและประโยชน์ ในการบริหารจัดการภาระหนี้ และให้นำข้อเสนอแนะของคณะกรรมการ กฟผ. ไปพิจารณาดำเนินการก่อนนำเสนอ พน.และ กค. เพื่อเสนอขออนุมัติจาก ครม. ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2565 กฟผ. ได้มีหนังสือถึงพน. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เพื่อขอความอนุเคราะห์ให้เงินอุดหนุน กฟผ. สำหรับลดผลกระทบต่อสภาพคล่องทางการเงิน และเมื่อวันที่ 19 พฤษภาคม 2565 กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เสนอพิจารณาการกู้เงินเพื่อบริหารภาระค่า Ft ตามนโยบายของรัฐประจำปีงบประมาณ 2566 ในวงเงิน 85,000 ล้านบาท ตามที่คณะกรรมการ กฟผ. เมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2565 ได้มีมติเพื่อเสริมสภาพคล่องของ กฟผ. จากการรับภาระค่า Ft ที่เพิ่มขึ้นแทนประชาชน และเพื่อให้ กฟผ. สามารถดำเนินภารกิจรักษาความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้าของประเทศต่อไป

           4. กบง. เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2565 ได้พิจารณาการบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft และมีความเห็นว่า การให้ กฟผ. ชะลอการนำภาระส่วนต่างของค่าใช้จ่ายในการผลิตและซื้อไฟฟ้าจริงที่สูงกว่าค่า Ft เรียกเก็บ ตั้งแต่งวดเดือนกันยายน 2564 ถึงปัจจุบัน มาเรียกเก็บกับประชาชนในระยะนี้ ไว้ก่อนนั้น เป็นการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐในการช่วยบรรเทาภาระค่าไฟฟ้าจากการปรับค่า Ft โดยได้ผ่านกระบวนการการรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียของสำนักงาน กกพ. แล้ว ซึ่งทุกภาคส่วนเห็นพ้องให้มีการปรับขึ้นค่า Ft แบบเป็นขั้นบันไดตามที่ กกพ. ได้มอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการ ทั้งนี้ ที่ประชุมได้มีมติ ดังนี้ (1) รับทราบผลการบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ช่วงปี 2563 – ปัจจุบัน ซึ่งมอบหมาย กฟผ. ช่วยรับภาระค่า Ft ที่เพิ่มขึ้น โดยชะลอการนำค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริงที่สูงขึ้นตั้งแต่งวดเดือนกันยายน 2564 – เดือนธันวาคม 2564 จนถึงปัจจุบัน มาเรียกเก็บกับประชาชนในระยะนี้ไว้ก่อน เพื่อช่วยเหลือภาระค่าใช้จ่ายของประชาชนตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2563 และวันที่ 29 มีนาคม 2565 (2) มอบหมายให้ พน. ดำเนินการเสนอการกู้เงินเพื่อบริหารภาระค่า Ft ตามนโยบายของรัฐบาลประจำปีงบประมาณ 2566 ของ กฟผ. ในวงเงิน 85,000 ล้านบาท โดยขอให้ กค.ค้ำประกันเงินกู้ให้แก่ กฟผ. รวมทั้งให้ กฟผ. ปรับโครงสร้างหนี้ได้จนกว่าจะชำระหนี้เสร็จสิ้น กรณีที่ กฟผ. เห็นว่าจะมีรายได้ไม่เพียงพอสำหรับชำระหนี้ ตามระเบียบและกฎหมายที่เกี่ยวข้องต่อไป ทั้งนี้ เพื่อเป็นการเสริมสภาพคล่องของ กฟผ. จากการรับภาระค่า Ft ที่เพิ่มขึ้นแทนประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า และเพื่อให้สามารถดำเนินภารกิจรักษาความมั่นคง ด้านพลังงานไฟฟ้าของประเทศต่อไป และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป

           5. กกพ. ได้มีความเห็น ดังนี้ (1) ราคาเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่สูงขึ้นจากที่ใช้ประมาณการ ค่า Ft ในช่วงเดือนกันยายน 2564 ถึงเดือนเมษายน 2565 มาก โดยเฉพาะราคาน้ำมันและ LNG ที่จำเป็นต้องนำเข้าทดแทนก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่ลดลงในช่วงปลายสัมปทาน ทำให้ กฟผ. มีภาระส่วนต่างของค่าใช้จ่าย ในการผลิตและซื้อไฟฟ้าจริงที่สูงกว่าค่า Ft เรียกเก็บ (AF) จากการดำเนินการตามนโยบายของ พน. ที่พิจารณาให้ กฟผ. ชะลอการนำค่าใช้จ่ายส่วนนี้มาเรียกเก็บกับประชาชนในระยะนี้ไว้ก่อน ประมาณ 83,229 ล้านบาท จากค่า AF งวดเดือนกันยายน 2564 ถึงเดือนธันวาคม 2564 จำนวน 38,943 ล้านบาท และค่า AF งวดเดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนเมษายน 2565 จำนวน 44,286 ล้านบาท (2) ปัจจัยข้างต้นส่งผลให้ กฟผ. มีสภาพคล่องทางการเงินไม่เพียงพอต่อการดำเนินงานปกติ และการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐในการช่วยบรรเทาภาระค่าไฟฟ้าจากการปรับค่า Ft งวดเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนสิงหาคม 2565 ได้เพียงพอ ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อการลงทุนขยายโครงข่ายไฟฟ้าและโครงการตามแผนงานที่ได้รับความเห็นชอบไว้ได้ (3) กฟผ. จึงควรได้รับการสนับสนุนจากหน่วยงานภาครัฐเพื่อรักษาขีดความสามารถในการดูแลความมั่นคง ด้านไฟฟ้าของประเทศ และทำหน้าที่เป็นหน่วยงานหลักที่ช่วยรักษาเสถียรภาพราคาพลังงานแก่ประชาชน ผู้ใช้ไฟฟ้าในสถานการณ์ราคาพลังงานตลาดโลกที่มีความผันผวนอย่างต่อเนื่อง เช่นเดียวกับฝ่ายเลขานุการฯ ที่มีความเห็นว่า กฟผ. เป็นหน่วยงานรัฐวิสาหกิจซึ่งดำเนินการตามนโยบายของรัฐบาลในการช่วยลดภาระค่าใช้จ่ายของประชาชนจากผลกระทบของสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคโควิด - 19 เป็นวงกว้างตั้งแต่ปี 2563 และสถานการณ์ราคาพลังงานจากปัญหาความขัดแย้งในภูมิภาคยุโรปตั้งแต่ช่วงปลายปี 2564 จนส่งผลให้ กฟผ. ขาดสภาพคล่องทางการเงินในการดำเนินภารกิจของหน่วยงานได้อย่างมีประสิทธิภาพ ประกอบกับราคา ค่าเชื้อเพลิงที่มีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้น จึงเห็นสมควรนำเสนอการกู้เงินเพื่อบริหารภาระค่า Ft ตามนโยบาย ของรัฐบาลประจำปีงบประมาณ 2566 ของ กฟผ. กรอบวงเงิน 85,000 ล้านบาท ต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาตามขั้นตอน โดยขอให้ กฟผ. ดำเนินการใช้จ่ายอย่างรอบคอบภายใต้พระราชบัญญัติวินัยการเงินการคลัง ของรัฐ พ.ศ. 2561

มติของที่ประชุม

       1. รับทราบผลการบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ช่วงปี 2563 – ปัจจุบัน ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.)

       2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำเรื่องการกู้เงินเพื่อบริหารภาระค่า Ft ตามนโยบายของรัฐ ประจำปีงบประมาณ 2566 ของ กฟผ. ในวงเงิน 85,000 ล้านบาท โดยให้กระทรวงการคลังค้ำประกันเงินกู้ เสนอต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาตามระเบียบและกฎหมายที่เกี่ยวข้องต่อไป

เรื่องที่ 6 แนวทางการส่งเสริมการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า

           1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ได้พิจารณา เรื่อง อัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2558 – 2562 และได้มีมติเห็นชอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 - 2562 ในปริมาณ 50 เมกะวัตต์ โดยให้นับเป็นส่วนเพิ่มจากเป้าหมายตามกรอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) ปัจจุบันมีสัญญาผูกพันกับภาครัฐแล้วจำนวน 7 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 40.43 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย 37.43 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์แล้ว (COD) จำนวน 6 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 34.42 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย 28.28 เมกะวัตต์ โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้ขายไฟฟ้า จำนวน 1 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 3.00 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย 2.50 เมกะวัตต์ ต่อมาเมื่อวันทิ่ 29 เมษายน 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 มีมติเห็นชอบและรับทราบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev. 1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) โดยได้ปรับกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโรงไฟฟ้าขยะอุตสาหกรรม จากเดิมปี 2567 – 2568 เป็นปี 2569 – 2570 โดยแบ่งปริมาณการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ในปี 2569 จำนวน 100 เมกะวัตต์ และในปี 2570 จำนวน 100 เมกะวัตต์

           2. เมื่อวันที่ 14 กุมภาพันธ์ 2565 กระทรวงพลังงาน และกระทรวงอุตสาหกรรม ได้ลงนาม ในบันทึกความเข้าใจ (MOU) ความร่วมมือการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า (Waste-to-Energy) และการส่งเสริมการผลิตการใช้พลังงานทดแทนและการอนุรักษ์พลังงานในภาคอุตสาหกรรม เพื่อร่วมกันบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า รวมทั้งส่งเสริมการผลิตการใช้พลังงานทดแทน และการอนุรักษ์พลังงานในภาคอุตสาหกรรม ภายใต้ขอบเขตอำนาจหน้าที่ของหน่วยงานตามกฎหมาย และระเบียบที่เกี่ยวข้อง ต่อมาเมื่อวันที่ 18 มีนาคม 2565 กระทรวงอุตสาหกรรมได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการร่วมเพื่อขับเคลื่อนการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า และการส่งเสริมการผลิตการใช้พลังงานทดแทนและการอนุรักษ์พลังงานในภาคอุตสาหกรรม (คณะกรรมการร่วมฯ) และต่อมา เมื่อวันที่ 21 เมษายน 2565 คณะกรรมการร่วมฯ ได้มีมติแต่งตั้งคณะอนุกรรมการขับเคลื่อนการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า (คณะอนุกรรมการขับเคลื่อนฯ) โดยประธานกรรมการร่วมฯ ได้ลงนามคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการขับเคลื่อนฯ เมื่อวันที่ 11 พฤษภาคม 2565 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2565 คณะอนุกรรมการขับเคลื่อนฯ ได้มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ตามที่ผู้แทนกรมโรงงานอุตสาหกรรมแจ้งว่าได้สอบถามข้อมูลจากผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมที่ดำเนินการอยู่ พบว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมอยู่ที่ประมาณ 6 บาทต่อหน่วย ซึ่งใกล้เคียงกับอัตรารับซื้อไฟฟ้าดังกล่าว และเมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2565 ได้รับทราบศักยภาพปริมาณขยะอุตสาหกรรมที่จะใช้สำหรับการผลิตไฟฟ้าตามที่ผู้แทนกรมโรงงานอุตสาหกรรมเสนอ และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป

           3. หลักการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT มีดังนี้ (1) รับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม ขนาดการผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ การส่งเสริมเป็นลักษณะ Non-Firm โดยกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT (2) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ามีเป้าหมายและกำหนดวัน SCOD ตามแผนการเพิ่ม การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) (3) อายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้า 20 ปี เพื่อกระตุ้นให้เกิดการหมุนเวียนในระบบเศรษฐกิจ เกิดการลงทุนใหม่ รองรับความทันสมัยจากการพัฒนาทางด้านเทคโนโลยีและเครื่องจักร ซึ่งคิดระยะเวลาที่ภาครัฐ ให้การสนับสนุนครอบคลุม Loan Repayment แล้ว (4) หลักเกณฑ์การคัดเลือกโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมจะพิจารณาถึงความพร้อมด้านคุณสมบัติและเทคนิคร่วมกัน เพื่อให้ได้โครงการที่มีความเป็นไปได้สูงในการพัฒนาโครงการให้สำเร็จและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามแผนที่กำหนด และตอบสนองนโยบายเพิ่มประสิทธิภาพในการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมของกระทรวงอุตสาหกรรมอย่างยั่งยืน โดยมีกรอบหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกโครงการ ดังนี้ ด้านคุณสมบัติ ผู้ยื่นข้อเสนอต้องเป็นนิติบุคคล ประเภทบริษัทจำกัด หรือบริษัทมหาชนจำกัด ที่จดทะเบียนในประเทศไทย ไม่เป็นหน่วยงานรัฐหรือรัฐวิสาหกิจ มีทุน จดทะเบียนขั้นต่ำและวางหลักค้ำประกันการยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้ามูลค่าตามที่กำหนดซึ่งจะพิจารณากำหนด ให้เหมาะสมกับมูลค่าโครงการ โครงการที่ยื่นข้อเสนอต้องเป็นโครงการใหม่และไม่มีลักษณะต้องห้าม เช่น เป็นโครงการที่ได้รับการสนับสนุนในรูปแบบอื่นแล้ว หรือมีสัญญาผูกพันกับภาครัฐ หรือเป็นผู้ยื่นข้อเสนอ ที่หน่วยงานภาครัฐพิจารณาแล้วว่ามีปัญหาจากการรับซื้อไฟฟ้ารอบที่ผ่านๆ มา และยังไม่สามารถพัฒนาโครงการจนสำเร็จได้ ณ วันที่ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้ารอบนี้ เป็นต้น โดยผู้ที่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติขึ้นต้นเท่านั้น ที่ได้รับการพิจารณาด้านเทคนิคต่อไป และด้านเทคนิค จะมีการตรวจสอบและให้คะแนนความพร้อมในด้านต่างๆ อาทิ ความพร้อมด้านพื้นที่ ด้านเทคโนโลยี ด้านเชื้อเพลิง ด้านการเงิน และความเหมาะสมของแผนการดำเนินงาน เป็นต้น ซึ่งผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องมีคะแนนในแต่ละด้าน และคะแนนรวมไม่น้อยกว่าเกณฑ์ขั้นต่ำ ที่กำหนดจึงจะได้รับการพิจารณาจัดเรียงคะแนนด้านเทคนิคเพื่อคัดเลือกต่อไป โดยผู้ที่มีคะแนนสูงสุด (มีความพร้อมมากที่สุด) จะได้รับการพิจารณาเป็นอันดับต้น จนกว่าจะครบเป้าหมายการรับซื้อ ทั้งนี้ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จะพิจารณากำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าในรายละเอียดตาม ความเหมาะสม เพื่อให้เป็นไปตามกรอบหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกและมีผลสัมฤทธิ์สอดคล้องกับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตามแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และ (5) เงื่อนไขการเข้าร่วมโครงการ ประกอบด้วย 1) ต้องใช้ขยะอุตสาหกรรมเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าเท่านั้น โดยสามารถใช้ขยะอุตสาหกรรมที่เป็นของเสีย ทั้งอันตรายและไม่อันตราย ในส่วนของเชื้อเพลิงเสริมให้ใช้น้ำมันหรือชีวมวลได้ในช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น 2) สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าขยะอุตสาหกรรมจะต้องอยู่ในนิคมอุตสาหกรรมหรือเขตประกอบการอุตสาหกรรมเท่านั้น 3) กำหนดกรรมสิทธิ์ในหน่วย Renewable Energy Certificate (REC) และ/หรือ Carbon Credit ที่เกิดขึ้นจากการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมเป็นกรรมสิทธิ์ของภาครัฐ โดยให้มีการระบุการครอบครองกรรมสิทธิ์ของภาครัฐไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 4) กรณีที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ ตามกำหนด ให้สามารถกำหนดเงื่อนไขหักหลักประกันตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ และ 5) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมรายภาคแบ่งตามศักยภาพเชื้อเพลิงได้ โดยกำหนดกรอบการรับซื้อสูงสุดในส่วนของ 100 เมกะวัตต์แรก สำหรับภาคเหนือ 5 เมกะวัตต์ ภาคกลาง 40 เมกะวัตต์ ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ 20 เมกะวัตต์ ภาคตะวันออก 60 เมกะวัตต์ ภาคตะวันตก 10 เมกะวัตต์ และภาคใต้ 10 เมกะวัตต์

           4. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม เป็นการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าโดยใช้อัตราเดียวกับอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีกำลังการผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ ซึ่งมีอัตรา FiTF เท่ากับ 3.39 บาทต่อหน่วย FiTV,2560 2.69 บาทต่อหน่วย และ FiT 6.08 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี อัตรา FiT Premium 8 ปีแรก 0.70 บาทต่อหน่วย และ FiT Premium สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ตลอดอายุโครงการ 0.50 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ประเมินผลกระทบค่าไฟฟ้าของปริมาณที่จะรับซื้อ 100 เมกะวัตต์ เปรียบเทียบกับอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งรวมค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับ Ft ขายส่ง พบว่าจะเกิดผลกระทบค่าไฟฟ้า 1.09 สตางค์ต่อหน่วย ซึ่งจะทำให้เกิดค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐ (Policy expense) เฉลี่ย 2,600 ล้านบาทต่อปี

           5. สำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) กระทรวงทรัพยากร ธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ชี้แจงเหตุผลความจำเป็น และประโยชน์ที่จะได้รับจากการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมด้วยการใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ปริมาณ 200 เมกะวัตต์ สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้ (1) ข้อมูลจากกรมโรงงานอุตสาหกรรม พบว่าปริมาณกากอุตสาหกรรมที่เกิดขึ้นในปี 2563 มีกากอุตสาหกรรมอันตราย 1.29 ล้านตัน และกากอุตสาหกรรมที่ไม่เป็นอันตราย 16.63 ล้านตัน ซึ่งถูกนำไปกำจัดโดยโรงงาน รับกำจัดกากอุตสาหกรรมที่ได้รับอนุญาต 1.27 ล้านตัน และ 6.44 ล้านตัน ตามลำดับ โดยกากอุตสาหกรรมบางส่วนอาจมีการซื้อขายภายในระหว่างโรงงานอุตสาหกรรม และส่วนที่เหลือไม่ถูกนำไปกำจัดอย่างถูกต้องตามหลักวิชาการ รวมถึงมีการลักลอบทิ้งเนื่องจากมีค่าใช้จ่ายในการกำจัดถูกกว่าค่ากำจัดกากอุตสาหกรรม ไม่อันตรายและกากอุตสาหกรรมอันตราย จึงส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมและสุขภาพประชาชนที่อยู่ในพื้นที่ใกล้เคียงจากกลิ่นและสารโลหะหนักปนเปื้อนเกินค่ามาตรฐานในดิน น้ำผิวดิน และแหล่งน้ำใต้ดิน (2) ผลประโยชน์ที่ได้รับจากการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมด้วยการนำมาเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ได้แก่ 1) สร้างมูลค่าเพิ่มให้กับกระบวนการจัดการกากอุตสาหกรรมที่เหลือทิ้งจากโรงงานต่างๆ ซึ่งเกิดขึ้นต่อเนื่องทุกปี ป้องกันการลักลอบทิ้ง และสนับสนุนทางเลือกในการจัดการขยะตามหลักวิชาการแทนการฝังกลบซึ่งมีข้อจำกัดด้านพื้นที่และปัญหาการไม่ยอมรับของประชาชน 2) ลดค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องกับหลุมฝังกลบ ได้แก่ การลงทุนเพื่อพัฒนาชุมชนเพื่อสิ่งแวดล้อม การปิดโครงการ และการฟื้นฟูภายหลังปิดโครงการ เป็นมูลค่า 1,400 ล้านบาท คิดที่อายุการทำงานของหลุมฝังกลบ 20 ปี และปริมาณกากของเสียอุตสาหกรรม ที่นำมาใช้ผลิตไฟฟ้าปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี และ 3) ลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากการผลิตพลังงานทดแทนเพื่อทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลจากกำลังการผลิตไฟฟ้า 200 เมกะวัตต์ ได้ประมาณ 720,000 ตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่าต่อปี เท่ากับการดูดกลับก๊าซเรือนกระจกของพื้นที่ป่าประมาณ 1,095,472 ไร่ ในระยะเวลา 20 ปี คิดเป็นมูลค่าจากการปลูกป่าและดูแลรักษาป่าประมาณ 15,993 ล้านบาท และ (3) เห็นควรเร่งผลักดันการดำเนินงานและเพิ่มสัดส่วนของการพัฒนาพลังงานจากขยะอุตสาหกรรม เพื่อให้สอดคล้องกับ แผนที่นำทางลดก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ในปี ค.ศ. 2065 รวมถึงการบรรลุเป้าหมายการมีส่วนร่วม ที่ประเทศกำหนด (Nationally Determined Contributions) ที่จะถูกยกระดับเป็นร้อยละ 40 ในปี ค.ศ. 2030 อย่างไรก็ตาม จะต้องคำนึงถึงความเหมาะสมของสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า การกำจัดมลพิษที่มีประสิทธิภาพ และการสร้างความเข้าใจให้กับชุมชนโดยรอบด้วย

           6. กรมโรงงานอุตสาหกรรม กระทรวงอุตสาหกรรม ชี้แจงเหตุผลความจำเป็น และประโยชน์ ที่จะได้รับจากการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมด้วยการนำมาเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าปริมาณ 200 เมกะวัตต์ สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้ (1) ปัจจุบันขยะอุตสาหกรรมถูกกำจัดด้วยวิธีฝังกลบ และเผาทำลายในเตาเผา ซึ่งมีข้อจำกัดด้านการยอมรับจากชุมชน และส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมในวงกว้าง (2) ปริมาณขยะอุตสาหกรรม จะเพิ่มมากขึ้นตามการเติบโตของเศรษฐกิจ ทำให้เกิดปัญหาการกำจัดไม่ถูกต้องตามหลักวิชาการ ซึ่งทำให้เกิดผลกระทบต่อชุมชนและสิ่งแวดล้อม (3) ปัจจุบันมีขยะอุตสาหกรรมที่ไม่เป็นอันตรายที่สามารถนำมาใช้เป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าได้ไม่น้อยกว่า 9 ล้านตันต่อปี ก่อให้เกิดผลประโยชน์ด้านเศรษฐกิจ สังคม และสิ่งแวดล้อม ดังนี้ 1) ลดพื้นที่ฝังกลบ ลดการเผาทำลายในเตาเผาซึ่งมีค่าดำเนินการประมาณ 33,200 ล้านบาท และลดค่าดำเนินการโดยภาคเอกชนในการสร้างหลุมฝังกลบมูลค่า 30,000 ล้านบาท รวมเป็นเงินกว่า 63,200 ล้านบาท 2) โรงไฟฟ้า ขยะอุตสาหกรรมสามารถผลิตไฟฟ้าทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลที่นำเข้าจากต่างประเทศ ทำให้ลดการพึ่งพาเชื้อเพลิงนำเข้าจากต่างประเทศ 3) เพิ่มการจ้างงานประมาณ 110 ตำแหน่งต่อโรงไฟฟ้า 1 แห่ง ซึ่งจะมีเงินกระจายลงสู่ชุมชนกว่า 9,900 ล้านบาท ตลอดอายุโครงการ 4) ลดปริมาณการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในการขนส่งขยะอุตสาหกรรมไปยังแหล่งกำจัด มูลค่ากว่า 14,000 ล้านบาท และ 5) เกิดการหมุนเวียนทรัพยากรตามนโยบายเศรษฐกิจชีวภาพ เศรษฐกิจหมุนเวียน และเศรษฐกิจสีเขียว (Bio Circular Green Economy: BCG) ของรัฐบาล

           7. กบง. เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2565 ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางการส่งเสริมการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า โดยที่ประชุมมีมติเห็นชอบหลักการการรับซื้อไฟฟ้าและอัตรารับซื้อไฟฟ้า จากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in-Tariff (FiT) ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev. 1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และพิจารณาให้ความเห็นว่าการส่งเสริมการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้าถือเป็นสิ่งสำคัญของการจัดหาพลังงานสะอาดในรูปแบบการสร้างมูลค่า ของของเสียจากโรงงานต่าง ๆ อีกทั้งเพื่อช่วยลดปัญหาการลักลอบทิ้งขยะ ซึ่งจะส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมและสุขภาพประชาชนที่อยู่ในพื้นที่ใกล้เคียง จากกลิ่นและสารโลหะหนักปนเปื้อนเกินค่ามาตรฐานในดิน น้ำผิวดิน และแหล่งน้ำใต้ดิน นอกจากนี้ยังถือเป็นการช่วยลดก๊าซเรือนกระจกได้อีกด้วย แม้ว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้า จากขยะอุตสาหกรรมจะมีราคาสูง แต่ได้ประโยชน์ที่คุ้มค่าจากการประหยัดค่าใช้จ่ายและเวลาในการแก้ไขปัญหาอื่น ๆ เช่น สังคม สิ่งแวดล้อม และเป็นการสร้างรายได้ให้กับชุมชนจากการจ้างงาน

มติของที่ประชุม

       1. เห็นชอบหลักการการรับซื้อไฟฟ้าและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in-Tariff (FiT) ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev. 1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ในปริมาณ 100 เมกะวัตต์ และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ในปี 2569 ทั้งนี้ ในการดำเนินโครงการในอนาคตที่เกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าจากวัสดุเหลือใช้ที่เจ้าของวัสดุเหลือใช้มีหน้าที่ตามกฎหมายในการกำจัดวัสดุเหลือใช้ดังกล่าวตามหลักการผู้ก่อมลพิษเป็นผู้จ่าย (Polluter Pays Principles) ต้องคำนึงถึงผลกระทบต่อค่าไฟในภาพรวมของประเทศ

       2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in-Tariff (FiT) ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev. 1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องการมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณา

เรื่องที่ 7 การขอยกเว้นภาษีสรรพากรที่เกิดจากการร่วมลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2)

สรุปสาระสำคัญ

           1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 มีมติเห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ดำเนินโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] (LMPT2) สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดยกำหนดให้โครงการแล้วเสร็จและสามารถแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2565 (ซึ่งคณะกรรมการ ปตท. ได้อนุมัติให้บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) เป็นผู้ดำเนินการโครงการฯ) และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ไปศึกษาความเหมาะสมโครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) พื้นที่อ่าวไทยตอนบน สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. มีมติเห็นชอบให้ดำเนินการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] ที่มอบหมายให้ ปตท. ดำเนินโครงการ ให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG สูงสุดเพิ่มขึ้นจาก 5 ล้านตันต่อปี เป็น 7.5 ล้านตันต่อปี ประมาณการเงินลงทุนรวม 38,500 ล้านบาท และกำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2565 และวันที่ 1 เมษายน 2564 กพช. มีมติเห็นชอบให้ กฟผ. ปรับรูปแบบการลงทุนจากโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน (F-1) เป็นร่วมลงทุนกับ ปตท. สัดส่วน 50:50 ในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) บ้านหนองแฟบ ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี เพื่อให้การลงทุนโครงสร้างพื้นฐานของประเทศเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพและเกิดประโยชน์สูงสุดรวมถึงไม่สร้างภาระแก่ประชาชน และต่อมาวันที่ 9 มีนาคม 2565 กพช. มีมติเห็นชอบให้ปรับเพิ่มวงเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] ในแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงที่มอบหมายให้ ปตท. ดำเนินการ จากเดิมวงเงิน 35,800 ล้านบาท เป็นวงเงินไม่เกิน 41,400 ล้านบาท ดังนั้น กฟผ. ได้มีหนังสือถึง ปลัดกระทรวงพลังงาน เรื่อง การร่วมทุนในบริษัท LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) บ้านหนองแฟบ ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง เมื่อวันที่ 11 พฤษภาคม 2565 เพื่อพิจารณานำเสนอคณะรัฐมนตรี (ครม.) เพื่อพิจารณาอนุมัติ ดังนี้ (1) ให้ กฟผ. เข้าร่วมทุนในบริษัท LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) (บริษัทฯ) บ้านหนองแฟบ ตำบลมาบตาพุด อำเภอเมืองระยอง จังหวัดระยอง ในสัดส่วนร้อยละ 50 โดยมีมูลค่าเงินลงทุนตามสัดส่วนดังกล่าวไม่เกิน 16,350 ล้านบาท และหาก ครม. อนุมัติ ให้ถือว่า กฟผ. ได้รับอนุมัติงบประมาณเพื่อการลงทุนตามแผนการประมาณการเบิกจ่ายประจำปี 2565 และ (2) ให้ยกเว้นภาษี เบี้ยปรับ เงินเพิ่ม และค่าธรรมเนียมต่างๆ ที่เกิดขึ้นจากการก่อสร้าง การจัดตั้งบริษัทฯ และการทำธุรกรรมที่เกี่ยวเนื่องจากการร่วมทุนดังกล่าว

           2. โครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) [T-2] (LMPT2) ตั้งอยู่ในพื้นที่บ้านหนองแฟบ ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง มีท่าเรือ 1 ท่า ถังเก็บ LNG 2 ถัง สามารถรองรับ LNG ได้ปริมาณ 7.5 ล้านตันต่อปี โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อช่วยส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศ ตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในประเทศไทย รองรับการนำเข้า LNG ให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ เสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศในระยะยาว และเสริมให้ประเทศไทยก้าวเป็นศูนย์กลางการซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวในภูมิภาคอาเซียน (LNG Regional Hub) ต่อไป ทั้งนี้เมื่อรวมกับโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 1) [T-1] (LMPT1) ที่มีความสามารถรองรับ LNG ได้ในปริมาณ 11.5 ล้านตันต่อปีแล้ว รวม 2 โครงการ จะทำให้ ปตท. มีศักยภาพในการรองรับการนำเข้า LNG ได้ถึง 19 ล้านตันต่อปี ภายในปี 2565 โดยมีวัตถุประสงค์ของการร่วมทุนในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ระหว่าง กฟผ. และ ปตท. ดังนี้ (1) เพื่อดำเนินการโครงการก่อสร้างท่าเทียบเรือและ สถานีรับ-จ่าย LNG รวมถึงให้บริการแปรสภาพ LNG จากของเหลว เป็นก๊าซธรรมชาติ ณ บ้านหนองแฟบ ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง โดยมีภารกิจหลักคือรองรับความต้องการในการใช้ก๊าซธรรมชาติและเสริมสร้างเสถียรภาพและความมั่นคงด้านการใช้พลังงานของประเทศในระยะยาว และ (2) เพื่อดำเนินธุรกิจโดยมุ่งสู่ความเป็นเลิศในการเป็นผู้ให้บริการสถานีรับ-จ่ายก๊าซธรรมชาติเหลวชั้นนำของโลก ด้วยวิสัยทัศน์ ในการส่งเสริมพลังงานสะอาดและเสริมสร้างความมั่นคงในด้านการใช้พลังงานของประเทศโดยการดำเนินธุรกิจอย่างโปร่งใส และสำนึกในความรับผิดชอบต่อสังคม ซึ่งโครงสร้างการร่วมทุน กฟผ. และ ปตท. จะร่วมกันจัดตั้งบริษัทร่วมทุนใน บริษัท LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) (ซึ่ง การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และบริษัท PTTLNG จะพิจารณาชื่อบริษัทที่เหมาะสมเพื่อใช้ในการยื่นจดทะเบียนกับกรมพัฒนาธุรกิจการค้า กระทรวงพาณิชย์ในภายหลัง) จดทะเบียนจัดตั้งในราชอาณาจักรไทย มีผู้ถือหุ้น 2 ราย คือ กฟผ. (สัดส่วนการถือหุ้น ร้อยละ 50) และบริษัท PTTLNG (สัดส่วนการถือหุ้น ร้อยละ 50) โดยการจัดตั้งบริษัทฯ และการเข้าร่วมทุนของ กฟผ. จะเกิดขึ้นภายหลัง ครม. มีมติอนุมัติให้ กฟผ. เข้าร่วมทุนในบริษัทฯ โดยมีขั้นตอน ดังนี้ (1) บริษัท PTTLNG แยกส่วนธุรกิจ (Spin-off) LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) บ้านหนองแฟบ ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง และจัดตั้งบริษัทฯ โดย PTTLNG มีสัดส่วนการถือหุ้น ร้อยละ 100 และ (2) บริษัท PTTLNG ขายหุ้นในบริษัทฯ ร้อยละ 50 ให้กับ กฟผ.

           3. เหตุผล ความจำเป็นของการขอยกเว้นภาษี เบี้ยปรับ เงินเพิ่ม และค่าธรรมเนียมอื่นที่เกิดขึ้นจากการก่อสร้างและการทำธุรกรรมดังกล่าว เพื่อดำเนินการตามนโยบายภาครัฐดังกล่าวข้างต้น กฟผ. จะเข้าซื้อหุ้นร้อยละ 50 ในบริษัทร่วมทุนใหม่ที่จะจัดตั้งขึ้นโดย PTTLNG ซึ่งเป็นบริษัทที่ ปตท. ถือหุ้นร้อยละ 100 นั้น PTTLNG จะต้องดำเนินการแบ่งแยก และโอนทรัพย์สินของ LMPT2 ไปยังบริษัทร่วมทุนใหม่ จึงทำให้เกิดภาระภาษี เบี้ยปรับ เงินเพิ่ม และค่าธรรมเนียมต่างๆ เกิดขึ้น ส่งผลกระทบต่อราคาโครงการมีมูลค่าสูงขึ้นซึ่งในที่สุดแล้วจะส่งผลให้ต้นทุนทางพลังงานของประเทศเพิ่มสูงขึ้นด้วย ดังนั้น กฟผ. จึงเป็นตัวแทนของผู้ร่วมทุนในการเสนอขอยกเว้นภาษี เบี้ยปรับ เงินเพิ่ม และค่าธรรมเนียมต่างๆ ที่เกิดขึ้นจาก แบ่งแยก และโอนทรัพย์สินของ PTTLNG ไปยังบริษัทร่วมทุนใหม่โดยขอให้พิจารณายกเว้นภาษี เบี้ยปรับ เงินเพิ่มและค่าธรรมเนียมต่าง ๆ ดังต่อไปนี้

                       3.1 ภาษีมูลค่าเพิ่ม เบี้ยปรับ และเงินเพิ่มที่เกิดขึ้นจากการก่อสร้าง และการโอนทรัพย์สิน โดยการถือปฏิบัติตามประกาศอธิบดีกรมสรรพากร เกี่ยวกับภาษีมูลค่าเพิ่ม (ฉบับที่ 42) ข้อ 2(4) อันเกี่ยวกับภาษีซื้อที่เกิดจากการก่อสร้างอาคารหรืออสังหาริมทรัพย์เพื่อใช้หรือจะใช้ในกิจการประเภทที่ต้องเสียภาษีมูลค่าเพิ่ม และต่อมาได้โอนขายภายในระยะเวลาสามปีนับแต่เดือนภาษีที่ก่อสร้างเสร็จสมบูรณ์ เพื่อให้ PTTLNG สามารถนำภาษีซื้อที่เกิดขึ้นจากการก่อสร้างโครงการ LMPT2 มาหักในการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่มได้ เพื่อไม่ก่อให้เกิดภาษีซื้อต้องห้าม จากการโอนสิ่งปลูกสร้างในโครงการ LMPT2 ให้กับบริษัทร่วมทุนที่จัดตั้งใหม่ ซึ่งมีภาษีมูลค่าเพิ่ม ในอัตราร้อยละ 7 ตามมาตรา 77/1 แห่งประมวลรัษฎากร สำหรับมูลค่าที่ได้รับ จากการโอนขายทรัพย์สินที่มิใช่อสังหาริมทรัพย์ ให้กับบริษัทร่วมทุนที่จัดตั้งใหม่

                       3.2 ภาษีและค่าธรรมเนียมอื่นในขั้นตอนการโอน โดยคิดจากภาษีธุรกิจเฉพาะ ในอัตราร้อยละ 3.3 ตามมาตรา 91/2 แห่งประมวลรัษฎากร ที่เกิดขึ้นจากรายรับที่ได้จากการโอนขายอสังหาริมทรัพย์ อาทิ ที่ดิน สิ่งปลูกสร้าง และอาคาร ให้กับบริษัทร่วมทุนที่จัดตั้งใหม่ และค่าธรรมเนียมการโอนอสังหาริมทรัพย์ในอัตราร้อยละ 2 ตามข้อ 2(7)(ก) แห่งกฎกระทรวง ฉบับที่ 47 (พ.ศ. 2541) ออกตามความในพระราชบัญญัติให้ใช้ประมวลกฎหมายที่ดิน พ.ศ.2497 ที่เกิดจากการโอนอสังหาริมทรัพย์ ให้กับบริษัทร่วมทุนที่จัดตั้งใหม่ รวมถึงอากรแสตมป์จากการกระทำตราสารใด ๆ อันเกี่ยวเนื่องมาจากการโอนทรัพย์สินและกิจการให้กับบริษัทร่วมทุนที่จัดตั้งใหม่ ตลอดจนการจดทะเบียนจัดตั้ง การเพิ่มทุน และการโอนหุ้นของบริษัทร่วมทุนที่จัดตั้งใหม่

                       3.3 ภาษีเงินได้นิติบุคคลที่เกิดจากกำไรจากการโอนทรัพย์สิน โดยคิดจากภาษีเงินได้นิติบุคคล ในอัตราร้อยละ 20 ตามมาตรา 65 และมาตรา 66 แห่งประมวลรัษฎากร ให้กับบริษัท PTTLNG สำหรับกำไรที่เกิดขึ้นจากการโอนทรัพย์สินและกิจการที่เป็นราคายุติธรรมของโครงการ LMPT2 ให้กับบริษัทร่วมทุนที่จัดตั้งใหม่

                       3.4 ประมาณการภาระภาษี เบี้ยปรับ เงินเพิ่ม และค่าธรรมเนียมอื่นที่เกิดขึ้นจากการก่อสร้างและการทำธุรกรรมที่เกี่ยวข้องประมาณ 5,300 ล้านบาทและภาระภาษีเงินได้นิติบุคคลประมาณ 1,275 ล้านบาท รวมทั้งสิ้นประมาณ 6,575 ล้านบาท (ยอด ณ เดือนเมษายน 2565) โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) ภาษีเงินได้นิติบุคคล คำนวณจากร้อยละ 20 ของกำไรจากการขายหุ้น / การขายทรัพย์สิน (2) ภาษีธุรกิจเฉพาะ (SBT) คำนวณจาก ร้อยละ 3.3 ของราคาโอนอสังหาริมทรัพย์ (3) ค่าธรรมเนียมการโอนอสังหาริมทรัพย์ (TF) คำนวณจากร้อยละ 2 ของราคาประเมินของกรมธนารักษ์ (4) ภาษีซื้อต้องห้าม (VAT) ของภาษีซื้อที่ได้นำไปคำนวณใน ภพ 30 แล้ว และภาษีซื้อที่ยังมิได้นำไปรวมคำนวณใน ภพ 30 คำนวณจากร้อยละ 7 ของมูลค่าก่อสร้างอสังหาริมทรัพย์ (5) เบี้ยปรับ (VAT Penalty) คำนวณจากร้อยละ 20 ของภาษีซื้อต้องห้ามตามภาษีซื้อที่ได้นำไปคำนวณใน ภพ 30 แล้ว (6) เงินเพิ่ม (VAT Surcharge) คำนวณจากร้อยละ 1.5 ต่อเดือนของภาษีซื้อต้องห้ามที่ต้องชำระตามภาษีซื้อ ที่ได้นำไปคำนวณใน ภพ 30 แล้ว (7) อากรแสตมป์ (SD) คำนวณจากร้อยละ 0.1 ตามราคาในตราสารการโอนหุ้น และ (8) ภาษีขายจากการโอนกิจการคำนวณจากร้อยละ 7 ของราคาโอนสังหาริมทรัพย์

                       3.5 ผลกระทบจากภาษี หากการร่วมลงทุนในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ระหว่าง กฟผ. และ ปตท. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ไม่ได้รับการยกเว้นภาษีที่เกี่ยวข้องทั้งหมด จำนวน 6,575 ล้านบาท จะส่งผลให้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) เพิ่มขึ้นเฉลี่ยประมาณ 0.34 บาทต่อล้านบีทียู และค่าไฟฟ้าเพิ่มขึ้นเฉลี่ยประมาณ 0.16 สตางค์ต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ 40 ปี ซึ่งจะทำให้นโยบายของภาครัฐจากการที่ให้ กฟผ. ยกเลิกการลงทุนในโครงการ FSRU มาเป็นร่วมลงทุนระหว่าง กฟผ. และ ปตท. ในโครงการดังกล่าว เพื่อลดภาระการลงทุนของประเทศในภาพรวม ส่งผลให้ต้นทุนค่าก๊าซและค่าผลิตไฟฟ้าในภาพรวมลดลงน้อยกว่าที่คาดการณ์ไว้

           4. การดำเนินการเพื่อให้เป็นไปตามมาตรา 43 (1) แห่งพระราชบัญญัติการไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย พ.ศ. 2511 และพระราชบัญญัติการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (ฉบับที่ 5) พ.ศ. 2535 โดยที่เรื่องดังกล่าวต้องขอรับความเห็นจากคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ เพื่อให้เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 12 พฤษภาคม 2558 และวันที่ 22 กันยายน 2558 กระทรวงพลังงาน (พน.) จึงได้มีหนังสือขอให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจนำเสนอคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้ กฟผ. เข้าร่วมทุนในบริษัท LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) บ้านหนองแฟบ ตำบลมาบตาพุด อำเภอเมืองระยอง จังหวัดระยอง ในสัดส่วนร้อยละ 50 โดยมีมูลค่าเงินลงทุนตามสัดส่วนดังกล่าวไม่เกิน 16,350 ล้านบาท แล้ว โดยเมื่อวันที่ 11 พฤษภาคม 2565 กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกรมสรรพากร เรื่อง การร่วมทุนในบริษัท LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) บ้านหนองแฟบ ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง เพื่อให้กรมสรรพากรทราบว่าปัจจุบัน กฟผ. ได้ดำเนินการเสนอเรื่องดังกล่าวต่อ พน. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบการร่วมทุนในบริษัทฯ และขอยกเว้นภาษี เบี้ยปรับ เงินเพิ่ม และค่าธรรมเนียมต่างๆ ที่เกิดขึ้นจากการก่อสร้าง การจัดตั้งบริษัทฯ และการทำธุรกรรมที่เกี่ยวเนื่องจากการร่วมทุนดังกล่าว เพื่อนำเสนอ ครม. อนุมัติแล้ว

           5. เมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2565 กกพ. ได้พิจารณาและมีความเห็นว่า การร่วมทุนไม่ควรสร้างภาระค่าใช้จ่ายเพิ่มเติมให้กับประชาชน โดยเฉพาะอย่างยิ่งผู้ใช้บริการที่อยู่ในภาคครัวเรือน ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ตาม มติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่เห็นชอบให้ กฟผ. ปรับรูปแบบการลงทุนจากโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน (F-1) เป็นร่วมลงทุนกับ ปตท. สัดส่วน 50:50 ในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี มีวัตถุประสงค์เพื่อให้การลงทุนโครงสร้างพื้นฐานของประเทศเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพและเกิดประโยชน์สูงสุดรวมถึงไม่สร้างภาระ แก่ประชาชน ดังนั้นหากการร่วมลงทุนในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ระหว่าง กฟผ. และ ปตท. ได้รับการยกเว้นภาษีที่จัดเก็บโดยกรมสรรพากรที่เกี่ยวข้องทั้งหมด จะส่งผลทำให้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) และค่าผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติลดลง ซึ่งเป็นประโยชน์ต่อภาพรวมของประเทศ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรให้ยกเว้นภาษีที่จัดเก็บโดยกรมสรรพากรที่เกี่ยวข้องทั้งหมด ตามที่ กฟผ. เสนอ

มติของที่ประชุม

       1. รับทราบการขอยกเว้นภาษีสรรพากรที่เกิดจากการร่วมลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2)

       2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำเรื่องการขอยกเว้นภาษีสรรพากรที่เกิดจากการร่วมลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) เสนอต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาตามระเบียบและกฎหมายที่เกี่ยวข้องต่อไป

เรื่องที่ 8 การขอยกเว้นเงื่อนไขตามหลักการแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงาน เพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า สำหรับแผนงานและโครงการปี 2565

สรุปสาระสำคัญ

           1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 มีมติเห็นชอบ ร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า (คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ) และนายกรัฐมนตรีในฐานะประธาน กพช. ได้ลงนามคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ เมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2564 โดยคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2564 มีมติเห็นชอบกรอบการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงาน เพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (ปี 2565 – 2570) เพื่อใช้เป็นกรอบในการจัดทำแผนบูรณาการฯ ต่อไป และเห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการจัดทำแผนบูรณาการ การลงทุนและการดำเนินงาน เพื่อพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดและโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า (คณะอนุกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ) โดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในฐานะประธานกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ ได้ลงนามคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ แล้วเมื่อวันที่ 26 เมษายน 2565 ซึ่งเมื่อวันที่ 12 พฤษภาคม 2565 คณะอนุกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ มีมติรับทราบกรอบการจัดทำ แผนบูรณาการฯ และเห็นชอบหลักเกณฑ์การพิจารณากลั่นกรองโครงการที่บรรจุในแผนบูรณาการฯ โดยโครงการและแผนงานดังกล่าวทั้ง 3 การไฟฟ้า ต้องบรรจุอยู่ในแผนบูรณาการฯ จึงจะได้รับการพิจารณาโครงการ และแผนงาน และงบลงทุนประจำปี จากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและคณะรัฐมนตรี (ครม.) โดยจะเริ่มใช้เงื่อนไขดังกล่าวเมื่อแผนบูรณาการฯ แล้วเสร็จ ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จในเดือนตุลาคม 2565และจะมีผลบังคับใช้ ในปีงบประมาณ 2566 เป็นต้นไป ทั้งนี้ ในระหว่างแผนบูรณาการฯ ยังไม่ได้รับการอนุมัติจาก กพช. ให้หน่วยงานที่ทำหน้าที่พิจารณาโครงการและแผนงาน สามารถดำเนินการตามขั้นตอนที่ผ่านมาไปพลางก่อน

           2. คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ กำหนดกรอบแผนบูรณาการฯ ระยะ 5 ปี โดยเริ่มตั้งแต่ ปี 2565 - 2570 เพื่อให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ฉบับที่ 13 และกำหนดแผนการดำเนินงาน โดยให้จัดทำแล้วเสร็จและนำเสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบภายในปี 2565 ซึ่งมีหลักการแผนบูรณาการฯ ภายใต้กรอบการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง กำหนดให้ (1) แผนบูรณาการฯ ประกอบด้วย 3 ส่วนหลัก ได้แก่ (1.1) แผนบูรณาการลงทุนและการดำเนินงานของ 3 การไฟฟ้า (1.2) แผนการลงทุนรายหน่วยงาน และ (1.3) โครงการสำคัญตามนโยบายของรัฐบาลหรืออื่นๆ ตามที่ กพช. และคณะกรรมการแผนบูรณาการฯ เห็นสมควร ทั้งนี้ เพื่อให้เกิดการบูรณาการการลงทุนและจัดลำดับความสำคัญของโครงการทั้งในส่วนระบบผลิต ระบบส่ง และระบบจำหน่าย รวมทั้งการจัดตั้งโครงการลงทุนหรือวิจัยและพัฒนาร่วมกันในรูปแบบหรือ พื้นที่ต่างๆ ได้แก่ การดำเนินโครงการ Smart Grid/Micro Grid และ Energy trading Platform การบูรณาการด้านข้อมูล (Data Harmonization) และการวิเคราะห์ข้อมูล หรือการสร้าง Platform ด้านพลังงานต่างๆ เพื่อให้เกิดการสร้างรายได้หรือระบบหรือกลไกดำเนินงานร่วมกัน เป็นต้น (2) กรอบระยะเวลาของแผนบูรณาการฯ มีระยะ 5 ปี และจะมีการทบทวนทุกๆ 5 ปี หรือกรณีที่สถานการณ์ต่างๆ เช่น เทคโนโลยี นโยบาย มีการเปลี่ยนแปลงไปอย่างมีนัยสำคัญ และ (3) โครงการลงทุนของ 3 การไฟฟ้าที่สำคัญ/จำเป็น หรือโครงการ ที่มีมูลค่าเกิน 1,000 ล้านบาท ต้องกำหนดไว้ในแผนบูรณาการฯ จึงจะได้รับการพิจารณาจากกระทรวงมหาดไทย กระทรวงพลังงาน สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน สำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ และ ครม.

           3. จากเงื่อนไขตามหลักการแผนบูรณาการฯ ซึ่งต้องมีการกำหนดโครงการและแผนงานไว้ในแผนบูรณาการฯ จึงจะได้รับการพิจารณาจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและ ครม. แต่เนื่องจากปัจจุบันกระทรวงพลังงานยังอยู่ระหว่างการจัดทำแผนบูรณาการฯ ตามแผนการดำเนินงาน โดยคาดว่าจะแล้วเสร็จปลายปี 2565 ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรเสนอให้มีการยกเว้นเงื่อนไขดังกล่าวสำหรับโครงการและแผนงาน ปี 2565 เพื่อให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง สามารถพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานได้อย่างต่อเนื่อง และให้บริการผู้ใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพต่อไป

มติของที่ประชุม

       1. รับทราบการยกเว้นเงื่อนไขตามหลักการแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงาน เพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า สำหรับโครงการและแผนงาน ปี 2565

       2. มอบหมายให้คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า เร่งรัดจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงาน ระยะ 5 ปี (แผนบูรณาการฯ) ให้แล้วเสร็จโดยเร็ว และดำเนินการพิจารณาแก้ไขปัญหาที่เกิดขึ้นในระหว่างที่แผนบูรณาการฯ ยังไม่แล้วเสร็จ เพื่อให้ประเทศได้ประโยชน์สูงสุดไม่ซ้ำซ้อนและไม่เป็นต้นทุนส่วนเกินของประชาชน

มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ

ครั้งที่ 3/2565 (ครั้งที่ 158)

วันพศุกร์ที่ 6 พฤษภาคม พ.ศ. 2565 เวลา 13.30 น.

1. รายงานประจำปีงบประมาณ 2563 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน

2. แผนสนับสนุนการลงทุนอุตสาหกรรมปิโตรเคมีระยะที่ 4 และมาตรการส่งเสริมจากหน่วยงานภาครัฐ

3. รายงานผลการดำเนินงานคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า

4. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1

5. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 - 2573

6. ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการปากแบง

7. ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการ เซกอง 4A และ 4B

8. การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP)

9. การขอขยายกรอบการลงทุนของ บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด

ผู้มาประชุม

นายกรัฐมนตรี                                                       ประธานกรรมการ

(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                  กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 รายงานประจำปีงบประมาณ 2563 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน

สรุปสาระสำคัญ

           1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เป็นหน่วยงานที่จัดตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งตามความในมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรี คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) คณะรัฐมนตรี (ครม.) สภาผู้แทนราษฎร และวุฒิสภาทุกสิ้นปีงบประมาณ และเปิดเผยต่อสาธารณชน

           2. สำนักงาน กกพ. ได้จัดทำรายงานประจำปีงบประมาณ 2563 สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญ ได้ดังนี้ (1) ออกมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของเชื้อไวรัส โควิด-19 โดยใช้วงเงินในการบริหารจัดการเพื่อบรรเทาผลกระทบค่าไฟฟ้า วงเงิน 26,702 ล้านบาท (2) กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้เป็นไปตามแผน PDP 2018 และนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (3) ปรับปรุงระบบการอนุญาตแบบครบวงจร (One Stop Service : OSS) (4) ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำกับอัตราค่าบริการพลังงานให้มีความโปร่งใส และได้มาตรฐานสากลมากยิ่งขึ้น (5) ปรับปรุงข้อบังคับเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม และกำกับผู้รับใบอนุญาตให้พัฒนากฎกติกาเกี่ยวกับ Third Party Access (TPA Codes) เพิ่มขึ้น (6) พัฒนางานกำกับกิจการพลังงานรองรับเทคโนโลยีด้านพลังงานและรูปแบบการดำเนินธุรกิจที่เปลี่ยนแปลงไปอย่างรวดเร็วผ่านโครงการ Energy Regulatory Commission Sandbox (ERC Sandbox) (7) คุ้มครองผู้ใช้พลังงาน โดย ออกประกาศหลักเกณฑ์ การคืนหลักประกันการใช้ไฟฟ้าให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 1 บ้านอยู่อาศัย และประเภทที่ 2 กิจการขนาดเล็ก พ.ศ. 2563 (8) ปรับปรุงโครงสร้างการบริหารจัดการกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามมาตรา 97 (3) และ (9) พัฒนาระบบการบริหารงานให้มีธรรมาภิบาลตามเกณฑ์การประเมินคุณธรรมและความโปร่งใสในการดำเนินงานของหน่วยงานภาครัฐ (Integrity & Transparency Assessment: ITA) ของสำนักงานคณะกรรมการป้องกันและปราบปรามการทุจริตในภาครัฐ และพัฒนาระบบงานเข้าสู่มาตรฐาน ISO 9001: 2015

           3. ในปีงบประมาณ 2563 กกพ. และสำนักงาน กกพ. ได้จัดเก็บเงินนำส่งเข้ากองทุน และจัดสรรตามวัตถุประสงค์การใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนด ดังนี้ (1) เพื่อการชดเชยและอุดหนุนผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ซึ่งได้ให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส หรือเพื่อให้มีการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง หรือเพื่อส่งเสริมนโยบายในการกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค ได้มีการชดเชยและอุดหนุนรวมเป็นเงิน 16,917 ล้านบาท (2) เพื่อการพัฒนาและฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า กกพ. ได้อนุมัติรวมจำนวน 8,266 โครงการ งบประมาณรวม 3,224.87 ล้านบาท (3) เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนและเทคโนโลยีในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย รวม 13 โครงการ วงเงินงบประมาณ 137.67 ล้านบาท และ (4) เพื่อส่งเสริมสังคม และประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า กกพ. ได้อนุมัติจัดสรรเงินกองทุน 97(5) แล้ว 26 โครงการ งบประมาณ 476.47 ล้านบาท

           4. งบการเงินของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2563 และรายงานของผู้สอบบัญชี ทั้งนี้ สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินได้ตรวจสอบงบการเงิน ณ วันที่ 30 กันยายน 2563 เห็นว่าถูกต้องตามที่ควรในสาระสำคัญตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐและนโยบายการบัญชีภาครัฐที่กระทรวงการคลังกำหนด โดย สำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีรายได้รวมทั้งสิ้น 20,559,523,262.08 บาท และมีค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานรวม 20,630,012,474.92 บาท โดยงบการเงินเฉพาะสำนักงาน กกพ. มีรายได้จากการดำเนินงาน 934,558,407.59 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 610,618,551.99 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 323,939,855.60 บาท และเมื่อกันเงินเพื่อจัดสรรเป็นค่าก่อสร้างสำนักงาน กกพ. เป็นการถาวร และหักภาระต่างๆ ที่เหมาะสม เช่น เงินกันเหลื่อมปี เงินประกันสัญญาเช่า และค่าซื้อครุภัณฑ์ต่างๆ แล้ว มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง 183,386,407.10 บาท

มติของที่ประชุม

       ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 แผนสนับสนุนการลงทุนอุตสาหกรรมปิโตรเคมีระยะที่ 4 และมาตรการส่งเสริม จากหน่วยงานภาครัฐ

สรุปสาระสำคัญ

           1. การพัฒนาปิโตรเคมีระยะที่ 4 เพื่อการเปลี่ยนผ่านสู่ระบบเศรษฐกิจหมุนเวียนและสร้างฐานทางเศรษฐกิจใหม่ (New S-Curve) เป็น Big Rock ภายใต้การปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน โดยมีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) เป้าหมายเพื่อสร้างมูลค่าเพิ่มจากทรัพยากรปิโตรเลียมในการพัฒนาเศรษฐกิจ ยกระดับขีดความสามารถการแข่งขันของอุตสาหกรรมของไทย และสร้างรายได้ให้กับประชาชน พร้อมกับรองรับการเปลี่ยนผ่านสู่ระบบเศรษฐกิจหมุนเวียน และสร้างอุตสาหกรรมเป้าหมายแห่งอนาคต (New S-curve) (2) ขั้นตอนและวิธีการดำเนินการปฏิรูป ประกอบด้วย ขั้นตอนที่ 1 ศึกษาและจัดทำแผนพัฒนาอุตสาหกรรมปิโตรเคมีระยะที่ 4 ภายในปี 2564 และขั้นตอนที่ 2 พัฒนาอุตสาหกรรมปิโตรเคมีระยะที่ 4 ในพื้นที่ชายฝั่งทะเลตะวันออกโดยมีโครงการที่ได้รับการอนุมัติเพื่อการลงทุนระยะแรกภายในปี 2565 และ (3) กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ได้ร่วมกับสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทยดำเนินการในขั้นตอนที่ 1 เรียบร้อยแล้ว เมื่อเดือนพฤษภาคม 2564 โดยได้ศึกษากรอบแผนการพัฒนาอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ระยะที่ 4 ในพื้นที่ชายฝั่งทะเลตะวันออกและพื้นที่ ที่มีศักยภาพเพื่อการพัฒนาเศรษฐกิจในอนาคต และได้รายงานผลการศึกษาให้คณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ครั้งที่ 10/2564 ทราบเมื่อวันที่ 13 กันยายน 2564 ซึ่งคณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงานได้มอบหมายให้สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงานจัดทำแผนสนับสนุนการลงทุนอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ระยะที่ 4

           2. การจัดทำแผนสนับสนุนการลงทุนอุตสาหกรรมปิโตรเคมีระยะที่ 4 สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงานได้มีการเก็บข้อมูล และประชุมหารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อจัดทำร่างแผนสนับสนุนการลงทุนอุตสาหกรรมปิโตรเคมีระยะที่ 4 สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้ (1) โครงการที่คาดว่าจะมีการลงทุนในช่วง 5 ปี (ปี 2565 -2569) พบว่า มีแผนที่จะลงทุนรวมเพื่อจัดทำแผนการลงทุนรวม 25 โครงการ โดยมีวงเงินการลงทุนประมาณ 400,000 ล้านบาท และมีการจ้างงาน ไม่น้อยว่า 2,230 อัตรา หรืออาจถึง 8,000 อัตราในกรณีที่นับรวมอุตสาหกรรมเกี่ยวเนื่อง ทั้งนี้ พื้นที่การลงทุนของทั้ง 25 โครงการ ได้แก่ นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด นิคมอุตสาหกรรมแหลมฉบัง นิคมอุตสาหกรรมอาร์ ไอ แอล นิคมอุตสาหกรรมเอเชีย นิคมอุตสาหกรรมผาแดง และนิคมอุตสาหกรรมเหมราชตะวันออก (2) มาตรการสนับสนุนจากหน่วยงานภาครัฐ 2.1) ด้านสิ่งแวดล้อม ได้แก่ การทบทวน/จัดสรร Emission Quota การพิจารณารายงานการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อมให้รวดเร็วขึ้น และการส่งเสริมการลดการระบายก๊าซคาร์บอนมอนอกไซด์โดยการใช้เทคโนโลยีดักจับ การใช้ประโยชน์ และการกักเก็บคาร์บอน (Carbon Capture, Utilization and Storage : CCUS) 2.2) ด้านการจัดหาที่ดินและค่าเช่าที่ดิน นิคมอุตสาหกรรม ให้มีความเหมาะสมและสามารถแข่งขันได้ 2.3) การประกาศจัดตั้งเขตส่งเสริมเศรษฐกิจพิเศษ โดยมีสิทธิประโยชน์การลงทุนในเขตส่งเสริมเศรษฐกิจพิเศษ ดังนี้ สิทธิประโยชน์ทางภาษีตามพระราชบัญญัติส่งเสริมการลงทุน (ยกเว้นภาษีเงินได้นิติบุคคลสำหรับบางกิจกรรมได้นานสูงสุด 13 ปี) สิทธิประโยชน์ทางภาษี ตามประกาศกระทรวงการคลัง สิทธิพิเศษเฉพาะเขตส่งเสริมเศรษฐกิจพิเศษ และศูนย์การให้บริการเบ็ดเสร็จ ครบวงจร (One Stop Service) เพื่ออำนวยความสะดวกการลงทุนในการอนุมัติ อนุญาตตามกฎหมาย

           3. เพื่อให้เกิดการส่งเสริมการลงทุนในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีอย่างต่อเนื่อง กระทรวงพลังงาน ได้หารือร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก โดยจะเสนอให้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการขับเคลื่อนการพัฒนาการลงทุนอุตสาหกรรมปิโตรเคมีระยะที่ 4 ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก โดยมีองค์ประกอบรวม 13 ท่าน โดยมี ปลัดกระทรวงพลังงานและเลขาธิการคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก เป็นประธานร่วม ผู้แทนสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงานและผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก เป็นเลขานุการร่วม โดยมีกรรมการประกอบด้วย เลขาธิการสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติหรือผู้แทน เลขาธิการคณะกรรมการส่งเสริม การลงทุนหรือผู้แทน ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานหรือผู้แทน เลขาธิการสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมหรือผู้แทน อธิบดีกรมควบคุมมลพิษ หรือผู้แทน ผู้แทนกระทรวงอุตสาหกรรม ผู้ว่าการนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทยหรือผู้แทน ผู้แทนประธานสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย และมีประธานปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน เป็นปรึกษา โดยมีหน้าที่และอำนาจ ดังนี้ (1) เสนอแนะนโยบาย และแนวทางการดำเนินการ ตลอดจนจัดทำแผนปฏิบัติการสนับสนุนการลงทุนปิโตรเคมีระยะ 4 ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก พ.ศ. 2565-2569 (2) ประสานงาน สนับสนุนการดำเนินโครงการตามแผนปฏิบัติการ ติดตามประเมินผลการดำเนินงาน ตลอดจนแก้ไขปัญหาที่เกิดขึ้นอย่างเป็นระบบ (3) มีอำนาจแต่งตั้งคณะทำงานเพื่อช่วยเหลือการปฏิบัติงานได้ตามความเหมาะสม (4) มีอำนาจเชิญภาคเอกชนเพื่อให้ข้อมูลต่อคณะกรรมการ (5) จัดทำรายงานผลการดำเนินงานเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (กพอ.) และคณะกรรมการปฎิรูปประเทศด้านพลังงานอย่างต่อเนื่อง และ (6) ดำเนินการอื่นๆ ตามที่ได้รับมอบหมาย

มติของที่ประชุม

       ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 3 รายงานผลการดำเนินงานคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุน และการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า

สรุปสาระสำคัญ

           1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งที่ 1/2564 เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 มีมติเห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า (คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ) และนายกรัฐมนตรี ในฐานะประธาน กพช. ได้ลงนามคำสั่งแต่งตั้ง เมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2564 โดยในการประชุมคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ ครั้งที่ 1/2564 (ครั้งที่ 1) เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2564 มีมติเห็นชอบกรอบการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงาน เพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (ปี 2565 - 2569) เพื่อใช้เป็นกรอบในการจัดทำแผนบูรณาการฯ และเห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงาน เพื่อพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดและโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า (คณะอนุกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ) โดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในฐานะประธานกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ ได้ลงนามคำสั่งแต่งตั้งเมื่อวันที่ 26 เมษายน 2565

           2. กรอบการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน ด้านพลังงานไฟฟ้า ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (แผนบูรณาการฯ) มีวัตถุประสงค์เพื่อให้เกิดการบูรณาการระหว่างหน่วยงานด้านนโยบาย หน่วยงานด้านการกำกับดูแล และหน่วยงานด้านการปฏิบัติ ซึ่งแผนบูรณาการฯ ประกอบด้วย 3 ส่วนหลัก ได้แก่ (1) แผนบูรณาการลงทุนและการดำเนินงานของ 3 การไฟฟ้า (2) แผนการลงทุนรายหน่วยงาน และ (3) โครงการสำคัญตามนโยบายของรัฐบาลหรืออื่นๆ ตามที่ กพช. และคณะกรรมการแผนบูรณาการฯ เห็นสมควร โดยมีกรอบระยะเวลาของแผนบูรณาการฯ 5 ปี และทบทวนทุกๆ 5 ปี หรือกรณีที่สถานการณ์ต่างๆ เช่น เทคโนโลยี นโยบาย มีการเปลี่ยนแปลงไปอย่างมีนัยสำคัญ ทั้งนี้โครงการลงทุนของ 3 การไฟฟ้าที่สำคัญ/จำเป็น หรือโครงการที่มีมูลค่าเกิน 1,000 ล้านบาท ต้องกำหนดไว้ในแผนบูรณาการฯ จึงจะได้รับการพิจารณาจากกระทรวงมหาดไทย (มท.) กระทรวงพลังงาน (พน.) สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) สำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ (สคร.) และคณะรัฐมนตรี (ครม.)

           3. ขั้นตอนการจัดทำแผนบูรณาการฯ ได้แก่ (1) แต่งตั้งคณะอนุกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงาน เพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (คณะอนุกรรมการฯ) เพื่อจัดทำแผนบูรณาการฯ และกลั่นกรองรายละเอียดโครงการลงทุนภายใต้องค์ประกอบทั้ง 3 ส่วนหลักของแผนบูรณาการฯ และมอบหมายให้คณะอนุกรรมการฯ รวบรวมโครงการของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ที่อยู่ภายใต้องค์ประกอบทั้ง 3 ส่วนหลักของแผนบูรณาการฯ (2) พิจารณาข้อมูลโครงการของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ตามที่คณะอนุกรรมการฯ ได้ดำเนินการรวบรวม และพิจารณาให้ความเห็นชอบหลักเกณฑ์การพิจารณากลั่นกรองโครงการตามที่คณะอนุกรรมการฯ เสนอ (3) พิจารณาให้ความเห็นชอบแผนบูรณาการฯ และ (4) นำเสนอแผนบูรณาการฯ ต่อ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบโดยคาดว่าจะนำเสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบภายในปี 2565

มติของที่ประชุม

       ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 4 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1

สรุปสาระสำคัญ

           1. แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) กำหนดให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานงานหมุนเวียนจากโรงไฟฟ้าขยะปริมาณ 400 เมกะวัตต์ กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ในปี 2565 โดยเมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 โดยกำหนดให้รับซื้อไฟฟ้า จากขยะชุมชนปริมาณ 400 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ปี 2567 – 2568 ต่อมาเมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 และได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอหลักการและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ FiT ปี 2565 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมภายใต้กรอบอัตราสูงสุดแล้วแต่กรณี เพื่อใช้เป็นอัตราในการประกาศรับซื้อไฟฟ้า แล้วรายงานให้ กบง. ทราบและออกระเบียบ การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ให้เป็นไปตามข้อเสนอหลักการรับซื้อไฟฟ้า จากขยะชุมชนที่ได้รับความเห็นชอบ โดยมติดังกล่าวกำหนดสำหรับโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าจำนวน 23 โครงการ ปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 215 เมกะวัตต์ ต่อมาเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย (รมว.มท.) ได้เสนอในที่ประชุม กพช. ขอให้พิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) เพิ่มเติมจากที่ กพช. ให้ความเห็นชอบ เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 อีก 11 โครงการ รวมทั้งสิ้น 34 โครงการ ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าเดิมตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 โดย กพช. ได้มีมติมอบหมายให้ กบง. พิจารณาข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนเพิ่มเติมของ มท. และนำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบ ซึ่งเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน ปี 2565 เพิ่มเติม โดยมีมติเห็นชอบเพิ่มเติมโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของ อปท. มท. 11 โครงการ โดยใช้แนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564

           2. กกพ. ได้วิเคราะห์อัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนเสนอต่อกระทรวงพลังงาน (พน.) พิจารณาเพื่อออกระเบียบและประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าตามนโยบาย โดยการวิเคราะห์ของ กกพ. กรณีอัตรารับซื้อไฟฟ้าตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 เปรียบเทียบกับอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง (Wholesale) รวมค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าอัตโนมัติ (Ft) ขายส่ง พบว่า (1) กรณีให้การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะชุมชนไม่เกิดผลกระทบต่อราคาค่าไฟฟ้าของประชาชนตามหลักการที่ กพช. กำหนด รัฐควรรับซื้อไฟฟ้าด้วยอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งรวมค่า Ft ขายส่ง (2) กรณีรัฐมีนโยบายสนับสนุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนให้ได้รับผลตอบแทนการลงทุนและกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ตามกรอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดที่ กพช. กำหนด จะมีต้นทุนค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นตามนโยบายของรัฐ (Policy Expense) ทั้งนี้ จากข้อมูล ที่ มท. แจ้งความคืบหน้าโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจาก รมว.มท. จำนวน 32 โครงการในขณะนั้นมายังสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) พบว่า โครงการที่ได้รับความเห็นชอบ 23 โครงการ กำลังผลิตไฟฟ้า 212.07 เมกะวัตต์ จะมีผลกระทบค่าไฟฟ้า 1.127 สตางค์ต่อหน่วยต่อปี มีต้นทุนค่าไฟฟ้า ที่เพิ่มขึ้นจาก Policy Expense ที่อายุโครงการ 20 ปี ประมาณ 50,000 ล้านบาท และโครงการที่ได้รับความเห็นชอบ 32 โครงการ กำลังผลิตไฟฟ้า 272.98 เมกะวัตต์ จะมีผลกระทบค่าไฟฟ้า 1.586 สตางค์ต่อหน่วยต่อปี และมีต้นทุนค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นจาก Policy Expense ประมาณ 70,000 ล้านบาท

           3. กรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น (สถ.) มท. ได้มีข้อเสนอให้พิจารณายกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 โดยให้โครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของ อปท. จำนวน 34 โครงการ ดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 และวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 และหากจะมีการกำหนดหลักเกณฑ์ใหม่ขอให้แจ้ง สถ. เพื่อแจ้งจังหวัดรับทราบและใช้ประกอบการศึกษาโครงการที่จะเสนอในอนาคต โดยมีความเห็นดังนี้ (1) โครงการดังกล่าวเป็นการดำเนินการตามนโยบายรัฐที่กำหนดให้การแก้ไขปัญหาขยะมูลฝอย ของประเทศเป็นวาระแห่งชาติ ซึ่งประเทศไทยมีขยะตกค้าง 5.3 ล้านตันต่อปี โดยการกำจัดขยะส่วนใหญ่ใช้วิธีฝังกลบโดยไม่มีการคัดแยกทำให้มีปัญหาในการจัดหาพื้นที่กำจัดขยะและการต่อต้านจากประชาชน ดังนั้น การจัดการโดยการเผาเพื่อผลิตพลังงานไฟฟ้าจะเป็นวิธีที่มีประสิทธิภาพและลดปริมาณขยะได้อย่างรวดเร็ว โดยหากเป็นการเผาที่ไม่ได้ผลิตพลังงานไฟฟ้าจะทำให้ อปท. มีค่ากำจัดขยะเกินกว่างบประมาณในการจัดการ (2) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP 2018) สนับสนุนการแปลงขยะเป็นพลังงานไฟฟ้าเพื่อแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อม โดย กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 และวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ได้มีมติกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนสำหรับ VSPP และ SPP ตามลำดับ โดย มท. ได้กำหนดแนวทาง การรวมกลุ่มพื้นที่ในการจัดการมูลฝอยของ อปท. ในการศึกษาและจัดทำโครงการเสนอต่อคณะกรรมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอยของกระทรวงพิจารณา ทั้งนี้ อปท. ได้คัดเลือกเอกชนผู้ดำเนินการโดยใช้อัตรา รับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ตามมติ กพช. ดังกล่าวเป็นฐานการคำนวณต้นทุนโครงการ ดังนั้น หากอ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้าตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 อปท. จะต้องทบทวนโครงการใหม่ โดยใช้เวลาดำเนินการไม่น้อยกว่า 3 - 5 ปี ซึ่งมีผลกระทบต่อการจัดการขยะที่อาจทำให้มีขยะตกค้างสะสมมากกว่า 30,658,175 ตัน

           4. กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (ทส.) ได้มีความเห็นเกี่ยวกับผลประโยชน์ จากโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตไฟฟ้าของ อปท. ดังนี้ (1) โครงการดังกล่าวสนับสนุนการบรรลุเป้าหมาย ของแผนแม่บทการบริหารจัดการขยะมูลฝอยของประเทศ พ.ศ. 2559 - 2564 และร่างแผนปฏิบัติการด้านการจัดการขยะของประเทศ พ.ศ. 2565 - 2570 ที่ต้องการให้ขยะมูลฝอยชุมชนได้รับการจัดการอย่างถูกต้องตามหลักวิชาการไม่น้อยกว่าร้อยละ 75 ของปริมาณที่เกิดขึ้น และขยะมูลฝอยตกค้างได้รับการกำจัดอย่างถูกต้องตามหลักวิชาการร้อยละ 100 เมื่อสิ้นสุดแผน โดยจะเป็นประโยชน์ต่อการแก้ไขปัญหาขยะมูลฝอยชุมชนควบคู่กับการผลิตพลังงานไฟฟ้า โดยเฉพาะในพื้นที่ที่มีขยะมูลฝอยสะสมจำนวนมากหรือมีข้อจำกัดในการหาพื้นที่ฝังกลบขยะ รวมทั้งสอดคล้องกับแผนปฏิบัติการการลดก๊าซเรือนกระจกของประเทศไทย พ.ศ. 2564 - 2573 สาขาพลังงาน ในส่วนของแผนงานการพัฒนาพลังงานจากขยะ ซึ่งคาดว่าจะมีศักยภาพในการผลิตไฟฟ้าประมาณ 450 เมกะวัตต์ และศักยภาพการลดก๊าซเรือนกระจก 1.63 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า (MtCO2eq) รวมถึงสาขาการจัดการของเสียชุมชน ในส่วนกิจกรรมการเผาขยะมูลฝอยในเตาเผาเพื่อผลิตพลังงาน มีศักยภาพลดก๊าซเรือนกระจก 0.46 MtCO2eq โดยสามารถเทียบเท่าการดูดกลับก๊าซเรือนกระจกของพื้นที่ป่าที่มีอายุการเจริญเติบโตตั้งแต่ 5 - 20 ปี ซึ่งกรณีไม้โตช้าจะใช้พื้นที่ปลูกประมาณ 3,160,625 ไร่ และกรณีไม้โตเร็วจะใช้พื้นที่ปลูกประมาณ 488,688 ไร่ จึงต้องเร่งผลักดันการดำเนินงานและเพิ่มสัดส่วนของการพัฒนาพลังงานขยะให้สอดรับกับการยกระดับการบรรลุเป้าหมาย ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2050 และมุ่งสู่การปล่อยก๊าซเรือนกระจกเป็นศูนย์ (Net Zero Greenhouse Gas Emission) ภายในปี ค.ศ. 2065 รวมถึงการบรรลุเป้าหมายการมีส่วนร่วมที่ประเทศกำหนด (Nationally Determined Contribution: NDC) ที่จะถูกยกระดับเป็นร้อยละ 40 ภายในปี ค.ศ. 2030 หากได้รับการสนับสนุนด้านการเงินและเทคโนโลยีที่เหมาะสมและเพียงพอ และ (2) การพิจารณาดำเนินโครงการของ อปท. ต้องให้ความสำคัญกับสถานที่ตั้ง ความเหมาะสมของเทคโนโลยีที่ใช้กับปริมาณขยะมูลฝอยในพื้นที่ ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม มาตรการป้องกันและลดผลกระทบสิ่งแวดล้อม การยอมรับของประชาชน และผลประโยชน์ที่ อปท. จะได้รับ เพื่อให้โครงการสามารถดำเนินการได้อย่างต่อเนื่องและยั่งยืน

           5. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 ได้พิจารณาเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) สถ. มท. ให้ความเห็นว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในส่วนผันแปร (FiTV) ซึ่งเป็นต้นทุนด้านเชื้อเพลิง ควรพิจารณาตามการเปลี่ยนแปลงของอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation) โดยใช้อัตรา FiTV,2560 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 และวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 เนื่องจากเชื้อเพลิงมีราคาเพิ่มขึ้นตามอัตราเงินเฟ้อ โดย กบง. มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) จำนวน 34 โครงการ ปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 282.98 เมกะวัตต์ กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ในปี 2568 – 2569 และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าฯ พร้อมกับให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

           6. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) เพื่อใช้สำหรับการออกระเบียบ และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้า จำนวน 34 โครงการ ปริมาณรับซื้อรวมไม่เกิน 282.98 เมกะวัตต์ ของโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของ อปท. ที่ได้รับความเห็นชอบจาก รมว.มท. โดยอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนมีรายละเอียด ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP ปี 2565 ที่กำลังผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ อัตรา FiTF FiTV,2560 และ FiT อยู่ที่ 2.39 2.69 และ 5.08 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี มี FiT Premium 8 ปีแรก อยู่ที่ 0.70 บาทต่อหน่วย และ (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP ปี 2565 ที่กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 แต่ไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ อัตรา FiTF FiTV,2560 และ FiT อยู่ที่ 1.81 1.85 และ 3.66 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี โดยอัตรา FiTv จะปรับเปลี่ยนต่อเนื่องทุกปีตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core inflation) โดยการประกาศของ กกพ.

มติของที่ประชุม

       1. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 ภายใต้เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) โดยอัตราดังกล่าวใช้สำหรับจำนวน 34 โครงการ ปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 282.98 เมกะวัตต์ และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เชิงพาณิชย์ (SCOD) ในปี 2568 – 2569

       2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ตามข้อ 1

เรื่องที่ 5 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 - 2573

สรุปสาระสำคัญ

           1. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ประกอบด้วยโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบติดตั้งบนหลังคาบ้าน และแบบติดตั้ง บนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ต่อมาเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ปี 2558 เพื่อใช้เป็นอัตราเริ่มต้นในการแข่งขันด้านราคา จากนั้นเมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 กพช. ได้เห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ โดยมีเป้าหมายสนับสนุนให้ประเทศไทยลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Net-Zero Carbon Emission) ภายในปี ค.ศ. 2065 – 2070 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ให้สอดคล้องกับข้อเสนอการดำเนินการระยะเร่งด่วน เพื่อเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ได้ตามเป้าหมายที่กำหนดไว้ในยุทธศาสตร์ระยะยาวของประเทศ โดยเมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 กบง. ได้เห็นชอบการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 ซึ่งมีแผนการดำเนินงานในระยะเร่งด่วน ได้แก่ การพิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในรูปแบบต่างๆ และปรับลดสัดส่วน การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วง 10 ปีข้างหน้า (ปี 2564 - 2573)

           2. กระทรวงพลังงาน (พน.) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ศึกษาการทบทวนต้นทุนในการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและแนวทางการบริหารจัดการสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และ พน. ได้จัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับพลังงานหมุนเวียนที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน (Solar+BESS) ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และพลังงานลม สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2565 – 2573 ให้สอดคล้องกับแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 และสามารถบรรลุเป้าหมายลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ได้ตามที่กำหนด โดยจะช่วยลดภาระค่าใช้จ่ายภาคพลังงานของประเทศ ในช่วงที่ทั่วโลกมีสถานการณ์วิกฤตพลังงานที่ทำให้ราคาก๊าซธรรมชาติและน้ำมันเชื้อเพลิง มีความผันผวนสูงและส่งผลกระทบต่อภาคเศรษฐกิจต่าง ๆ ให้น้อยลง นอกจากนี้ แนวทางดังกล่าวสอดคล้องกับแนวปฏิบัติของหลายประเทศ โดยเฉพาะยุโรปที่ได้ออกนโยบายเร่งด่วนให้เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนซึ่งเป็นการพึ่งพาตัวเองและลดการพึ่งพาการนำเข้าเชื้อเพลิงจากต่างประเทศ เพื่อให้สามารถบริหารจัดการราคาค่าไฟฟ้าในอนาคตให้มีเสถียรภาพมากขึ้นได้ และ กบง. เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 มีมติเห็นชอบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ด้านพลังงานในปัจจุบัน ศักยภาพของประเทศ ความเหมาะสมกับต้นทุนและแนวโน้มเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ให้สามารถบรรลุเป้าหมายการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ และสอดคล้องกับหลักการจัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573

           3. หลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 มีดังนี้ (1) รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ขนาดกำลังผลิตตามสัญญาไม่เกิน 90 เมกะวัตต์ กลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ในรูปแบบสัญญา Non-Firm สำหรับพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน พลังงานลม และก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และในรูปแบบสัญญา Partial - Firm สำหรับ Solar+BESS โดยกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้า ในรูปแบบ FiT (2) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ามีเป้าหมายและกำหนดวัน SCOD ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) (3) เปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยมีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้า 20 – 25 ปี เพื่อกระตุ้นให้เกิดการหมุนเวียนในระบบเศรษฐกิจ เกิดการลงทุนใหม่ รองรับความทันสมัย ของการพัฒนาด้านเทคโนโลยีและเครื่องจักร ซึ่งเป็นการคิดระยะเวลาที่ภาครัฐให้การสนับสนุนครอบคลุม Loan Repayment แล้ว (4) พน. สนพ. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้หารือร่วมกันโดยมีข้อสรุปว่า การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 จะใช้หลักเกณฑ์ การคัดเลือกที่พิจารณาถึงความพร้อมทั้งด้านราคา คุณสมบัติ และเทคนิคร่วมกัน เพื่อเพิ่มความเชื่อมั่น ว่าโครงการที่ได้รับคัดเลือกจะมีความเป็นไปได้สูงในการพัฒนาโครงการให้สำเร็จและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ได้ตามแผนที่กำหนด ด้วยราคาที่ไม่สร้างภาระต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในระยะยาวให้ประเทศ โดยไม่ใช้วิธีการแข่งขันทางด้านราคา (Competitive Bidding) ซึ่งอาจมีปัญหากรณีที่ผู้พัฒนาโครงการไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ได้ทันกำหนดวัน SCOD หรือมีปัญหาไม่ได้รับการยอมรับจากชุมชน ทำให้การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ไม่เป็นไปตามแผน โดยมีกรอบหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกโครงการ ดังนี้ 1) การพิจารณาด้านราคา โดย พน. จะเป็นผู้กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมกับเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าในอนาคตของเชื้อเพลิงแต่ละประเภท และเป็นราคาที่จะไม่สร้างภาระต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในระยะยาวให้แก่ประเทศ โดยผู้ยื่นข้อเสนอทุกรายต้องรับและปฏิบัติตามอัตราค่าไฟฟ้าที่กำหนด 2) ด้านคุณสมบัติ จะตรวจสอบคุณสมบัติตามเงื่อนไข อาทิ ผู้ยื่นข้อเสนอต้องเป็นนิติบุคคลที่จดทะเบียนในประเทศไทย ไม่เป็นหน่วยงานรัฐหรือรัฐวิสาหกิจ มีทุนจดทะเบียนขั้นต่ำ และวางหลักค้ำประกันการยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้ามูลค่าตามที่กำหนดโครงการที่ยื่นข้อเสนอต้องเป็นโครงการใหม่และไม่มีลักษณะต้องห้าม เป็นต้น โดยผู้ที่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติเท่านั้นที่จะได้รับการพิจารณาด้านเทคนิคต่อไป 3) ด้านเทคนิค มีการตรวจสอบและให้คะแนนความพร้อมด้านต่าง ๆ อาทิ พื้นที่ เทคโนโลยี เชื้อเพลิง การเงิน ความเหมาะสมของแผนการดำเนินงาน เป็นต้น โดยต้องมีคะแนนในแต่ละด้านและคะแนนรวมไม่น้อยกว่าเกณฑ์ขั้นต่ำที่กำหนดจึงจะได้รับการพิจารณาจัดเรียงคะแนนด้านเทคนิคเพื่อคัดเลือกต่อไป โดยผู้ที่มีคะแนนสูงสุด คือมีความพร้อมมากที่สุด จะได้รับการพิจารณาเป็นลำดับต้น จนกว่าจะครบเป้าหมายการรับซื้อ และ 4) กรณีมีผู้ยื่นข้อเสนอหลายราย ณ จุดเชื่อมโยงเดียวกัน แต่บริเวณดังกล่าวยังไม่สามารถปรับปรุงระบบส่งและจำหน่ายไฟฟ้า ให้สอดคล้องกับแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ได้นั้น จะรับซื้อไฟฟ้าเรียงตามลำดับเชื้อเพลิง ดังนี้ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์แบบ Solar+BESS และแบบติดตั้งบนพื้นดิน ทั้งนี้ กกพ. จะกำหนดรายละเอียดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าตามความเหมาะสม เพื่อให้เป็นไปตามกรอบหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกและมีผลสัมฤทธิ์ใกล้เคียงกับเป้าหมายตามแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และ (5) เงื่อนไขการเข้าร่วมโครงการ มีดังนี้ 1) กำหนดให้กรรมสิทธิ์ ในหน่วย Renewable Energy Certificate (REC) ที่เกิดขึ้นจากการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นกรรมสิทธิ์ของภาครัฐ โดยให้ระบุการครอบครองกรรมสิทธิ์ของภาครัฐไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 2) กรณีที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด ให้สามารถกำหนดเงื่อนไขหักหลักประกันตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ และ 3) สำหรับเชื้อเพลิงประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลช่วยในการผลิตไฟฟ้า ยกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น

           4. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 แยกตามประเภทเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้ (1) อัตรา FiT กำลังผลิตตามสัญญาทุกขนาดของก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) เท่ากับ 2.0724 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 20 ปี (2) พลังงานลม เท่ากับ 3.1014 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 25 ปี (3) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน เท่ากับ 2.1679 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา รับซื้อไฟฟ้า 25 ปี และ (4) พลังงานแสงอาทิตย์แบบ Solar+BESS กำลังผลิตตามสัญญามากกว่า 10 - 90 เมกะวัตต์ เท่ากับ 2.8331 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 25 ปี โดยรูปแบบสัญญา Partial Firm ของแบบ Solar+BESS กำหนดให้มีรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ 1) ช่วงเวลา 9.00 น. - 16.00 น. ผลิตไฟฟ้าส่งจ่ายเข้าระบบและการไฟฟ้ารับซื้อในปริมาณร้อยละ 100 ของปริมาณไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 2) ช่วงเวลา 18.01 น. - 06.00 น. มีความพร้อมส่งจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปริมาณพลังงานเท่ากับร้อยละ 60 ของปริมาณไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า เป็นเวลา 2 ชั่วโมง (60% Contracted Capacity * 2 hrs.) โดยที่การไฟฟ้ารับซื้อทั้งหมดและสามารถสั่งจ่ายกำลังไฟฟ้าสูงสุดได้ไม่เกินร้อยละ 60 ของปริมาณไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และ 3) ช่วงเวลา 06.01 น. - 09.00 น. และ 16.01 น. - 18.00 น. ผลิตไฟฟ้าส่งจ่ายเข้าระบบและการไฟฟ้ารับซื้อในปริมาณไม่เกิน ร้อยละ 100 ของปริมาณไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ทั้งนี้ สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนใต้ ได้แก่ จังหวัดยะลา ปัตตานี นราธิวาส และ 4 อำเภอ ในจังหวัดสงขลา (อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี) ให้ได้รับอัตรา FiT Premium 0.50 บาทต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ

           5. ประโยชน์ที่ประเทศจะได้รับจากการดำเนินการ ได้แก่ (1) ส่งเสริมให้มีสัดส่วนการใช้พลังงานสะอาดในการผลิตไฟฟ้ามากขึ้น สอดคล้องกับนโยบายการมุ่งสู่เศรษฐกิจคาร์บอนต่ำ (Low Carbon Economy) (2) สร้างเสถียรภาพด้านราคาค่าไฟฟ้าจากการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในระยะยาวด้วยการกำหนดราคารับซื้อในระดับที่แข่งขันได้กับ Grid Parity (3) ส่งเสริมให้เกิดการสร้างงาน สร้างรายได้ เกิดการขับเคลื่อนเศรษฐกิจ ของประเทศจากการส่งเสริมการดำเนินธุรกิจพลังงานหมุนเวียน และ (4) สร้างแรงจูงใจให้เกิดการไหลเวียนเงินทุนจากต่างประเทศในการลงทุนธุรกิจพลังงานหมุนเวียนในประเทศไทย

           6. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 ได้พิจารณาเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 - 2573 โดยที่ประชุมได้มีมติเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าและข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี พ.ศ. 2565 - 2573 สำหรับกลุ่ม ที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงตามที่เสนอ และพิจารณาให้ความเห็นว่าการจัดหากำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนครั้งนี้ถือเป็นการเริ่มต้นครั้งสำคัญของการจัดหาพลังงานสะอาดทุกรูปแบบอย่างจริงจัง เพื่อให้ได้ราคาค่าไฟที่ไม่สร้างภาระต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในระยะยาวให้กับประเทศ และผู้ยื่นข้อเสนอต้องมีความชัดเจน มีความพร้อมในทุกด้านที่จะดำเนินการพัฒนาโครงการให้ได้ตามกำหนดเวลา ซึ่งจะทำให้นานาชาติเกิดความเชื่อมั่นในประเทศไทยว่าจะดำเนินการให้บรรลุเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ได้อย่างชัดเจนที่สุด ในส่วนของพลังงานสะอาดที่เกี่ยวข้องกับการบริหารจัดการสิ่งแวดล้อมและภาคประชาชน เช่น การผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ขยะอุตสาหกรรม ก็จะมีการดำเนินการรับซื้อต่อเนื่องตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 - 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ที่ได้เสนอไว้ โดยถึงแม้ว่าจะมีราคาสูงกว่า แต่ก็ได้พิจารณาถึงความคุ้มค่าจากการประหยัดค่าใช้จ่ายและเวลาในการแก้ไขปัญหาอื่นๆ เช่น สังคม สิ่งแวดล้อม และเป็นการสร้างรายได้กระจายสู่ท้องถิ่นช่วยลดการปลูกพืชที่ไม่เหมาะสม กับพื้นที่ด้วย ทั้งนี้ การเพิ่มกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจะทำให้การพึ่งพาการนำเข้าเชื้อเพลิง จากต่างประเทศลดน้อยลงไม่ว่าจะเป็นก๊าซธรรมชาติหรือน้ำมัน ซึ่งจะส่งผลให้ราคาค่าไฟของประเทศมีเสถียรภาพมากขึ้นและความผันผวนที่จะมีต่อผู้ใช้พลังงานภาคประชาชน ภาคครัวเรือน ภาคอุตสาหกรรม และภาคขนส่ง จะลดน้อยลงได้อย่างมีนัยสำคัญ

มติของที่ประชุม

       1. รับทราบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า ของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุง ครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม)

       2. เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับปี พ.ศ. 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง

       3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าและกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ อาจพิจารณาทบทวนปริมาณเชื้อเพลิงรายปีที่กำหนดไว้ ได้ตามสถานการณ์หรือศักยภาพที่เหมาะสม หรือปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้โดยมอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณา

เรื่องที่ 6 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการปากแบง

สรุปสาระสำคัญ

           1. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการหลวงพระบางและโครงการปากแบง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว รวมทั้งเห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของโครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง ในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า ต่อมาเมื่อวันที่ 25 เมษายน 2565 กฟผ. ได้ลงนาม Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการปากแบง ได้แก่ บริษัท กัลฟ์ เอ็นเนอร์จี ดีเวลลอปเมนท์ จำกัด (มหาชน) และบริษัท China Datang Overseas Investment จำกัด และได้เจรจาจัดทำร่าง PPA กับผู้พัฒนาโครงการแล้วเสร็จ โดยได้จัดส่งให้คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) พิจารณาในการประชุมเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2565 โดยคณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการปากแบง และมอบหมายให้ กฟผ. เสนอ อส. ตรวจพิจารณาร่าง PPA โครงการปากแบง รวมทั้งให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน PPA โครงการปากแบงที่ผ่านการตรวจพิจารณา จาก อส. แล้วต่อไป และเมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 กบง. ได้มีมติดังนี้ (1) มอบหมายให้ กฟผ. ลงนาม PPA โครงการปากแบงที่ผ่านการพิจารณาจาก อส. แล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข PPA ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่าง PPA และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนาม PPA ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไข และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป

           2. สรุปรายละเอียดโครงการปากแบง ดังนี้ ผู้พัฒนาโครงการ คือ บริษัท Pak Beng Power Company Limited (PBPC) เป็นบริษัทจดทะเบียนในสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) โดยมีผู้ถือหุ้น ได้แก่ บริษัท China Datang Overseas Investment Company Limited สัดส่วนร้อยละ 51 และบริษัท Gulf Energy Development Public Company Limited สัดส่วนร้อยละ 49 โครงการตั้งอยู่บน ลำน้ำโขง แขวงอุดมไซ ทางตอนเหนือของ สปป. ลาว เป็นโรงไฟฟ้าประเภทเขื่อนน้ำไหลผ่าน (Run-of-River) กำลังผลิตติดตั้ง 912 เมกะวัตต์ (16 x 57 เมกะวัตต์) โดยสามารถผลิตพลังงานไฟฟ้าและจำหน่ายให้ กฟผ. ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย - สปป. ลาว จำนวน 897 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 3,666 ล้านหน่วยต่อปี ระบบส่งไฟฟ้าฝั่ง สปป.ลาว แรงดัน 500 กิโลโวลต์ (kV) ความยาว 60 กิโลเมตร จากโครงการปากแบงมายัง Collective Substation และสายส่งแรงดัน 500 กิโลโวลต์ ความยาว 10 กิโลเมตร จาก Collective Substation มายังจุดส่งมอบชายแดนไทย - สปป. ลาว เพื่อเชื่อมโยงกับระบบส่งของ กฟผ. โดยระบบส่งไฟฟ้าฝั่งไทย แรงดัน 500 กิโลโวลต์ ความยาว 50 กิโลเมตร จากจุดส่งมอบชายแดนไทย - สปป.ลาว มายังสถานีไฟฟ้าแรงสูงท่าวังผา

           3. สรุปสาระสำคัญของร่าง PPA โครงการปากแบง ดังนี้ (1) คู่สัญญา คือ กฟผ. และบริษัท Pak Beng Power Company Limited (Generator) อายุสัญญา 29 ปี นับจากวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) โดย Generator มีหน้าที่จัดหาเงินกู้ให้แล้วเสร็จภายใน 12 เดือน นับจากวันลงนามสัญญา หรือภายในวันที่ 1 พฤศจิกายน 2567 แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นทีหลัง (Scheduled Financial Close Date: SFCD) หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SFCD จะต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวัน (2) Generator มีหน้าที่พัฒนาโครงการให้แล้วเสร็จทันกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) คือ วันที่เกิดขึ้นช้ากว่าระหว่าง 98 เดือน นับจากวันที่ กฟผ. เริ่มก่อสร้างสายส่งฝั่งไทย (EGAT Construction Obligation Commencement Date: ECOCD) และวันที่ 1 มกราคม 2576 และ กฟผ. มีหน้าที่ก่อสร้างสายส่งฝั่งไทย ณ วันที่เกิดขึ้นช้ากว่าระหว่าง SFCD และวันที่ Generator จัดหาเงินกู้ได้ (Financial Close Date: FCD) โดยต้องดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในวันที่เกิดขึ้นช้ากว่าระหว่าง 83 เดือนนับจาก ECOCD และวันที่ 1 ตุลาคม 2574 ทั้งนี้ ฝ่ายที่ทำให้การก่อสร้างล่าช้าต้องจ่ายค่าปรับ (Liquidated Damages: LD) ตามอัตราที่กำหนด แต่หากความล่าช้านั้นเกิดจากเหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่อ้างเหตุต้องจ่ายค่า Force Majeure Offset Amount (FMOA) ตามอัตรา ที่กำหนด โดยจะได้รับคืนในภายหลัง ซึ่งแตกต่างจาก LD ที่ไม่มีการจ่ายคืน คุณภาพการผลิตไฟฟ้าของ Generator ต้องเป็นไปตาม Contracted Operating Characteristics (COCs) ที่ระบุไว้ใน PPA และการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่งของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable ทั้งนี้ Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้า ให้บุคคลที่สาม ยกเว้นตามที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ.

           4. การซื้อขายไฟฟ้าและราคารับซื้อไฟฟ้า แบ่งเป็น (1) พลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อจากโครงการ ปากแบง ได้แก่ Primary Energy (PE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 16 ชั่วโมงต่อวัน ตั้งแต่วันจันทร์ – วันเสาร์ Secondary Energy (SE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 5.35 ชั่วโมงต่อวัน ในวันจันทร์ - วันเสาร์ และไม่เกิน 8 ชั่วโมงต่อวัน ในวันอาทิตย์ และ Excess Energy (EE) เป็นพลังงานไฟฟ้า ที่เกินจาก PE และ SE โดย กฟผ. จะรับประกันซื้อ PE และ SE แต่ไม่รับประกันซื้อ EE ทั้งนี้ Generator ต้องรับประกันการผลิต PE ส่งให้ กฟผ. ไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 8 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์) ในแต่ละเดือน และเมื่อรวมทั้งปีแล้วต้องไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 10 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์) และ (2) ราคารับซื้อไฟฟ้า ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย - สปป. ลาว แบ่งเป็น 1) ระหว่างการทดสอบ 0.570 บาทต่อหน่วย 2) ระหว่าง Unit Operation Period (กฟผ. รับซื้อจากหน่วยผลิตไฟฟ้าที่ผ่านการทดสอบแล้วในช่วงก่อน COD) แบ่งเป็น PE เท่ากับ 3.5447 เซนต์สหรัฐฯ บวก 1.1343 บาทต่อหน่วย SE เท่ากับ 1.4746 บาทต่อหน่วย และ EE เท่ากับ 1.0217 บาทต่อหน่วย 3) ตั้งแต่ COD เป็นต้นไป แบ่งเป็น PE เท่ากับ 4.7263 เซนต์สหรัฐฯ บวก 1.5124 บาทต่อหน่วย SE เท่ากับ 1.9661 บาทต่อหน่วย และ EE เท่ากับ 1.3622 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ PE จ่ายเป็นสกุลเงินเหรียญสหรัฐฯ ร้อยละ 50 และสกุลเงินบาท ร้อยละ 50 ส่วน SE และ EE จ่ายเป็นสกุลเงินบาททั้งหมด ด้านการจ่ายเงิน ค่าพลังงานไฟฟ้า มีดังนี้ (1) กฟผ. จะจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้าให้ Generator แต่ละปีไม่เกินจำนวนพลังงานไฟฟ้าตามเป้าหมายรายปี เท่ากับ 3,666 ล้านหน่วย แบ่งเป็น PE 2,586 ล้านหน่วย และ SE 1,080 ล้านหน่วย โดยกรณีที่ Generator มีความพร้อมผลิตไฟฟ้าเกินเป้าหมายรายปี พลังงานไฟฟ้าส่วนเกินเป้าหมายจะถูกเก็บไว้ในบัญชี และ กฟผ. จะจ่ายเงินคืนให้ Generator ในปีที่ Generator มีความพร้อมต่ำกว่าเป้าหมาย (2) กรณีที่ กฟผ. สั่งเดินเครื่องน้อยกว่าค่าพลังงานไฟฟ้าที่รับประกันซื้อรายเดือน กฟผ. ต้องจ่ายเงินเท่ากับที่รับประกันซื้อ และส่วนที่ซื้อไม่ครบสามารถสะสมไว้ในบัญชี Dispatch Shortfall โดย กฟผ. มีสิทธิ์ Make-up ได้ตลอดอายุสัญญา หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนที่รับประกันซื้อในสัปดาห์นั้นๆ จนครบแล้ว (3) กรณีที่มี Dispatch Shortfall กฟผ. สามารถสะสมไว้ในบัญชี และมีสิทธิ์ Make-up หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าในส่วนที่รับประกันซื้อจนครบแล้วตลอดอายุสัญญา และ (4) ในเดือนสุดท้ายของ Relevant Period ที่ 2 ที่ 4 และปีสุดท้ายของ PPA หากมี Supply Excess PE Account และ Supply Access SE Account เหลือ ให้นำมาคูณด้วยอัตราค่าไฟ Excess Energy เพื่อนำมารวมเข้าไปใน Excess Revenue Account โดยค่าใน Dispatch Shortfall Payment Account จะถูกปรับค่าโดย Excess Revenue Account และจ่ายคืนให้กับ กฟผ. และหากยังคงมีเงินคงเหลือใน Excess Revenue Account หลังการปรับค่าแล้ว ให้จ่ายเงินคืนให้ กฟผ. อีกร้อยละ 25 ของจำนวนเงินที่เหลือใน Excess Revenue Account

           5. การวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน (Security) Generator ต้องวางหนังสือค้ำประกัน เพื่อเป็นหลักประกันการปฏิบัติหน้าที่ตาม PPA และการชำระหนี้ให้ กฟผ. ตลอดอายุสัญญาดังนี้ (1) Development Security (DS) คือ หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 11.64 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่ วันลงนามสัญญา จนถึงวันก่อน FCD และ DS2 จำนวน 29.22 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน FCD จนถึงวันก่อน COD (2) Performance Security (PS) คือ หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 26.12 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันก่อนครบ 15 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 8.79 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันที่ครบ 15 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) Additional Security คือ สัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการเพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. ในวงเงิน 7,660 ล้านบาท โดย กฟผ. เป็นผู้รับผลประโยชน์ลำดับสองรองจากผู้ให้เงินกู้แก่โครงการ ซึ่ง Generator ต้องนำส่งสัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการให้ กฟผ. ก่อนหรือ ณ วัน FCD ส่วนกรณีเกิดเหตุสุดวิสัย ((Force Majeure: FM) ฝ่ายที่อ้าง FM สามารถหยุดปฏิบัติตามพันธะใน PPA ได้นานเท่าที่ FM เกิดขึ้น และจะได้รับการขยายเวลาสำหรับการปฏิบัติตามพันธะนั้นเท่ากับจำนวนวันที่เกิด FM แต่ต้องจ่าย FMOA ให้แก่อีกฝ่ายหนึ่งในอัตราที่กำหนดใน PPA โดยจะได้รับเงินคืนในภายหลัง ด้วยวิธีหักกลบลบหนี้กับค่าไฟฟ้ารายเดือน กรณีเกิด Political Force Majeure ฝ่ายที่ถูกกระทบมีสิทธิ์ บอกเลิกสัญญาเมื่อใดก็ได้และต้องจ่าย Termination Payment ให้อีกฝ่ายหนึ่งตามที่กำหนดไว้ใน PPA แต่อีกฝ่ายจะมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาได้หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 15 เดือน กรณีเกิด Non-Political Force Majeure หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 24 เดือน ทั้งสองฝ่ายมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาโดยไม่มีฝ่ายใด ต้องจ่าย Termination Payment ทั้งนี้ กรณี กฟผ. ไม่สามารถจัดหาที่ดินก่อสร้างระบบส่งได้ ให้ถือเป็น FM เนื่องจาก EGAT Access Rights โดย กฟผ. มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาเมื่อใดก็ได้ แต่ Generator จะบอกเลิกสัญญาได้เมื่อผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 730 วัน ทั้งนี้ กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการเมื่อมีการบอกเลิกสัญญา

           6. การบอกเลิกสัญญา หากเกิดขึ้นในช่วงก่อน FCD เนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. จะคืนหลักทรัพย์ค้ำประกัน แต่หาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. จะยึดหลักทรัพย์ค้ำประกัน ทั้งนี้หากเกิดขึ้นในช่วงหลัง FCD เนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการ แต่หาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการ ด้านการยุติข้อพิพาท ให้ยุติโดยการเจรจาด้วยความสุจริต (Good Faith Discussion) ในลำดับแรก หากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนดให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) โดยใช้กฎของ United Nations Commission on International Trade Law (UNCITRAL Rule) และดำเนินกระบวนการที่ประเทศไทย โดยใช้ภาษาอังกฤษ และหากมีข้อพิพาทเกี่ยวกับ Billing หรือ Invoice หรือ Statement เกิดขึ้น ให้ยุติข้อพิพาทโดยการไกล่เกลี่ยโดยคณะกรรมการที่เป็นผู้แทนของคู่สัญญาทั้งสองฝ่ายก่อน หากไม่สำเร็จให้ยุติปัญหาโดยอนุญาโตตุลาการ ทั้งนี้ PPA นี้ใช้บังคับและตีความตามกฎหมายไทย

มติของที่ประชุม

       รับทราบหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) โครงการปากแบง และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามใน PPA โครงการปากแบง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข PPA ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่าง PPA และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้า เชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนาม PPA ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไข โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบอีก

เรื่องที่ 7 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการ เซกอง 4A และ 4B

สรุปสาระสำคัญ

           1. คณะกรรมการประสานการพัฒนาด้านพลังงานไฟฟ้า สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีหนังสือถึงคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ขอให้พิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเซกอง 4A และ 4B โดยเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าของโครงการเซกอง 4A และ 4B และมอบหมายให้ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เจรจาจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff Memorandum of Understanding: Tariff MOU) กับโครงการเซกอง 4A และ 4B และนำมาเสนอคณะอนุกรรมการประสานฯ พิจารณา โดยควรต้องระบุเงื่อนไขให้ผู้พัฒนาโครงการเลือกใช้วัตถุดิบและผลิตภัณฑ์ในการก่อสร้างโรงไฟฟ้า รวมถึงการใช้บุคลากร การจ้างงาน และการบริการจากประเทศไทย (Local Content Requirement) ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 30 เป็นลำดับแรก เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดกับเศรษฐกิจของประเทศ ต่อมาเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2565 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการดังกล่าวตามที่ กฟผ. เสนอ และได้มีมติเห็นชอบร่าง Tariff MOU โครงการเซกอง 4A และ 4B และมอบหมายให้ กฟผ. เสนอสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) ตรวจพิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการเซกอง 4A และ 4B และเมื่อ อส. ตรวจพิจารณาแล้วเสร็จ เห็นควรให้ดำเนินการเจรจาร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) กับโครงการเซกอง 4A และ 4B อย่างไม่เป็นทางการคู่ขนานกันไป ระหว่างรอเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าและมอบหมายให้ กฟผ. ลงนาม Tarifff MOU ที่ ทั้งนี้ หาก กพช. พิจารณาร่าง Tariff MOU แล้ว มีความเห็นแตกต่างจากร่าง Tariff MOU ที่ อส. ได้เคยตรวจพิจารณาแล้ว ให้นำไปปรับปรุงในร่าง PPA ทั้งนี้ จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าโครงการเซกอง 4A และ 4B และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน Tariff MOU โครงการเซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว และเมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 กบง. ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการเซกอง 4A และ 4B และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน Tariff MOU โครงการเซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว และเห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU โครงการเซกอง 4A และ 4B ในขั้นตอนการจัดทำร่าง PPA เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า และ มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป

           2. สรุปรายละเอียดโครงการเซกอง 4A และ 4B ดังนี้ ผู้พัฒนาโครงการ คือ บริษัท ราช กรุ๊ป จำกัด (มหาชน) บริษัท บี.กริม เพาเวอร์ จำกัด (มหาชน) และบริษัท Lao World Engineering and Construction จำกัด โครงการตั้งอยู่บนลำน้ำเซกอง แขวงเซกอง ทางตอนใต้ของ สปป. ลาว เป็นโรงไฟฟ้าประเภทอ่างเก็บน้ำ (Reservoir Hydro Power Plant) กำลังผลิตติดตั้ง 355 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 347.30 เมกะวัตต์พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 1,472.78 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 27 ปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 1 มกราคม 2576 โดยส่งไฟฟ้าจาก สปป.ลาว มายังจุดส่งมอบชายแดนไทย - สปป. ลาว เพื่อเชื่อมต่อกับสถานีไฟฟ้าอุบลราชธานี 3 โดยมีข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ย ณ ชายแดน รวมค่าก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าในฝั่งไทยของโครงการเซกอง 4A และ 4B เท่ากับ 2.7408 บาทต่อหน่วย

           3. กฟผ. และผู้พัฒนาโครงการได้ร่วมกันจัดทำร่าง Tariff MOU โครงการเซกอง 4A และ 4B โดยใช้รูปแบบเดียวกับ Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 ที่คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้เคยพิจารณาให้ความเห็นชอบ อส. ได้พิจารณาตรวจ และ กฟผ. ได้ลงนามใน Tariff MOU แล้ว โดยมีสาระสำคัญโดยสังเขป ดังนี้ (1) กฟผ. จะขอความเห็นชอบการลงนาม Tariff MOU จาก กพช. และผู้พัฒนาโครงการจะขอความเห็นชอบ จากกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของรัฐบาล สปป. ลาว โดยทั้งสองฝ่ายจะขอความเห็นชอบการลงนาม Tariff MOU ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม และแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบเป็นลายลักษณ์อักษร โดย Tariff MOU จะมีผลบังคับใช้หลังจากที่ทั้งสองฝ่ายได้รับความเห็นชอบจากหน่วยงานภาครัฐตามที่ระบุข้างต้น ยกเว้นเงื่อนไขเรื่องหลักทรัพย์ค้ำประกันที่ Tariff MOU จะมีผลบังคับใช้นับจากวันลงนาม Tariff MOU (2) Tariff MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีเหตุการณ์ใดดังต่อไปนี้เกิดขึ้นก่อน ได้แก่ เมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า หรือ Tariff MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนาม หรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ Tariff MOU ออกไป หรือทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อขอยกเลิกก่อนครบกำหนด (3) ผู้พัฒนาโครงการให้คำมั่นว่าจะเจรจากับรัฐบาล สปป. ลาว เพื่อให้ได้สัญญาสัมปทานซึ่งผ่านความเห็นชอบของ National Assembly สปป. ลาว เพื่อให้สามารถพัฒนาโครงการและผลิตไฟฟ้าขายให้ กฟผ. อย่างถูกต้องตามกฎหมายของ สปป. ลาว และสอดคล้องกับเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) โดยทั้งสองฝ่ายจะใช้ PPA ของโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำประเภท Reservoir และประเภทเขื่อนน้ำไหลผ่าน (Run-of-River) โครงการล่าสุด เป็นพื้นฐานในการจัดทำ PPA (4) แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจากการกระทำของอีกฝ่ายหนึ่งได้ รวมถึงการยกเลิก Tariff MOU ยกเว้นหลักทรัพย์ค้ำประกันที่วางไว้หากไม่สามารถเจรจาเพื่อลงนามใน PPA ได้ตามเงื่อนไขที่ระบุไว้ ใน Tariff MOU ซึ่งผู้พัฒนาโครงการจะต้องวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน วงเงิน 35.5 ล้านบาท ก่อนหรือในวันที่ลงนาม Tariff MOU (5) สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 27 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) โดยอาจมีการต่ออายุสัญญาได้ หาก สปป. ลาว อนุมัติ และทั้งสองฝ่ายตกลง (6) โครงการมีกำลังผลิต 355 เมกะวัตต์ ขายให้ไทย ณ ชายแดน 347.30 เมกะวัตต์ และมีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปีของ Primary Energy (PE) 1,278.10 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) 194.68 ล้านหน่วย โดยช่วงหลัง COD กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE และช่วงก่อน COD หรือช่วง Unit Operation Period กฟผ. จะรับซื้อพลังงานไฟฟ้าที่บริษัทแจ้งพร้อมผลิต โดยใช้หลักการสั่งเดินเครื่องตามต้นทุนการผลิตต่ำสุด (Merit Order) และพิจารณาถึงความพร้อมของระบบ กฟผ. ทั้งนี้ บริษัทมีสิทธิ์แจ้งราคารายเดือนที่ต่ำกว่าราคาตามสัญญา (7) ผู้พัฒนาโครงการต้องส่งแผนบริหารจัดการน้ำรายเดือนและรายปีของเขื่อนเซกอง 4A และ 4B เพื่อรับรองว่าจะสามารถผลิตไฟฟ้าส่งให้ กฟผ. ตามเงื่อนไขในสัญญา และจะต้องดำเนินการตาม Local Content Requirement ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 30 ของราคาค่าก่อสร้างโครงการ (8) กฟผ. และผู้พัฒนาโครงการต้องหารือการนำระบบ Generator Shedding Scheme มาใช้เพื่อรองรับการซื้อขายไฟฟ้า โดยผู้พัฒนาโครงการต้องติดตั้งและทดสอบระบบก่อนวัน Scheduled Energizing Date รวมทั้งรับผิดชอบค่าใช้จ่ายทั้งหมด ทั้งนี้ กฟผ. จะไม่บังคับใช้บทปรับและเงื่อนไขความไม่พร้อมหากมีการทำ Generator Shedding และ (9) Tariff MOU และ PPA จะถูกบังคับและตีความตามกฎหมายไทย

           4. ภายหลังจาก กพช. เห็นชอบมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่าง Tariff MOU โครงการเซกอง 4A และ 4B แล้ว กฟผ. จะต้องดำเนินการลงนาม Tariff MOU ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้วกับผู้ลงทุนโครงการเซกอง 4A และ 4B และเจรจารายละเอียดของร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement: PPA) กับผู้ลงทุนโครงการเซกอง 4A และ 4B โดยยึดกรอบ Tariff MOU เป็นแนวทางในการเจรจา พร้อมทั้ง นำรายละเอียดร่าง PPA ที่ได้จากการเจรจาเสนอต่อคณะอนุกรรมการประสานฯ และ อส. พิจารณา ให้ความเห็นชอบในรายละเอียด เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน PPA ต่อไป

มติของที่ประชุม

       1. เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการเซกอง 4A และ 4B และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการเซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว

       2. เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU โครงการเซกอง 4A และ 4B ในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า

เรื่องที่ 8 การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดยกรมพัฒนา พลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ ประเทศไทย (PDP)

สรุปสาระสำคัญ

           1. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้พัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน ได้แก่ โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำ โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลม โครงการผลิตพลังงานทดแทน เพื่อการเกษตร และโครงการระบบผลิตไฟฟ้าแบบผสมผสาน โดยใช้งบประมาณภาครัฐซึ่งเป็นการดำเนินการ ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อจัดหาไฟฟ้าให้กับราษฎรในพื้นที่ห่างไกลที่ระบบไฟฟ้าฐานเข้าไม่ถึงได้มีไฟฟ้าใช้ในการดำรงชีวิต และจ่ายเข้าระบบจำหน่ายของการไฟฟ้า ส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และระบบสายส่งของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า และบริหารจัดการน้ำในพื้นที่ของประเทศ ซึ่งเป็นการเพิ่มสัดส่วนของการใช้พลังงานทดแทนต่อปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของประเทศ สร้างสังคมคาร์บอนต่ำ และยั่งยืน ลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกและมลพิษ พร้อมทั้งทำให้ประชาชนมีคุณภาพชีวิตดียิ่งขึ้น

           2. โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ พพ. ดำเนินการมีการจ่ายไฟฟ้า 2 ประเภท คือ โครงการจ่ายไฟฟ้าแบบอิสระ (Off-grid) และโครงการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้า (On-grid) โดยมีรายละเอียดดังนี้

                   2.1 โครงการจ่ายไฟฟ้าแบบอิสระ (Off-grid) เป็นโครงการที่ พพ. จัดหาไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนที่มีศักยภาพและเหมาะสม โดยผลิตและจ่ายไฟฟ้าแก่ประชาชน หรือหน่วยงานของรัฐในพื้นที่ห่างไกล ที่ไม่มีระบบไฟฟ้าฐาน ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 0.015 – 0.335 เมกะวัตต์ต่อแห่ง ประกอบด้วยโครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กมาก 76 แห่ง และโครงการระบบผลิตไฟฟ้าแบบผสมผสาน 2 แห่ง รวมกำลังผลิต 3.253 เมกะวัตต์ จ่ายไฟฟ้าให้ราษฎรกว่า 6,700 ครัวเรือน อุทยานแห่งชาติ 7 แห่ง และโครงการหลวง 1 แห่ง รวมพลังงานไฟฟ้า ที่ผลิตได้ประมาณ 2 ล้านหน่วยต่อปี ทดแทนการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าประมาณ 0.445 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 1,169 ตันคาร์บอนไดออกไซด์

                   2.2 โครงการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้า (On-grid) ประกอบด้วย ส่วนที่ 1 โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ พพ. ผลิตไฟฟ้าและบำรุงรักษา 27 แห่ง รวมกำลังผลิต 61.321 เมกะวัตต์ โดยจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้าแล้ว ดังนี้ (1) จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟภ. ในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วย จำนวน 20 แห่ง กำลังผลิต 36.464 เมกะวัตต์ ตามข้อตกลงการประชุมพิจารณาการจ่ายไฟฟ้าระหว่าง พพ. และ กฟภ. โดยดำเนินการตั้งแต่ปี 2524 – 2547 และจำหน่ายไฟฟ้าในอัตรา 2.9219 - 3.9085 บาทต่อหน่วย จำนวน 5 แห่ง กำลังผลิต 2.857 เมกะวัตต์ ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) แบบ Off-Peak และ On-Peak และ (2) จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้าของ กฟผ. ในอัตรา 2.3567 - 4.2243 บาทต่อหน่วย จำนวน 2 แห่ง กำลังผลิต 22 เมกะวัตต์ ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) แบบ Off-Peak และ On-Peak ทั้งนี้ รวมพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ประมาณ 125 ล้านหน่วยต่อปี ทดแทนน้ำมันเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าประมาณ 27.69 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 70,800 ตันคาร์บอนไดออกไซด์ และนำส่งรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าแก่กระทรวงการคลังเป็นรายได้แผ่นดินประมาณ 200 ล้านบาทต่อปี ส่วนที่ 2 โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ก่อสร้างแล้วเสร็จเพิ่มอีก จำนวน 27 แห่ง รวมกำลังผลิต 5.001 เมกะวัตต์ โดยเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับ กฟภ. รับซื้อไฟฟ้าในอัตรา 1.091 บาทต่อหน่วย คงที่ตลอดอายุโครงการ ซึ่ง พพ. ได้จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว และจะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบต่อไป และส่วนที่ 3 โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่จะดำเนินการในปี 2565 – 2573 ตามแผน PDP จำนวน 26 แห่ง กำลังผลิตรวม 94.447 เมกะวัตต์ ประกอบด้วยโครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็ก 17 แห่ง รวมกำลังผลิต 31.017 เมกะวัตต์ และระบบผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนทุ่นลอยน้ำในพื้นที่อ่างเก็บน้ำของโครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็ก 9 แห่ง รวมกำลังผลิต 63.430 เมกะวัตต์ โดยทุกโครงการผ่านการศึกษาความคุ้มค่าด้านเศรษฐศาสตร์แล้ว

           3. การดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนของ พพ. มีปัญหาอุปสรรค และข้อเสนอ การดำเนินการ ดังนี้ ส่วนที่ 1 การนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า โดยโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จำนวน 20 แห่ง และโครงการที่ กพช. มีมติให้รับซื้อไฟฟ้า จำนวน 27 แห่ง นั้น โครงการที่มีกำลังผลิตรวมต่อแห่งตั้งแต่ 1,000 กิโลโวลต์แอมแปร์ขึ้นไป ต้องขอรับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าและต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 และตามประกาศ กกพ. เรื่อง การนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าประเภทใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า พ.ศ. 2553 ตามชนิดเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า อย่างไรก็ดี เมื่อจำหน่ายไฟฟ้าแล้ว พพ. ไม่สามารถแบ่งรายได้ดังกล่าวนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าได้ เนื่องจากไม่ชัดเจนว่าราคาจำหน่ายไฟฟ้าในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วย รวมเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าด้วยหรือไม่ รายได้ที่ส่วนราชการได้รับไว้ทั้งหมดจึงต้องนำส่งคลังเป็นรายได้แผ่นดินตามกฎหมายการเงินการคลัง ดังนั้น พพ. จึงมีข้อเสนอกำหนดให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า 1.091 บาทต่อหน่วย เป็นอัตราที่รวมเงินส่วนที่ต้องนำส่งเข้ากองทุนฯ ตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าไว้ด้วย ดังนี้ (1) การผลิตไฟฟ้าจากพลังน้ำ ประกอบด้วย ค่าพลังงานไฟฟ้า 1.071 บาทต่อหน่วย และเงินนำส่งเข้ากองทุนฯ 0.02 บาทต่อหน่วย และ (2) การผลิตไฟฟ้าจากพลังลมหรือแสงอาทิตย์ ประกอบด้วย ค่าพลังงานไฟฟ้า 1.081 บาทต่อหน่วย และเงินนำส่งเข้ากองทุนฯ 0.01 บาทต่อหน่วย และส่วนที่ 2 โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน ที่ พพ. จะดำเนินการในปี 2565 – 2573 ตามแผน PDP จำนวน 26 แห่ง เมื่อก่อสร้างแล้วเสร็จยังไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ เนื่องจากยังไม่มีนโยบายให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการดังกล่าว ดังนั้น พพ. จึงเห็นควรให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วยตลอดอายุโครงการ โดยเป็นโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่ครอบคลุมเงินส่วนที่ต้องนำส่งเข้ากองทุนฯ ตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าไว้ด้วย

           4. กบง. เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 ได้พิจารณาเรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดย พพ. ตามแผน PDP และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบกำหนดให้อัตราค่าไฟฟ้าที่รับซื้อจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดย พพ. ในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วยตลอดอายุโครงการ เป็นโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่รวมเงินส่วนที่ต้องนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าไว้ด้วยแล้ว (2) มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน กฟภ. และ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ พพ. ดำเนินการตามแผน PDP จำนวน 26 แห่ง กำลังผลิตรวม 94.447 เมกะวัตต์ ในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วยตลอดอายุโครงการ โดยเป็นโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่รวมเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าไว้ด้วยแล้ว ทั้งนี้ที่ประชุม กบง.ได้เห็นควรพิจารณาให้กรรมสิทธิ์ Renewable Energy Certificate (REC) ที่เกิดขึ้นจากการผลิตไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดย พพ. เป็นกรรมสิทธิ์ของภาครัฐ และให้ พพ. ประสานขอคำปรึกษาจาก กฟผ. ในการดำเนินการโครงการระบบผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนทุ่นลอยน้ำ เพื่อให้โครงการสัมฤทธิ์ผล และมีประสิทธิภาพสูงสุด

           5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดย พพ. เป็นโครงการที่สอดคล้องกับแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (แผน AEDP) และเป็นการสนับสนุนนโยบายภาครัฐตามเป้าหมายลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์เป็นศูนย์ (Net-Zero Carbon Emission) ภายในปี ค.ศ. 2065 – 2570 รวมทั้งเป็นโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดที่มีราคาถูก

มติของที่ประชุม

       1. เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าที่รับซื้อจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วยตลอดอายุโครงการ เป็นโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่รวมเงินส่วนที่ต้องนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าไว้ด้วยแล้ว ดังนี้

       2. มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ พพ. ดำเนินการตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) จำนวน 26 แห่ง กำลังผลิตรวม 94.447 เมกะวัตต์ ในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วยตลอดอายุโครงการ โดยเป็นโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่รวมเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าไว้ด้วยแล้ว

       3. เห็นชอบให้กรรมสิทธิ์ Renewable Energy Certificate (REC) ที่เกิดขึ้นจากการผลิตไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดย พพ. เป็นกรรมสิทธิ์ของภาครัฐ

เรื่องที่ 9 การขอขยายกรอบการลงทุนของ บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด

สรุปสาระสำคัญ

           1. คณะรัฐมนตรี (ครม.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 เรื่อง การจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (บริษัท EGATi) เพื่อเป็นตัวแทนในการลงทุนโครงการที่เกี่ยวกับพลังงานไฟฟ้าและธุรกิจอื่น ที่เกี่ยวกับหรือต่อเนื่องกับกิจการของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในต่างประเทศ โดยมีทุน จดทะเบียนเบื้องต้นจำนวน 50 ล้านบาท และอนุมัติให้บริษัท EGATi สามารถ (1) ลงทุนและร่วมลงทุน ในต่างประเทศ รวมทั้งพิจารณาจัดตั้งบริษัทในเครือเพื่อการลงทุนได้ตามความเหมาะสม และ (2) ดำเนินการเพิ่มทุนจดทะเบียนในอนาคตได้ตามความเหมาะสม ภายใต้กลไกการกำกับดูแลของกระทรวงพลังงาน (พน.) โดยแผนธุรกิจของบริษัท EGATi ประจำปี 2564 – 2573 กำหนดให้มีการลงทุนในธุรกิจใหม่ (S3: New S-Curve Development Portfolio) ในสัดส่วนร้อยละ 9 ของรายได้รวมภายในปี 2573 โดยมีธุรกิจประเภทวิสาหกิจเริ่มต้น (Startup) ด้านพลังงานหรือกองทุนด้านพลังงานเป็นทางเลือกหนึ่ง ซึ่งช่วยตอบสนองต่อยุทธศาสตร์ กฟผ. ในส่วนของ Energy Solution for the Better Life และตอบสนองยุทธศาสตร์ชาติในการสร้างนวัตกรรมต่างๆ ประกอบกับบริษัท EGATi ได้มีโอกาสเจรจากับบริษัท Idinvest Partners (บริษัท Idinvest) และได้รับการเชิญ ให้ลงทุนในกองทุน Idinvest Smart City II (ISC II) ซึ่งเป็นกองทุนที่มุ่งเน้นการลงทุนในอุตสาหกรรมประเภท New Energy, Mobility, Smart Supply, Property Tech และ Industrial Tech โดยบริษัท EGATi ได้ดำเนินการศึกษาความเหมาะสมการลงทุนในกองทุน ISC II แล้วเสร็จและได้มีหนังสือถึง กฟผ. เพื่อขอให้พิจารณาเห็นชอบรายละเอียดการลงทุนในกองทุน ISC II ซึ่งได้ผ่านการเห็นชอบจากคณะกรรมการบริษัท EGATi ในการประชุม ครั้งที่ 15/2563 เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2563 ทั้งนี้ คณะกรรมการ กฟผ. ในการประชุม ครั้งที่ 2/2564 เมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2564 ได้พิจารณาและมีมติเห็นชอบรายละเอียดการลงทุนในกองทุน ISC II ตามที่บริษัท EGATi เสนอ พร้อมทั้งนำเสนอ พน. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป ซึ่งเมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2564 บริษัท EGATi ได้มีหนังสือชี้แจงข้อเท็จจริงเพิ่มเติมเพื่อประกอบการพิจารณาให้ความเห็นชอบในการลงทุนโครงการ ISC II ของบริษัท EGATi ตามที่ได้มีการหารือ ร่วมกับสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ (สคร.) ในประเด็นการลงทุนในกองทุน ISC II ตามระเบียบกระทรวงการคลังว่าด้วยการบัญชีและการเงินของรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2548 และระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยงบลงทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2550 ทั้งนี้ พน. เมื่อวันที่ 23 กรกฎาคม 2564 ได้มีการประชุมหารือเพิ่มเติม เรื่อง การลงทุนในกองทุนISC II ของบริษัท EGATi โดย พน. เห็นสมควรให้ กฟผ. พิจารณากำหนดกรอบความร่วมมือในการลงทุนด้านธุรกิจนวัตกรรมของบริษัทในเครือให้มีความชัดเจนและพิจารณาดำเนินการนำเสนอ ครม. พิจารณาขยายกรอบการพิจารณาของ พน. ตามมติ ครม. เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 ในการลงทุนและร่วมทุนในต่างประเทศของบริษัท EGATi เพื่อให้ครอบคลุมถึงการลงทุนในกองทุนดังกล่าวอย่างชัดเจนและเหมาะสมต่อไป

           2. คณะกรรมการ กฟผ. ในการประชุมครั้งที่ 9/2564 เมื่อวันที่ 30 กรกฎาคม 2564 ได้มอบหมายให้ กฟผ. และบริษัท EGATi กำหนดกรอบความร่วมมือในการลงทุนด้านธุรกิจนวัตกรรมระหว่างบริษัท EGATi และบริษัทในเครือของ กฟผ. ให้มีความชัดเจนยิ่งขึ้น และพิจารณาดำเนินการให้การลงทุนในกองทุนในลักษณะดังกล่าวอยู่ภายใต้กลไกการกำกับดูแลบริษัท EGATi ตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 วาระ การจัดตั้งบริษัท EGATi ซึ่งกำหนดให้ กฟผ. เสนอ พน. พิจารณาการลงทุนของบริษัท EGATi ต่อมา กฟผ. เมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2564 ได้มีหนังสือ เรื่อง ชี้แจงข้อเท็จจริงเพิ่มเติมเกี่ยวกับการลงทุนในกองทุน ISC II ของบริษัท EGATi ถึง พน. เสนอพิจารณาเห็นชอบการลงทุนในกองทุน ISC II ของบริษัท EGATi โดยเสนอขยายกรอบการพิจารณาการลงทุนของบริษัท EGATi ตามมติ ครม. เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 เพื่อให้บริษัท EGATi สามารถลงทุนในพันธบัตรหุ้นกู้ หลักทรัพย์อื่นของบริษัทใดๆ และกองทุนประเภทต่างๆ ที่เกี่ยวกับกลุ่มธุรกิจนวัตกรรมทางด้านพลังงานไฟฟ้าหรือธุรกิจนวัตกรรมพลังงานไฟฟ้าที่เกี่ยวเนื่อง หรือต่อเนื่องกับกิจการ ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยในต่างประเทศ

           3. การจัดตั้งบริษัท EGATi ตามมติ ครม. เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 มีการกำหนดกลไกการกำกับดูแลและเงื่อนไข ดังนี้ ข้อ 1 กำหนดกลไกในการกำกับดูแลเพื่อป้องกันปัญหาการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าไม่มี ความโปร่งใสในกรณีที่มีการซื้อไฟฟ้า กฟผ. จากโครงการของบริษัทฯ ในประเทศเพื่อนบ้าน ปัญหาการกีดกันภาคเอกชนหรือการเลือกปฏิบัติต่อผู้ลงทุนอื่น ในช่วงที่ยังไม่มีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน ให้ พน. แต่งตั้งคณะผู้ชำนาญการอิสระที่เป็นกลาง เป็นผู้พิจารณากลั่นกรองสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือข้อผูกพันอื่นระหว่าง กฟผ. กับบริษัท EGATi หรือกับโครงการ ที่บริษัท EGATi เข้าร่วมทุนด้วย ประกอบการพิจารณาของ กพช. (ยกเว้นโครงการที่ กพช. เห็นชอบไปแล้ว) ข้อ 2 ในการลงทุนและร่วมทุนในต่างประเทศของบริษัท EGATi ให้ กฟผ. ขอความเห็นชอบจาก พน. ก่อนเป็นรายโครงการ โดยโครงการที่มีประเด็นนโยบายพิเศษให้นำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบ ข้อ 3 ในการเพิ่มทุน จดทะเบียนของบริษัท EGATi ในอนาคตให้ กฟผ. ขอความเห็นชอบจาก พน. ก่อน และเมื่อมีการจัดตั้ง กกพ. ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงานแล้ว ให้ กฟผ. นำเสนอการเพิ่มทุนฯ ต่อ กกพ. พิจารณาผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าขายส่งด้วย และข้อ 4 ในขณะที่บริษัท EGATi ยังมีสถานะเป็นรัฐวิสาหกิจ ให้บริษัท EGATi ต้องปฏิบัติตามคำสั่ง กฏ ระเบียบ ข้อบังคับ และมติ ครม. ที่ใช้บังคับกับรัฐวิสาหกิจทั่วไป เพื่อให้ การกำกับดูแลรัฐวิสาหกิจมีความสอดคล้องและเป็นไปตามมาตรฐานเดียวกันตามความเห็นของกระทรวงการคลัง

           4. ด้วยแผนธุรกิจของบริษัท EGATi ประจำปี 2564 – 2573 กําหนดให้มีการลงทุนในธุรกิจใหม่ (S3: New S-Curve Development Portfolio) ในสัดส่วนร้อยละ 9 ของรายได้รวมภายในปี 2573 โดยมีธุรกิจประเภทวิสาหกิจเริ่มต้น (Startup) ด้านพลังงานหรือกองทุนด้านพลังงานเป็นทางเลือกหนึ่ง ดังนั้นเพื่อให้บริษัท EGATi สามารถลงทุนในกองทุนตามแผนธุรกิจของบริษัท ซึ่งจะเป็นประโยชน์ต่อ กฟผ. ในการเพิ่มศักยภาพ เพื่อนำมาต่อยอดกับธุรกิจพลังงานในประเทศไทยผ่านบริษัท EGATi ดังนั้น กฟผ. จึงเห็นควรขอขยายกรอบกลไกการกำกับดูแลและเงื่อนไข เรื่องการลงทุนและการร่วมทุนโครงการของบริษัท EGATi ในมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 จากเดิม “ข้อ 2 ในการลงทุนและร่วมทุนในต่างประเทศของบริษัท EGATi ให้ กฟผ. ขอความเห็นชอบจาก พน. ก่อนเป็นรายโครงการ โดยโครงการที่มีประเด็นนโยบายพิเศษให้นำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบ” เป็น “ข้อ 2 ในการลงทุนและร่วมทุนในต่างประเทศของบริษัท EGATi ให้ กฟผ. ขอความเห็นชอบจาก พน. ก่อนเป็นรายโครงการ ให้หมายรวมถึง การลงทุนในพันบัตร หุ้นกู้ หลักทรัพย์อื่นของบริษัทใดๆ และกองทุนประเภทต่างๆ ที่เกี่ยวกับกลุ่มธุรกิจนวัตกรรมทางด้านพลังงานไฟฟ้าหรือธุรกิจนวัตกรรมพลังงานไฟฟ้าที่เกี่ยวเนื่องหรือต่อเนื่องกับกิจการของ กฟผ. ในต่างประเทศ” ซึ่งสอดคล้องกับหนังสือรับรอง การจดทะเบียนบริษัท EGATi ซึ่งกรมพัฒนาธุรกิจการค้าออกให้ ณ วันที่ 2 มีนาคม 2564 ระบุวัตถุประสงค์ ของบริษัทในส่วนที่รองรับจากการขอขยายกรอบการลงทุนเพิ่มเติมของบริษัท ดังนี้ ข้อ (6) ลงทุนหรือเข้าหุ้น ในกิจการค้าใดๆ ไม่ว่าโดยวิธีการใดๆ ซึ่งมีวัตถุประสงค์และกิจการที่เกี่ยวกับหรือต่อเนื่องกับวัตถุประสงค์ ของบริษัทหรือลงทุนในหลักทรัพย์หรือหลักประกันอื่น หรือเข้าร่วมกิจการหรือร่วมค้ากับบุคคลอื่นหรือให้บุคคลอื่นเข้าร่วมกิจการหรือร่วมค้าด้วย หรือเป็นหุ้นส่วนในห้างหุ้นส่วนจำกัดหรือเป็นผู้ถือหุ้นในบริษัทจำกัดหรือบริษัทมหาชน จำกัด ซึ่งมีวัตถุประสงค์อยู่ภายในขอบวัตถุประสงค์ของบริษัทเช่นกัน และ ข้อ (7) ลงทุนในหุ้น พันธบัตร หุ้นกู้ และหลักทรัพย์อื่นของบริษัทใดๆ ซึ่งมีวัตถุประสงค์อยู่ภายในขอบวัตถุประสงค์ของบริษัท ทั้งนี้ วัตถุประสงค์ในการดำเนินการดังกล่าวมิได้ทำเป็นการค้า โดยประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจากการขยายกรอบการพิจารณาการลงทุนของบริษัท EGATi ได้แก่ (1) ช่วยสร้างการเติบโตและตอบสนองต่อแผนธุรกิจของบริษัท EGATi ที่มีเป้าหมายสร้างผลตอบแทนและมูลค่าเพิ่มที่เหมาะสมให้แก่บริษัท EGATi และ กฟผ. (2) สามารถสนับสนุน การดำเนินงานหรือส่งมอบสิทธิประโยชน์ในการลงทุนดังกล่าวให้กับ กฟผ. และบริษัท อินโนพาวเวอร์ จำกัด ได้ในอนาคต ซึ่งจะเป็นประโยชน์ต่อ กฟผ. ในการเพิ่มศักยภาพเพื่อนำมาต่อยอดกับธุรกิจพลังงานในประเทศไทยผ่านบริษัท EGATi และ (3) ตอบสนองต่อยุทธศาสตร์ กฟผ. ในส่วนของ Energy Solution for the Better Life และตอบสนองยุทธศาสตร์ชาติในการสร้างนวัตกรรมต่างๆ

           5. พน. ได้พิจารณาข้อเสนอการขยายกรอบการลงทุนของบริษัท EGATi ตามมติ ครม. เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 แล้ว เห็นว่ายังคงสอดคล้องกับหลักการดำเนินธุรกิจตามมติ ครม. ดังกล่าว ซึ่งให้ บริษัท EGATi เป็นตัวแทนของ กฟผ. ในการลงทุนโครงการต่างๆ ที่เกี่ยวกับพลังงานไฟฟ้าและธุรกิจอื่นที่เกี่ยวกับหรือต่อเนื่องกับกิจการของ กฟผ. ในต่างประเทศ และสอดคล้องกับวัตถุประสงค์ของบริษัท EGATi ตามหนังสือรับรอง การจดทะเบียนบริษัท EGATi ลงวันที่ 2 มีนาคม 2564 อีกทั้งเป็นการรองรับรูปแบบธุรกิจใหม่ที่เกิดขึ้น โดยบริษัท EGATi สามารถลงทุนในพันธบัตรหุ้นกู้ หลักทรัพย์อื่นของบริษัทใดๆ และกองทุนประเภทต่างๆ ที่เกี่ยวกับกลุ่มธุรกิจนวัตกรรมทางด้านพลังงานไฟฟ้าหรือธุรกิจนวัตกรรมพลังงานไฟฟ้าที่เกี่ยวเนื่องหรือต่อเนื่องกับกิจการ ของ กฟผ. ในต่างประเทศ ซึ่งจะช่วยสร้างการเติบโตและตอบสนองต่อแผนธุรกิจของบริษัท EGATi ที่มีเป้าหมายสร้างผลตอบแทนและมูลค่าเพิ่มที่เหมาะสมให้แก่บริษัท EGATi และ กฟผ. ได้ในอนาคต ทั้งนี้ พน.จะกำกับดูแลและติดตามการลงทุนดังกล่าวให้มีความสอดคล้องหรือเกี่ยวเนื่องกับวัตถุประสงค์แห่งพระราชบัญญัติการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และเป็นไปตามระเบียบอื่นที่เกี่ยวข้องต่อไป พร้อมเสนอ ครม. พิจารณาเห็นชอบเพื่อให้เป็นไปตามพระราชกฤษฎีกาว่าด้วยการเสนอเรื่องและการประชุม ครม. พ.ศ. 2548 มาตรา 4 (9) ซึ่งระบุว่า เรื่องที่ขอทบทวนหรือยกเว้นการปฏิบัติตามมติของ ครม. ระเบียบ ข้อบังคับ หรือประกาศตาม (6) ต่อไป

มติของที่ประชุม

       1. เห็นชอบทบทวนมติคณะกรรมการนโยบายแห่งชาติ ครั้งที่ 7/2550 (ครั้งที่ 116) เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 ข้อที่ 2 ในส่วนของกลไกการกำกับดูแลและเงื่อนไข เรื่องการลงทุนและการร่วมทุนโครงการของบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด โดยขยายกรอบการพิจารณาการลงทุนและร่วมทุน เป็นดังนี้ “ในการลงทุนและร่วมทุนในต่างประเทศของบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยขอความเห็นชอบจากกระทรวงพลังงานก่อนเป็นรายโครงการ โดยให้หมายรวมถึง การลงทุนในพันบัตร หุ้นกู้ หลักทรัพย์อื่นของบริษัทใดๆ และกองทุนประเภทต่างๆ ที่เกี่ยวกับกลุ่มธุรกิจนวัตกรรมทางด้านพลังงานไฟฟ้าหรือธุรกิจนวัตกรรมพลังงานไฟฟ้าที่เกี่ยวเนื่องหรือต่อเนื่องกับกิจการของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยในต่างประเทศ และสำหรับโครงการที่มีประเด็นนโยบายพิเศษให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติให้ความเห็นชอบ”

       2. มอบหมายกระทรวงพลังงาน นำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ

ครั้งที่ 2/2565 (ครั้งที่ 157)

วันพุธที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2565 เวลา 13.30 น.

1. รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2564

2. หลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (Energy Pool Price)

3. การปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal จังหวัดระยอง [T-2]

4. แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565

5. ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว

6. อัตรา Wheeling Charge ของไทย สำหรับโครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวไปประเทศสิงคโปร์ ผ่านระบบส่งของประเทศไทยและมาเลเซีย (Lao PDR – Thailand – Malaysia - Singapore on Power Interconnection Project: LTMS - PIP)

7. แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา

8. ทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567

9. การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) เพิ่มเติม

10. สถานการณ์พลังงาน

ผู้มาประชุม

นายกรัฐมนตรี                                                        ประธานกรรมการ

(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                  กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2564

สรุปสาระสำคัญ

           1. ระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 กำหนดให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันสิ้นปีงบประมาณ ส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม (คณะกรรมการกองทุนฯ) เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และ กพช. เพื่อทราบภายใน 30 วันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ โดยเมื่อวันที่ 9 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ ประจำปีงบประมาณ 2564 และต่อมา เมื่อวันที่ 17 มกราคม 2565 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ และให้นำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป

           2. ปีงบประมาณ 2564 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดสรรทุนตามวัตถุประสงค์และแผนการใช้จ่ายเงิน โดยได้ให้ความสำคัญกับการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา และการให้ทุน การศึกษาและฝึกอบรมแก่หน่วยงานในกระทรวงพลังงาน โดยได้อนุมัติเงินในวงเงินรวม 7,134,804.00 บาท แบ่งเป็น (1) หมวดเงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม 6,579,864.00 บาท โดยมีผู้รับการสนับสนุนทุนการศึกษาระดับปริญญาโท และปริญญาเอก จำนวน 10 ทุน และทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษ และภาษาต่างประเทศ จำนวน 26 ทุน ในวงเงิน 5,952,514.00 บาท (2) หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา 74,940.00 บาท โดยอนุมัติให้สมาคมวิศวกรรมปรับอากาศแห่งประเทศไทย 1 โครงการ ได้แก่ โครงการพัฒนาวิศวกรปรับอากาศชั้นนำ (Premier A/C Engineer Training Program) วงเงิน 30,000.00 บาท และสมาคมการจัดการงานบุคคลแห่งประเทศไทย 1 โครงการ ได้แก่ หลักสูตรการจัดการทรัพยากรมนุษย์ชั้นสูง รุ่นที่ 45 วงเงิน 44,940.00 บาท ซึ่งต่อมา สมาคมการจัดการงานบุคคลแห่งประเทศไทย ได้แจ้งสละสิทธิ์ เนื่องจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของไวรัสโควิด-19 และ (3) หมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน 480,000.00 บาท เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายที่จำเป็นในการบริหารงาน ได้แก่ ค่าจ้างลูกจ้างชั่วคราว ค่าตอบแทน ค่าใช้สอย และค่าวัสดุสำนักงาน ทั้งนี้ สถานะเงินกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2564 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ อยู่ที่ 420.297 ล้านบาท หนี้สินรวมอยู่ที่ 0.110 ล้านบาท ทุนของกองทุนฯ อยู่ที่ 420.187 ล้านบาท ผลการดำเนินงานทางการเงิน กองทุนฯ มีรายได้รวมจากการดำเนินการ 4.351 ล้านบาท มีค่าใช้จ่ายรวม 7.209 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนฯ มีรายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 2.859 ล้านบาท ทั้งนี้ ในปีงบประมาณ พ.ศ. 2563 ผู้รับการสนับสนุนทุนการศึกษาและฝึกอบรม และทุนการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของไวรัสโควิด-19 จึงส่งเรื่องเบิกจ่ายล่าช้า ทำให้มีการเบิกจ่ายข้ามปีงบประมาณเพิ่มขึ้น และปีงบประมาณ พ.ศ. 2564 มีรายได้จากอัตราดอกเบี้ยลดลง ส่งผลให้มีรายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิเพิ่มขึ้น

มติของที่ประชุม

       ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 หลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (Energy Pool Price)ิ

สรุปสาระสำคัญ

           1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และวันที่ 22 มิถุนายน 2564 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติ เรื่อง แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) พิจารณาปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้า LNG โดยไม่ส่ง ผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และให้นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. เพื่อพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ในระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้กำกับดูแล ต่อมาเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยอาจเพิ่มเติมแนวทางการบริหารจัดการอื่นใดได้ตาม ความจำเป็นและเหมาะสม (2) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ได้แก่ การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้ กฟผ. และ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง และการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) และ/หรือ ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการ (3) มอบหมาย กบง. พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมซาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบการพิจารณา ซึ่งประกอบด้วย 1) พิจารณาแนวทางการนำต้นทุนส่วนเพิ่มในการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงอื่นที่ทดแทนก๊าซธรรมชาติในช่วงที่ขาดแคลนก๊าซธรรมชาติ มาคำนวณรวมในราคา Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าทุกภาคเศรษฐกิจเป็นต้นทุนเดียวกัน 2) ควรพิจารณาข้อมูลด้านต้นทุนราคาเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า อาทิ ราคาก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง และเชื้อเพลิงอื่นๆ เพื่อประกอบการพิจารณาบริหารจัดการเชื้อเพลิงเพื่อทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม 3) ให้พิจารณาการรับซื้อพลังงานทดแทน ส่วนเพิ่มจาก SPP และ/หรือ VSPP โดยอาจพิจารณารับซื้อจากสัญญาเดิม และสามารถรับซื้อจากเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ด้วย และ 4) ให้พิจารณาการเปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงอื่นทดแทนก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติม อาทิ การใช้เชื้อเพลิงอื่นในกลุ่มโรงกลั่นน้ำมัน และกลุ่มอุตสาหกรรมปิโตรเคมี

           2. กกพ. ได้ดำเนินงานตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 วันที่ 6 มกราคม 2565 และข้อเสนอแนะของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 โดยจัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยให้ผู้นำเข้า LNG รายใหม่ (New Shippers) ที่มีความประสงค์นำเข้า LNG สำหรับปี 2564 แจ้งความประสงค์ในการนำเข้า ซึ่งปรากฎว่าไม่มี New Shippers รายใดประสงค์นำเข้า LNG เนื่องจากสถานการณ์ราคา LNG มีความผันผวนและปรับตัวสูง กกพ. จึงมีมติมอบหมายให้ กฟผ. ซึ่งเป็น New Shippers ในกลุ่ม Regulated Market และมีความประสงค์ที่จะนำเข้า LNG มาใช้กับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ให้นำเข้า LNG ทั้งสิ้น 6 ลำเรือ อย่างไรก็ดี เนื่องจากราคานำเข้า LNG ของ กฟผ. ยังไม่สามารถนำไปเฉลี่ย กับราคา Pool Gas ได้ จึงส่งผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและเป็นผลให้อัตราค่าไฟฟ้าปรับตัวสูงขึ้น ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้ารับภาระต้นทุนจาก LNG ทั้งหมด ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2564 กกพ. จึงมีมติให้ ปตท. ในฐานะ ที่เป็นผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (PTT Shipper) จัดหา Spot LNG ตามปริมาณที่ต้องจัดหาเพิ่มในช่วงเดือนมกราคม ถึงเมษายน 2565 รวม 22 ลำเรือ เพื่อให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในการผลิตไฟฟ้า และให้ราคานำเข้า LNG ที่มีราคาสูงในภาวะวิกฤติพลังงานสามารถเฉลี่ยใน Pool Gas เพื่อช่วยลดผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าทำให้ค่าไฟฟ้าลดลง ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้มีนโยบายเพิ่มสัดส่วน การผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นเพื่อลดการนำเข้า LNG ในช่วงที่มีความผันผวนและมีราคาสูง โดยมอบหมายให้ กฟผ. จัดทำแผนการใช้น้ำมันแทนก๊าซธรรมชาติ และให้ ปตท. พิจารณาความสามารถในการขนส่งน้ำมันให้สอดคล้องกัน โดยในเดือนพฤศจิกายน 2564 ถึงเดือนมกราคม 2565 มีการใช้น้ำมันเตา และน้ำมันดีเซลรวมประมาณ 127 ล้านลิตร และ 459 ล้านลิตร ตามลำดับ โดยการดำเนินการดังกล่าวช่วยลดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่เกิดขึ้นได้เพียงบางส่วนเท่านั้น เนื่องจากโครงสร้างราคา Pool Gas เป็นราคาเฉลี่ย ถ่วงน้ำหนักของเนื้อก๊าซธรรมชาติที่ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทย ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา และ LNG ที่จัดหาโดย Shipper รายเดิม (ปตท.) เท่านั้น ทำให้ค่าใช้จ่ายที่เกิดจากการใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลถูกนำมาคิดเป็นต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยตรง

           3. หลักการและเหตุผลในการสร้างกลไกการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) ประกอบด้วย (1) ประเทศไทยใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตกระแสไฟฟ้า และมีแนวโน้มการใช้ LNG เพิ่มขึ้นตามการลดลงของก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย จึงต้องเตรียมการจัดหาและนำเข้า LNG เพิ่มเติมให้รองรับปริมาณการใช้ โดยสนับสนุนให้มีการแข่งขันที่เป็นธรรมระหว่าง Shipper รายเก่าและรายใหม่ สามารถวัดประสิทธิภาพการจัดหา และสะท้อนราคาสู่ผู้ใช้ภายใต้โครงสร้างการเฉลี่ยราคาที่เหมือนกัน (2) การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 กำหนดให้ New Shippers นำเข้า LNG มาใช้เองหรือจำหน่ายให้ผู้ใช้ก๊าซโดยส่งผ่านราคา LNG ไปยังผู้ใช้ก๊าซโดยตรง ในขณะที่ผู้นำเข้า LNG รายเก่า (PTT Shipper) สามารถนำเข้า LNG มาผสมกับก๊าซอ่าวไทยที่มีอยู่เดิมและมีราคาต่ำกว่าเพื่อขายให้กับผู้ใช้ก๊าซได้ ทั้งนี้ โครงสร้างการคิดราคาก๊าซที่แตกต่างกันของ Shipper รายเก่าและรายใหม่ทำให้เกิดความเหลื่อมล้ำระหว่าง PTT Shipper และ New Shippers ซึ่งไม่สะท้อนประสิทธิภาพการนำเข้า LNG ของ Shipper แต่ละราย และเป็นอุปสรรคต่อการส่งเสริมการแข่งขัน และ (3) กรณีที่ LNG มีราคาสูงกว่าน้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซล การผลิตไฟฟ้าสามารถเลือกใช้น้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิงแทน ก๊าซธรรมชาติได้ และทำให้ราคา Pool Gas ลดลงซึ่งเป็นประโยชน์ต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas เดิม โดยค่าใช้จ่ายที่เกิดจากการใช้เชื้อเพลิงดังกล่าวจะถูกนำมาคิดเป็นต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยตรง ทำให้ประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าต้องรับภาระค่าใช้จ่ายแทนกลุ่มผู้ใช้ก๊าซในภาคธุรกิจอื่นๆ จึงจำเป็นต้องมีกลไกการคำนวณราคา ก๊าซธรรมชาติของกลุ่ม Regulated Market ใหม่ ที่คำนึงถึงต้นทุนด้านพลังงานของประเทศในภาพรวมโดย ไม่สร้างภาระให้ผู้ใช้พลังงานกลุ่มใดกลุ่มหนึ่งเกินสมควร ในลักษณะ Energy Pool Price

           4. ข้อเสนอหลักเกณฑ์การคำนวณและการดําเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้ การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) มีสาระสำคัญ 4 ส่วน ได้แก่

                       4.1 Energy Pool Price หมายถึง การนำต้นทุนค่าใช้จ่ายน้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซล และ LNG นำเข้าของกลุ่ม Regulated Market มาเฉลี่ยกับก๊าซธรรมชาติใน Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตของภาคไฟฟ้าและภาคอุตสาหกรรมในกลุ่ม Regulated Market อยู่ในแนวปฏิบัติเดียวกัน ซึ่งมีการใช้เชื้อเพลิงคิดเป็นหน่วยราคาต่อความร้อน (หน่วยบาทต่อล้านบีทียู)

                       4.2 หลักเกณฑ์การคำนวณ Energy Pool Price และแนวปฏิบัติ ประกอบด้วย (1) หลักการคำนวณ Energy Pool Price มาจากราคาถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของต้นทุน Pool Gas ของ ปตท. ต้นทุนเชื้อเพลิง LNG นำเข้าที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบ และต้นทุนเชื้อเพลิงน้ำมันเตา น้ำมันดีเซล ที่ภาครัฐกำหนดให้นำมาใช้ผลิตไฟฟ้าแทนการนำเข้า LNG ในช่วงวิกฤติ โดยสูตรการคำนวณ Energy Pool Price = [(V_pool x B_pool,avg) + V₁B₁ + V₂B₂] / [V_pool + V₁ + V₂] โดย B_pool,avg คือ ราคา Pool Gas ของ ปตท. หน่วยบาทต่อล้านบีทียู B₁ คือ ราคา LNG ของ New Shipper หน่วยบาทต่อล้านบีทียู B₂ คือราคาน้ำมันดีเซลและ/หรือน้ำมันเตา และ/หรือ LPG ที่ใช้กับโรงไฟฟ้า และ/หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด หน่วยบาท ต่อล้านบีทียู V_pool คือ ปริมาณ Pool Gas ของ ปตท. หน่วยล้านบีทียู V₁ คือ ปริมาณ LNG ของ New Shipper หน่วยล้านบีทียู V₂ คือ ปริมาณน้ำมันดีเซล และ/หรือน้ำมันเตา และ/หรือ LPG ที่ใช้กับโรงไฟฟ้า และ/หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด หน่วยล้านบีทียู ทั้งนี้ Pool Gas ของ ปตท. หมายถึง ก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) SPP และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ คือ ก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือหลังผ่านกระบวนการแยกของโรงแยกก๊าซ ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน LNG และก๊าซจากแหล่งอื่นๆ ในอนาคต (2) ในช่วงเวลาปกติ การผลิตไฟฟ้าในกลุ่ม Regulated Market ให้ กฟผ. นำต้นทุนเชื้อเพลิง LNG ของโรงไฟฟ้าที่ผลิตและขายไฟเข้าระบบโดยใช้ LNG นำเข้าของ Shipper เป็นเชื้อเพลิง มาเฉลี่ยรวมกับต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติใน Pool Gas ได้เป็น Energy Pool Price (3) ในสภาวะวิกฤติพลังงาน การผลิตไฟฟ้าในกลุ่ม Regulated Market อาจมีการเปลี่ยนไปใช้น้ำมันเตา น้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด แทนการนำเข้า Spot LNG ที่มีราคาสูง โดยให้ กฟผ. สามารถนำต้นทุนค่าใช้จ่ายน้ำมันเตาน้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด ที่ใช้ในโรงไฟฟ้าเพื่อทดแทนการนำเข้า LNG ดังกล่าว มาเฉลี่ยรวมใน Energy Pool Price ได้ เพื่อลดภาระค่า Ft ที่ส่งผลถึงผู้ใช้ไฟฟ้าโดยตรง (4) ให้ กฟผ. ทำหน้าที่เป็นหน่วยงานกลาง (Clearing House) รวบรวมข้อมูลที่ใช้ในการคำนวณ Energy Pool Price จากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อคำนวณ Energy Pool Price ตามหลักเกณฑ์และแนวทางปฏิบัติที่ กกพ. กำหนด ประกอบด้วยข้อมูลจากผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว ซึ่งปัจจุบัน คือ กฟผ. ที่มีข้อมูลด้านราคาและปริมาณการใช้เชื้อเพลิง LNG นำเข้าของ กฟผ. และ New Shippers น้ำมันเตาน้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด ของโรงไฟฟ้าในกลุ่ม Regulated Market และข้อมูลจาก PTT Shipper ในฐานะผู้บริหารจัดการ Pool Gas ของ ปตท. ซึ่งมีหน้าที่ส่งข้อมูลด้านราคาและปริมาณของก๊าซธรรมชาติที่รับมาจากแหล่งต่างๆ ซึ่งรวมถึง LNG ที่จัดหาโดย PTT Shipper และข้อมูลประมาณการราคา Pool Gas ในแต่ละงวด (5) ให้ กฟผ. นำส่ง Energy Pool Price ให้แก่ PTT Shipper นำไปใช้เป็นราคา ก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายกับลูกค้าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ PTT Shipper ทุกกลุ่ม พร้อมทั้งรายงานให้ กกพ. ทราบโดยพลัน ภายใต้หลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด เพื่อไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนในการเรียกเก็บค่าบริการที่จะถูกรวมเป็นต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติของประเทศ โดย กกพ. จะกำกับดูแลและกำหนดแบบเอกสารการเรียกเก็บ ค่าก๊าซธรรมชาติของ PTT Shipper ให้เหมาะสมและไม่เกิดความสับสน ส่วนการคิดผลตอบแทนการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper Fee) ของ PTT Shipper นั้น ยังคงให้คำนวณจากราคา Pool Gas ของ ปตท. และ (6) กรณีที่มีส่วนต่างระหว่าง Energy Pool Price กับราคา Pool Gas ของ ปตท. ให้ กฟผ. หรือ PTT Shipper (แล้วแต่กรณี) นำส่วนต่างราคาที่เกิดขึ้นไปเรียกเก็บตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด โดยการพิจารณาส่วนต่างราคาจะมีรอบการคิดและชำระเงินเป็นรายเดือน

                       4.3 แนวทางในการกำกับ มีดังนี้ (1) กกพ. พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณ Energy Pool Price แนวทางปฏิบัติ และแนวทางในการบริหารจัดการส่วนต่างค่าเชื้อเพลิง รวมถึงแนวทางในการใช้ Energy Pool Price กับลูกค้าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ PTT Shipper ทุกกลุ่ม (2) กฟผ. ในฐานะที่เป็นผู้ซื้อรายเดียว รวบรวมข้อมูลและคำนวณ Energy Pool Price ตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด และ (3) กกพ. สามารถเสนอทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับ Energy Pool Price ได้ตามความเหมาะสม โดยคำนึงถึงความมั่นคงด้านพลังงานและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน

                       4.4 เพื่อสนับสนุนให้มีการแข่งขันที่เป็นธรรม ควรให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายเดิมที่มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับ Shipper รายเดิม สามารถเจรจาตกลงกันระหว่างคู่สัญญาให้แก้ไขเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิกสัญญา (Re-Negotiation) ได้ เพื่อเตรียมพร้อมรองรับการเปิดตลาดเสรีในกิจการก๊าซธรรมชาติต่อไปในอนาคต โดยปริมาณความต้องการใช้ก๊าซที่เกินจาก Take or Pay ของ ปตท. ให้ถือเป็น New Demand ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่สามารถเลือกใช้ก๊าซจาก Pool Gas หรือ New Shipper ได้ ภายใต้การกำกับของ กกพ.

           5. เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง (2) มอบหมายให้ กฟผ. ในฐานะที่เป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว เป็นหน่วยงานกลาง (Clearing House) ดำเนินการตามหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ปตท. ได้มีข้อสังเกตต่อหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) ดังนี้ (1) กรณีที่ New Shipper นำเข้า LNG ที่มีราคาสูง จะส่งผลให้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติของ ปตท. สูงขึ้น ซึ่งกระทบต่อลูกค้าของ ปตท. (2) กลไกนี้อาจไม่ส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติเนื่องจากเป็นการเกลี่ยต้นทุนให้เป็นราคาเดียวกัน และ (3) การดำเนินการตามหลักเกณฑ์ดังกล่าว ปตท. ต้องแก้ไขสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่มีกับลูกค้า เนื่องจากในสัญญาระบุว่า ราคาก๊าซธรรมชาติที่ ปตท. เรียกเก็บจากลูกค้าต้องมาจากก๊าซธรรมชาติที่จัดหาโดย ปตท. เท่านั้น

           6. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า แนวทางดังกล่าวเป็นประโยชน์ในการแก้ไขข้อจำกัดโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 2 ในระยะยาวให้สามารถส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันที่เป็นธรรมและไม่เลือกปฏิบัติระหว่างผู้เล่นรายเก่าและรายใหม่ ส่งผลให้การบริหารการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศมีประสิทธิภาพมากขึ้น อีกทั้งยังมีกลไกในการเลือกใช้เชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพและเป็นประโยชน์สูงสุดต่อประเทศได้ ในช่วงวิกฤติพลังงาน โดยไม่ส่งผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าเกินความจำเป็น การดำเนินการตามหลักเกณฑ์ Energy Pool Price จะช่วยสนับสนุนให้การส่งเสริมการแข่งขันตามเจตนารมณ์ของนโยบายภาครัฐ และผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติมีทางเลือกในการจัดหาก๊าซเพิ่มขึ้น อย่างไรก็ดี การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติของประเทศให้เกิดความมั่นคงและมีประสิทธิภาพต้องมีการวางแผนล่วงหน้าระยะยาว โดย ชธ. และ ปตท. ควรเร่งจัดทำข้อมูล Demand - Supply และความสามารถในการจัดหา LNG เพิ่มเติมโดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay ของ ปตท. ในช่วง 10 ถึง 15 ปีข้างหน้า ให้สอดคล้องกับสถานการณ์การผลิตและความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เปลี่ยนแปลงไป นอกจากนี้ การดำเนินการตามหลักเกณฑ์ Energy Pool Price จำเป็นต้องมีการกำหนดหลักเกณฑ์ในการบริหารจัดการเชื้อเพลิง ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเตา น้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่น ในกลุ่ม Regulated Market เพื่อให้เกิดความชัดเจน โดยต้องได้รับการสนับสนุนข้อมูลจากหน่วยงาน อาทิ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน ปตท. กฟผ. และ Shipper เป็นต้น

มติของที่ประชุม

       1. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้ การกำกับของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (Energy Pool Price) โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป

       2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ในฐานะที่เป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว เป็นหน่วยงานกลาง (Clearing House) ดำเนินการตามหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคา ก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ.

       3. มอบหมายให้ กกพ. กำหนดมาตรการกำกับดูแลเชื้อเพลิงที่จัดหาเข้าใน Energy Pool Price ทั้งในกรณีปกติ และช่วงวิกฤตราคาพลังงาน ให้มีความโปร่งใส ตรวจสอบได้ เป็นไปตามมาตรฐานสากล และให้เกิดการแข่งขันอย่างเสรี สำหรับการนำเชื้อเพลิงประเภทอื่น เช่น น้ำมันเตา หรือน้ำมันดีเซลมาใช้ในการผลิตไฟฟ้าตามที่เสนอนั้น ควรใช้ตามความจำเป็นเร่งด่วนเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน เนื่องจาก ก๊าซธรรมชาติมีราคาแพง ไม่คุ้มค่าในการผลิตไฟฟ้า ทั้งนี้ หากราคาน้ำมันดิบดูไบในตลาดโลกมีราคาต่ำกว่า 100 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ต่อเนื่องระยะเวลาหนึ่งแล้ว ให้ กกพ. นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ทบทวนความจำเป็นของการนำเชื้อเพลิงประเภทอื่นดังกล่าว มาคิดรวมใน Energy Pool Price รวมทั้งให้รับข้อคิดเห็นของที่ประชุม ไปประกอบการพิจารณาดำเนินการต่อไป

เรื่องที่ 3 การปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal จังหวัดระยอง [T-2]

สรุปสาระสำคัญ

           1. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ดำเนินโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งที่ 2 จังหวัดระยอง [T-2] รองรับการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดยกำหนดให้โครงการแล้วเสร็จและสามารถแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2565 เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ของประเทศ และกระจายพื้นที่ในการรองรับการนำเข้า LNG ดังกล่าว ซึ่งคณะกรรมการบริษัท ปตท. ได้อนุมัติให้บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) เป็นผู้ดำเนินการโครงการ ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ดำเนินการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ LNG Receiving Terminal แห่งที่ 2 จังหวัดระยอง [T-2] ที่มอบหมายให้ ปตท. ดำเนินโครงการให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG สูงสุดเพิ่มขึ้นจาก 5 ล้านตันต่อปี เป็น 7.5 ล้านตันต่อปี ประมาณการเงินลงทุนรวม 38,500 ล้านบาท และกำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2565

           2. ปัจจุบันมีปัญหาเรื่องการถ่ายโอนการดำเนินการสัมปทานแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ (G1) เนื่องจากผู้รับสัมปทานแปลง G1 รายใหม่ คือ บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (ปตท.สผ.) ยังไม่สามารถเข้าพื้นที่เพื่อประเมินสภาพแหล่งผลิตได้ ซึ่งจะส่งผลกระทบให้ไม่สามารถผลิตก๊าซ ที่ระดับ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) ได้ตามกำหนดการเดิม ประกอบกับสถานการณ์ความไม่สงบ ที่ยืดเยื้อในสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาจากเหตุการณ์รัฐประหารตั้งแต่ต้นปี 2564 ซึ่งอาจทำให้เมียนมา ถูกคว่ำบาตร ส่งผลกระทบต่อการจัดหาก๊าซของประเทศไทยโดยรวมประมาณ 600 MMSCFD ถึง 700 MMSCFD และอาจยืดเยื้อถึงสิ้นปี 2565 ทำให้ประเทศไทยอาจขาดแคลนก๊าซธรรมชาติสำหรับเป็นเชื้อเพลิง ในการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า ซึ่งจะส่งผลต่อการใช้ไฟฟ้าของประเทศโดยรวม ซึ่งสถานการณ์ดังกล่าวถือได้ว่า เป็นวิกฤตทางพลังงาน ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2564 กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ได้นำเสนอสรุปแผนรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากเมียนมาต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และต่อมา เมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2564 ได้ประชุมหารือแผนบริหารจัดการความต่อเนื่องด้านก๊าซธรรมชาติ (BCM) กรณี ไม่สามารถนำเข้าก๊าซจากเมียนมาได้ และจัดเตรียมแผนรองรับเหตุการณ์ฉุกเฉินด้านการบริหารจัดการเชื้อเพลิงกรณีเหตุการณ์ยืดเยื้อจนถึงช่วงรอยต่อของบริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด (CTEP) และการเข้าพื้นที่แปลง G1/61 (แหล่งก๊าซเอราวัณ) โดยเพิ่มอัตราการส่งก๊าซธรรมชาติของ LNG Receiving Terminal 1 [T-1] (Send-out LNG [T-1]) เต็มความสามารถที่ 11.5 ล้านตัน หรือประมาณ 1,600 MMSCFD เนื่องจากคาดว่าในเดือนเมษายน 2565 มีความเสี่ยงที่ความจุของ LNG Terminal จะไม่เพียงพอหากโครงการ [T-2] ยังไม่แล้วเสร็จ จึงพิจารณาเร่งโครงการ [T-2] ให้พร้อมใช้งานเร็วขึ้น เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ที่เพิ่มสูงขึ้นมากกว่า 1,600 MMSCFD ในช่วงไตรมาสที่ 2 ของปี 2565 โดย ชธ. ได้มีหนังสือแจ้งรายละเอียดการประชุมหารือ BCM ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ทราบเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2564 คณะกรรมการ ปตท. ได้มีมติอนุมัติแผนการดำเนินงานและงบประมาณเพิ่มเติมในการเร่งรัด Early Gas Send Out (EGSO) โครงการก่อสร้างคลังจัดเก็บและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Terminal) แห่งที่ 2 [T-2] ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง หรือ LMPT-2 จากเดิมกำหนดแล้วเสร็จเดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นภายในเดือนพฤษภาคม 2565 งบประมาณ 2,900 ล้านบาท เพิ่มเติมจากเดิมที่ 38,500 ล้านบาท รวมเป็น 41,400 ล้านบาท โดยเมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2564 คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (คณะอนุกรรมการฯ) ได้พิจารณาแนวทางการปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] (LMPT2) และมีมติมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาและให้ความเห็นในเรื่องดังกล่าว เพื่อนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาต่อไป

           3. การขอปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) โดยเร่งรัดให้สามารถจัดส่งก๊าซธรรมชาติบางส่วนได้เร็วขึ้นกว่าแผน สามารถดำเนินการได้ในลักษณะ Early Gas Sent-Out (EGSO) ซึ่งสามารถเร่งดำเนินการให้แล้วเสร็จได้ภายในวันที่ 31 พฤษภาคม 2565 รองรับการนำเข้า LNG ประมาณ 2.5 ล้านตันต่อปี โดยมีเงินลงทุนส่วนเพิ่มประมาณ 2,900 ล้านบาท แบ่งออกเป็น (1) ค่าติดตั้งอุปกรณ์เพิ่มเติมสำหรับรองรับการจ่ายก๊าซในรูปแบบ EGSO 62.4 ล้านบาท (2) ค่าปรับเปลี่ยนการออกแบบอุปกรณ์ใหม่ เพื่อกระชับเวลางานก่อสร้าง 415 ล้านบาท (3) จ่ายค่าเร่งรัดการผลิตอุปกรณ์และเปลี่ยนแปลงวิธีการขนส่งให้ใช้ระยะเวลาสั้นที่สุด 300 ล้านบาท และ (4) ค่าจัดจ้างผู้คุมงาน (Supervisor) และแรงงานเพิ่มเติม พร้อมขยายเวลาการทำงาน 2,122.6 ล้านบาท

           4. เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2565 กกพ. ได้พิจารณาและได้มีความเห็นต่อแนวทางการปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) ดังนี้ (1) การเร่งดำเนินโครงการ [T-2] (LMPT2) ให้แล้วเสร็จเร็วกว่าแผนเดิมมาเป็น เดือนพฤษภาคม 2565 จะทำให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG ได้เพิ่มขึ้น 2.5 ล้านตันต่อปี เพื่อลดความเสี่ยงจากการขาดแคลนก๊าซธรรมชาติในช่วงเปลี่ยนถ่ายผู้รับสัมปทานแหล่งก๊าซเอราวัณ (2) การเร่งดำเนินโครงการ [T-2] (LMPT2) ให้แล้วเสร็จเพื่อเชื่อมต่อท่อเส้นที่ 5 ในขณะที่สถานีผสมก๊าซธรรมชาติ TP5 MXS ยังไม่แล้วเสร็จ จะส่งผลให้ดัชนี Wobbe (WI) ของ LNG ที่นำเข้ากระทบต่อความสามารถรองรับก๊าซของโรงไฟฟ้า เนื่องจากยังไม่มีการผสมก๊าซจากแหล่งอื่น ดังนั้น การจัดหา LNG จึงต้องพิจารณาจากแหล่งที่มีค่า WI ที่โรงไฟฟ้าสามารถรองรับได้ (3) การปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) ควรคำนึงถึงบทปรับกรณีผู้รับเหมาไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนดเวลา และ (4) โครงการมีการลงทุนและดำเนินการไปแล้ว ทำให้เงินลงทุนเกินกรอบที่คณะรัฐมนตรี ได้อนุมัติไว้ จึงเห็นควรให้เสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีพิจารณาอนุมัติกรอบวงเงินเพิ่มเติม โดยการลงทุนใหม่ ที่เกิดขึ้นต้องอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในฐานะที่เป็นหน่วยงานกำกับกิจการพลังงาน ซึ่ง กกพ. จะพิจารณาให้ส่งผ่านภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นตามหลักเกณฑ์ที่กำหนดตามมาตรา 65 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ต่อมาเมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาเรื่อง การปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal จังหวัดระยอง [T-2] โดยมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบให้นำข้อเสนอของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เรื่อง การปรับเพิ่มวงเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] ในแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง จากเดิมวงเงิน 38,500 ล้านบาท เป็นวงเงินไม่เกิน 41,400 ล้านบาท เสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป และ (2) มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาการส่งผ่านภาระการลงทุนโครงการที่เพิ่มขึ้นซึ่งส่งผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคต ไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นและสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า โครงการมีการลงทุนและดำเนินการไปแล้ว ทำให้เงินลงทุนในการดำเนินการเกินกรอบวงเงินที่ กพช. ได้อนุมัติไว้ จึงเห็นควรให้เสนอ กพช. พิจารณาอนุมัติกรอบวงเงินเพิ่มเติม โดยเงินลงทุนดังกล่าวจะมีผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคต จึงขอให้ กกพ. พิจารณาการส่งผ่านภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นตามการใช้งานจริง และสอดคล้องกับเหตุผล ของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประเทศและประชาชน

มติของที่ประชุม

       1. เห็นชอบให้ปรับเพิ่มวงเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] ในแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ที่มอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการ จากเดิมวงเงิน 38,500 ล้านบาท เป็นวงเงินไม่เกิน 41,400 ล้านบาท

       2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน พิจารณาการส่งผ่านภาระการลงทุนโครงการที่เพิ่มขึ้นซึ่งส่งผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคต ไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นและสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน

เรื่องที่ 4 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565

สรุปสาระสำคัญ

           1. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยอาจเพิ่มเติมแนวทางการบริหารจัดการอื่นใดได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ประกอบด้วย (1.1) จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถของแหล่ง รวมถึงจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซเพิ่มเติมจากแหล่งก๊าซธรรมชาติที่มีศักยภาพ (1.2) การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ซึ่งคาดว่าจะสามารถผลิตไฟฟ้าได้ 2,197 ล้านหน่วยต่อปี สามารถลดปริมาณการใช้ LNG ตลอดปี 2565 ทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 0.282 ล้านตันต่อปี และ (1.3) รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล ซึ่งปัจจุบันกลุ่ม SPP ชีวมวล มีกำลังผลิตเหลือ 455 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นประเภทสัญญา Firm 20 ราย จำนวน 151 เมกะวัตต์ และประเภทสัญญา Non-Firm 20 ราย จำนวน 305 เมกะวัตต์ คาดว่าจะผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 1,500 ล้านหน่วยต่อปี (PF 50%) ทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 0.225 ล้านตันต่อปี (1.4) เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า คาดว่าจะทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 1.59 ล้านตันต่อปี และ (1.5) รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) เช่น เร่งรัดการจ่ายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าน้ำงึม 3 ซึ่งมีกำหนด Unit Operation Period กลางปี 2566 (2) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ดังนี้ (2.1) การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป และ (2.2) การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน ส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการต่อไป และ (3) มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบการพิจารณาต่อไป ซึ่งประกอบด้วย (3.1) พิจารณาแนวทางการนำต้นทุนส่วนเพิ่มในการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงอื่นที่ทดแทน ก๊าซธรรมชาติในช่วงที่ขาดแคลนก๊าซธรรมชาติ มาคำนวณรวมในราคา Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ทุกภาคเศรษฐกิจเป็นต้นทุนเดียวกัน (3.2) ควรพิจารณาข้อมูลด้านต้นทุนราคาเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า อาทิ ราคาก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง และเชื้อเพลิงอื่นๆ เพื่อประกอบการพิจารณาบริหารจัดการเชื้อเพลิง เพื่อทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม (3.3) ให้พิจารณาการรับซื้อพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม จาก SPP และ/หรือ VSPP โดยอาจพิจารณารับซื้อจากสัญญาเดิม และสามารถรับซื้อจากเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือ จากชีวมวลได้ด้วย และ (3.4) ให้พิจารณาการเปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงอื่นทดแทนก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติม อาทิ การใช้เชื้อเพลิงอื่นในกลุ่มโรงกลั่นน้ำมัน และกลุ่มอุตสาหกรรมปิโตรเคมี

           2. คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน ภายใต้ กบง. ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานฯ ได้ประชุมหารือเพื่อวิเคราะห์ข้อมูลและพิจารณาแนวทางจัดหาพลังงานเพื่อทดแทนก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามมติ กบง. และ กพช. และได้รายงานผลการดำเนินงานให้ กบง. รับทราบเมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2565 สรุปได้ ดังนี้ (1) จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถ โดยเร่งการผลิตจากแหล่งอาทิตย์ การจัดทำ CO2 relaxation และเร่งการขุดเจาะหลุม Infill เป็นต้น สามารถทดแทนได้ 0.5 ล้านตัน (2) การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ดำเนินการได้ตามเป้าหมาย สามารถทดแทนได้ 0.28 ล้านตัน (3) การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ/หรือ VSPP จากสัญญาเดิมชีวมวล โดยรับซื้อไฟฟ้าที่ราคาไม่เกินราคา Pool Gas สามารถทดแทนได้ 0.17 ล้านตัน (4) การจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) กรณีใช้ LNG เป็นหลักสามารถทดแทนได้ 3.25 ล้านตัน และกรณีใช้น้ำมันเป็นหลักสามารถทดแทนได้ 1.76 ล้านตัน และ (5) เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า กรณีใช้ LNG เป็นหลักสามารถทดแทนได้ 0.29 ล้านตัน กรณีใช้น้ำมันเป็นหลักสามารถทดแทนได้ 1.79 ล้านตัน ซึ่ง (4) และ (5) สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างพิจารณารูปแบบการคิดอัตรา ค่าไฟฟ้าและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) ก่อนกำหนดแผนการใช้น้ำมันและ LNG ที่เหมาะสมเพื่อแจ้งต่อกระทรวงพลังงานต่อไป และ (6) การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว เป็นการนำพลังงานจากแผนล่วงหน้ามาใช้ โดยไม่ได้ผลิตชดเชยก๊าซของแหล่ง G1 และมีปริมาณน้อยมาก ซึ่งจากความต้องการนำเข้าก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เพื่อชดเชยก๊าซธรรมชาติที่จะหายไปในช่วงเปลี่ยนผ่านของแหล่งเอราวัณ (G1/61) จำนวน 1.8 ล้านตัน และการจัดหา LNG เพื่อการแข่งขัน จำนวน 2.7 ล้านตัน รวม 4.5 ล้านตัน เมื่อพิจารณาตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 พบว่ากระทรวงพลังงานจะสามารถจัดหาเชื้อเพลิงต้นทุนต่ำเพิ่มขึ้นเบื้องต้น 0.95 ล้านตัน ส่งผลให้เกิดความมั่นคงทางพลังงาน และการจัดหา LNG ลดลง

           3. เมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2565 กบง. ได้พิจารณาเรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ VSPP จากสัญญาเดิม โดยมีมติเห็นชอบในหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ VSPP จากสัญญาเดิม โดยมีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) แนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ/หรือ VSPP จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ จึงควรรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มเฉพาะกลุ่มโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิต กระแสไฟฟ้าจากสัญญาเดิม ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ (2) รูปแบบการจ่ายพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่ม (Excess Energy) แบบ Non-Firm (3) อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่ม 1.8931 บาทต่อหน่วย โดยมีหลักการสำคัญ ดังนี้ (3.1) การรับซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่มเป็นการใช้สินทรัพย์เดิมของผู้ผลิตไฟฟ้าและไม่มีการลงทุนใหม่ จึงควรรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มโดยอ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนผันแปร (FiTv) เชื้อเพลิงชีวมวลปี 2565 ซึ่งคิดจากต้นทุนเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า 1.8931 บาทต่อหน่วย และไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม (3.2) การรับซื้อไฟฟ้าตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ภาครัฐต้องการพลังงานไฟฟ้าทดแทนการนำเข้า LNG ซึ่งปรับตัวอยู่ในระดับสูง จึงควรพิจารณากรอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าต้นทุนค่าเชื้อเพลิง ในการผลิตไฟฟ้าจาก Pool Gas (ต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าจาก Pool Gas 2.4972 บาทต่อหน่วย (ประมาณการราคาเฉลี่ยปี 2565)) (3.3) ผู้ใช้ไฟฟ้าได้ประโยชน์ทดแทนต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า จาก Pool Gas หน่วยละ 0.6041 บาทต่อหน่วย หรือ 51.53 ล้านบาทต่อเดือน (4) ให้การไฟฟ้าคู่สัญญาพิจารณาคัดเลือกจากความพร้อมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2565 รวมถึงข้อจำกัดด้านเทคนิค Feeder และศักยภาพระบบส่งไฟฟ้า (Grid Capacity) เป็นรายกรณี และ (5) ให้การไฟฟ้าคู่สัญญาแก้ไขสัญญาเพิ่มเติมตามสัญญาเดิม

           4. เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาเรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มนอกเหนือจากสัญญาเดิม และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้านอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวลหรืออื่นๆ นอกจากชีวมวลจากผู้ผลิตไฟฟ้า ที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) หรือการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ที่กรอบราคารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดไม่เกิน 1.8931 บาทต่อหน่วย (2) มอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้า โดยให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) บริหารให้เป็นไปตามนโยบายต่อไป และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

มติของที่ประชุม

       1. รับทราบผลการดำเนินการตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565

       2. เห็นชอบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้านอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวลหรืออื่นๆ นอกจากชีวมวลจากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการ  ลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) หรือการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ที่กรอบราคารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดไม่เกินต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่หลีกเลี่ยงได้จากการใช้เชื้อเพลิงนำเข้าในราคาสูง ณ ปัจจุบัน (Avoided Cost)

       3. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ร่วมกันกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า และเงื่อนไขอื่นๆ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีการผลิตและใช้เองอยู่แล้วในปัจจุบันและมีพลังงานส่วนเหลือที่จะจำหน่ายเข้าสู่ระบบ ให้มีความเหมาะสม เป็นธรรมทั้งผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้า โดยคำนึงถึงประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบ และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าต่อไป

       4. มอบหมายให้ กบง. พิจารณาและบริหารการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน ส่วนเพิ่มให้มีความเหมาะสมเป็นไปตามนโยบายโดยคำนึงถึงประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ให้ทันต่อสถานการณ์ และรายงานให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติทราบต่อไป

เรื่องที่ 5 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว

สรุปสาระสำคัญ

           1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) (Tariff MOU) และการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป. ลาว โดยได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่าง Tariff MOU ทั้ง 3 ฉบับ ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว ทั้งนี้ สำหรับโครงการน้ำงึม 3 จะต้องดำเนินการจัดทำ Full Due Diligence ให้แล้วเสร็จก่อนจึงจะสามารถลงนามได้ (2) เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไข ในร่าง Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย ในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้มีผลทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม ทั้งนี้ จะต้องไม่กระทบอัตราค่าไฟฟ้า และ (3) เห็นชอบการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป. ลาว เรื่องความร่วมมือ ในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (MOU) จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ ตามผลการหารือของ ที่ประชุมที่ได้พิจารณาข้อเสนอเดิมที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เคยเสนอในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ที่เสนอขอขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU เป็น 10,500 เมกะวัตต์ โดยข้อเสนอดังกล่าวได้พิจารณาครอบคลุมโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำที่อยู่ระหว่างการดำเนินการ กับ สปป. ลาว ทั้งหมดและสอดคล้องกับข้อเสนอของ สปป. ลาว ซึ่งเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2565 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบการขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเป็น 10,500 เมกะวัตต์ ภายใต้ร่าง MOU ดังกล่าว และอนุมัติให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน หรือผู้ได้รับมอบอำนาจจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ผู้ลงนามใน MOU ในวันที่ 4 มีนาคม 2565 โดยเมื่อวันที่ 4 มีนาคม 2565 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ ลงนามใน MOU กับ กระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว เรียบร้อยแล้ว

           2. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการฯ) ได้พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป. ลาว ในโครงการ หลวงพระบาง และโครงการปากแบง โดยมีรายละเอียด ดังนี้

                      2.1 โครงการหลวงพระบาง เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณา ร่าง Tariff MOU ของโครงการหลวงพระบาง และรับทราบว่ารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ แห่ง สปป. ลาว ได้แจ้งว่ารัฐบาล สปป. ลาว เสนอรายงานผลการศึกษาผลกระทบต่อแหล่งมรดกโลก (Heritage Impact Assessment: HIA) ฉบับสมบูรณ์ต่อ UNESCO แล้ว โดยจะดำเนินการตามคำแนะนำใดๆ ที่จะได้รับจาก UNESCO หรือ Advisory Bodies ให้ถูกต้องตามกฎหมายและมีความมั่นใจว่าจะไม่กระทบต่อการพัฒนาโครงการ สปป.ลาว จึงเห็นว่าการลงนามในร่าง Tariff MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) สามารถดำเนินการต่อไปได้โดยไม่ต้องรอคำแนะนำจาก Advisory Bodies ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบ ร่าง Tariff MOU โครงการหลวงพระบาง (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ เสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าโครงการหลวงพระบาง และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน Tariff MOU โครงการ หลวงพระบางที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. ภายหลังจากที่มีการลงนามใน MOU แล้ว และ (3) มอบหมายให้ กฟผ. เสนอ อส. ตรวจพิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการหลวงพระบาง และเมื่อ อส. ตรวจพิจารณาแล้วเสร็จให้ดำเนินการเจรจาร่าง PPA กับโครงการหลวงพระบางอย่างไม่เป็นทางการคู่ขนานกันไประหว่างรอเสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าและมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามร่าง Tariff MOU ทั้งนี้ หาก กพช. พิจารณา Tariff MOU แล้ว มีความเห็นแตกต่างจากร่าง Tariff MOU ที่ อส. ได้เคยตรวจพิจารณาแล้วให้นำไปปรับปรุงในร่าง Tariff MOU และร่าง PPA ด้วย

                      2.2 โครงการปากแบง เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้รับทราบว่าผู้พัฒนาโครงการปากแบงได้มีหนังสือขอให้พิจารณาเปลี่ยนแปลงกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการปากแบง จากเดิมที่กำหนด SCOD วันที่ 31 ธันวาคม 2571 เป็นวันที่ 31 มีนาคม 2574 ต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าใหม่ของโครงการปากแบงที่เสนอขอเปลี่ยนแปลงกำหนด SCOD เป็นวันที่ 31 มีนาคม 2574 และเสนอ SCOD ทางเลือกเพิ่มเติมเป็นวันที่ 1 มกราคม 2576 และได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าของโครงการที่มีกำหนด SCOD ในวันที่ 1 มกราคม 2576 และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการเจรจาปรับปรุงร่าง Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการ ให้สอดคล้องกับข้อเสนอขายไฟฟ้าที่มีกำหนด SCOD ในวันดังกล่าว และต่อมาเมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการปากแบงที่ได้แก้ไขให้สอดคล้องกับข้อเสนอขายไฟฟ้าที่มีกำหนด SCOD ในวันที่ 1 มกราคม 2576 ได้แก่ กำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมในการบริหารจัดการน้ำ ปรับปรุงเงื่อนไข AC Collective Substation กำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมในการติดตั้ง Generator Shedding Scheme ปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้า และปรับปรุงกำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆ โดยได้มีมติเห็นชอบร่าง Tariff MOU โครงการปากแบง และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ เสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบอัตรา ค่าไฟฟ้าโครงการปากแบง รวมทั้งมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน Tariff MOU โครงการปากแบงที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว

           3. เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการหลวงพระบางและโครงการปากแบง โดยได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบางและโครงการปากแบง และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่าง Tariff MOU โครงการหลวงพระบางและโครงการปากแบง ที่ผ่าน การตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว (2) เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของโครงการหลวงพระบางและโครงการปากแบง ในขั้นตอนการจัดทำร่าง PPA เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป

           4. สรุปรายละเอียดโครงการ และข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้า ดังนี้ (1) โครงการหลวงพระบาง ผู้พัฒนาโครงการ คือ CK Power ร่วมกับ PT (Sole) Company Limited ร่วมกับ Ch.Karnchang และ Petro Vietnam Power Corporation ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 1,460 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 1,400 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภทเขื่อนน้ำไหลผ่าน (Run off River) พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 6,577 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 35 ปี กำหนด SCOD วันที่ 1 มกราคม 2573 และ (2) โครงการปากแบง ผู้พัฒนาโครงการ คือ China Datang Overseas Investment Co., Ltd. และ Gulf Energy Development Public Co., Ltd. (GULF) ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง แขวงอุดมไซย สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 912 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 897 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภท Run off River พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 4,525 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 29 ปี กำหนด SCOD วันที่ 1 มกราคม 2576 ทั้งนี้ ข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ย ณ ชายแดน รวมค่าก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าในฝั่งไทย ของโครงการหลวงพระบาง 2.8432 บาทต่อหน่วย และโครงการปากแบง 2.9179 บาทต่อหน่วย

มติของที่ประชุม

       1. เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU)โครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด แล้ว

       2. เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของโครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง ในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า

เรื่องที่ 6 อัตรา Wheeling Charge ของไทย สำหรับโครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวไปประเทศสิงคโปร์ ผ่านระบบส่งของประเทศไทยและมาเลเซีย (Lao PDR – Thailand – Malaysia - Singapore on Power Interconnection Project: LTMS - PIP)

สรุปสาระสำคัญ

           1. เมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2563 ที่ประชุม ASEAN Minister on Energy Meeting and Associated Meeting (AMEM) ได้นำเสนอการขยายโครงการเชื่อมโยงพลังงานไฟฟ้าระหว่างสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ไทย มาเลเซีย และสิงคโปร์ ภายใต้ชื่อโครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวไปประเทศสิงคโปร์ ผ่านระบบส่งของประเทศไทยและมาเลเซีย (Lao PDR – Thailand – Malaysia - Singapore on Power Interconnection Project: LTMS - PIP) โดย สปป. ลาว เป็นผู้จำหน่ายไฟฟ้าให้สิงคโปร์ผ่านระบบส่งของไทยและมาเลเซียเป็นระยะเวลา 2 ปี และต่อมาได้มีการประชุมร่วมกันระหว่าง 4 ประเทศดังกล่าวเพื่อเจรจาหลักการสำคัญของการซื้อขายไฟฟ้าตามโครงการ LTMS - PIP โดยมีเป้าหมายให้สามารถลงนามสัญญาและเริ่มต้นโครงการ LTMS - PIP ภายในไตรมาส 2 ของปี 2565

           2. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2564 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าบริการในการใช้หรือการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Wheeling Charge) ของไทย เพื่อให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ใช้ในการเจรจาโครงการ LTMS - PIP โดยต่อมา ผู้แทนของ สปป. ลาว มาเลเซีย สิงคโปร์ และไทย โดยผู้แทนกระทรวงพลังงานและผู้แทน กฟผ. รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ การไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) การไฟฟ้ามาเลเซีย (Tenaga Nasional Berhad: TNB) และหน่วยงานด้านกิจการไฟฟ้าของสิงคโปร์ คือ Energy Market Authority (EMA) และ Singapore Importer (Keppel) ได้ประชุมหารือแนวทางการดำเนินโครงการ LTMS - PIP และจัดทำร่างสัญญา Energy Wheeling Agreement (EWA) สำหรับโครงการ LTMS - PIP โดยเมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2565 ที่ประชุมได้เห็นชอบจัดทำร่างสัญญา EWA สำหรับโครงการ LTMS – PIP ร่วมกัน และต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP และมอบหมายให้เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาอัตราค่า Wheeling Charge ของไทย และหลักการร่างสัญญา EWA สำหรับโครงการ LTMS - PIP ซึ่ง กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2565 ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบอัตราค่า Wheeling Charge ของไทยและหลักการร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP (2) มอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS - PIP ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว ทั้งนี้ หาก อส. กบง และ กพช. มีความเห็นให้แก้ไขร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP ในส่วนที่ไม่ใช่สาระสำคัญของสัญญา เห็นควรให้ กฟผ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไปได้ และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กพช. พิจารณาต่อไป

           3. อัตราค่า Wheeling Charge ของไทยสำหรับโครงการ LTMS - PIP ประกอบด้วย 3 ส่วน คือ ค่าระบบส่งไฟฟ้า (Transmission Tariff) ค่าสายส่งระบบ High Voltage Direct Current (HVDC Cost) และค่าภาษี (Tax) โดยมีหลักการคำนวณ ดังนี้ ส่วนที่ 1 อัตรา Transmission Tariff ประกอบด้วย (1) ค่า Wheeling Charge เท่ากับ 0.7813 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย (2) ค่าบริการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า (Ancillary Services) เท่ากับ 0.7603 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และ (3) ค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐ (Policy Expense) เท่ากับ 0.8750 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย ส่วนที่ 2 ค่า HVDC Cost เท่ากับ 0.3248 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย มีสมมติฐานการคำนวณโดยใช้ค่าสินทรัพย์สายส่ง ณ ปี 2564 ค่าสินทรัพย์ HVDC ที่สถานีไฟฟ้าคลองแงะ ณ ปี 2564 และค่าบำรุงรักษา (Refurbishment Cost) และส่วนที่ 3 ค่า Tax คือภาษีมูลค่าเพิ่มในอัตราร้อยละ 7 ของผลรวมของค่า Transmission Tariff และค่า HVDC Cost เท่ากับ 0.2066 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย ทั้งนี้ การพิจารณากำหนดอัตราค่า Wheeling Charge ของไทยสำหรับโครงการ LTMS – PIP ได้คำนึงค่าความสูญเสีย ที่จะเกิดในระบบ (Transmission Loss) เพื่อให้สอดคล้องกับต้นทุนที่เกิดขึ้นจริง โดยสรุปอัตรา Wheeling Charge เท่ากับ 3.1584 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย

           4. หลักการของสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP ประกอบด้วยสาระสำคัญ 3 ส่วน ดังนี้

                      4.1 หลักการซื้อขายไฟฟ้าของโครงการ LTMS – PIP มีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) การส่งพลังงานไฟฟ้า (LTMS Energy) ฟฟล. จะจ้าง กฟผ. และ TNB ส่งพลังงานไฟฟ้าให้กับ Keppel ณ จุดส่งมอบตามเงื่อนไขในสัญญา EWA และตามที่ได้ตกลงซื้อขายกันในแต่ละวันตาม Actual Confirmation of Wheeling (ACoW) ทั้งนี้ กฟผ. และ TNB ตกลงที่จะนำส่ง LTMS Energy จาก ฟฟล. ให้กับ Keppel ตามเงื่อนไขในสัญญา EWA และตามที่ได้ตกลงกันใน ACoW โดยมีกำหนดการซื้อขายขั้นต่ำที่ 30 เมกะวัตต์ สูงสุดไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ ต่อเนื่องกันอย่างน้อย 5 ชั่วโมง (2) การซื้อขายไฟฟ้าของโครงการ LTMS - PIP จะใช้โครงสร้างพื้นฐานในการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าที่มีอยู่เดิมระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. และ กฟผ. กับ TNB ของมาเลเซีย ซึ่งเป็นไปตามหลักการเดิมตามสัญญา Energy Purchase and Wheeling Charge Agreement (EPWA) ของโครงการ LTM - PIP โดยเพิ่มการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าระหว่าง TNB กับ SP Power Assets Limited (SPPA) ของสิงคโปร์ 3 ส่วนดังนี้ ส่วนที่ 1 จุดเชื่อมโยงระหว่าง กฟผ. - ฟฟล. ผ่านระบบส่งเชื่อมโยง 115 เควี จำนวน 7 จุด ได้แก่ สถานีไฟฟ้าหนองคาย - สถานีไฟฟ้าท่านาแล้ง สถานีไฟฟ้าหนองคาย - สถานีไฟฟ้าโพนต้อง สถานีไฟฟ้าบึงกาฬ - สถานีไฟฟ้าปากซัน สถานีไฟฟ้าท่าลี่ - สถานีไฟฟ้าแก่งท้าว สถานีไฟฟ้านครพนม - สถานีไฟฟ้าท่าแขก สถานีไฟฟ้ามุกดาหาร - สถานีไฟฟ้าปากบ่อ และสถานีไฟฟ้าสิรินธร 2 – สถานีไฟฟ้าบังเยาะ ส่วนที่ 2 จุดเชื่อมโยงระหว่าง กฟผ. - TNB ผ่านระบบ 300 เมกะวัตต์ 300 เควี HVDC จำนวน 1 จุด ได้แก่ สถานีไฟฟ้าคลองแงะ ของไทย – สถานีไฟฟ้า Gurun East ของมาเลเซีย และส่วนที่ 3 จุดเชื่อมโยงระหว่าง TNB - SPPA ผ่านระบบ HVAC จำนวน 1 จุด ได้แก่ สถานีไฟฟ้า Plentong ของมาเลเซีย – สถานีไฟฟ้า Woodlands ของสิงคโปร์ (3) การซื้อขายไฟฟ้าของโครงการ LTMS - PIP ตั้งอยู่บนพื้นฐานของการทำงานร่วมกับสัญญาที่มีอยู่เดิม ซึ่งเป็นไปตามหลักการเดิมตามสัญญา EPWA ของโครงการ LTM-PIP ดังนี้ ส่วนที่ 1 การซื้อขายไฟฟ้าระหว่างไทย - สปป. ลาว เป็นตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และเซเสด ลงนามเมื่อวันที่ 15 มีนาคม 2562 ระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. รองรับการเชื่อมโยงแบบระบบต่อระบบ (Grid to Grid: G2G) มีการซื้อขายไฟฟ้าแลกเปลี่ยนระหว่างกันแบบ Non-Firm (G2G Energy) ซึ่งกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าจากการคำนวณต้นทุนการผลิตไฟฟ้าหน่วยสุดท้ายระยะสั้น (Short Run Marginal Cost: SRMC) เฉลี่ยในช่วง 6 เดือนแรกของปีก่อนปีสัญญาถัดไป และส่วนที่ 2 การซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง ไทย - มาเลเซีย เป็นตามสัญญา HVDC System Interconnection Agreement (SIA) ระหว่าง กฟผ. กับ TNB ของมาเลเซีย ลงนามเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 เป็นการซื้อขายไฟฟ้าแลกเปลี่ยนและสำรองกำลังการผลิตระหว่างกัน ปริมาณซื้อขายไม่เกิน 300 เมกะวัตต์ ในลักษณะที่ทั้งสองฝ่ายตกลงทำข้อเสนอราคาขายไฟฟ้าล่วงหน้าเดือนต่อเดือน (4) เมื่อมีการซื้อขายไฟฟ้าตามโครงการ LTMS - PIP ฟฟล. จะส่ง LTMS Energy ปริมาณไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ มายังระบบไฟฟ้าของ กฟผ. และมาเลเซีย จากนั้นมาเลเซียจะนำส่งพลังงานดังกล่าวต่อให้สิงคโปร์เพื่อขายในตลาดไฟฟ้าสิงคโปร์ผ่าน Keppel และ (5) อายุสัญญา 2 ปี

                      4.2 หลักการทำงานระหว่างสัญญาเดิมกับสัญญา EWA มีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) ปัจจุบัน สปป. ลาว ได้ส่งพลังงานไฟฟ้าให้ไทยอยู่แล้วตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และเซเสด ซึ่งรวมเรียกว่า EDL - EGAT PPA และเรียกพลังงานส่วนนี้ว่า G2G Energy ส่วนพลังงานไฟฟ้าที่ สปป. ลาว ส่งไปขายในตลาดไฟฟ้าสิงคโปร์ ผ่าน Keppel ตามโครงการ LTMS – PIP เรียกว่า LTMS Energy (2) พลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับมาเลเซียแบ่งเป็น 2 ส่วนเช่นกัน คือ ตามสัญญา SIA เรียกว่า SIA Energy และตามโครงการ LTMS - PIP เรียกว่า LTMS Energy และ (3) หากมีการซื้อขายไฟฟ้าตามโครงการ LTMS – PIP เกิดขึ้น ปริมาณไฟฟ้า ที่จะถือเป็น LTMS Energy ภายใต้สัญญา EWA ก่อน คือ ปริมาณไฟฟ้า 100 เมกะวัตต์ (ขั้นต่ำ 30 เมกะวัตต์) แรก ที่ ฟฟล. ส่งเข้ามายังระบบไฟฟ้าของไทยและมาเลเซีย ปริมาณไฟฟ้า 100 เมกะวัตต์ (ขั้นต่ำ 30 เมกะวัตต์) ที่ไทยส่งให้มาเลเซีย และปริมาณไฟฟ้า 100 เมกะวัตต์ที่มาเลเซียส่งให้สิงคโปร์ โดยส่วนที่เหลือจึงจะถือว่าเป็น G2G Energy ที่มีการซื้อขายตาม EDL-EGAT PPA ถือเป็น SIA Energy ที่มีการซื้อขายตามสัญญา SIA และถือเป็นพลังงานตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างมาเลเซียกับสิงคโปร์ ตามลำดับ

                      4.3 อัตราค่า Wheeling Charge ของไทยเท่ากับ 3.1584 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และของมาเลเซียเท่ากับ 2.48 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย

มติของที่ประชุม

       1. เห็นชอบอัตราค่า Wheeling Charge ของไทย เท่ากับ 3.1584 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และหลักการร่างสัญญา Energy Wheeling Agreement (EWA) โครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวไปประเทศสิงคโปร์ ผ่านระบบส่งของประเทศไทยและมาเลเซีย (LTMS – PIP)

       2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS - PIP ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว ทั้งนี้ หาก อส. และคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ มีความเห็นให้แก้ไขร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP ในส่วนที่ไม่ใช่สาระสำคัญของสัญญา เห็นควรให้ กฟผ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไปได้

เรื่องที่ 7 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา

สรุปสาระสำคัญ

           1. เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา เพื่อให้เป็นไปตามเป้าหมายแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1) ดังนี้ (1) กลุ่มบ้านอยู่อาศัย (โครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกิน ที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาทต่อหน่วย มีเป้าหมายการรับซื้อ 50 เมกะวัตต์ (MWp) ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชนที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ให้ใช้ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาทต่อหน่วย โดยให้อัตรามีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 และ (2) กลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 1.00 บาทต่อหน่วย เป้าหมายการรับซื้อ 50 MWp แบ่งเป็นกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา 20 MWp กลุ่มโรงพยาบาล 20 MWp และ กลุ่มสูบน้ำเพื่อการเกษตร 10 MWp โดยมีกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 กิโลวัตต์ (kWp) แต่น้อยกว่า 200 kWp ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป นอกจากนี้ กรณีการลงทุนโดยภาครัฐในกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำ เพื่อการเกษตร มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รับไปหารือกับกระทรวงการคลังและหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง พิจารณาปรับปรุงกฎหมาย และกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาสามารถดำเนินการได้อย่างเป็นรูปธรรม

           2. กกพ. ได้ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย พ.ศ. 2564 และสำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) พ.ศ. 2564 โดยสถานะการดำเนินงานในรอบปี 2564 ณ วันที่ 31 มกราคม 2565 มีดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย มีผู้ยื่นแบบคำขอขายไฟฟ้าที่มีเอกสารครบถ้วน 2,415 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1.30 MWp มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วจำนวน 404 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 2.27 MWp (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) มีผู้ยื่นแบบคำขอขายไฟฟ้าที่มีเอกสารครบถ้วน 27 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 2.95 MWp และ ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว 16 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1.87 MWp ซึ่งทยอยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ทั้งนี้ ผู้เข้าร่วมโครงการดังกล่าวยังไม่เป็นไปตามเป้าหมาย เนื่องจากมาตรการควบคุมและป้องกันการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อ COVID-19 ส่งผลให้สถานศึกษาปิดทำการต่อเนื่อง อาจทำให้โรงเรียน สถานศึกษา และโรงพยาบาลยังไม่ตัดสินใจเข้าร่วมโครงการในปัจจุบัน ประกอบกับกลุ่มโรงพยาบาลมีความต้องการใช้ไฟฟ้า ทุกวันจึงทำให้ไม่มีปริมาณไฟฟ้าเหลือขายเข้าร่วมโครงการ

           3. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา และเสนอต่อ กบง. พิจารณา ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย (โซลาร์ภาคประชาชน) ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 MWp ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 2.20 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และปีต่อๆ ไป เห็นควรให้กำหนดเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าต่อเนื่อง และ (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 MWp ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 1.00 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี ซึ่ง ต่อมา เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2565 กบง. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย (โซลาร์ภาคประชาชน) ให้มีการรับซื้อต่อเนื่องตั้งแต่ปี 2565 เป็นต้นไป โดยกำหนดเป้าหมายการรับซื้อปีละ 10 MWp ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 2.20 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี ทั้งนี้ มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กบง. กำหนดเป้าหมายการรับซื้อได้ในกรณีต้องปรับปรุงเป้าหมายการรับซื้อดังกล่าวต่อไป (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 MWp ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 1.00 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

มติของที่ประชุม

       เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา ดังนี้

       1. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย (โซลาร์ภาคประชาชน) ให้มีการรับซื้อต่อเนื่องตั้งแต่ปี 2565 เป็นต้นไป โดยกำหนดเป้าหมาย การรับซื้อปีละ 10 เมกะวัตต์ (MWp) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 2.20 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องปรับปรุงเป้าหมายการรับซื้อ มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณากำหนดเป้าหมายดังกล่าวได้

       2. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 เมกะวัตต์ (MWp) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 1.00 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี

       ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป

เรื่องที่ 8 ทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567

สรุปสาระสำคัญ

           1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 ตามที่พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 มาตรา 14 (1) กำหนดให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เสนอแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ และเมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบการทบทวนมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 ในส่วนของแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ 1) ตัดข้อความการระบุวงเงินกู้ ในข้อ 4 จากเดิม “4. การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้ (จำนวนเงินไม่เกิน 20,000 ล้านบาท) แล้วต้องไม่เกินจำนวน 40,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562...” แก้ไขเป็น “4. การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้แล้วต้องไม่เกินจำนวน 40,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562...” และ (2) แก้ไขข้อ 5 5) จากเดิม “5) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ 20,000 ล้านบาท ให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงหยุด การชดเชย” แก้ไขเป็น “5) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ 20,000 ล้านบาท หรือติดลบตามจำนวน ที่กำหนดในพระราชกฤษฎีกา ตามมาตรา 26 วรรคสาม แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงหยุดการชดเชย”

           2. ด้วยสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในตลาดโลกยังมีความผันผวนและมีราคาสูง ส่งผลกระทบต่อราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงภายในประเทศ ประกอบกับสภาพทางเศรษฐกิจที่ยังไม่ฟื้นตัว ตลอดจนการแพร่ระบาดของเชื้อไวรัสโควิด-19 ทำให้ประชาชนได้รับความเดือนร้อนในการดำรงชีพ และสอดคล้องกับการดำเนินการขยายกรอบวงเงินกู้ยืมเงิน 20,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 วรรคสอง และปรับกลยุทธ์การถอนกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (Exit Strategy) ให้มีความยืดหยุ่นขึ้น สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) จึงขอเสนอการทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 ในหลักเกณฑ์การบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงฉบับปรับปรุง ครั้งที่ 2 เพื่อเป็นการรองรับให้การปฏิบัติงานของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สามารถดำเนินการได้อย่างต่อเนื่องจากเหตุการณ์ต่าง ๆ ที่อาจเกิดขี้น จนเป็นอุปสรรคต่อการดำเนินการของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และเพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบ ต่อการดำรงชีพเนื่องจากความผันผวนด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2565 กบน. ได้มีมติเห็นชอบทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 - 2567 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ดังนี้ (1) ตัดข้อความในข้อ 4 จากเดิม “4. การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ ในการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้แล้วต้องไม่เกินจำนวน 40,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 การใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในกรอบวงเงิน 40,000 ล้านบาท ตามมาตรา 8 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้จ่ายได้เพื่อกิจการ ดังต่อไปนี้...” แก้ไขเป็น “4. การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 การใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามมาตรา 8 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้จ่ายได้เพื่อกิจการ ดังต่อไปนี้...” และ (2) แก้ไขข้อ 5 4) จากเดิม “4) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงใกล้ติดลบ หากระดับราคายังอยู่ในระดับวิกฤตจนส่งผลให้ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ ให้เริ่มดำเนินกลยุทธ์การถอนกองทุนน้ำมันฯ (Exit Strategy) โดยปรับสัดส่วนการช่วยเหลือลงครึ่งหนึ่ง และยังคงดำเนินการหารือเรื่องการปรับลดภาษีสรรพสามิต เพื่อให้ระดับราคาไม่ปรับตัวสูงขึ้นมากนัก และเริ่มดำเนินการกู้เงินเพื่อให้กองทุนฯ ไม่ขาดสภาพคล่อง” เป็น “4) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงใกล้ติดลบ หากระดับราคายังอยู่ในระดับวิกฤตจนส่งผลให้ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ ตามมาตรา 26 วรรคสอง หรือ วรรคสาม แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 โดยเฉพาะเมื่อใกล้วงเงินกู้ยืมเงินที่ได้รับตามพระราชกฤษฎีกาที่ออกตามกฎหมายดังกล่าวให้เริ่มดำเนินการพิจารณากลยุทธการถอนกองทุนน้ำมันฯ (Exit Strategy) และยังคงดำเนินการหารือเรื่องการปรับลดภาษีสรรพสามิต เพื่อให้ระดับราคา ไม่ปรับตัวสูงขึ้นมากนัก และเริ่มดำเนินการกู้เงินเพื่อให้กองทุนฯ ไม่ขาดสภาพคล่อง” และ (3) ขอตัดข้อ 5 5) จากเดิม “5) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ 20,000 ล้านบาท หรือติดลบตามจำนวนที่กำหนดใน พระราชกฤษฎีกา ตามมาตรา 26 วรรคสาม แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง หยุดการชดเชย” เป็น ตัดข้อ 5) ออก

มติของที่ประชุม

       เห็นชอบแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ตามที่คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเสนอ เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

เรื่องที่ 9 การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) เพิ่มเติม

สรุปสาระสำคัญ

           1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาเรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) และมีมติ ดังนี้

                      1.1 เห็นชอบข้อเสนอหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ ปี 2565 ประกอบด้วย (1) การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmap หรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล และต้องผ่านการพิจารณาคัดเลือกจากคณะกรรมการกลางจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย และได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 (2) การส่งเสริมจะเป็นในลักษณะ Non-firm ทั้ง SPP และ VSPP เนื่องจากปัญหาการจัดหาเชื้อเพลิงขยะที่ไม่แน่นอนอาจส่งผลให้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้อย่างสม่ำเสมอ (3) การพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT จะสะท้อนต้นทุนของโรงไฟฟ้าขยะ ทั้งค่าก่อสร้าง ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการและบำรุงรักษา (O&M) ตลอดอายุการใช้งานโรงไฟฟ้า ค่าใช้จ่ายในการบริหารจัดเตรียมขยะสำหรับการผลิตไฟฟ้า และค่าใช้จ่ายในการควบคุมมลพิษ ทั้งนี้ โรงไฟฟ้าจะได้รับค่ากำจัดขยะ (Tipping Fee) จากองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น ตามงบประมาณที่ได้รับการจัดสรรซึ่งแตกต่างกันตามแต่ละพื้นที่ ส่งผลให้ต้นทุนการบริหารจัดการเชื้อเพลิงสุทธิแตกต่างกัน ดังนั้น การพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าจะต้องคำนึงถึงข้อจำกัดดังกล่าว ร่วมกับประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าและการกำจัดขยะของโครงการโรงไฟฟ้าขยะ เพื่อให้ได้ผลตอบแทนที่เหมาะสม ไม่ส่งผลกระทบต่อประชาชน และเป็นประโยชน์ต่อประเทศชาติสูงสุด ในภาพรวม (4) กำหนดให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ภายในปี 2567 - 2568 ตามการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 - 2573 ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 ปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 215 เมกะวัตต์ โดยพิจารณาจากโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย แบ่งเป็น VSPP ปริมาณ 115 เมกะวัตต์ และ SPP ปริมาณ 100 เมกะวัตต์ (5) การรับซื้อไฟฟ้าจะต้องพิจารณาถึงความพร้อมในด้านต่างๆ ได้แก่ ที่ดิน ปริมาณเชื้อเพลิง เทคโนโลยี ระบบสายส่ง/สายจำหน่าย แหล่งเงินทุน และประสบการณ์ของผู้พัฒนาโครงการ และ (6) โครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นเป็นการมอบให้เอกชนดำเนินการหรือร่วมดำเนินการตามมาตรา 34/1 ของพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 โดยเอกชนจะได้ค่ากำจัดขยะจากองค์กรปกครอง ส่วนท้องถิ่นซึ่งมีแหล่งที่มาจากงบประมาณรายจ่ายประจำปี หรืองบประมาณขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น และรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าของประชาชนโดยรวม ดังนั้น เพื่อมิให้เป็นการเพิ่มภาระแก่ผู้ใช้ไฟฟ้า หากจะมีโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าเพิ่มเติมจากรายชื่อโครงการ ที่กระทรวงมหาดไทยรายงานการดำเนินงานผ่านคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มาในครั้งนี้ หรือเป็นโครงการใหม่ที่จะมีในอนาคต ควรให้ กพช. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้า และ กกพ. ออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าก่อน เพื่อนำอัตราและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าไปพิจารณาประกอบการกำหนดค่ากำจัดขยะที่มีความเหมาะสมและดำเนินการคัดเลือกโครงการต่อไป ทั้งนี้ ตามนัยของมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560

                      1.2 เห็นชอบข้อเสนอกรอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ปี 2565 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ซึ่งโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของกรุงเทพมหานครและองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ผ่านความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยเป็นการพิจารณาความเหมาะสมของโครงการจากผลการศึกษา ซึ่งหลายโครงการได้ลงนามสัญญากับภาคเอกชนให้ดำเนินโครงการแล้ว และ กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 ได้มอบหมายให้ กกพ. ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการที่มีความพร้อมในระยะถัดไป จึงเห็นควรให้กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ไม่เกินกรอบอัตราสูงสุดตามที่ กพช. เคยมีมติในเรื่องนี้ไว้แล้ว ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP สำหรับปี 2565 อ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ตาม มติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่กำลังผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ อัตรา FiTF FiTV,2567 และ FiT อยู่ที่ 2.39 2.69 และ 5.08 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี มี FiT Premium 8 ปีแรก อยู่ที่ 0.70 บาทต่อหน่วย และ (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP สำหรับปี 2565 อ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ตาม มติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ที่กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 แต่ไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ อัตรา FiTF FiTV,2567 และ FiT อยู่ที่ 1.81 1.85 และ 3.66 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี

                      1.3 มอบหมายให้ กกพ. พิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมภายใต้กรอบอัตราสูงสุดในข้อ 2 (แล้วแต่กรณี) โดยคำนึงถึงต้นทุนโครงการประกอบกับปัจจัยด้านอื่นๆ เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศในภาพรวม เพื่อใช้เป็นอัตราในการประกาศรับซื้อไฟฟ้าแล้วรายงานให้ กบง. ทราบ และดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ให้เป็นไปตามข้อเสนอหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนที่ได้รับความเห็นชอบตามข้อ 1 ต่อไป

           2. กระทรวงมหาดไทย ได้รับทราบมติ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 ได้พิจารณาอัตรา รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย จำนวน 23 โครงการ ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 และมอบหมาย กกพ. ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการที่มีความพร้อมในระยะถัดไป โดยเห็นควรให้กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ไม่เกินอัตราสูงสุดตามที่ กพช. เคยมีมติไว้ ซึ่งโครงการ ที่องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นได้จัดทำโครงการเสนอมาได้ยึดต้นทุนหรือค่าไฟฟ้าที่ กกพ. ประกาศล่าสุดในการจัดทำโครงการ แต่หลังจากการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 ปรากฏว่า รัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยได้พิจารณาให้ความเห็นชอบโครงการอีก 11 โครงการ รวมทั้งสิ้น 34 โครงการ โดยโครงการ ที่เพิ่ม 11 โครงการ เป็นโครงการที่มีการใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าเดิมในการพิจารณาคำนวณต้นทุนโครงการ ซึ่งหากมีการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าใหม่ที่ไม่เท่ากับ 23 โครงการเดิม อาจเกิดปัญหาในการดำเนินการต่อไปได้ ดังนั้น การพิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าของโครงการทั้งหมด 34 โครงการในอัตราเดิม จะทำให้โครงการดังกล่าวสามารถดำเนินการต่อไปได้ องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นกำจัดขยะได้อย่างมีประสิทธิภาพ แก้ไขผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมที่มีต่อประชาชน สร้างความมั่นใจและความเชื่อมั่นให้กับภาคเอกชนที่สนใจจะเข้ามาลงทุน ในโครงการต่างๆ กับองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นต่อไปในอนาคต ซึ่งเป็นไปตามนโยบายของรัฐบาลที่กำหนดให้การแก้ไขขยะเป็นวาระแห่งชาติ จึงขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ของกระทรวงมหาดไทย จำนวน 34 โครงการ ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าเดิมตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561

มติของที่ประชุม

       มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้า จากขยะชุมชน (เพิ่มเติม) ของกระทรวงมหาดไทย และนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป

เรื่องที่ 10 สถานการณ์พลังงาน

สรุปสาระสำคัญ

           1. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ไม่ว่าจะเป็นราคาน้ำมันดิบดูไบ Brent WTI มีแนวโน้ม ที่ปรับตัวสูงขึ้น เช่นเดียวกับน้ำมันเชื้อเพลิงสำเร็จรูป เบนซิน และ ดีเซล ที่มีราคาสูงสุดในรอบ 14 ปี พบว่า ตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงปัจจุบัน ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับตัวสูงขึ้นจาก 77.26 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล เป็น 122.95 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล สำหรับน้ำมันดีเซล ราคาปรับตัวสูงขึ้นจาก 89.30 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เป็น 157.65 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และยังมีแนวโน้มที่ปรับตัวสูงขึ้น จากความกังวลเรื่องอุปทานน้ำมัน ในตลาดโลกจากการคว่ำบาตรธุรกรรมทางการเงิน และบริษัทพลังงานหลายแห่งระงับการลงทุนในรัสเซีย และจากมติของกลุ่มประเทศโอเปคและพันธมิตร (OPEC+) ยึดตามข้อตกลงเดิมที่จะเพิ่มกำลังการผลิตน้ำมันดิบในเดือนเมษายน 2565 เพียง 400,000 บาร์เรลต่อวัน ซึ่งเมื่อพิจารณาสถานการณ์ราคาน้ำมันดิบดูไบและดีเซลในอดีต พบว่า สมัยนายกรัฐมนตรี นายสมัคร สุนทรเวช เป็นช่วงที่มีราคาน้ำมันที่ปรับตัวสูงขึ้นมาก โดยน้ำมันดีเซลปรับตัวสูงขึ้นถึง 184 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล แต่มาสมัยนายกรัฐมนตรี นายประยุทธ์ จันทร์โอชา น้ำมันดีเซลปัจจุบันอยู่ที่ 158 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ก็ถือได้ว่าเป็นการปรับตัวขึ้นสูงสุดในรอบ 14 ปี

           2. สถานการณ์ราคา LPG ตลาดโลก หรือ ก๊าซหุงต้มที่ใช้ในภาคครัวเรือนมีแนวโน้มสูงขึ้น เมื่อเปรียบเทียบ ณ สิ้นปี 2564 ถึงปัจจุบัน ราคา LPG Cargo ปรับตัวสูงขึ้นจาก 711.5 เหรียญสหรัฐต่อตัน เป็น 968.0 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เพิ่มขึ้น 128.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน จากความกังวลของภาวะสงครามระหว่างสหพันธ์รัฐรัสเซียกับประเทศยูเครน ซึ่งราคา LPG ตลาดโลกปรับตัวเพิ่มขึ้นในทิศทางเดียวกับราคาน้ำมัน ทั้งนี้ ความคืบหน้าในการเจรจาข้อตกลงนิวเคลียร์ของอิหร่าน อาจนำไปสู่การส่งออกน้ำมัน รวมถึง LPG จากอิหร่านสู่ตลาดเพิ่มเติม

           3. สถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติ พบว่าราคาจากแหล่งจากอ่าวไทย สหภาพเมียนมา และสัญญาระยะยาว (LNG) มีราคาปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เช่นเดียวกับราคา LNG Spot JKM ปรับตัวจากราคา 30.658 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู เป็น 54.281 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และราคา NBP ในยุโรปปรับตัวเพิ่มขึ้นจากราคา 27.804 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู เป็น 66.108 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู เนื่องจากสถานการณ์ความไม่มั่นคงของอุปทานจากรัสเซีย และมาตรการคว่ำบาตรของสหรัฐฯ ที่ครอบคลุมน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ ในขณะเดียวกันประเทศในสหภาพยุโรปต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติม เพื่อไว้ใช้สำหรับฤดูหนาวในช่วงปลายปี 2565

           4. ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงของไทยเปรียบเทียบกับต่างประเทศ พบว่า ราคาน้ำมันดีเซลของไทย มีราคาขายปลีกต่ำกว่าประเทศเพื่อนบ้าน ยกเว้นมาเลเซียและบรูไนซึ่งมีแหล่งพลังงานเป็นของตนเอง และมีการสนับสนุนจากรัฐบาล เนื่องจากภาคเศรษฐกิจของไทยใช้น้ำมันดีเซลอยู่ที่ประมาณร้อยละ 60 ถึง70 กระทรวงพลังงานจึงช่วยเหลือกลุ่มน้ำมันดีเซลซึ่งเป็นกลุ่มใหญ่ก่อน ส่วนน้ำมันเบนซิน ราคาของไทยอยู่ในระดับกลางเมื่อเทียบกับประเทศเพื่อนบ้าน ซึ่งอาจจะเป็นเพราะยังไม่มีมาตรการเข้าไปช่วย สำหรับราคา LPG ภาคครัวเรือน จากมาตรการสนับสนุนอยู่ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ทำให้ราคาLPG ของไทยมีราคา ต่ำกว่าประเทศเพื่อนบ้านยกเว้นมาเลเซียที่มีแหล่งพลังงานของตัวเอง

           5. กระทรวงพลังงานมีแนวทางบริหารจัดการสถานการณ์ฉุกเฉินด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเป็น 4 ระดับ คือ ระดับ 1 หากราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ระดับต่ำกว่า 100 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะตรึงราคาน้ำมันดีเซล ไม่เกิน 30 บาทต่อลิตร มีการบริหารจัดการต้นทุนน้ำมัน อาทิ การปรับลดสัดส่วนไบโอดีเซล ขอความร่วมมือผู้ค้าปรับลดค่าการตลาด ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการ และการพิจารณาปรับลดภาษีสรรพสามิตบางส่วน ระดับ 2 หากราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ระดับ 100 ถึง 130 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะตรึงราคาน้ำมันดีเซล ไม่เกิน 30 บาทต่อลิตร ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการ และพิจารณาปรับลดภาษีสรรพสามิตทั้งหมด ระดับ 3 หากราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ระดับ 131 ถึง 150 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะพิจารณาลอยตัวบางส่วนให้ราคาน้ำมันดีเซล เกิน 30 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงยังคงช่วยเหลือเพิ่มเติม และระดับ 4 หากราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ระดับสูงกว่า 150 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะพิจารณาลอยตัวสมบูรณ์ ให้ราคาน้ำมันดีเซล เกิน 30 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ไม่ช่วยเหลือเพิ่มเติม ทั้งนี้ ควรคำนึงเรื่อง Price Shock หากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ไม่สามารถชดเชยได้แล้ว (เช่น เมื่อติดลบถึง 40,000 ล้านบาท) และควรทยอยถอนการอุดหนุนแบบค่อยเป็นค่อยไป (ทยอยลดการอุดหนุน เมื่อกองทุนติดลบถึง 35,000 ล้านบาท) ทั้งนี้ จะต้องมีการหารือในภาพรวมเศรษฐกิจ ร่วมกับสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) และธนาคารแห่งประเทศไทย (ธปท.) เพื่อพิจารณามาตรการที่เหมาะสมต่อไป

มติของที่ประชุม

       ที่ประชุมรับทราบ

มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ

ครั้งที่ 1/2565 (ครั้งที่ 156)

วันพฤหัสบดีที่ 6 มกราคม พ.ศ. 2565 เวลา 09.30 น.

1. แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574

2. การจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา

3. การกำหนดหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน

4. โครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566

5. แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565

ผู้มาประชุม

นายกรัฐมนตรี                                               ประธานกรรมการ

(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                  กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574

สรุปสาระสำคัญ

            1. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (แผนแม่บทฯ) โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อใช้ในการขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดตามแผนแม่บทฯ ต่อมา สนพ. ได้จัดทำแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 (แผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น) เสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา โดยเมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น รวมทั้งกรอบงบประมาณ การดำเนินการตามแผนดังกล่าว และต่อมา เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้มีมติรับทราบตามมติ กบง. ทั้งนี้ แผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้นจะสิ้นสุดในปี 2564 สนพ. จึงได้จัดทำร่างแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574 (แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง) โดยผ่านกระบวนการรับฟังและแลกเปลี่ยนความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียทุกภาคส่วน และนำเสนอต่อคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) ของประเทศไทย (คณะอนุกรรมการฯ) โดยเมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 กบง. ได้มีมติเห็นชอบแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง และมอบหมายให้คณะอนุกรรมการฯ ติดตามและขับเคลื่อนการดำเนินงานให้เป็นไปตามกรอบเป้าหมายสำคัญ ของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง และให้นำกิจกรรม/โครงการ รวมถึงงบประมาณของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งภายใต้แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง เสนอต่อคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า (คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ) เพื่อพิจารณากำหนดกิจกรรม/โครงการ และกรอบงบประมาณไว้ในแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง รวมทั้งให้คณะอนุกรรมการฯ สามารถพิจารณาทบทวนรายละเอียดโครงการ/กิจกรรม รวมถึงกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง ได้ตามความเหมาะสมกับสถานการณ์ในอนาคต โดยหากมีการเปลี่ยนแปลงที่กระทบต่อเป้าหมายของแผนอย่างมีนัยสำคัญ ให้นำเสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบ

           2. ร่างแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง มีประเด็นสำคัญ ดังนี้

           2.1 วิสัยทัศน์ (Vision) คือ ส่งเสริมให้เกิดการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานต่าง ๆ และการจัดการทรัพยากรในระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่จำเป็น รองรับการเปลี่ยนผ่านไปสู่ระบบโครงข่ายไฟฟ้ายุคใหม่อย่างมีประสิทธิภาพ และเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม เป้าหมายภาพ (Goal) รวมแบ่งออกเป็น 2 ระยะ ได้แก่ เป้าหมายระยะสั้น 1 – 5 ปี เป็นการเตรียมความพร้อมและพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานต่างๆ ที่จำเป็น และนำร่องการจัดการแหล่งพลังงานแบบกระจายศูนย์ (Distributed energy resources: DER) ในรูปแบบเชิงพาณิชย์ รองรับการเปลี่ยนผ่านแนวโน้มเทคโนโลยีรูปแบบใหม่ที่เริ่มส่งผลต่อการบริหารจัดการระบบไฟฟ้า และเป้าหมายระยะปานกลาง 6 – 10 ปี เป็นการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน และเร่งการจัดการแหล่งพลังงานแบบกระจายศูนย์อย่างเต็มรูปแบบเชิงพาณิชย์ รองรับการเปลี่ยนผ่านแนวโน้มเทคโนโลยีรูปแบบใหม่ที่ส่งผลอย่างมีนัยสำคัญต่อการบริหารจัดการระบบไฟฟ้า

           2.2 เป้าหมายสำคัญ (Key Milestone) แบ่งเป็น 4 ระยะ ได้แก่ ระยะ 1 – 2 ปี เป็นระยะเร่งด่วนที่ต้องเร่งดำเนินการ ระยะ 3 – 5 ปี เป็นระยะสั้นของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะ 6 – 10 ปี เป็นระยะยาวของแผนการขับเคลื่อนฯ และระยะมากกว่า 10 ปี เป็นมุมมองที่คาดว่าจะเกิดขึ้นในระยะต่อไป โดยแบ่งเป้าหมายสำคัญเป็น 5 เสาหลัก และแผนอำนวยการสนับสนุน ดังนี้ (1) เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านโหลดและระบบบริหารจัดการพลังงาน (DR & EMS) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการสั่งการและใช้งานการตอบสนองด้านโหลดแบบกึ่งอัตโนมัติ (Semi-Auto DR) และแบบอัตโนมัติ (Auto DR) ครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท สามารถทดแทนผลิตภัณฑ์ในระบบไฟฟ้าได้หลากหลายในเชิงพาณิชย์ และครอบคลุมทุกรูปแบบการให้บริการ (Grid Service) โดยจะกำหนดเป้าหมายการตอบสนองด้านโหลดลงในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) (2) เสาหลักที่ 2 การพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (RE Forecast) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานระบบพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ครอบคลุมทั้งโรงไฟฟ้า SPP VSSP รวมถึง Prosumer-Aggregator (3) เสาหลักที่ 3 ระบบไมโครกริดและโปรซูเมอร์ (Microgrid & Prosumer) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานพลังงานหมุนเวียนสำหรับไมโครกริดและโปรซูเมอร์ (RE base Microgrid / Prosumer) เชิงพาณิชย์ที่เป็นการดำเนินการปกติ และไมโครกริดสามารถช่วยในการบริหารจัดการโครงข่ายไฟฟ้าที่มีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนสูง (High %RE Penetration) (4) เสาหลักที่ 4 ระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System: ESS) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานในทุกรูปแบบการบริการของระบบกักเก็บพลังงานที่เกี่ยวข้องกับโครงข่ายไฟฟ้าของประเทศไทย รวมถึงมาตรการส่งเสริมรูปแบบธุรกิจใหม่ ๆ ของ ESS (5) เสาหลักที่ 5 การบูรณาการยานยนต์ไฟฟ้า (EV Integration) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าที่มีการเชื่อมต่อกับระบบไฟฟ้าแบบ V1G และ V2X ครอบคลุมผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าทุกประเภทตามแผนการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าของประเทศไทย และ (6) แผนอำนวยการสนับสนุน เป้าหมายสำคัญ คือ ช่วยสนับสนุนคู่ขนาน 5 เสาหลัก รวมถึงพัฒนาเทคโนโลยีสมัยใหม่เพื่อสนับสนุนงาน Smart Grid และพัฒนาให้เกิดรูปแบบธุรกิจใหม่ ๆ โดยมีแผนกลยุทธ์การดำเนินงาน (Strategic Plan) ประกอบด้วย 3 ส่วนหลัก ได้แก่ ด้านนโยบาย ด้านกฎระเบียบข้อบังคับ และด้านเทคนิค

           2.3 แผนการดำเนินกิจกรรม/โครงการ (Action Plan Projects) ประกอบด้วย สนพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ซึ่งมีจำนวนกิจกรรม/โครงการรวมทั้งสิ้น 71 กิจกรรม/โครงการ ประมาณการกรอบงบประมาณรวมทั้งสิ้น 415,610 ล้านบาท สรุปได้ดังนี้ (1) เสาหลักที่ 1 DR & EMS จำนวน 17 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 48,380 ล้านบาท (2) เสาหลักที่ 2 RE Forecast จำนวน 8 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 160 ล้านบาท (3) เสาหลักที่ 3 Microgrid & Prosumer จำนวน 13 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 80,256 ล้านบาท (4) เสาหลักที่ 4 ESS จำนวน 12 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 196,980 ล้านบาท (5) เสาหลักที่ 5 EV Integration จำนวน 12 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 3,800 ล้านบาท และ (6) แผนอำนวยการสนับสนุน จำนวน 9 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 86,034 ล้านบาท

           2.4 ความมุ่งหมายของแผน ประกอบด้วย 3 ด้านหลัก ดังนี้ (1) ด้านการบริหารการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย จะทำให้เกิดการบูรณาการร่วมกันของทุกภาคส่วน และมีกลไกในการติดตามการพัฒนาอย่างเป็นระบบ (2) ด้านการเตรียมความพร้อมด้านเทคโนโลยีและโครงสร้างพื้นฐาน เพื่อรองรับการเปลี่ยนผ่านทางด้านพลังงานให้สามารถรองรับการพัฒนาประเทศและเป้าหมายของแผนต่างๆ อย่างครบถ้วน และ (3) ด้านการพัฒนาโอกาสทางธุรกิจภาคเอกชนและศักยภาพการพัฒนาเทคโนโลยีและการมีส่วนร่วมของหน่วยงานและบุคลากร รวมถึงผู้ใช้ไฟฟ้าภายในประเทศ

           3. การวิเคราะห์กรอบงบประมาณและความคุ้มค่าของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง มีประเด็นสำคัญ ดังนี้

            3.1 กรอบงบประมาณของกิจกรรม/โครงการ จำนวน 415,610 ล้านบาท แบ่งออกเป็นกลุ่มกิจกรรมหลัก 3 กลุ่ม ได้แก่ (1) งบดำเนินงาน ประมาณ 2,359 ล้านบาท (2) การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน ประมาณ 146,980 ล้านบาท และ (3) โครงการลงทุน ประมาณ 266,271 ล้านบาท ทั้งนี้ กรอบงบประมาณส่วนใหญ่ประมาณ 413,251 ล้านบาท หรือคิดเป็นร้อยละ 99.4 เป็นงบดำเนินการของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ทั้งการพัฒนาระบบและโครงสร้างพื้นฐาน รวมถึงโครงการลงทุนขนาดใหญ่ โดยมีงบประมาณสำหรับการผลักดันและขับเคลื่อนการดำเนินงานภายใต้แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง 2,359 ล้านบาทเท่านั้น

            3.2 ผลประโยชน์ภาพรวมของประเทศ ในมิติของความสมดุลด้านพลังงาน (Energy Trilemma) สอดคล้องกับหลักการเสริมสร้างความยั่งยืนตามยุทธศาสตร์ของประเทศ 3 ด้าน ดังนี้ (1) ด้านความมั่นคง ทำให้เกิดความมั่นคงทางพลังงานจากการผลิตและใช้พลังงานภายในประเทศ และการใช้โครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานแบบกระจายศูนย์เพื่อเพิ่มความยืดหยุ่นให้กับระบบไฟฟ้า (2) ด้านความมั่งคั่ง ทำให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าโดยรวมของประเทศลดลง หลีกเลี่ยงการลงทุนที่ไม่จำเป็น ภาคผู้ใช้ไฟฟ้ามีโอกาสลดต้นทุนค่าไฟฟ้าของตนเองและเกิดการสร้างรายได้ รวมถึงการเพิ่มขีดความสามารถของผู้ใช้ไฟฟ้า เกิดการลงทุนในประเทศ การเติบโตของผลิตภัณฑ์มวลรวมของประเทศ เกิดการจ้างงานในประเทศ รวมถึงการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขัน ทั้งด้านการส่งออกและการลงทุนต่าง ๆ ในประเทศ และ (3) ด้านความยั่งยืน ทำให้สามารถรองรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในปริมาณสูง และสนับสนุนการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์โดยใช้เทคโนโลยีพลังงานสะอาด

มติของที่ประชุม

       ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 การจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา

สรุปสาระสำคัญ

           1. บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ลงนามสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานา เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2538 โดยมีกำหนดวันเริ่มส่งก๊าซธรรมชาติ (ก๊าซฯ) เมื่อวันที่ 1 สิงหาคม 2541 และลงนามสัญญาซื้อก๊าซฯ จากแหล่งเยตากุน เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2540 โดยมีกำหนดวันเริ่มส่งก๊าซฯ วันที่ 1 เมษายน 2543 ซึ่งทั้งสองสัญญามีเงื่อนไขการซื้อขายแบบ Take or Pay (TOP) กล่าวคือ หากผู้ซื้อรับก๊าซฯ ไม่ครบปริมาณขั้นต่ำรายปีตามสัญญา ผู้ซื้อจะมีภาระผูกพันต้องจ่ายเงินค่าก๊าซฯ ให้ผู้ขายก๊าซฯ สำหรับปริมาณที่รับขาดไปก่อน ทั้งนี้ผู้ซื้อสามารถเรียกรับก๊าซฯ ตามปริมาณที่ได้ชำระเงินไปแล้วนั้นคืนในภายหลัง โดยไม่ต้องจ่ายเงินอีก (Make up) ต่อมา ปตท. มีการวางท่อส่งก๊าซฯ จากชายแดนไทย-เมียนมา ณ บ้านอีต่อง อำเภอทองผาภูมิ จังหวัดกาญจนบุรี มายังโรงไฟฟ้าราชบุรีของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) โดยช่วงปี 2541 – 2544 ปตท. ไม่สามารถรับก๊าซฯ จากแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุนได้ครบปริมาณขั้นต่ำรายปีตามสัญญา และต้องจ่ายเงินค่า TOP เนื่องจากวิกฤติเศรษฐกิจปี 2540 ส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าและก๊าซฯ ลดลง โดยคณะรัฐมนตรีได้มีมติให้ กฟผ. ขยายสัญญาก่อสร้างโรงไฟฟ้าราชบุรีออกไป 180 วัน และให้ ปตท. ชะลอโครงการก่อสร้างท่อราชบุรี-วังน้อย ต่อมา คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2543 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการลดขนาดของปัญหาภาระ TOP แหล่งก๊าซฯ เมียนมา และแนวทางการจัดสรรภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจากภาระ TOP ดังนี้ (1) ให้ ปตท. เป็นแกนกลางเพื่อชำระค่าภาระ TOP โดยการกู้หรือระดมทุน เพื่อชำระค่า TOP ไปก่อน แล้วจึงเรียกเก็บภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจาก กฟผ. และภาครัฐ ซึ่งในส่วนของภาครัฐให้ ปตท. เป็นแกนกลางในการบริหารการจัดสรรภาระดอกเบี้ยส่งผ่านเข้าไปในราคาก๊าซฯ และค่าไฟฟ้าต่อไป (2) สัดส่วนของภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นและอยู่ในความรับผิดชอบของ ปตท. และ กฟผ. เท่ากับร้อยละ 11.4 และร้อยละ 12.8 ตามลำดับ ซึ่งจะไม่ถูกส่งผ่านเข้าไปในราคาค่าก๊าซฯ หรือราคาค่าไฟฟ้า (3) ภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นในส่วนของภาครัฐในสัดส่วนร้อยละ 75.8 จะถูกส่งผ่านเข้าไปในราคาก๊าซฯ โดยการเกลี่ยราคาเท่ากันทุกปีเป็นราคาเท่ากับ 0.4645 บาทต่อล้านบีทียู และ (4) คณะรัฐมนตรีมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) หรือสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ในขณะนั้น เป็นแกนกลาง ในการเร่งรัดและติดตามการดำเนินมาตรการลดขนาดของปัญหา TOP และรายงาน กพช. เพื่อทราบเป็นระยะ และให้ สนพ. กฟผ. และ ปตท. รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการบริหารจัดการบัญชี TOP ต่อไป

           2. ปตท. เริ่มรับก๊าซฯ Make up ของแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน ตั้งแต่ปี 2544 และ 2545 ตามลำดับ และได้ออกพันธบัตรเพื่อจ่ายชำระค่าก๊าซฯ TOP ให้แก่ผู้ผลิตมูลค่า 35,451 ล้านบาท มีภาระดอกเบี้ย TOP ทั้งสิ้น 4,403 ล้านบาท โดยเป็นความรับผิดชอบของ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ 502 564 และ 3,338 ล้านบาท ตามลำดับ ต่อมาราคาก๊าซฯ Make up ปรับสูงขึ้นโดยตลอด ทำให้เกิดกำไรจากส่วนต่างราคาที่รับ Make up และราคาที่จ่าย TOP ภายหลังจาก ปตท. นำกำไรไปหักลดดอกเบี้ยจ่ายพันธบัตรบางส่วน และนำไปหักลดมูลค่าต้นทุน TOP ตามแนวทางที่กำหนดแล้ว ทำให้สามารถหักมูลค่าต้นทุนของ TOP จากทั้งสองแหล่งได้หมดในปี 2555 โดยยังมีเนื้อก๊าซฯ ให้ Make up ได้ต่อไปโดยไม่มีต้นทุน สามารถรับก๊าซฯ TOP ของแหล่งเยตากุนได้หมดในปี 2555 และแหล่งยาดานาได้หมดในปี 2561 ทำให้เกิดกำไรในบัญชี TOP นับตั้งแต่ปี 2555 เป็นต้นมาจนถึงปี 2561 ซึ่ง ปตท. มีการบันทึกดอกเบี้ยรับทบต้น โดยสถานะของบัญชี TOP ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2564 มีกำไรสะสมประมาณ 13,591 ล้านบาท ภาระดอกเบี้ยในส่วนของภาครัฐ 3,338 ล้านบาท ปตท. ส่งผ่านไปในราคาก๊าซฯ (Levelized Price) ในอัตรา 0.4645 บาทต่อล้านบีทียู ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2544 จนถึงเดือนกรกฎาคม 2551 ทั้งนี้ ในงวดสุดท้าย ปตท. เรียกเก็บไว้เกินประมาณ 27.8 ล้านบาท เนื่องจากเก็บตามปริมาณการใช้ก๊าซฯ เต็มเดือนซึ่งมากกว่าปริมาณคงเหลือที่จะต้องเรียกเก็บ ทั้งนี้ ปตท. ได้บันทึกดอกเบี้ยรับทบต้นให้ในอัตราร้อยละ 5.0807 ซึ่งเป็นอัตราเดียวกับการบันทึกดอกเบี้ยจ่าย จนถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2564 มีมูลค่าประมาณ 52 ล้านบาท นอกจากนี้ ในปี 2554 บริษัท Platts ซึ่งเป็นผู้ประกาศราคาน้ำมันเตาที่ใช้อ้างอิงในการคำนวณราคาซื้อขายก๊าซฯ ได้ประกาศ เปลี่ยนแปลงค่า Conversion Factor จากเดิมเท่ากับ 6.5 BBLs/Metric Ton เป็น 6.35 BBLs/Metric Ton ส่งผลให้ ปตท. เกิดข้อโต้แย้งกับผู้ขายก๊าซฯ โดย ปตท. มีภาระต้องชำระเงินค่าก๊าซฯ และค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องเพิ่มเติมจากการเปลี่ยนแปลง Conversion Factor รวมประมาณ 4,632 ล้านบาท (มูลค่า ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2563) ทำให้ต้นทุนค่าก๊าซฯ ของ ปตท. เพิ่มขึ้นโดย ปตท. ต้องปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายก๊าซฯ และได้ดำเนินการชำระไปแล้ว ซึ่งเป็นส่วนที่ไม่สามารถเจรจากับผู้ขายก๊าซฯ ได้และยังไม่สามารถส่งผ่านไปยังราคาเนื้อก๊าซฯ ได้

            3. รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)ได้มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ตรวจสอบบัญชีผลประโยชน์ TOP ซึ่ง กกพ.ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2564 ได้มีมติรับทราบผลการตรวจสอบรายละเอียดบัญชีผลประโยชน์ TOP โดยเห็นควรให้ สนพ. ปตท. และ กฟผ. ซึ่งเป็นหน่วยงานที่ได้รับมอบหมายจาก กพช. และคณะรัฐมนตรีทำหน้าที่ตรวจสอบความถูกต้องของข้อมูล สำหรับข้อเสนอของ ปตท. ในการนำเงินผลกำไรจากการบริหารจัดการผลประโยชน์บัญชี TOP ไปลดภาระต้นทุนการปรับเปลี่ยน Conversion Factor และภาระดอกเบี้ยที่ ปตท. กฟผ. และภาครัฐร่วมกันรับผิดชอบในช่วงปี 2543 ถึงปี 2547 เห็นว่า เรื่องดังกล่าวอยู่นอกเหนืออำนาจการพิจารณาของ กกพ. ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 และเห็นควรให้ปตท. นำเสนอหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม 2564 และวันที่ 2 สิงหาคม 2564 สนพ. สำนักงาน กกพ. ปตท. และ กฟผ. ได้ประชุมร่วมกัน โดยมีข้อสรุปดังนี้ (1) สำนักงาน กกพ.ได้ตรวจสอบข้อมูลบัญชีรับจ่ายแล้วแต่ยังขาดข้อมูลที่มาของอัตราดอกเบี้ยในการรับ Make up ก๊าซฯ ปี 2544ถึงปี 2548 และอัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2543 ถึงปี 2545 (2) สนพ. ขอให้ 4 หน่วยงานช่วยกันหาหลักฐานที่มาของอัตราดอกเบี้ยดังกล่าวหรือระเบียบที่เกี่ยวข้องว่าสามารถใช้เอกสารใดเทียบเคียงได้บ้าง

            4. เมื่อวันที่ 29 ตุลาคม 2564 ปตท. ได้นำเสนอความก้าวหน้าประเด็นอัตราดอกเบี้ยบัญชีผลประโยชน์ TOP ต่อ สนพ. โดยสรุปได้ ดังนี้ (1) ปตท. ได้รับข้อมูลอัตราดอกเบี้ยเงินฝากออมทรัพย์ ปี 2544ถึงปี 2548 จากธนาคารกรุงไทย เมื่อเดือนสิงหาคม 2564 ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้ตรวจสอบแล้วพบว่าข้อมูลถูกต้องตรงกับบัญชีรับจ่าย (2) ปตท. รายงานว่า อัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตรปี 2543 ถึงปี 2545 ได้มีระบุในเอกสาร ดังนี้ อัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2542 ถึงปี 2543 ปรากฏอยู่ในระเบียบวาระการประชุมกพช. เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2543 โดยอัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2542 และปี 2543 เท่ากับร้อยละ 7.9538 และร้อยละ 7.0090 ตามลำดับ (3) อัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2542 ถึงปี 2545 อยู่ในรายงานการจัดสรรภาระ Take or Pay ประจำปี 2545 (ตุลาคม 2544 ถึงกันยายน 2545) ซึ่งเป็นรายงานที่มีการเห็นชอบร่วมกันระหว่าง 3 หน่วยงาน (สนพ. กฟผ. และ ปตท.) โดยอัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตรปี 2542 ปี 2543 ปี 2544 และปี 2545 เท่ากับ ร้อยละ 7.9538 7.0090 5.0807 และ 5.0807 ตามลำดับ ทั้งนี้ ปตท. ได้เสนอหลักการจัดสรรประโยชน์ของบัญชี TOP จำนวนเงิน 13,591 ล้านบาท (ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2564) ดังนี้ (1) คืนภาระ Conversion Factor ค่าก๊าซฯ ให้ ปตท. 4,632 ล้านบาท (2) คืนผู้รับภาระดอกเบี้ย Take or Pay ได้แก่ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ จำนวนเงิน 502 564 และ 3,338 ล้านบาท ตามลำดับ และ (3) คงเหลือคืนภาครัฐ 4,556 ล้านบาท โดยสรุปจำนวนเงินคืนแต่ละหน่วยงาน ได้แก่ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ จำนวนเงิน 5,134 564 และ 7,893 ล้านบาท ตามลำดับ โดยเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2564 ปตท. ได้มีหนังสือรายงานมูลค่าผลประโยชน์จากบัญชี TOP เพิ่มเติมถึงวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 เป็นจำนวนเงิน 13,594 ล้านบาท

            5. เนื่องจากคณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 ได้มีมติเฉพาะแนวทางการลดขนาดของปัญหาภาระ TOP แหล่งก๊าซฯ เมียนมา และแนวทางการจัดสรรภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจากภาระ TOP แต่ไม่ได้กำหนดแนวทางการจัดสรรผลประโยชน์จากการบริหารจัดการ TOP ซึ่งมีรายได้ในระหว่างการ Make up ก๊าซฯ ณ วันที่ 31 พฤศจิกายน 2564 จำนวนเงิน 13,594 ล้านบาท และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2564 ได้มีมติเห็นชอบให้นำเงินดังกล่าวคืนภาครัฐทั้งหมดและนำไปลดราคาค่าก๊าซฯ เพื่อลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชน ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรนำเสนอ กพช. พิจารณานำเงินผลประโยชน์จากการบริหารจัดการ TOP ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 จำนวน 13,594 ล้านบาท พร้อมดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นในระหว่างการดำเนินการคืนภาครัฐทั้งหมด โดยนำไปลดราคาค่าก๊าซฯ เพื่อลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนในช่วงสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อโควิด – 19 โดยมอบหมายให้ กกพ. ทำหน้าที่กำกับดูแลการดำเนินการดังกล่าว ทั้งนี้ ในส่วนของภาระค่า Conversion Factor ให้ ปตท. ไปหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต่อไป

มติของที่ประชุม

        1. เห็นชอบให้นําผลประโยชน์ของบัญชี Take or Pay ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 จํานวนเงิน 13,594 ล้านบาท พร้อมดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นในระหว่างการดำเนินการคืนภาครัฐทั้งหมด ไปช่วยอุดหนุนค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยนําส่งเงินและลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย เพื่อลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนในช่วงสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อโควิด – 19 โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานทำหน้าที่กำกับดูแลการดำเนินการดังกล่าว

        2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานนำเงินผลประโยชน์ของบัญชี Take or Pay ไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติ เพื่อลดค่าไฟฟ้า

เรื่องที่ 3 การกำหนดหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน

สรุปสาระสำคัญ

           1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) สำหรับสัญญาระยะยาวและ/หรือสัญญาระยะกลาง สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (Regulated Market) และนำเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. ก่อนที่จะประกาศเป็นหลักเกณฑ์ให้ผู้ประกอบการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) นำไปใช้ในการจัดหาต่อไป และหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติให้นำสัญญาซื้อขาย LNG เสนอต่อ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการ

           2. สนพ. และสำนักงาน กกพ. ได้ร่วมกันจัดจ้างมหาวิทยาลัยเชียงใหม่ศึกษาหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark โดยผลการศึกษาแนวทางการกำหนดหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark พบว่าประเทศไทยสามารถพิจารณากำหนดรูปแบบสมการในการกำหนดหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark ได้ 3 รูปแบบ ได้แก่ (1) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน (Oil linked linear formula) (2) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ (Gas linked linear formula) และ (3) สมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม (Hybrid oil gas linked formula with a kink point) โดยจากการวิเคราะห์ข้อดีและข้อเสียของสมการดังกล่าวพบว่า สมการรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน มีการใช้งานอย่างแพร่หลายและเป็นที่ยอมรับของผู้นำเข้าและผู้ส่งออก แต่ไม่ได้สะท้อนตลาดของก๊าซตามหลัก Demand - Supply สมการรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ เป็นการกำหนดราคา LNG ที่สะท้อน Demand - Supply ในตลาดก๊าซธรรมชาติ แต่มีราคาผันผวนเนื่องจากผู้ส่งออกที่ใช้สมการดังกล่าว ส่วนใหญ่อยู่ในทวีปอเมริกาซึ่งมีจำนวนน้อยกว่าแหล่งผลิตอื่นๆ ส่วนสมการรูปแบบ Hybrid เป็นรูปแบบที่สามารถบริหารความเสี่ยงระหว่างราคาน้ำมันและราคาก๊าซธรรมชาติได้ดี ทั้งนี้ การประกาศหลักเกณฑ์ทางเลือกการกำหนดราคา LNG Benchmark ของประเทศไทยเป็นการประกาศในลักษณะ (1) เป็น Guideline สำหรับ Shippers ในการจัดหาสัญญาเพื่อนำมาเสนอหน่วยงานที่มีอำนาจพิจารณา (2) เป็น Upper Limit ของ slopes ในสูตรการจัดหา LNG ซึ่ง Shippers ต้องเสนอ slopes ในสัญญาที่ต่ำกว่า (3) สามารถจัดหาได้ทั้ง 3 รูปแบบ คือ Oil-Linked Gas-Linked และ Hybrid (4) ระยะเวลาในการประกาศใช้ คือ 12 เดือน และอาจมีแก้ไข (revision) หากสถานการณ์มีการเปลี่ยนแปลงจนกระทบต่อการเจรจาจัดหา (5) มีการเปิด เงื่อนไข take or pay ที่ยืดหยุ่นเพื่อประกอบการพิจารณา และ (6) หลีกเลี่ยงการประกาศหลักเกณฑ์การนำเข้า LNG ที่มีรายละเอียดทั้งหมดสู่สาธารณะ เนื่องจากอาจมีผลกระทบต่อการเจรจากับผู้ค้าทำให้สูญเสียอำนาจการต่อรองได้ และจากการประเมินผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยกำหนดสมมติฐานการนำเข้า LNG มาใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับโรงไฟฟ้า 2 แห่ง ได้แก่ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) นำเข้า LNG จำนวน 1.8 ล้านตันต่อปี และ Shipper รายใหม่ นำเข้าจำนวน 0.5 ล้านตันต่อปี โดยมีการส่งผ่านค่าไฟฟ้าผ่านทางค่า Ft และมีการปรับค่าสะสมที่เกิดขึ้นจากผลต่างระหว่างค่า Ft ที่คำนวณได้กับค่า Ft ที่เก็บจริง ทั้งนี้ จากการวิเคราะห์กระทบต่อค่า Ft เฉลี่ยตั้งแต่ปี 2558 ถึงปี 2564 พบว่า การนำเข้า LNG ตามสูตรราคาในรูปแบบ Hybrid มีผลกระทบต่อค่า Ft ไม่มากนัก โดยทำให้ค่า Ft เฉลี่ยเพิ่มขึ้น 0.78 สตางค์ต่อหน่วย เมื่อเทียบกับสัญญาเดิม

           3.เมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2564 กกพ. ได้พิจารณาหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark สำหรับกลุ่ม Regulated Market เป็น 3 รูปแบบ โดยมีความเห็นให้ Shipper พิจารณาจัดหาสัญญาระยะกลาง และสัญญาระยะยาวให้เหมาะสมกับโรงไฟฟ้าของตน เพื่อลดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าให้น้อยที่สุด และเป็นไปตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และเมื่อวันที่ 22 ธันวาคม 2564 กกพ. ได้ปรับปรุงหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark และนำเสนอ กบง. พิจารณา เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 โดย กบง. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์ราคา (LNG Benchmark) สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. เป็น 3 รูปแบบ ได้แก่ สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคา ก๊าซธรรมชาติ และ สมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป โดยมีรายละเอียดหลักเกณฑ์ ดังต่อไปนี้

            (1) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน โดยอ้างอิงราคาน้ำมันดิบ Brent หรือ JCC

           P_LNG = A x [Oil Marker] + B เป็น Linear หรือ S-Curve

            (2) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติของ HH

            P_LNG = C x HH + D เป็น Linear หรือ S-Curve

            (3)สมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม

            P_LNG = A x [Oil Marker] + B Oil Marker ≤ E $/barrel

            P_LNG = Z(A x [Oil Marker] + B) + (1-Z)(C x HH + D) Oil Marker > E $/barrel

            โดย

            P_LNG คือ ราคานำเข้า LNG มีหน่วยเป็น ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู

            A คือ Oil Marker Slopes สำหรับปี 2565 ไม่เกิน xxx

            Oil Marker คือ ดัชนี JCC หรือ Brent เฉลี่ยสามเดือนย้อนหลังในเดือนที่ n-2, n-3 และ n-4

            B คือ ค่าคงที่ ไม่เกิน xxx มีหน่วยเป็น ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ขึ้นกับการเจรจา

            HH คือ ดัชนี Henry Hub เฉลี่ยสามเดือนย้อนหลังในเดือนที่ n-2, n-3 และ n-4

            C คือ HH Factor สำหรับปี 2565 ไม่เกิน xxx

            D คือ ค่าคงที่ ไม่เกิน xxx มีหน่วยเป็น ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ขึ้นกับการเจรจา

            E คือ จุดหักมุม ไม่เกิน xxx มีหน่วยเป็น ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล ขึ้นกับการเจรจา

            Z คือ ร้อยละการถ่วงน้ำหนักของสมการในรูปแบบอ้างอิงราคาน้ำมัน ขึ้นกับการเจรจา

            โดยมีเงื่อนไข ดังนี้ (1) การทำสัญญาเป็นแบบ Sales & Purchase Agreement (SPA) ในระยะสัญญาระยะกลางและ/หรือระยะยาวที่เหมาะสม โดยหมายถึงระยะเวลาสัญญาตั้งแต่ 5 ปีขึ้นไป (2) ระยะเวลาในการประกาศใช้ คือ 12 เดือน และอาจมีแก้ไข (revision) หากสถานการณ์มีการเปลี่ยนแปลง จนกระทบต่อการเจรจาจัดหา (3) ผู้นำเข้าจะต้องมีการเปิดเงื่อนไข take-or-pay ที่ยืดหยุ่นเพื่อประกอบการพิจารณา และ (4) เนื่องจากตลาด LNG ในระยะนี้มีความผันผวนและมีแนวโน้มเข้าสู่ภาวะตลาดของผู้ขาย (Seller’s Market) หากไม่สามารถจัดหา LNG โดยหลักเกณฑ์ราคานำเข้าดังกล่าวได้ ให้นำเสนอหลักเกณฑ์ราคาที่ดีที่สุดต่อ กบง. พิจารณา

มติของที่ประชุม

        1. เห็นชอบหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (Regulated Market)

       2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเป็นผู้กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดของหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG สำหรับกลุ่ม Regulated Market ต่อไป

เรื่องที่ 4 โครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566

สรุปสาระสำคัญ

            1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2558 มีมติรับทราบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 โดยได้เห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (แผนแม่บทฯ) และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด ต่อมาคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 ได้เห็นชอบแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทยในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 และกพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้รับทราบตามมติ กบง. ดังกล่าว โดยเสาหลักของแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้นประกอบด้วย 3 เสาหลัก ได้แก่ เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านโหลดและระบบบริหารจัดการพลังงาน (Demand Response and Energy Management System: DR & EMS) เสาหลักที่ 2 ระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (RE Forecast) และเสาหลักที่ 3 ระบบไมโครกริดและระบบกักเก็บพลังงาน (Microgrid & ESS)

           2. สนพ. ได้ร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เตรียมความพร้อมและขับเคลื่อนการดำเนินงานที่เกี่ยวข้องกับการตอบสนองด้านโหลดตามแผนงานในช่วงปี 2560 - 2564 ซึ่งกระทรวงพลังงาน (พน.) ได้ปรับแผนการดำเนินโครงการการตอบสนองด้านโหลดตามแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น เพื่อเตรียมพร้อมในการพัฒนาความสามารถในการรวบรวมโหลดในอนาคต โดยจัดทำโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ระหว่างปี 2565 - 2566 เป้าหมาย 50 เมกะวัตต์ เพื่อไม่ให้เกิดภาระค่าไฟฟ้าต่อประชาชนมากเกินจำเป็น และทดสอบนำร่องการใช้งานจริงของโปรแกรม DR ระหว่างการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ก่อนขยายผลการดำเนินการให้เป็นไปตามเป้าหมาย โดยเมื่อวันที่ 2 กันยายน 2564 พน. ได้หารือร่วมกับคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาแนวทางการดำเนินงานโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566 (โครงการนำร่องฯ) โดยที่ประชุมเห็นควรใช้เงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) ในการดำเนินโครงการนำร่องฯ เพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน และให้นำเสนอ กพช. พิจารณาแนวทางดังกล่าวเพื่อให้เป็นไปตามมาตรา 9(8) และมาตรา 64 แห่งพระราชบัญญัติประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550

           3. กบง. เมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2564 ได้เห็นชอบโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 - 2566 ซึ่งมีสาระสำคัญ ดังนี้

            3.1 แนวทางการจัดทำโครงการในช่วงนำร่อง รูปแบบโปรแกรม DR ใช้โปรแกรมการตอบสนองในรูปแบบ Firm (Commit Capacity DR Program) เพื่อทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในช่วงความต้องการไฟฟ้าสูงสุด กลุ่มผู้เข้าร่วมโครงการ ได้แก่ กลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าภาคธุรกิจและอุตสาหกรรมที่มีความพร้อมด้านโครงสร้างพื้นฐานสมาร์ทมิเตอร์และมีต้นทุนการบริหารจัดการต่ำกว่าผู้ใช้ไฟฟ้ารายเล็ก จัดหาโดยกำหนดราคาและประกาศรับซื้อแหล่งทรัพยากร DR (DR Capacity Purchase) เป้าหมาย 50 เมกะวัตต์ ดำเนินการในช่วงปี 2565 – 2566

            3.2 โครงสร้างการสั่งการการตอบสนองด้านโหลด (DR) มีศูนย์สั่งการการตอบสนองด้านโหลด (DRCC) ดำเนินการโดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้รวบรวมโหลด (Load aggregator: LA) ดำเนินการโดยการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ประกอบด้วย การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) สำหรับระยะนำร่อง โดยแบ่งตามเป้าหมาย DR ในสัดส่วนร้อยละ 30 และ 70 ตามลำดับ ผู้ใช้ไฟฟ้าที่เข้าร่วมโครงการ (DR Participants) เป็นผู้ใช้ไฟฟ้าภาคธุรกิจและอุตสาหกรรม ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3 ประเภท 4 และประเภท 5

            3.3 รายละเอียดของโปรแกรมตอบสนองด้านโหลด (DR Program) แบ่งเป็น โปรแกรมการตอบสนองด้านโหลดในระดับค้าส่ง (Wholesale DR) ระหว่าง DRCC กับ LA ชื่อโปรแกรม Peak Capacity DR Program เงื่อนไขการเรียก ระยะเวลา 3 ชั่วโมงต่อครั้ง ไม่เกิน 2 ครั้งต่อวัน และไม่เกิน 6 ครั้งต่อเดือน โดยเรียกขั้นต่ำอย่างน้อย 150 ชั่วโมงต่อปี มีช่วงเวลาการเรียก คือ 13.30 - 16.30 น. และ 19.30 - 22.30 น. และโปรแกรมการตอบสนองด้านโหลดในระดับค้าปลีก (Retail DR) ระหว่าง LA กับ DR Participants ชื่อโปรแกรม Capacity DR Program เงื่อนไขการเรียก ระยะเวลา 3 ชั่วโมงต่อครั้ง ไม่เกิน 1 ครั้งต่อวัน และไม่เกิน 3 ครั้งต่อเดือน ช่วงเวลาการเรียก 13.30 - 16.30 น. หรือ 19.30 น. - 22.30 น. โดยทั้ง 2 โปรแกรมมีการแจ้งเตือนล่วงหน้า 1 วัน (ก่อนเวลา 17.00 น. ของวันก่อนดำเนินมาตรการ) การคำนวณกรณีฐาน (Base line) จากการใช้ไฟฟ้าภายใน 10 วันย้อนหลัง มีระยะเวลาเข้าร่วมโครงการ 12 เดือน

            3.4 แผนงานโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด นำเสนอ กบง. และ กพช. ในช่วงไตรมาส 4 ของปี 2564 ในปี 2565 ไตรมาส 1 – 2 ลงนามบันทึกข้อตกลงความร่วมมือ (MOU) พร้อมทั้งจัดทำประกาศการรับซื้อการตอบสนองด้านโหลด ในไตรมาส 3 - 4 ให้ กฟน. และ กฟภ. เปิดรับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการตรวจสอบแหล่งทรัพยากร DR และส่งมอบให้ DRCC และเริ่มดำเนินโครงการนำร่องฯ (DRCC-LA-ผู้ใช้ไฟฟ้า) และประเมินผลความสำเร็จเมื่อสิ้นสุดโครงการ ในปี 2566

            3.5 การจ่ายผลตอบแทนการตอบสนอง DR และบทปรับ/ลงโทษ ได้แก่ (1) รูปแบบการจ่ายผลตอบแทน DR แบ่งออกเป็น 2 ส่วนหลัก ได้แก่ ค่าความพร้อมในการลดการใช้ไฟฟ้า (AP) คือ ค่าตอบแทนแบบคงที่ มีหน่วยเป็นบาทต่อกิโลวัตต์ต่อเดือน ประเมินจากการนำ DR ไปทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าประเภทกังหันก๊าซ (Peaking Plant) และค่าพลังงานไฟฟ้าที่ลดได้ (EP) คือค่าตอบแทนตามหน่วยไฟฟ้าที่ลดการใช้ไฟฟ้าจริง มีหน่วยเป็นบาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง โดยแปรผันตามต้นทุนต่อหน่วยของโรงไฟฟ้าที่ถูกทดแทนด้วยโปรแกรม DR (2) อัตราผลตอบแทน DR แบ่งเป็น โปรแกรม DR ในระดับค้าส่งระหว่าง DRCC กับ LA ค่า AP เท่ากับ 115.88 บาทต่อกิโลวัตต์ต่อเดือน ค่า EP1 เท่ากับ 3.3256 บาทต่อหน่วย ค่า EP2 เท่ากับ 1.6628 บาทต่อหน่วย และโปรแกรม DR ในระดับค้าปลีกระหว่าง LA กับ DR Participants ค่า AP ส่งผ่านไปยัง DR Participants เฉลี่ยตามจำนวนผู้เข้าร่วมโปรแกรมทั้งหมด ส่วนค่า EP1 และ EP2 ส่งผ่านไปยัง DR Participants ตามหน่วยไฟฟ้าที่ลดได้จริง โดยอัตราผลตอบแทน DR จำเป็นต้องใช้เงินสนับสนุนรวมประมาณ 100 ล้านบาท สำหรับการดำเนินโครงการนำร่องฯ 50 เมกะวัตต์ ในปี 2565 - 2566 (3) การส่งผ่านค่าตอบแทน DR ในโครงการนำร่องฯ จะเป็นการส่งต่อค่าตอบแทนจาก DRCC ไปยัง LA เพื่อกระจายสู่ผู้เข้าร่วมโครงการโดยตรงตามผลการลดการใช้พลังงานจริง (Performance Rate) ที่ระบุไว้ในสัญญา แหล่งที่มาของค่าตอบแทน DR ใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เนื่องจากในระยะโครงการนำร่องฯ ยังไม่มีการทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้ากังหันก๊าซจริง สำหรับในระยะเชิงพาณิชย์ จะส่งผ่านผลตอบแทนตามกลไกตลาด โดยหากบรรจุการจัดหาทรัพยากร DR เป็นส่วนหนึ่งของแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) ค่าใช้จ่ายดังกล่าวจะอยู่ในโครงสร้างค่าไฟฟ้าฐานทั้งหมด (4) สำหรับโครงการนำร่องฯ จะยังไม่มีการคิดบทปรับ/ลงโทษ ทั้งในระดับการซื้อขาย DRแบบค้าส่ง และระดับการซื้อขาย DR แบบค้าปลีก

            3.6 ผลประโยชน์โดยภาพรวมที่คาดว่าจะได้รับจากโครงการนำร่องฯ ได้แก่ การทดแทนการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าในช่วง Peak ได้ไม่น้อยกว่า 10.8 ล้านหน่วย การลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้อย่างน้อย 3,900 ตันคาร์บอนไดออกไซต์ (tCO2) การสร้างรายได้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่เข้าร่วมโครงการรวมประมาณ 100 ล้านบาท และช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนรวม 17.5 ล้านบาท รวมทั้งการเตรียมความพร้อมและทดสอบระบบให้เกิดความเชื่อมั่นในการเรียกใช้งาน DR ได้อย่างเป็นรูปธรรม เพื่อไปทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าได้ในอนาคตตามเป้าหมาย DR 350 เมกะวัตต์ สำหรับผู้เข้าร่วมโครงการผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจะได้ค่าตอบแทนจากการลดใช้พลังงานไฟฟ้าในช่วงเวลาที่มีการดำเนินมาตรการ และค่าใช้จ่ายสำหรับค่าไฟฟ้าลดลง จากการลดใช้พลังงานไฟฟ้า รวมทั้งเป็นทางเลือกในการบริหารจัดการค่าใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ และ เสริมภาพลักษณ์ทางธุรกิจในการสนับสนุนนโยบายภาครัฐการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก ซึ่งในช่วงปี 2565 – 2570 ประเทศไทยยังมีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูง และยังไม่ต้องการโรงไฟฟ้าใหม่ การดำเนินโครงการนำร่อง DR อาจส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าในช่วงแรก แต่ยังสามารถใช้ทรัพยากร DR ดังกล่าวลดต้นทุนไฟฟ้าในระยะยาวได้ อย่างไรก็ดีโครงการนำร่อง DR 50 เมกะวัตต์ จะไม่ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้า ในปี 2565 - 2566 เนื่องจากใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) ในระยะเริ่มต้น

มติของที่ประชุม

       เห็นชอบการดำเนินโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 - 2566 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ดังนี้

       1. มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และการไฟฟ้านครหลวง ร่วมกันขับเคลื่อนโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลดให้ประสบผลสำเร็จ โดยให้ดำเนินการตามขั้นตอนเสมือนจริง พร้อมทั้งทำการประเมินผลโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลดและรายงานผลต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติทราบเป็นระยะๆ เพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมขยายผลตามแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 - 2574 ต่อไป

       2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง จัดทำโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 - 2566 โดยใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายสำหรับผลตอบแทนการตอบสนองด้านโหลดแก่ผู้เข้าร่วมโครงการ พร้อมทั้งค่าใช้จ่ายในการบริหารและติดตามประเมินผลโครงการ

เรื่องที่ 5 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565

สรุปสาระสำคัญ

            1. สถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในปัจจุบันปรับตัวเพิ่มขึ้นในระดับสูง เนื่องจากปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติในทวีปยุโรปที่เหลือเพียงร้อยละ 57 และประเทศรัสเซียต้องการสำรองก๊าซธรรมชาติเพื่อใช้ในประเทศเพิ่มขึ้นเนื่องจากสภาพอากาศที่หนาวเย็น จึงลดการส่งออกก๊าซธรรมชาติทางท่อมายังยุโรป ประกอบกับแรงกดดันทางการเมืองระหว่างประเทศรัสเซียกับประเทศยูเครน ส่งผลให้สหภาพยุโรป และสหรัฐอเมริกาอาจมีมติคว่ำบาตรท่อส่งก๊าซธรรมชาติ Nord Stream 2 ซึ่งสร้างจากประเทศรัสเซียไปยังประเทศเยอรมันปัจจัยดังกล่าวเป็นปัจจัยสำคัญที่ทำให้ราคาก๊าซธรรมชาติในยุโรปปรับเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ และส่งผลให้ราคา Asian Spot LNG ปรับตัวสูงขึ้นตามอย่างต่อเนื่อง ทั้งนี้ จากประมาณการณ์แนวโน้มราคา LNG พบว่าตลาดมีแนวโน้มตึงตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากประเทศต่างๆ มีแนวโน้มจัดการสถานการณ์การแพร่ระบาดของ โรคติดเชื้อโควิด – 19 ได้ดีขึ้นส่งผลให้มีการเติบโตทางเศรษฐกิจ รวมทั้งประเทศผู้ซื้อรายใหญ่โดยเฉพาะประเทศจีนมีนโยบายอนุรักษ์สิ่งแวดล้อมโดยส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติและ LNG ทดแทนการใช้ถ่านหิน ทำให้มีความต้องการใช้ LNG สูงขึ้น ในขณะที่ตลาดมีอุปทานจากโครงการผลิต LNG จำกัด เนื่องจากมีการลงทุนก่อสร้างโครงการผลิตใหม่ลดลง จึงคาดว่าราคา LNG จะมีแนวโน้มสูงขึ้นจนถึงปี 2568 หรือปี 2569 ด้านแนวโน้มราคาน้ำมันดิบยังคงทรงตัวในระดับสูงเนื่องจากความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นในช่วงฤดูหนาว โดยหลายประเทศ ในยุโรปเปลี่ยนมาใช้น้ำมันเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าแทนก๊าซธรรมชาติซึ่งมีราคาสูง ประกอบกับอุปทานน้ำมันดิบมีแนวโน้มตึงตัวต่อเนื่อง หลังกลุ่มโอเปคและพันธมิตร (โอเปคพลัส) ปรับเพิ่มกำลังการผลิตน้ำมันดิบน้อยกว่าข้อตกลงเนื่องจากหลายประเทศไม่สามารถผลิตได้ตามเป้าหมาย อย่างไรก็ดีความต้องการใช้น้ำมันยังคงได้รับแรงกดดันจากมาตรการจำกัดการเดินทางจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อโควิด – 19 สายพันธุ์โอมิครอนที่แพร่ระบาดอย่างรวดเร็วในหลายประเทศ ด้านสถานการณ์การผลิตก๊าซธรรมชาติในประเทศไทย ของแหล่งเอราวัณช่วงเปลี่ยนผ่านพบว่า บริษัท ปตท.สผ. เอนเนอร์ยี่ ดีเวลลอปเม้นท์ จำกัด (PTTEP ED) ผู้รับสัญญาสัมปทานคาดการณ์ว่าระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ณ สิ้นอายุสัมปทาน (Exit Rate) อาจอยู่ที่ประมาณ 425 ถึง 500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยกรณีที่ผู้รับสัญญาสามารถดำเนินการติดตั้งแท่นหลุมผลิต เชื่อมต่อท่อ และเจาะหลุมได้หลังจากวันที่ 24 เมษายน 2565 เป็นต้นไป จะทำให้ไม่สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติที่ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็นระยะเวลาประมาณ 24 เดือน

           2. กระทรวงพลังงานได้มีการดำเนินการ ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG ที่ไม่กระทบต่อ Take or Pay สำหรับปี 2564 ถึงปี 2566 เท่ากับ 0.48 1.74 และ 3.02 ล้านต้นต่อปี ตามลำดับ โดยในการประชุมผู้บริหารระดับสูงกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2564 รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) เร่งทบทวนและจัดทำแผนการบริหารจัดการการจัดหาแหล่งก๊าซธรรมชาติกลุ่มเอราวัณ (แปลง G1/61) ต่อมาเมื่อวันที่ 20 ธันวาคม 2564 บริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด (เชฟรอนประเทศไทย) และ PTTEP ED ได้ลงนามข้อตกลงการเข้าพื้นที่ระยะที่ 2 (Site Access Agreement 2: SAA2) ข้อตกลงการเข้าพื้นที่เพื่อดำเนินกิจกรรมการรื้อถอนสิ่งติดตั้ง (Asset Retirement Access Agreement: ARAA) และข้อตกลงการถ่ายโอนการดำเนินงาน (Operations Transfer Agreement: OTA) โดยการเจรจาลงนามในข้อตกลงดังกล่าวที่ล่าช้าส่งผลให้ปัจจุบันผู้รับสัญญายังไม่ได้ดำเนินการเข้าพื้นที่เพื่อติดตั้งแท่นหลุมผลิต เชื่อมต่อท่อ และเจาะหลุมจึงคาดว่าจะส่งผลให้ความสามารถในการผลิตก๊าซธรรมชาติแปลง G1/61 ช่วงต้นสัญญาแบ่งปันผลผลิตต่ำกว่า 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 ชธ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้เสนอการทบทวนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในปี 2565 ถึงปี 2567 ต่อ กบง. พิจารณา โดย กบง. ได้มีมติเห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG สำหรับปีดังกล่าวที่ 4.5 5.2 และ 5.0 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้บริหารจัดการปริมาณการนำเข้า LNG และกำกับดูแลต่อไป และเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2564 ปลัดกระทรวงพลังงาน ได้ประชุมหารือกับ ชธ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) สํานักงานคณะกรรมการกํากับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ ปตท. เพื่อติดตามความคืบหน้าการดำเนินการตามข้อสั่งการของรองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในการพิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในช่วงเปลี่ยนผ่าน

           3. กระทรวงพลังงานได้เสนอแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 เพื่อให้การผลิตก๊าซธรรมชาติของแหล่งเอราวัณ แปลง G1/61 ช่วงเปลี่ยนผ่านมีความต่อเนื่อง ไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ ดังนี้ แนวทางที่ 1 จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถของแหล่ง รวมถึงจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากแหล่งก๊าซที่มีศักยภาพ ได้แก่ (1) แหล่งอาทิตย์ ปริมาณ 63 MMSCFD ระยะเวลาเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2567 โดยได้เสนอคณะกรรมการปิโตรเลียมเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 (2) แปลง B8/32 ปริมาณ 16 MMSCFD ระยะเวลาเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนพฤษภาคม 2568 โดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ลงนามในการกำหนดราคาก๊าซเมื่อวันที่ 26 ตุลาคม 2564 (3) พื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (JDA) แปลง B-17&C-19 และแปลง B-17-01 ปริมาณ 33 MMSCFD ระยะเวลาเดือนกรกฎาคม 2565 ถึงเดือนกันยายน 2572 และแปลง A-18 ปริมาณ 50 MMSCFD ระยะเวลา ปี 2565 โดยอยู่ระหว่างการเจรจากับผู้ขายเพื่อจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ แนวทางที่ 2 การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ซึ่งคาดว่าจะสามารถผลิตไฟฟ้าได้ 2,197 ล้านหน่วยต่อปี ลดปริมาณการใช้ LNG จากการนำเข้า Spot LNG ในปี 2565 ประมาณ 0.282 ล้านตันต่อปี แนวทางที่ 3 รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล ซึ่งปัจจุบันกลุ่ม SPP ชีวมวล มีกำลังผลิตเหลือ 455 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นประเภทสัญญา Firm 20 ราย จำนวน 151 เมกะวัตต์ และประเภทสัญญา Non-Firm 20 ราย จำนวน 305 เมกะวัตต์ คาดว่าจะผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 1,500 ล้านหน่วยต่อปี (PF ร้อยละ 50) ทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 0.225 ล้านตันต่อปี อย่างไรก็ตาม ในการผลิตจริงอาจไม่สามารถดำเนินการได้ทั้งหมดเนื่องจากขึ้นอยู่กับปริมาณเชื้อเพลิงที่ผันแปรตามฤดูกาล และศักยภาพระบบส่งไฟฟ้าที่มีข้อจำกัด โดยควรมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม แนวทางที่ 4 เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า คาดว่าจะทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 1.59 ล้านตันต่อปี ทั้งนี้ มาตรการดังกล่าวขึ้นอยู่กับ Generation Mix หรือศักยภาพของระบบส่งที่รองรับและความเพียงพอของการจัดหาเชื้อเพลิงตามฤดูกาล และแนวทางที่ 5 รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) เช่น เร่งรัดการจ่ายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าน้ำงึม 3 ซึ่งมีกำหนดเงื่อนไขการเกิดการซื้อขายไฟฟ้าก่อนกำหนดวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Unit Operation Period) กลางปี 2566

            4. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการบริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยเบื้องต้นเห็นชอบแนวทางตามข้อ (2) และข้อ (3) นอกจากนั้นอาจเพิ่มเติมแนวทาง การบริหารจัดการอื่นใดได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม (2) เห็นชอบการเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป (3) เห็นชอบรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการต่อไป (4) เห็นชอบให้เสนอ กพช. และมอบหมาย กบง. พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทาง การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ให้มีผลในทางปฏิบัติต่อไป (5) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 เสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ กบง. ได้มีข้อสังเกตต่อแนวทาง การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ดังนี้ (1) พิจารณาแนวทางการนำต้นทุนส่วนเพิ่มในการผลิตไฟฟ้า จากเชื้อเพลิงอื่นที่ทดแทนก๊าซธรรมชาติในช่วงที่ขาดแคลนก๊าซธรรมชาติ มาคำนวณรวมในราคา Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าทุกภาคเศรษฐกิจเป็นต้นทุนเดียวกัน (2) ควรพิจารณาข้อมูลด้านต้นทุนราคาเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า อาทิ ราคาก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง และเชื้อเพลิงอื่นๆ เพื่อประกอบการพิจารณาบริหารจัดการเชื้อเพลิงเพื่อทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม (3) ให้พิจารณาการรับซื้อพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม จากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โดยอาจพิจารณารับซื้อจากสัญญาเดิม และสามารถรับซื้อจากเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ด้วย (4) ให้พิจารณาการเปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงอื่นทดแทนก๊าซธรรมชาติ เพิ่มเติม อาทิ การใช้เชื้อเพลิงอื่นในกลุ่มโรงกลั่นน้ำมัน และกลุ่มอุตสาหกรรมปิโตรเคมี

มติของที่ประชุม

        1. เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยอาจเพิ่มเติมแนวทางการบริหารจัดการอื่นใดได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม

        2. เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ดังนี้

            2.1 การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป

            2.2 การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการต่อไป

        3. มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบการพิจารณาต่อไป

มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ

ครั้งที่ 3/2564 (ครั้งที่ 155)

วันศุกร์ที่ 5 พฤศจิกายน พ.ศ. 2564 เวลา 14.00 น.

1. รายงานผู้สอบบัญชีและรายงานการเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2562 และสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2563

2. รายงานผลการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2564

3. แนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 – 2567

4. ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 5 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์)

5. การทบทวนราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Price Review) จากสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาว กับบริษัท PETRONAS LNG LTD.

6. โครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง

7. ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) และการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป. ลาว

8. การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT)

9. ทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563-2567

ผู้มาประชุม

นายกรัฐมนตรี                                               ประธานกรรมการ

(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                  กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 รายงานผู้สอบบัญชีและรายงานการเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2562 และสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2563

สรุปสาระสำคัญ

           1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 มาตรา 34/2 กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จัดทำงบการเงินส่งสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) หรือบุคคลภายนอกซึ่งคณะกรรมการกองทุนฯ แต่งตั้งโดยความเห็นชอบของ สตง. เป็นผู้สอบบัญชีของกองทุนภายใน 90 วัน นับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ และให้ สตง. หรือผู้สอบบัญชีจัดทำรายงานผลการสอบและรับรองบัญชีและการเงินของกองทุนเสนอต่อคณะกรรมการกองทุนฯ ภายใน 150 วันนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ จากนั้นให้รัฐมนตรีเสนอต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อนำเสนอต่อรัฐสภาเพื่อทราบ และจัดให้มีการประกาศในราชกิจจานุเบกษา โดยเมื่อวันที่ 9 มิถุนายน 2564 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติรับทราบรายงานผู้สอบบัญชีและงบการเงินกองทุน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2562 และวันที่ 30 กันยายน 2563

           2. สตง. ได้ตรวจสอบงบการเงินกองทุนฯ สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2562 และวันที่ 30 กันยายน 2563 ตามที่สำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ส.กทอ.) จัดส่ง โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) งบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ปี 2562 และ ปี 2563 กองทุนฯ มีสินทรัพย์สุทธิ/ส่วนทุน 28,085.17 ล้านบาท และ 26,328.54 ล้านบาท ตามลำดับ และ (2) งบแสดงผลการดำเนินงานทางการเงินปี 2562 และ ปี 2563 กองทุนฯ มีรายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 6,358.40 ล้านบาท และ 1,758.88 ล้านบาท ตามลำดับ โดย สตง. ได้มีความเห็นในรายงานผลการสอบบัญชีว่า รายงานการเงินดังกล่าวแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2562 และวันที่ 30 กันยายน 2563 และผลการดำเนินงานสำหรับปีสิ้นสุดวันเดียวกัน ถูกต้องตามที่ควรในสาระสำคัญตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐและนโยบายการบัญชีภาครัฐที่กระทรวงการคลังกำหนด ยกเว้นผลกระทบของเรื่องที่กล่าวไว้ในวรรคเกณฑ์ในการแสดงความเห็นอย่างมีเงื่อนไข การแสดงข้อมูลที่ขัดต่อข้อเท็จจริงอันเป็นสาระสำคัญ

           3. ปีงบประมาณ 2562 กองทุนฯ มีการเบิกค่าใช้จ่ายแผนงาน โครงการ จำนวน 626 โครงการ เป็นเงินจำนวน 10,903.75 ล้านบาท โดยปรับปรุงลดยอดบัญชีค่าใช้จ่ายแผนงาน โครงการ และรับรู้เป็นค่าใช้จ่ายจ่ายล่วงหน้าในส่วนที่ ส.กทอ. จ่ายเงินให้กับผู้ได้รับการสนับสนุน จำนวน 93 โครงการ เป็นเงินจำนวน 191.59 ล้านบาท คงเหลือที่ไม่ได้ปรับปรุงรายการบัญชี จำนวน 533 โครงการ เป็นเงินจำนวน 10,623.23 ล้านบาท ทั้งนี้ ณ วันที่ 30 กันยายน 2562 ส.กทอ. รายงานการรับจ่ายเงินกองทุน ดังนี้ (1) ในส่วนที่ ส.กทอ. จ่ายเงินให้กับผู้ได้รับการสนับสนุน จำนวน 356 โครงการ เป็นค่าใช้จ่ายแผนงาน โครงการ เป็นเงิน 681.47 ล้านบาท ที่จะต้องรับรู้เป็นค่าใช้จ่ายจ่ายล่วงหน้า ณ สิ้นปีงบประมาณ เป็นเงิน 295.55 ล้านบาท ไม่ส่งรายงานการรับจ่ายเงินกองทุน จำนวน 9 โครงการ และ (2) โครงการที่กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เบิกจ่ายเงิน จำนวน 168 โครงการ เป็นเงิน 9,931.94 ล้านบาท ในส่วนปีงบประมาณ 2563 กองทุนฯ มีการเบิกค่าใช้จ่ายแผนงาน โครงการ จำนวน 699 โครงการ เป็นเงินจำนวน 5,374.28 ล้านบาท โดยปรับปรุงลดยอดบัญชีค่าใช้จ่ายแผนงาน โครงการ และรับรู้เป็นค่าใช้จ่ายจ่ายล่วงหน้าในส่วนที่ ส.กทอ. จ่ายเงินให้กับผู้ได้รับการสนับสนุน จำนวน 315 โครงการ เป็นเงินจำนวน 353.77 ล้านบาท คงเหลือที่ไม่ได้ปรับปรุงรายการบัญชี จำนวน 384 โครงการ เป็นเงินจำนวน 3,578.68 ล้านบาท ทั้งนี้ ณ วันที่ 30 กันยายน 2563 ส.กทอ. รายงานการรับจ่ายเงินกองทุน ดังนี้ (1) ในส่วนที่ ส.กทอ. จ่ายเงินให้กับผู้ได้รับการสนับสนุน จำนวน 113 โครงการ เป็นค่าใช้จ่ายแผนงาน โครงการ เป็นเงิน 579.64 ล้านบาท ที่จะต้องรับรู้เป็นค่าใช้จ่ายจ่ายล่วงหน้า ณ สิ้นปีงบประมาณ เป็นเงิน 43.83 ล้านบาท ไม่ส่งรายงานการรับจ่ายเงินกองทุน หรือส่งรายงานไม่ถูกต้อง จำนวน 229 โครงการ เป็นเงิน 1,947.22 ล้านบาท และ (2) โครงการที่ พพ. และ สนพ. เบิกจ่ายเงิน จำนวน 42 โครงการ เป็นเงิน 1,083.03 ซึ่ง ส.กทอ. อยู่ระหว่างการจัดทำข้อมูลที่ปิดโครงการและส่งคืนเงินกองทุนในปีงบประมาณ 2563 และปีงบประมาณ 2564 และขอข้อมูลโครงการที่ยังไม่ปิดโครงการหรืออยู่ระหว่างดำเนินโครงการ เพื่อประกอบการชี้แจงตามข้อเสนอแนะการตรวจสอบการเงินของ สตง. สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2562 และสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2563 ต่อไป

มติของที่ประชุม

       ที่ประชุมรับทราบ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับข้อสั่งการของประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปดำเนินการต่อไป

เรื่องที่ 2 รายงานผลการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2564

สรุปสาระสำคัญ

           1. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 มาตรา 14 (2) กำหนดให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) รายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติงาน ตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)

           2. ปีงบประมาณ 2564 ในช่วงวันที่ 1 ตุลาคม 2563 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2564 กบน. รายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานฯ โดยสรุปได้ดังนี้ (1) อนุมัติงบประมาณการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2565 จำนวน 206,698,814.40 บาท (2) อนุมัติการจ่ายเงินกองทุนเพื่อดำเนินการตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ในการรักษาเสถียรภาพระดับราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในประเทศ จำนวน 3 ครั้ง (3) ประกาศการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนจากกองทุน และอัตราเงินชดเชยคืนกองทุนสำหรับก๊าซ LPG จำนวน 26 ฉบับ (4) จัดเตรียมมาตรการจากสถานการณ์ที่กองทุนเริ่มขาดสภาพคล่องทางการเงิน โดยจัดทำร่างหลักเกณฑ์การกู้ยืมเงินของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อเสริมสภาพคล่องทางการเงินของกองทุนหากมีความจำเป็นต้องกู้เงิน และโครงการการช่วยเหลือราคา LPG ภาคครัวเรือน เนื่องจากผลกระทบจากการระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 เพื่อขอรับการสนับสนุนโครงการตามบัญชีท้ายพระราชกำหนดให้อำนาจกระทรวงการคลังกู้เงิน เพื่อแก้ไขปัญหาเศรษฐกิจและสังคมจากการระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 เพิ่มเติม พ.ศ. 2564 และ (5) สภาพคล่องกองทุนฯ เดือนกันยายน 2564 มีเงินจ่ายออกเดือนละ 2,237 ล้านบาท ฐานะกองทุนฯ สุทธิ 11,441 ล้านบาท แบ่งเป็นกลุ่มน้ำมัน 28,872 ล้านบาท และกลุ่มก๊าซ LPG ติดลบ 17,431 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

       ที่ประชุมรับทราบ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับข้อสั่งการของประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปดำเนินการต่อไป

เรื่องที่ 3 แนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 – 2567

สรุปสาระสำคัญ

           1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม มาตรา 4(4) ให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีอำนาจหน้าที่กำหนดแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ตามมาตรา 28 (1) ซึ่งกำหนดให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน มีหน้าที่เสนอแนวทางการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ต่อ กพช.

           2. เมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2564 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติเห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2565 - 2567 ตามที่สำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ส.กทอ.) เสนอ ดังนี้ (1) ปรับลดการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของน้ำมันเชื้อเพลิงจาก 0.10 บาทต่อลิตร เป็น 0.05 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 3 ปี เพื่อลดภาระค่าใช้จ่ายของประชาชนจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (2) ปรับกรอบการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2565 - 2567 จากประมาณการรายรับที่คาดว่าจะลดลงเนื่องจากมาตรการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ และเป้าหมายการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าที่อาจทำให้ความต้องการใช้น้ำมันสำหรับรถยนต์ลดลง โดยคงเหลือกรอบการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีละ 4,000 ล้านบาท ภายในวงเงินรวม 12,000 ล้านบาท และให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามแผนงานและกลุ่มงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสมภายในวงเงินรวมดังกล่าว

           3. โครงสร้างของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2565 - 2567 ในวงเงินปีละ 4,000 ล้านบาท วงเงินรวมทั้งหมด 12,000 ล้านบาท ประกอบด้วย 2 แผนงาน ได้แก่ แผนงานที่ 1 แผนอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทน วงเงินปีละ 3,850 ล้านบาท ประกอบด้วย กลุ่มงานตามกฎหมาย 100 ล้านบาท กลุ่มงานสนับสนุนนโยบายอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทน 250 ล้านบาท กลุ่มงานศึกษา ค้นคว้าวิจัย นวัตกรรม และสาธิตต้นแบบ 150 ล้านบาท กลุ่มงานสื่อสาร และข้อมูลข่าวสาร 150 ล้านบาท กลุ่มงานพัฒนาบุคลากร 150 ล้านบาท กลุ่มงานส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทนในกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรม อุตสาหกรรมขนาดเล็ก (SMEs) อาคาร บ้านอยู่อาศัย ภาคขนส่ง ธุรกิจฟาร์มเกษตรสมัยใหม่ และพื้นที่พิเศษ 1,060 ล้านบาท และกลุ่มงานส่งเสริมอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทนเศรษฐกิจฐานราก 1,990 ล้านบาท และแผนงานที่ 2 แผนบริหารจัดการ ส.กทอ. วงเงิน 150 ล้านบาท เพื่อสนับสนุนการดำเนินงาน ดังนี้ 1) การสร้างงานและสร้างรายได้ด้านพลังงานตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 12 พฤษภาคม 2563 เรื่อง กรอบนโยบายการฟื้นฟูเศรษฐกิจและสังคมของประเทศในด้านต่างๆ ซึ่งได้กำหนดหลักการมุ่งเน้นการฟื้นฟูและสร้างเศรษฐกิจภายในประเทศเป็นหลัก มุ่งเน้นกิจกรรมที่ก่อให้เกิดการสร้างงานและสร้างอาชีพสามารถรองรับแรงงานส่วนเกินที่อพยพกลับท้องถิ่นและชุมชน การบูรณาการระหว่างหน่วยงานทั้งในด้านกำลังคน แผนงานโครงการและการลงทุน และการมีส่วนร่วมของภาคประชาชนในพื้นที่และภาคส่วนอื่นๆ ในสังคม เช่น ภาคเอกชน มูลนิธิ และภาควิชาการ และ 2) การเตรียมความพร้อมผลักดันให้เกิดการอนุรักษ์พลังงานตามกฎกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดประเภท หรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2563 หรือ Building Energy Code (BEC) ซึ่งคณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 8 กรกฎาคม 2563 และประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 12 พฤศจิกายน 2563 โดยมีผลบังคับใช้ในปัจจุบัน ซึ่งกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ต้องจัดเตรียมงบประมาณในการสร้างความพร้อมการกำกับดูแลในระยะยาว ทั้งนี้ ประมาณการกระแสเงินสดสำหรับกรอบการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ จากการกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ปี 2565 - 2567 ในอัตรา 0.05 บาทต่อลิตร โดยประมาณการสถานะเงินกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2564 ณ วันที่ 30 กันยายน 2565 ณ วันที่ 30 กันยายน 2566 และ ณ วันที่ 30 กันยายน 2567 ที่ 26,662 ล้านบาท 18,822 ล้านบาท 14,455 ล้านบาท และ 12,005 ล้านบาท ตามลำดับ โดยมีกรอบระยะเวลาการดำเนินการจัดสรรเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2565 ถึงปี 2567 คาดว่าจะสามารถเริ่มต้นโครงการประจำปี 2565 ได้ในช่วงต้นเดือนมีนาคม 2565

           4. ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอให้ กพช. พิจารณาดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบการกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันก๊าด น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันดีเซลหมุนช้า และน้ำมันเตา ในอัตรา 0.05 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 3 ปี และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ จัดทำร่างประกาศ กพช. เพื่อเสนอประธาน กพช. พิจารณาลงนามต่อไป และ (2) ขอความเห็นชอบร่างแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 – 2567 และให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามแผนและกลุ่มงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวม 12,000 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

       1. เห็นชอบให้ปรับลดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันก๊าด น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันดีเซลหมุนช้า และน้ำมันเตา ในอัตรา 0.005 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 1 ปี และอัตรา 0.05 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 2 ปี ถัดไป โดยเมื่อครบ 3 ปีแล้วคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) จะกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานใหม่ให้เหมาะสมต่อไป

       2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ลงนามในประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2564 ต่อไป

       3. เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 – 2567 และให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานมีอำนาจปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามแผนและกลุ่มงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวม 12,000 ล้านบาท

       4. ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับข้อสั่งการของประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปดำเนินการต่อไป

เรื่องที่ 4 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 5 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์)

สรุปสาระสำคัญ

           1. ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550 มาตรา 23 กำหนดให้รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง และวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อส่งเสริมการใช้เครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง และวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อให้ผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน มีสิทธิขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือตามมาตรา 40 แห่งพระราชบัญญัติฉบับดังกล่าว โดยตั้งแต่ปี พ.ศ. 2550 จนถึงปัจจุบันกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ศึกษาและจัดทำกฎกระทรวงแล้ว จำนวน 73 ผลิตภัณฑ์ ซึ่งผลจากการศึกษาจะได้มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูง (High Energy Efficiency Standards : HEPS) นำมาจัดทำเป็นกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ (Minimum Energy Efficiency Standards : MEPS) นำมาจัดทำเป็นมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (มอก.) คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน นำส่งสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) ประกาศบังคับใช้ต่อไป ปัจจุบันคณะรัฐมนตรีเห็นชอบและได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 38 ฉบับ (38 ผลิตภัณฑ์)

           2. การออกกฎกระทรวงเพื่อกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือออกกฎกระทรวงกำหนดวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จะเป็นมาตรฐานอ้างอิงสำหรับผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ของตนเอง ซึ่งกฎกระทรวงดังกล่าวจะนำมาใช้เป็นเกณฑ์มาตรฐานในการติดฉลากประหยัดพลังงานประสิทธิภาพสูง ดำเนินการ โดย พพ. ติดฉลากแล้ว 19 ผลิตภัณฑ์ และฉลากประหยัดไฟฟ้า เบอร์ 5 ซึ่งดำเนินการโดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ติดฉลากแล้ว 19 ผลิตภัณฑ์ ทั้งนี้ พพ. ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจความร่วมมือด้านมาตรฐานกับ สมอ. โดยด้านการกำหนดมาตรฐาน ให้ พพ. จัดทำร่าง มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน หรือร่างมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ แล้วนำส่ง สมอ. เพื่อพิจารณากำหนดให้ต้องเป็นไปตามมาตรฐาน ซึ่งปัจจุบัน พพ. ได้ส่งร่าง มอก. ให้กับ สมอ. แล้ว จำนวน 61 ฉบับ โดย สมอ. ประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 23 ฉบับ ในจำนวนนี้เป็นมาตรฐานบังคับ 4 ฉบับ และมาตรฐานทั่วไป 19 ฉบับ

           3. พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน (ร่างกฎกระทรวงฯ) และร่าง มอก. โดยร่าง มอก. ต้องผ่านการพิจารณาของคณะทำงานวิชาการที่มีความรู้ ความชำนาญในแขนงต่างๆ ที่จำเป็นต้องใช้ในการจัดทำร่างฯ และการสัมมนารับฟังข้อคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียตลอดกระบวนการ ตามขั้นตอนดังต่อไปนี้ (1) คณะกรรมการพัฒนากฎหมาย พพ. โดยผ่านความเห็นชอบเมื่อวันที่ 27 มกราคม 2558 และวันที่ 3 พฤษภาคม 2559 (2) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน โดยผ่านความเห็นชอบเมื่อวันที่ 28 กรกฎาคม 2558 และวันที่ 15 กันยายน 2559 (3) คณะกรรมการพิจารณากลั่นกรองกฎหมาย กระทรวงพลังงาน โดยผ่านความเห็นชอบเมื่อวันที่ 19 สิงหาคม 2559 และวันที่ 10 สิงหาคม 2560 (4) คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยผ่านความเห็นชอบเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2564 (5) กพช. พิจารณาเห็นชอบ (6) คณะรัฐมนตรี พิจารณาเห็นชอบ(7) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) ตรวจร่างกฎกระทรวงฯ (8) รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ลงนามเสนอลงประกาศราชกิจจานุเบกษา (9) สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ลงประกาศราชกิจจานุเบกษา โดยร่าง มอก. ที่ผ่านขั้นตอนที่ 2 คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน แล้ว พพ. จะนำส่ง สมอ. เพื่อพิจารณากำหนด มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงานต่อไป

           4. พพ. ขอเสนอร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 5 ผลิตภัณฑ์ ดังนี้ (1) ร่างกฎกระทรวงกำหนดปั๊มความร้อนแบบดึงความร้อนจากอากาศถ่ายเทให้แก่น้ำที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... ค่าประสิทธิภาพพลังงานของปั๊มความร้อน ให้กำหนดตามขนาดกำลังความร้อนของปั๊มความร้อนที่ผู้ผลิตระบุ โดยขนาดกำลังความร้อน 4 ถึง 36 กิโลวัตต์ความร้อน ให้กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงาน 3.0 ถึง 4.0 (2) ร่างกฎกระทรวงกำหนดฟิล์มติดกระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... ค่าประสิทธิภาพพลังงานของฟิล์มติดกระจก ให้กำหนดตั้งแต่ 0.45 ถึง 0.30 (3) ร่างกฎกระทรวงกำหนดฉนวนอุตสาหกรรมเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... ค่าประสิทธิภาพพลังงานของฉนวนอุตสาหกรรม ให้กำหนดตามชนิด ความหนาแน่น และความหนาของฉนวนอุตสาหกรรมที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้ ชนิดที่ 1 ฉนวนใยแก้ว ความหนาแน่นมากกว่าหรือเท่ากับ 48 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 25 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 0.57 ถึง 0.74 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ ความหนาแน่นน้อยกว่าหรือเท่ากับ 24 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 50 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 0.91 ถึง 1.25 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ ความหนาแน่น 32 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 50 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 1.01 ถึง 1.25 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ และความหนาแน่นมากกว่าหรือเท่ากับ 48 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 50 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 1.19 ถึง 1.59 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ ชนิดที่ 2 ฉนวนใยหิน ความหนาแน่นมากกว่าหรือเท่ากับ 80 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 25 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 0.58 ถึง 0.81 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ และความหนาแน่นมากกว่าหรือเท่ากับ 80 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 50 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 1.12 ถึง 1.41 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ (4) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเตารังสีอินฟราเรดที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... ค่าประสิทธิภาพพลังงานของเตารังสีอินฟราเรด ให้กำหนดตั้งแต่ร้อยละ 55 ถึงร้อยละ 74 และ (5) ร่างกฎกระทรวงกำหนดพัดลมอุตสาหกรรมที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... ค่าประสิทธิภาพพลังงานของพัดลมอุตสาหกรรม ให้กำหนดตั้งแต่ FEG67 ถึง FEG90

มติของที่ประชุม

       1. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 5 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ ปั๊มความร้อนแบบดึงความร้อนจากอากาศถ่ายเทให้แก่น้ำที่มีประสิทธิภาพสูง ฟิล์มติดกระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ฉนวนอุตสาหกรรมเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เตารังสีอินฟราเรดที่มีประสิทธิภาพสูง และพัดลมอุตสาหกรรมที่มีประสิทธิภาพสูง และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงฯ เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป

       2. ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับข้อสั่งการของประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปดำเนินการต่อไป

เรื่องที่ 5 การทบทวนราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Price Review) จากสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาว กับบริษัท PETRONAS LNG LTD.

สรุปสาระสำคัญ

           1. เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. (PLL) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 และให้ ปตท. ลงนามในสัญญา LNG SPA กับบริษัท PLL ภายหลังจากที่ร่างสัญญาได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องปรับปรุงข้อความในสัญญาดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้ ปตท. สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. และคณะรัฐมนตรี ต่อมาเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 ปตท. ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท PLL โดยมีคู่สัญญา ได้แก่ ผู้ขาย คือ บริษัท PETRONAS LNG LTD. และผู้ซื้อ คือ ปตท. ปริมาณซื้อขายรายปี (Annual Contracted Quantity: ACQ) ในปี 2560 ไม่เกินจำนวน 0.36 ล้านตันต่อปี ปี 2561 จำนวน 0.8 ล้านตันต่อปี และตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป จำนวน 1.2 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2560 โดยปีสัญญามกราคมถึงธันวาคม อายุสัญญา 15 ปี และขยายได้อีก 5 ปี โดยคู่สัญญาเห็นชอบร่วมกัน ในส่วน Contract Price หากราคา Japan Crude Cocktail (JCC) ต่ำกว่า 75 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ใช้สูตรอ้างอิงราคาน้ำมันดิบ และหาก JCC มากกว่าหรือเท่ากับ 75 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ใช้สูตรอ้างอิงราคาน้ำมันดิบและราคาก๊าซธรรมชาติ (hybrid) ทั้งนี้ การเจรจาทบทวนสูตรราคา (Price Review) 2 ครั้งในปีที่ 5 และปีที่ 10 ของอายุสัญญา คือ ปี 2565 และปี 2570

           2. การเจรจาทบทวนราคา LNG ของ ปตท. กับบริษัท PLL มีดังนี้ (1) จากสถานการณ์ราคา LNG ตลาดโลกตั้งแต่ปี 2560 ถึงปี 2563 ที่มีแนวโน้มคลายตัวลง เนื่องจากมีอุปทาน LNG เพิ่มขึ้นจากโครงการผลิต LNG ใหม่ในประเทศออสเตรเลียและสหรัฐอเมริกา ส่งผลให้ตลาด LNG อยู่ในสภาวะอุปทานมากกว่าอุปสงค์ ปตท. จึงเห็นโอกาสเจรจา Price Review กับบริษัท PLL ภายใต้เงื่อนสัญญา เพื่อปรับลดราคา LNG จากสัญญาซื้อขายระยะยาวลงตามสถานการณ์ตลาด และจากประมาณการแนวโน้มราคาในปี 2564 ถึงปี 2569 พบว่าตลาด LNG มีแนวโน้มตึงตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากประเทศต่างๆ มีแนวโน้มจัดการการแพร่ระบาดของโรค COVID-19 ได้ดีขึ้น ส่งผลให้มีการเติบโตทางเศรษฐกิจ อีกทั้งประเทศผู้ซื้อรายใหญ่โดยเฉพาะจีนมีนโยบายอนุรักษ์สิ่งแวดล้อมจึงส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติและ LNG ทดแทนการใช้ถ่านหิน ทำให้ตลาดมีความต้องการใช้ LNG สูงขึ้น ในทางกลับกัน ตลาดมีอุปทานเพิ่มเติมจากโครงการผลิต LNG อย่างจำกัด เนื่องจากมีการลงทุนก่อสร้างโครงการผลิตใหม่ลดลง ราคา LNG จึงมีแนวโน้มสูงขึ้นจนถึงปี 2568 หรือปี 2569 โดยบริษัท PLL อาจขอเจรจา Price Review ครั้งที่ 2 ในปี 2569 เพื่อปรับราคา LNG เพิ่มขึ้นตามสภาวะตลาด (2) วันที่ 30 ธันวาคม 2563 ปตท. ได้ยื่นหนังสือ Price Review Notice ให้บริษัท PLL เพื่อขอเจรจาทบทวนสูตรราคา ครั้งที่ 1 ตามเงื่อนไขสัญญา เนื่องจากประเมินว่าจะสามารถปรับลดราคาลงได้ (3) เงื่อนไขในสัญญา LNG SPA ระบุว่าหากคู่สัญญาไม่สามารถตกลงราคาใหม่ได้ภายใน 180 วัน นับจากวันที่ยื่นหนังสือ Price Review Notice คือวันที่ 30 มิถุนายน 2564 คู่สัญญามีสิทธิ์ขอเข้าสู่กระบวนการ Expert หรือ Arbitration ซึ่งเงื่อนไขสัญญากำหนดให้สามารถเปลี่ยนแปลงราคาสุดท้ายได้ไม่เกินบวก/ลบ ร้อยละ 7 จากราคาเดิม ปตท. และบริษัท PLL จึงได้เสนอเจรจาลดราคาลงจากเดิมร้อยละ 7 ซึ่งเทียบเท่าส่วนลดสูงสุดของกระบวนการ Expert หรือ Arbitration เพื่อหลีกเลี่ยงการเข้าสู่กระบวนการดังกล่าวซึ่งมีค่าใช้จ่ายสูง และอาจส่งผลต่อธุรกิจและความสัมพันธ์ระหว่าง ปตท. และบริษัท PLL ในอนาคต โดยมีข้อสรุปผลการเจรจาในการปรับลดสูตรราคา LNG SPA ลงเฉลี่ยร้อยละ 7 และคงระดับ Kink Point ที่ JCC เท่ากับ 75 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ทั้งนี้ ปตท. และบริษัท PLL ต้องลงนามแก้ไขสัญญาภายในปี 2564 เพื่อให้ราคาใหม่มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ปี 2565 จนถึงกำหนด Price Review ครั้งต่อไป (4) ผลการเจรจาครั้งนี้สามารถลดต้นทุนการจัดหา LNG ลงประมาณ 900 ถึง 1,000 ล้านบาทต่อปี หรือรวมประมาณ 4,500 ถึง 5,000 ล้านบาท ในช่วงปี 2565 ถึงปี 2569 หรือลดต้นทุนค่า Ft ประมาณ 0.42 สตางค์ต่อหน่วย ซึ่งเป็นประโยชน์กับประเทศ (5) วันที่ 19 สิงหาคม 2564 คณะกรรมการ ปตท. ได้เห็นชอบผลการเจรจา Price Review และการแก้ไขสัญญากับบริษัท PLL และให้ ปตท. ขอความเห็นชอบจากภาครัฐต่อไป และ (6) เนื่องด้วยการจัดหาสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวของ ปตท. กับบริษัท PLL ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และคณะรัฐมนตรี ดังนั้น การแก้ไขสัญญาใหม่ตามเงื่อนไข Price Review จึงต้องให้สำนักงานอัยการสูงสุดตรวจพิจารณา และนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาก่อนขอความเห็นชอบจาก กพช. ต่อไป

           3. เมื่อที่ 27 ตุลาคม 2564 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้พิจารณาเรื่องการทบทวนราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Price Review) จากสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับบริษัท PETRONAS LNG LTD. และมีความเห็นดังนี้ (1) การทบทวนราคาก๊าซธรรมชาติเหลวจากสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวระหว่างบริษัท PETRONAS LNG LTD. กับ ปตท. เป็นไปตามเงื่อนไขการทบทวนราคา LNG ตามกรอบและช่วงเวลาที่กำหนดในสัญญา LNG SPA ซึ่ง ปตท. ได้เจรจาปรับลดราคาได้สูงสุดตามกรอบของเงื่อนไขสัญญาที่ได้กำหนดไว้แล้ว คือ ลดลงร้อยละ 7 (2) เพื่อให้การพิจารณาให้ความเห็นโครงการ/การปฏิบัติตามสัญญาต่างๆ ในครั้งต่อๆ ไป เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ ละเอียด รอบคอบ เห็นควรให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ส่งข้อมูลที่เกี่ยวข้องกับโครงการ/สัญญาต่างๆ ให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เพื่อใช้เป็นข้อมูลประกอบการพิจารณาให้ความเห็น และ (3) ให้ ปตท. นำเสนอแนวทางการเจรจาก่อนเริ่มต้นการเจรจาสัญญาในครั้งต่อไป ซึ่ง กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 ได้มีมติเห็นชอบให้ ปตท. ลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับบริษัท PETRONAS LNG LTD. ตามผลการเจรจา Price Review ภายหลังจากที่ร่างสัญญาดังกล่าวได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้ ปตท. สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กบง. และ กพช. และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป

มติของที่ประชุม

       1. เห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับบริษัท PETRONAS LNG LTD. ตามผลการเจรจาทบทวนราคา (Price Review) ภายหลังจากที่ร่างสัญญาดังกล่าวได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้ ปตท. สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)

       2. ให้กระทรวงพลังงานรับข้อสั่งการของประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปดำเนินการต่อไป

เรื่องที่ 6 โครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง

สรุปสาระสำคัญ

           1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 (Gas Plan 2018) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับ Gas Plan 2018 รวมถึงศึกษาทบทวนโครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] เพื่อให้การบริหารจัดการโครงสร้างพื้นฐานเกิดประสิทธิภาพสูงสุด โดยภายใต้ Gas Plan 2018 ประเทศไทยจะมี LNG Terminal ที่เป็นโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติที่ได้รับอนุมัติแล้วรวมทั้งสิ้น 4 โครงการ กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซรวมอยู่ที่ 34.8 ล้านตันต่อปีในปี 2570 และสามารถขยายกำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซได้ถึง 47.5 ล้านตันต่อปี โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) โครงการ LNG Terminal มาบตาพุด จังหวัดระยอง [T-1] กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 11.5 ล้านตันต่อปี (2) โครงการ LNG Terminal บ้านหนองแฟบ จังหวัดระยอง [T-2] กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 7.5 ล้านตันต่อปี สามารถขยายได้ถึง 15 ล้านตันต่อปี กำหนดแล้วเสร็จปี 2565 (3) โครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 5 ล้านตันต่อปี กำหนดแล้วเสร็จปี 2567 และ (4) โครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 10.8 ล้านตันต่อปี สามารถขยายได้ถึง 16 ล้านตันต่อปี

           2. เมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2564 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบ เรื่อง การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับโครงการโรงไฟฟ้าตามแผน PDP 2018 (Rev.1) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ปรับรูปแบบการลงทุนจากโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 เป็นร่วมลงทุนกับ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในสัดส่วน 50:50 ในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ตำบลหนองแฟบจังหวัดระยอง ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี [T-2] และให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผน PDP 2018 (Rev.1) ซึ่งจากมติดังกล่าวส่งผลให้ Gas Plan 2018 ของประเทศไทยมีโครงการ LNG Terminal ที่ได้รับอนุมัติแล้วรวมทั้งสิ้น 3 โครงการมีกำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซลดลง 5 ล้านตันต่อปี โดยเหลืออยู่ที่ 29.8 ล้านตันต่อปีในปี 2570ทั้งนี้ สามารถขยายกำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซได้ถึง 42.5 ล้านตันต่อปี

           3. โครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 มีรายละเอียดการดำเนินการ ดังนี้ เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2561 คณะรัฐมนตรีได้มีมติอนุมัติในหลักการโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 และให้การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย (กนอ.) จัดทำรายละเอียดการดำเนินการขยายพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุดให้ครอบคลุมพื้นที่โครงการ และเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบ ก่อนดำเนินโครงการในขั้นตอนต่อไป ซึ่งตามเอกสารแนบท้ายสัญญาร่วมทุนตามมติคณะรัฐมนตรี กนอ. ประสงค์จะร่วมลงทุนกับเอกชนแบ่งเป็น 2 ช่วง ได้แก่ ช่วงที่ 1 งานส่วนโครงสร้างพื้นฐาน และงานส่วนการก่อสร้างท่าเรือ ในส่วนของงานท่าเรือก๊าซ (LNG Terminal) และการประกอบกิจการที่เกี่ยวข้อง และช่วงที่ 2 จะเริ่มคัดเลือกเอกชน เมื่อ กนอ. และคณะกรรมการคัดเลือกของโครงการกำหนดระยะเวลาที่เหมาะสมต่อมา เมื่อวันที่ 24 กันยายน 2562 คณะรัฐมนตรีได้มีมติรับทราบมติคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (กพอ.) เกี่ยวกับผลการคัดเลือกเอกชน และผลการเจรจาโครงการ โดยเอกชนที่ผ่านการคัดเลือกเป็นคู่สัญญาในการพัฒนาโครงการ ได้แก่ กลุ่มกิจการร่วมค้ากัลฟ์ และพีทีที แทงค์ ซึ่งปัจจุบันคือบริษัท กัลฟ์ เอ็มทีพี แอลเอ็นจี เทอร์มินอล จำกัด จากนั้น เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2562 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบการลงทุนโครงการขยายพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด ตามโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 ซึ่งรวมถึงโครงการ LNG terminal ในพื้นที่โครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 (ช่วงที่ 1) ตามที่กระทรวงอุตสาหกรรมเสนอ โดยเมื่อวันที่ 18 มีนาคม 2562 และวันที่ 15 ตุลาคม 2564 สำนักงานคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (สกพอ.) ได้มีหนังสือถึงปลัดกระทรวงพลังงานเพื่อขอความอนุเคราะห์ให้กระทรวงพลังงานบรรจุโครงการ LNG Terminal ดังกล่าวไว้ในแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงของประเทศเป็นการเร่งด่วนภายในเดือนตุลาคม 2564 รวมทั้งพิจารณาให้การสนับสนุนและดำเนินงานส่วนที่เกี่ยวข้อง อาทิ การออกใบอนุญาตประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติที่เกี่ยวข้อง การอนุมัติอัตราค่าบริการ และการตกลงใช้บริการ LNG Terminal เพื่อให้เอกชนคู่สัญญาสามารถพัฒนาโครงการในส่วนที่เกี่ยวข้องได้อย่างต่อเนื่อง และให้โครงการเร่งด่วนใน EEC Project List สามารถดำเนินการได้ตามกำหนดและเปิดใช้บริการได้ภายในปี 2569 เพื่อสร้างความเชื่อมั่นแก่ผู้ลงทุนทั้งในและต่างประเทศและเสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงาน

           4. โครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง มีรายละเอียดดังนี้ (1) ผู้พัฒนาโครงการ ได้แก่ บริษัท กัลฟ์ เอ็มทีพี แอลเอ็นจี เทอร์มินอล จำกัด ภายใต้สัญญาร่วมลงทุนโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 (ช่วงที่ 1) กับ กนอ. (2) สถานที่ตั้ง ในพื้นที่ถมทะเลท่าเรือก๊าซ ของโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุดระยะที่ 3 ช่วงที่ 1 ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง (3) ความสามารถในการแปรสภาพก๊าซ 10.8 ล้านตันต่อปี สามารถขยายได้ถึง 16 ล้านตันต่อปี (4) วงเงินลงทุนของโครงการ ประมาณ 35,000 ล้านบาท และ (5) กำหนดแล้วเสร็จ ปี 2569 คือ 5 ปี ภายหลังจากเริ่มงานถมทะเลตามขอบเขตสัญญาร่วมลงทุน

           5. เมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2564 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้พิจารณาเรื่อง โครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง และมีความเห็น ดังนี้ (1) โครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง ได้บรรจุอยู่ใน Gas Plan 2018 ซึ่งได้พิจารณาความเหมาะสมของการใช้ (Demand) และการจัดหา (Supply) ด้าน LNG ของประเทศไว้แล้ว (2) การพิจารณาในประเด็นโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงของประเทศ ควรมีการเชื่อมโยงระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติและมีแผนรองรับการเชื่อมโยงโครงข่ายให้เกิดความคล่องตัวในการใช้งานร่วมกับ Terminal อื่นๆ ด้วย และ (3) กกพ. จะกำกับดูแลการอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน อัตราค่าบริการ มาตรฐานทางวิศวกรรมและความปลอดภัย และด้านอื่นๆ ของโครงการดังกล่าว ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 กำหนด

           6. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบให้บรรจุโครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 10.8 ล้านตันต่อปี (ขยายได้ถึง 16 ล้านตันต่อปี) ในแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงของประเทศ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป (2) เห็นชอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาในประเด็นดังต่อไปนี้ (2.1) มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการพัฒนาโครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง ตามแผนดำเนินงานของ EEC และสัญญาร่วมลงทุน เพื่อให้โครงการแล้วเสร็จได้ภายในระยะเวลาที่กำหนด และ (2.2) มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการกำกับดูแลและบริหารจัดการ LNG Terminal อันเป็นโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการจัดหา LNG ของประเทศ ให้มีการใช้งานอย่างมีประสิทธิภาพและมีความมั่นคง เหมาะสม และเป็นธรรม ต่อทั้งผู้ให้บริการ ผู้ใช้บริการ และผู้ใช้พลังงาน ทั้งรายเก่าและรายใหม่ รวมถึงการสร้างระบบเปิดเผยข้อมูลที่โปร่งใส ทันสถานการณ์ และสามารถเข้าถึงได้อย่างเท่าเทียมกันตามความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ

มติของที่ประชุม

       1. เห็นชอบให้บรรจุโครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 10.8 ล้านตันต่อปี (ขยายได้ถึง 16 ล้านตันต่อปี) ในแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงของประเทศ และให้กระทรวงพลังงานนำความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปประกอบการพิจารณาดำเนินการต่อไป

       2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินงาน ดังนี้

               2.1 ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการพัฒนาโครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง ตามแผนดำเนินงานของ EEC และสัญญาร่วมลงทุน เพื่อให้โครงการแล้วเสร็จได้ภายในระยะเวลาที่กำหนด

               2.2 ดำเนินการกำกับดูแลและบริหารจัดการ LNG Terminal อันเป็นโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการจัดหา LNG ของประเทศ ให้มีการใช้งานอย่างมีประสิทธิภาพ และมีความมั่นคง เหมาะสม และเป็นธรรม ต่อทั้งผู้ให้บริการ ผู้ใช้บริการ และผู้ใช้พลังงาน ทั้งรายเก่าและรายใหม่ รวมถึงการสร้างระบบเปิดเผยข้อมูลที่โปร่งใส ทันสถานการณ์ และสามารถเข้าถึงได้อย่างเท่าเทียมกัน

เรื่องที่ 7 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) และการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป. ลาว

สรุปสาระสำคัญ

           1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป. ลาว เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (MOU) ซึ่งจะมีการดำเนินการซื้อขายไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าที่พัฒนาขึ้นใน สปป. ลาวและเชื่อมโยงผ่านระบบส่งไฟฟ้าระหว่างประเทศ โดยปัจจุบันมีกรอบปริมาณความร่วมมือในการซื้อขายไฟฟ้าจำนวน 9,000 เมกะวัตต์ และมีสถานภาพการซื้อขายไฟฟ้า โดยมีโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 5,421เมกะวัตต์ จำนวน 10 โครงการ และโครงการที่ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว และอยู่ระหว่างการก่อสร้าง 514 เมกะวัตต์ จำนวน 1 โครงการ คือ โครงการน้ำเทิน 1 รวมปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ทั้งสิ้น 5,935 เมกะวัตต์ และคงเหลือปริมาณไฟฟ้าที่สามารถรับซื้อเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว ประมาณ 3,065 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน แจ้งความประสงค์เสนอขายไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำ จำนวน 5 โครงการ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวม 4,200 เมกะวัตต์ และขอให้พิจารณาขยายปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU เพื่อรองรับข้อเสนอขายไฟฟ้าดังกล่าว ซึ่งเมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณากรอบแผนพลังงานชาติและพิจารณาการขยายกรอบ MOU ซึ่งที่ประชุมได้เห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) บริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ให้สอดคล้องกับข้อเสนอการดำเนินการในระยะเร่งด่วน เพื่อเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ได้ตามเป้าหมายที่กำหนดไว้ และรับทราบข้อเสนอของ สปป. ลาว ในการขอให้พิจารณาขยายกรอบปริมาณการรับซื้อใน MOU และให้กระทรวงพลังงานและคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการตามกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU ฉบับปัจจุบัน ทั้งนี้ ในอนาคตหากมีความจำเป็นต้องขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าให้กระทรวงพลังงานเสนอ กพช. พิจารณาอีกครั้งหนึ่ง

           2. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ได้พิจารณาข้อเสนอขายไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบางแล้ว และได้มีมติเห็นชอบว่าทั้ง 4 โครงการมีคุณสมบัติครบถ้วนตามหลักเกณฑ์การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป. ลาว และเห็นชอบข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้า โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการเจรจาจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) ซึ่งการเจรจาจัดทำร่าง Tariff MOU สำหรับโครงการประเภท Run off river ต้องระบุเงื่อนไขให้ผู้พัฒนาโครงการรับผิดชอบในการเยียวยาผลกระทบต่อประเทศไทยทั้งด้านสังคมและสิ่งแวดล้อมซึ่งอาจเกิดขึ้นจากการดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าและการผลิตไฟฟ้าด้วย ต่อมา กฟผ. ได้เจรจาและจัดทำร่าง Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง และโครงการปากลายแล้วเสร็จ และคณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่าง Tariff MOU ของทั้ง 3 โครงการ และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน Tariff MOU ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว อย่างไรก็ดี ภายใต้กรอบ MOU ปัจจุบันสามารถรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมได้อีก 3,065 เมกะวัตต์ ซึ่งปริมาณเสนอขายไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง และโครงปากลาย รวมทั้งสิ้น 2,128 เมกะวัตต์ ทำให้มีปริมาณไฟฟ้าคงเหลือที่รับซื้อได้อีกเพียง 937 เมกะวัตต์ ซึ่งน้อยกว่าปริมาณเสนอขายไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบางที่เสนอขาย 1,400 เมกะวัตต์ จึงอาจจะเสนอ กพช. พิจารณาขยายกรอบ MOU ในส่วนที่เกิน 9,000 เมกะวัตต์ คู่ขนานกันไป ทั้งนี้ สำหรับโครงการน้ำงึม 3 ซึ่งเป็นโครงการที่รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (EDL) ดำเนินโครงการโดยใช้เงินกู้จากรัฐบาลจีนทั้งหมด โดยหลังจากลงนาม Tariff MOU แล้ว EDL จะขายหุ้นโครงการให้กับนักลงทุน ซึ่งตามแผนแล้วบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (EGATi) จะเข้าไปซื้อหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 25 แต่ขณะนี้ยังไม่ทราบมูลค่าที่แท้จริงของโครงการ คณะอนุกรรมการประสานฯ จึงมีข้อเสนอแนะให้ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 จัดทำ Full Due Diligence ให้แล้วเสร็จก่อน จึงให้ กฟผ. ดำเนินการลงนาม Tariff MOU เพื่อเป็นประโยชน์ต่อฝ่ายไทย

           3. องค์การยูเนสโก (UNESCO) ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน แจ้งว่าคณะกรรมการมรดกโลกเรียกร้องขอให้ สปป. ลาว หยุดการก่อสร้างโครงการหลวงพระบางจนกว่าจะมีการจัดทำการประเมินผลกระทบมรดกโลก (Heritage Impact Assessment : HIA) เสนอ World Heritage Center พิจารณาก่อนดำเนินโครงการ จึงขอความอนุเคราะห์ประเทศไทยดำเนินการให้สอดคล้องอนุสัญญาว่าด้วยการคุ้มครองมรดกโลกทางวัฒนธรรมและธรรมชาติปี พ.ศ. 2515 ซึ่งกระทรวงพลังงานได้ประชุมหารือกับกระทรวงการต่างประเทศ (กต.) และกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (ทส.) และมีมติให้กระทรวงพลังงานสามารถดำเนินการเจรจา Tariff MOU ในรายละเอียดไปพลางก่อน คู่ขนานกับที่ สปป. ลาว จัดทำและเสนอ HIA ต่อคณะกรรมการมรดกโลก คณะอนุกรรมการประสานฯ จึงได้มีมติให้ กฟผ. ดำเนินการเจรจาร่าง Tariff MOU กับโครงการหลวงพระบาง คู่ขนานกับการที่ สปป. ลาว จัดทำรายงาน HIA เสนอต่อ World Heritage Center เพื่อให้ Advisory Bodies พิจารณาก่อนที่จะดำเนินโครงการ จากนั้นจึงเสนอให้ กพช. มอบหมายให้ กฟผ. ลงนาม Tariff MOU กับโครงการหลวงพระบางต่อไป

           4. เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 กบง. ได้พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป. ลาว และการขยายกรอบ MOU ระหว่างไทยกับ สปป. ลาว และได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่าง Tariff MOU โครงการดังกล่าวที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว ทั้งนี้ โครงการน้ำงึม 3 ผู้พัฒนาโครงการต้องจัดทำ Full Due diligence ให้แล้วเสร็จก่อน กฟผ. จึงจะลงนาม Tariff MOU ได้ โดยให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU โครงการดังกล่าวในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้อย่างเหมาะสม แต่ต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า รวมทั้งเห็นชอบการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 9,500 เมกะวัตต์ และให้นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป

           5. สรุปรายละเอียดโครงการและการดำเนินการเกี่ยวกับการเจรจาและจัดทำ Tariff MOU ดังนี้ (1) โครงการน้ำงึม 3 ผู้พัฒนาโครงการ คือ Chaleun Sekong Energy Co., Ltd. (CSE) ร่วมกับ EGATi และ EDL ตั้งอยู่บนแม่น้ำงึม แขวงไซยสมบูรณ์ สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 480 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้า ณ จุดส่งมอบ 468.78 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภทอ่างเก็บน้ำ (Reservoir) พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 2,083 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 27 ปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 1 มกราคม 2569 (2) โครงการปากแบง ผู้พัฒนาโครงการ คือ China Datang Overseas Investment Co., Ltd. (CDTO) และ Gulf Energy Development Public Co., Ltd. (GULF) ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง แขวงอุดมไซย สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 912 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 897 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภท Run off river พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 4,525 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 29 ปี กำหนด SCOD วันที่ 31 ธันวาคม 2571 (3) โครงการปากลาย ผู้พัฒนาโครงการ คือ Sinohydro (Hong Kong) Holding Limited (SHK) และ GULF ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง แขวงไซยะบุรี สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 770 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 763 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภท Run off river พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 4,010 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 29 ปี กำหนด SCOD วันที่ 1 มกราคม 2575 และ (4) โครงการหลวงพระบาง ผู้พัฒนาโครงการ คือ CK Power, PT (Sole) Company Limited, Ch.Karnchang และ Petro Vietnam Power Corporation ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 1,460 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 1,400 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภท Run off river พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 6,577 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 35 ปี กำหนด SCOD วันที่ 1 มกราคม 2573

           6. โครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง และโครงการปากลาย กฟผ. ดำเนินการเจรจาและจัดทำร่าง Tariff MOU กับผู้พัฒนาแล้วเสร็จ และร่าง Tariff MOU ดังกล่าวได้ผ่านการพิจารณาของ อส. แล้ว สำหรับโครงการหลวงพระบาง คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้า โดยราคาค่าไฟฟ้าเฉลี่ย (PE+SE) Levelised Tariff excluding UOP เท่ากับ 2.6382 บาทต่อล้านหน่วย(GWh) และมอบหมายให้ กฟผ. ไปดำเนินการเจรจาร่าง Tariff MOU กับโครงการหลวงพระบาง คู่ขนานกับที่ สปป. ลาว จัดทำรายงาน HIA เสนอต่อ World Heritage Center เพื่อให้ Advisory Bodies พิจารณาก่อนที่จะดำเนินโครงการ จากนั้นจึงเสนอให้ กพช. มอบหมายให้ กฟผ. ลงนาม Tariff MOU กับโครงการหลวงพระบางต่อไป โดยสรุปข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้ามีดังนี้ (1) โครงการน้ำงึม 3 ปริมาณเสนอขาย 468.78 เมกะวัตต์ กำหนด COD เดือนมกราคม 2569 ค่าไฟฟ้าเฉลี่ย ณ ชายแดน รวมค่าก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าในฝั่งไทย 2.8934 บาทต่อหน่วย (2) โครงการปากแบง ปริมาณเสนอขาย 897 เมกะวัตต์ COD เดือนธันวาคม 2571 ค่าไฟฟ้า 2.7962 บาทต่อหน่วย และ (3) โครงการปากลาย ปริมาณเสนอขาย 763 เมกะวัตต์ COD เดือนมกราคม 2575 ค่าไฟฟ้า 2.9426 บาทต่อหน่วย

           7. ภายหลังจาก กพช. เห็นชอบมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่าง Tariff MOU กับโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง และโครงการปากลายแล้ว กฟผ. จะต้องดำเนินการดังนี้ (1) ลงนามTariff MOU ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้วกับผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง และโครงการปากลาย ทั้งนี้ สำหรับโครงการน้ำงึม 3 ผู้ลงทุนจะต้องจัดทำ Full Due Diligence ให้แล้วเสร็จก่อน ถึงจะสามารถลงนาม Tariff MOU และ (2) ดำเนินการเจรจาในรายละเอียดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement: PPA) กับผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย โดยยึดกรอบ Tariff MOU เป็นแนวทางในการดำเนินการเจรจา พร้อมทั้งนำรายละเอียดร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ได้จากการเจรจาเสนอต่อคณะอนุกรรมการประสานฯ และ อส. พิจารณาให้ความเห็นชอบ เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป

           8. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็น ดังนี้ (1) กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ได้มีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และ กกพ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าให้ครบตามกรอบ MOU ฉบับปัจจุบันก่อน แล้วจึงเสนอ กพช. พิจารณาขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าอีกครั้งหนึ่ง ซึ่งปัจจุบันมีปริมาณไฟฟ้าคงเหลือภายใต้กรอบ MOU ที่สามารถรับซื้อเพิ่มเติมได้อีก 3,065 เมกะวัตต์ แต่หลังจากที่ กพช. เห็นชอบให้ กฟผ. ลงนาม Tariff MOU กับโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง และโครงการปากลาย ซึ่งมีปริมาณไฟฟ้าเสนอขายรวมทั้งสิ้น 2,128 เมกะวัตต์แล้ว จะทำให้มีปริมาณไฟฟ้าคงเหลือที่รับซื้อได้ตามกรอบ MOU เดิมอีกเพียง 937 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มอบหมายให้ กฟผ. ไปเจรจาร่าง Tariff MOU กับโครงการหลวงพระบางคู่ขนานกับการที่ สปป. ลาว จัดทำรายงาน HIA เสนอต่อ World Heritage Center เพื่อให้ Advisory Bodies พิจารณาก่อนที่จะดำเนินโครงการ จากนั้นจึงเสนอให้ กพช. มอบหมายให้ กฟผ. ลงนาม Tariff MOU กับโครงการหลวงพระบางต่อไป และ (2) การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำจาก สปป. ลาว สอดคล้องตามกรอบแผนพลังงานชาติ ที่จะทำให้ภาคพลังงานสามารถบรรลุเป้าหมายการมุ่งสู่เศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำ เพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในรูปแบบต่างๆ และเป็นการให้ความช่วยเหลือแก่ สปป. ลาว ตามที่ได้ขอรับการสนับสนุนในการรักษาเสถียรภาพด้านเศรษฐกิจ รวมทั้งเป็นการสร้างความสัมพันธ์อันดีกับ สปป. ลาว ดังนั้น จึงเห็นควรขอความเห็นชอบการขยายกรอบ MOU จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 9,500 เมกะวัตต์ เพื่อรองรับการเสนอขายไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบาง โดยปริมาณดังกล่าวไม่เกินเกณฑ์ปริมาณความมั่นคงในการรับซื้อไฟฟ้าจาก 1 ประเทศ ในสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด ณ ปลายแผน PDP2018 Rev.1 จึงไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ

มติของที่ประชุม

       1. เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่าง Tariff MOU ทั้ง 3 ฉบับ ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว ทั้งนี้ สำหรับโครงการน้ำงึม 3 จะต้องดำเนินการจัดทำ Full Due diligence ให้แล้วเสร็จก่อน จึงจะสามารถลงนามได้

       2. เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย ในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้มีผลทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบอัตราค่าไฟ

       3. เห็นชอบการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ ตามผลการหารือในที่ประชุมที่เห็นว่าข้อเสนอการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจฯ จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 9,500 เมกะวัตต์ ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอนั้น จะสนับสนุนการบรรลุเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero Emission) ภายในปี ค.ศ. 2065 ของประเทศไทยได้อย่างจำกัด และครอบคลุมโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำที่อยู่ระหว่างการดำเนินการแค่บางส่วน ดังนั้น ที่ประชุมจึงได้พิจารณาข้อเสนอเดิมที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เคยเสนอในการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ครั้งที่ 2/2564 เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ที่เสนอขอขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจฯ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ โดยข้อเสนอดังกล่าวได้มีการพิจารณาครอบคลุมโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำที่อยู่ระหว่างการดำเนินการกับ สปป.ลาว ทั้งหมดและสอดคล้องกับข้อเสนอของ สปป.ลาว ซึ่งจะเป็นการปิดความเสี่ยงในการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจฯ ในอนาคต และรักษาความสัมพันธ์อันดีกับประเทศเพื่อนบ้าน นอกจากนี้ ไฟฟ้าจากพลังน้ำมีต้นทุนต่ำกว่าพลังงานสะอาดประเภทอื่น ซึ่งจะเป็นเครื่องมือสำคัญในการควบคุมอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศในอนาคตเมื่อประเทศไทยมีระดับการใช้พลังงานสะอาดเพิ่มสูงขึ้น ทั้งนี้ การขยายกรอบดังกล่าวยังอยู่ภายใต้กรอบความมั่นคงทางพลังงาน ที่กำหนดให้รับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศใดประเทศหนึ่งได้ไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังการผลิตทั้งหมดในระบบ

เรื่องที่ 8 การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT)

สรุปสาระสำคัญ

           1. แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) หรือ AEDP 2012 - 2021 กำหนดเป้าหมายกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนประเภทเชื้อเพลิงขยะ 400 เมกะวัตต์ และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) กำหนดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนประเภทเชื้อเพลิงขยะชุมชนเพิ่มเป็น 500 เมกะวัตต์

           2. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะโดยให้ส่วนเพิ่มราคาซื้อไฟฟ้า (Adder) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)ในอัตรา 2.50 บาทต่อหน่วย และต่อมาเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้เปลี่ยนรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าจาก Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) โดยเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP ที่ผลิตไฟฟ้าจากขยะ ดังนี้ (1) ขยะ (การจัดการขยะแบบผสมผสาน) กำลังผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 1 เมกะวัตต์ อยู่ที่ 6.34 บาทต่อหน่วย กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 1 แต่ไม่เกิน 3 เมกะวัตต์ อยู่ที่ 5.82 บาทต่อหน่วย และกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 3 เมกะวัตต์ อยู่ที่ 5.08 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา 20 ปี มี FiT Premium 2 ส่วนคือ สำหรับโครงการกลุ่มเชื้อเพลิงชีวภาพในช่วง 8 ปีแรก อยู่ที่ 0.70 บาทต่อหน่วย และสำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ (จังหวัดยะลา ปัตตานี นราธิวาส และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ได้แก่ อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี) อยู่ที่ 0.50 บาทต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ และ (2) ขยะ (หลุมฝังกลบ) อัตรา FiT อยู่ที่ 5.60 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา 10 ปี มี FiT Premium สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ อยู่ที่ 0.50 บาทต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ

           3. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. มีมติให้รับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนโดยไม่ต้องผ่านการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ต่อมาเมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติกำหนดวัน SCOD เป็นภายในปี 2562 แต่เนื่องจากมีการออกพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) แก้ไขเพิ่มเติมพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง พ.ศ. 2535 เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการบริหารจัดการขยะมูลฝอยของประเทศตามแนวทางของกระทรวงมหาดไทยที่เสนอต่อคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2558 กำหนดวัน SCOD ดังกล่าวจึงได้เลื่อนเป็นภายในปี 2564 ต่อมาคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่อง การจัดหาไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) พ.ศ. 2559 ลงวันที่ 1 ธันวาคม 2559 (สำหรับ VSPP) โดยได้ประกาศรายชื่อผู้ผ่านการคัดเลือกจำนวน 11 โครงการ และมีกำหนด SCOD ภายในปี 2564

           4. ในส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนสำหรับ SPP เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 กพช. ได้พิจารณาข้อเสนอขององค์การบริหารส่วนจังหวัดนนทบุรี (อบจ. นนทบุรี) เกี่ยวกับโครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) เมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2557 และผ่านการพิจารณาจากคณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2559 โดยเห็นชอบให้ อบจ. นนทบุรี ดำเนินโครงการตามขั้นตอนแห่งพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 และ กพช. มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่ 3.66 บาทต่อหน่วย และในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนสำหรับ SPP เป็นการทั่วไป กพช. มีมติเห็นชอบในหลักการดังนี้ (1) กำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ (2) ส่งเสริมลักษณะ Non-firm (3) อัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน ไม่ควรสูงไปกว่าเพดานของอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการประเภท SPP Hybrid Firm (ในปัจจุบันคือ 3.66 บาทต่อหน่วย ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560) เพื่อไม่ให้เป็นการเพิ่มภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้า โดยผู้พัฒนาโครงการอาจสามารถเสนอให้กระทรวงมหาดไทยพิจารณาแนวทางการสนับสนุนให้หน่วยงานท้องถิ่นจัดเก็บค่าธรรมเนียมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย (Tipping Fee) ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 เพื่อให้สามารถสนับสนุนค่า Tipping Fee ให้สอดคล้องกับกรอบอัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชนที่เสนอให้ กพช. พิจารณากำหนดต่อไป (4) การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (5) กำหนดวัน SCOD ภายในปี 2563 ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 ได้พิจารณาข้อมูลการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะที่ได้ดำเนินการจนถึงเดือนพฤษภาคม 2561 มีกำลังการผลิตติดตั้ง 447.48 เมกะวัตต์ และมีมติกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าโครงการ อบจ. นนทบุรี 20 เมกะวัตต์ รวมเป็น 467.48 เมกะวัตต์ ซึ่งเป็นไปตามกรอบของแผน AEDP 2015 ที่ 500 เมกะวัตต์ และเห็นชอบให้เลื่อนกำหนดวัน SCOD สำหรับ SPP ที่มีกำหนดวัน SCOD ภายในปี 2563 เป็นภายในปี 2565 โดยยังคงอัตรารับซื้อไฟฟ้าตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ซึ่งต่อมา เมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 กบง. ได้มีมติเห็นชอบหลักการ และข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 สำหรับ VSPP และ SPP รวมทั้งมอบหมาย กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง และให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

           5. กรมควบคุมมลพิษ กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ได้จัดทำแผนแม่บทการบริหารจัดการขยะมูลฝอยของประเทศ (พ.ศ. 2559 - 2564) ซึ่งการนำขยะมูลฝอยมาเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า เป็นแนวทางหนึ่งในการบริหารจัดการขยะอย่างเป็นระบบ โดยมีผลพลอยได้เป็นพลังงานไฟฟ้า ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 และคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ซึ่งกำหนดให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าขยะปริมาณ 400 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ในปี 2565

           6. เมื่อวันที่ 23 มิถุนายน 2563 กรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น (สถ.) มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน แจ้งข้อมูลการดำเนินโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น เพื่อประกอบการพิจารณากำหนดนโยบายการจัดหาไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน โดยโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดฯ (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 รวม 21 โครงการ กำลังผลิตติดตั้งรวม 198.30 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้า 178.32 และต่อมาเมื่อวันที่ 25 พฤษภาคม 2564 สถ. แจ้งปรับเพิ่มเป็น 23 โครงการ กำลังผลิตติดตั้งรวม 237.80 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้า 212.07 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน แจ้งสรุปผลการปฏิบัติราชการของคณะรัฐมนตรีในพื้นที่กลุ่มจังหวัดภาคใต้ฝั่งอันดามัน (ภูเก็ต กระบี่ ตรัง พังงา ระนอง และสตูล) โดยคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 3 พฤศจิกายน 2563 มีมติเห็นชอบตามที่สภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติเสนอ ซึ่งมีข้อสั่งการที่เกี่ยวกับกระทรวงพลังงาน คือ ผลการดำเนินการและปัญหาของโรงเตาเผาขยะมูลฝอยชุมชน และมีข้อสั่งการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะปริมาณ 400 เมกะวัตต์ ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1โดยให้ สนพ. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (FiT) สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าขยะในปี 2564 เพื่อให้สามารถรับซื้อได้ภายในปี 2565

           7. กระทรวงพลังงานขอเสนอหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ดังนี้ (1) การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmap หรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล และต้องผ่านการพิจารณาคัดเลือกจากคณะกรรมการกลางจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย และได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 (2) การส่งเสริมจะเป็นในลักษณะ Non-firm ทั้ง SPP และ VSPP เนื่องจากปัญหาการจัดหาเชื้อเพลิงขยะที่ไม่แน่นอนอาจส่งผลให้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้อย่างสม่ำเสมอ (3) การพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT จะสะท้อนต้นทุนของโรงไฟฟ้าขยะ ทั้งค่าก่อสร้าง ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการและบำรุงรักษา (O&M) ตลอดอายุการใช้งานโรงไฟฟ้า ค่าใช้จ่ายในการบริหารจัดเตรียมขยะสำหรับการผลิตไฟฟ้า และค่าใช้จ่ายในการควบคุมมลพิษ ทั้งนี้ โรงไฟฟ้าจะได้รับค่ากำจัดขยะ (Tipping Fee) จากองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น ตามงบประมาณที่ได้รับการจัดสรรซึ่งแตกต่างกันตามแต่ละพื้นที่ ส่งผลให้ต้นทุนการบริหารจัดการเชื้อเพลิงสุทธิแตกต่างกัน ดังนั้น การพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าจะต้องคำนึงถึงข้อจำกัดดังกล่าว ร่วมกับประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าและการกำจัดขยะของโครงการโรงไฟฟ้าขยะ เพื่อให้ได้ผลตอบแทนที่เหมาะสม ไม่ส่งผลกระทบต่อประชาชน และเป็นประโยชน์ต่อประเทศชาติสูงสุดในภาพรวม (4) กำหนดให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ภายในปี 2567 - 2568 ตามการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 - 2573 ซึ่งได้รับความเห็นชอบจาก กบง. เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 ปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 215 เมกะวัตต์ โดยพิจารณาจากโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย แบ่งเป็น VSPP ปริมาณ 115 เมกะวัตต์ และ SPP ปริมาณ 100 เมกะวัตต์ (ข้อมูลตามหนังสือของกรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น วันที่ 25 พฤษภาคม 2564) และ (5) การรับซื้อไฟฟ้าจะต้องพิจารณาถึงความพร้อมในด้านต่างๆ ได้แก่ ที่ดิน ปริมาณเชื้อเพลิง เทคโนโลยี ระบบสายส่ง/สายจำหน่าย แหล่งเงินทุน และประสบการณ์ของผู้พัฒนาโครงการ เพื่อให้โครงการสามารถดำเนินการให้บรรลุผลสำเร็จได้ตามเป้าหมายภายใต้แผนการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนตามแผน PDP และเป็นไปตามแนวทางการบริหารจัดการขยะมูลฝอยตามแผนแม่บทการบริหารจัดการขยะมูลฝอยของประเทศ (พ.ศ. 2559 - 2564)

           8. ข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 เนื่องจากโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของกรุงเทพมหานครและองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ผ่านความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยเป็นการพิจารณาความเหมาะสมของโครงการจากผลการศึกษา ซึ่งหลายโครงการได้ลงนามสัญญากับภาคเอกชนให้ดำเนินโครงการแล้ว และ กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 ได้มอบหมายให้ กกพ. ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการที่มีความพร้อมในระยะถัดไป จึงเห็นควรให้กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ไม่เกินกรอบอัตราสูงสุดตามที่ กพช. เคยมีมติในเรื่องนี้ไว้แล้ว ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP สำหรับปี 2565 อ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ตาม มติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่กำลังผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ อัตรา FiTF FiTV,2567 และ FiT อยู่ที่ 2.39 2.69 และ 5.08บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี มี FiT Premium 8 ปีแรก อยู่ที่ 0.70 บาทต่อหน่วยและ (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP สำหรับปี 2565 อ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ตาม มติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ที่กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 แต่ไม่เกิน 50เมกะวัตต์ อัตรา FiTF FiTV,2567 และ FiT อยู่ที่ 1.81 1.85 และ 3.66 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี ในส่วนของการประกาศรับซื้อไฟฟ้า เห็นควรมอบหมายให้ กกพ. พิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสม ภายใต้กรอบอัตราสูงสุดในข้อ (1) หรือ (2) แล้วแต่กรณี โดยคำนึงถึงต้นทุนโครงการประกอบกับปัจจัยด้านอื่นๆ เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศในภาพรวม เพื่อใช้เป็นอัตราในการประกาศรับซื้อไฟฟ้าทั้งนี้ อัตราที่ กกพ. ประกาศข้างต้นให้ใช้กับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 โดยโครงการที่ได้ผลการคัดเลือกเอกชนแล้วให้มีกำหนดวัน SCOD ภายในปี 2567 ส่วนโครงการที่ยังไม่ได้ผลการคัดเลือกเอกชนให้มี SCOD ภายในปี 2568 ทั้งนี้ กำหนดให้มีอายุสัญญา 20 ปี นับจาก SCOD หรือวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้วแต่วันใดเกิดขึ้นก่อน

           9. การดำเนินโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นเป็นการมอบให้เอกชนดำเนินการหรือร่วมดำเนินการตามมาตรา 34/1 ของพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 โดยเอกชนจะได้ค่ากำจัดขยะจากองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นซึ่งมีแหล่งที่มาจากงบประมาณรายจ่ายประจำปี หรืองบประมาณขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น และรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าของประชาชนโดยรวม ดังนั้น เพื่อมิให้เป็นการเพิ่มภาระแก่ผู้ใช้ไฟฟ้า หากจะมีโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าเพิ่มเติมจากรายชื่อโครงการที่กระทรวงมหาดไทยรายงานการดำเนินงานผ่าน กกพ. มาในครั้งนี้ หรือเป็นโครงการใหม่ที่จะมีในอนาคต ควรให้ กพช. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้า และ กกพ. ออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าก่อน เพื่อนำอัตราและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าไปพิจารณาประกอบการกำหนดค่ากำจัดขยะที่มีความเหมาะสมและดำเนินการคัดเลือกโครงการต่อไป ทั้งนี้ ตามนัยของมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560

มติของที่ประชุม

       1. เห็นชอบข้อเสนอหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565

       2. เห็นชอบข้อเสนอกรอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ปี 2565 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)

       3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมภายใต้กรอบอัตราสูงสุดในข้อ 2 (แล้วแต่กรณี) โดยคำนึงถึงต้นทุนโครงการประกอบกับปัจจัยด้านอื่นๆ เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศในภาพรวม เพื่อใช้เป็นอัตราในการประกาศรับซื้อไฟฟ้าแล้วรายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบ และดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ให้เป็นไปตามข้อเสนอหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนที่ได้รับความเห็นชอบตามข้อ 1 ต่อไป

       4. ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับข้อสั่งการของประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปดำเนินการต่อไป

เรื่องที่ 9 ทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563-2567

สรุปสาระสำคัญ

           1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 ตามที่พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 มาตรา 14 (1) กำหนดให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เสนอแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ

           2. เมื่อวันที่ 25 ตุลาคม 2564 คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (อบน.) ได้มีมติเห็นชอบให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) ทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 - 2567 ในแนวทางการรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง และหลักเกณฑ์การบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อรองรับกรณีที่มีการเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้ ตามมาตรา 26 วรรคสาม แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 โดย สกนช. ได้ทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ฯ ดังกล่าว และเห็นควรแก้ไขหลักเกณฑ์การบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) ตัดข้อความการระบุวงเงินกู้ในข้อ 4 จากเดิม “4. การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้ (จำนวนเงินไม่เกิน 20,000 ล้านบาท) แล้วต้องไม่เกินจำนวน 40,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562...” แก้ไขเป็น “4. การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้แล้วต้องไม่เกินจำนวน 40,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562...” และ (2) แก้ไขข้อ 5 5) จากเดิม “5) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ 20,000 ล้านบาท ให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงหยุดการชดเชย” แก้ไขเป็น “5) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ 20,000 ล้านบาท หรือติดลบตามจำนวนที่กำหนดในพระราชกฤษฎีกา ตามมาตรา 26 วรรคสาม แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงหยุดการชดเชย” ซึ่งต่อมา เมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 กบน. ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ฯ ดังกล่าว และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการ กบน. นำเสนอต่อ กพช. พิจารณาต่อไป

มติของที่ประชุม

       1. เห็นชอบการทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 ในหลักเกณฑ์การบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามที่คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเสนอ ดังนี้

               (1) ตัดข้อความการระบุวงเงินกู้ในข้อ 4 “...จำนวนเงินไม่เกิน 20,000 ล้านบาท...” ออก

               (2) แก้ไขข้อ 5 5) เป็น “5) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ 20,000 ล้านบาท หรือติดลบตามจำนวนที่กำหนดในพระราชกฤษฎีกา ตามมาตรา 26 วรรคสาม แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงหยุดการชดเชย”

        2. ให้กระทรวงพลังงานรับข้อสั่งการของประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปดำเนินการต่อไป

มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ

ครั้งที่ 2/2564 (ครั้งที่ 154)

วันพุธที่ 4 สิงหาคม พ.ศ. 2564 เวลา 14.30 น.

1. รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2563

2. กรอบแผนพลังงานชาติ

3. การขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว

4. ปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2564 - 2566 เพื่อรองรับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2

5. โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2

ผู้มาประชุม

นายกรัฐมนตรี                                                        ประธานกรรมการ

(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                  กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2563

สรุปสาระสำคัญ

           1. ระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 กำหนดให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันสิ้นปีงบประมาณ ส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และ กพช. เพื่อทราบภายใน 30 วันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ ทั้งนี้ การรายงานผลการดำเนินการดังกล่าวผ่านความเห็นชอบจากคณะกรรมการกองทุนฯ ในการประชุมครั้งที่ 2/2564 (ครั้งที่ 148) เมื่อวันจันทร์ที่ 5 เมษายน 2564 โดยมีมติรับทราบและเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ ประจำปีงบประมาณ 2563 และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ให้ความเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ เมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2564 จึงเป็นเหตุให้นำเสนอรายงานผลการดำเนินการต่อ กพช. ล่าช้ากว่ากำหนด

           2. ปีงบประมาณ 2563 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดสรรทุนตามวัตถุประสงค์และแผนการ ใช้จ่ายเงิน โดยได้ให้ความสำคัญกับการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา ซึ่งเน้นการฝึกอบรมหลักสูตรระยะสั้นที่เป็นประโยชน์ต่อการปฏิบัติงาน และการให้ทุนการศึกษาและฝึกอบรมแก่หน่วยงาน ในกระทรวงพลังงาน โดยได้อนุมัติเงินในวงเงินรวม 9,688,020 บาท แบ่งเป็น (1) หมวดเงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม 3,466,740 บาท โดยมีผู้ยืนยันรับการสนับสนุนทุนการศึกษาระดับปริญญาโท และปริญญาเอก จำนวน 10 ทุน และทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษ และภาษาต่างประเทศ จำนวน 10 ทุน ในวงเงิน 2,841,990 บาท (2) หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา 5,741,280 บาท โดยอนุมัติให้ สนพ. 1 โครงการ ได้แก่ โครงการฝึกอบรมหลักสูตร The Supervisory Grid (นักบริหารทีมงาน) วงเงิน 302,280 บาท และกรมพัฒนาหลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) จำนวน 3 โครงการ วงเงิน 5,439,000 บาท ได้แก่ โครงการพัฒนาทักษะด้านเทคนิคและวิศวกรรมสำหรับบุคลากรโครงการไฟฟ้าพลังน้ำของ พพ. วงเงิน 3,639,000 บาท โครงการสัมมนาเพื่อออกแบบปรับปรุงระบบการปฏิบัติงานด้านพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน วงเงิน 396,000 บาท และโครงการศึกษาดูงานการบริหารจัดการและการใช้พลังงานทดแทนตามเทคโนโลยีที่หลากหลาย ประเทศออสเตรเลีย วงเงิน 1,404,000 บาท ซึ่ง พพ. ขอยกเลิกการรับทุน โครงการศึกษาดูงาน ประเทศออสเตรเลียดังกล่าวเนื่องจากการแพร่ระบาดของโรค COVID-19 และ (3) หมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน 480,000 บาท เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายที่จำเป็นในการบริหารงาน ได้แก่ ค่าจ้างลูกจ้างชั่วคราว ค่าตอบแทน ค่าใช้สอย และค่าวัสดุสำนักงาน ทั้งนี้ สถานะเงินกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2563 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ อยู่ที่ 423.488 ล้านบาท หนี้สินรวมอยู่ที่ 0.443 ล้านบาท ทุนของกองทุนฯ อยู่ที่ 423.045 ล้านบาท ผลการดำเนินงานทางการเงิน กองทุนฯ มีรายได้รวมจากการดำเนินการ 6.800 ล้านบาท มีค่าใช้จ่ายรวม 6.846 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนฯ มีรายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 0.046 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

        ที่ประชุมรับทราบ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับความเห็นของประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปดำเนินการต่อไป

เรื่องที่ 2 กรอบแผนพลังงานชาติ

สรุปสาระสำคัญ

           1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนพลังงาน 4 แผน ได้แก่แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018) แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018) และแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 และให้กระทรวงพลังงาน รับข้อเสนอแนะของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปพิจารณาดำเนินการ รวมทั้งพิจารณาความเหมาะสมและความเป็นไปได้ในการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้องเพื่อให้สามารถบูรณาการแผนด้านพลังงานต่างๆ ให้เป็นเอกภาพ และนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบเป็นแผนเดียว

           2. ปัจจัยขับเคลื่อนทิศทางพลังงานโลกจากการศึกษานโยบายพลังงานต่างประเทศ ของกระทรวงพลังงานพบว่า ประเทศต่างๆ ทั่วโลกทยอยปรับเปลี่ยนยุทธศาสตร์การขับเคลื่อนนโยบายการลด การปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศในระยะยาว (Long Term Strategy, LTS) มู่งสู่แนวทางการขับเคลื่อนสู่เศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำ โดยมีปัจจัยขับเคลื่อนหลักจากข้อตกลงปารีส (Paris Agreement) ที่เกิดจากที่ประชุมภาคีแห่งอนุสัญญาว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงของสภาพภูมิอากาศครั้งที่ 21 (COP 21) เมื่อวันที่ 12 ธันวาคม 2558 ซึ่งเป็นตราสารกฎหมายที่รับรองภายใต้กรอบอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ (United Nations Framework Convention on Climate Change, UNFCCC) ฉบับล่าสุด ต่อจากพิธีสารเกียวโตและข้อแก้ไขโดฮา เพื่อกำหนดกฎกติการะหว่างประเทศให้มุ่งมั่นต่อการมีส่วนร่วม ของภาคีในการแก้ไขปัญหาและตอบสนองต่อภัยคุกคามจากการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศระดับโลก ในบริบทของการพัฒนาที่ยั่งยืนและความพยายามขจัดความยากจนมากยิ่งขึ้น โดยข้อตกลงปารีสมีเป้าหมายควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลกให้ต่ำกว่า 2 องศาเซลเซียส และพยายามควบคุมการเพิ่มขึ้น ของอุณหภูมิไม่ให้เกิน 1.5 องศาเซลเซียส เมื่อเทียบกับยุคก่อนอุตสาหกรรม (ค.ศ. 1900) ส่งผลให้ประเทศต่างๆ จำเป็นต้องร่วมดำเนินมาตรการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก (Green House Gas, GHG) ให้เหลือศูนย์ ในปี ค.ศ. 2100 และภายในปี ค.ศ. 2070 เพื่อควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลกให้ต่ำกว่า 2 องศาเซลเซียส และให้ต่ำกว่า 1.5 องศาเซลเซียส ตามลำดับ ทั้งนี้ ปัจจัยขับเคลื่อนดังกล่าวทำให้ประเทศต่างๆ ทบทวนการมีส่วนร่วมที่ประเทศกำหนด (Nationally determined contributions, NDC) ที่เสนอไว้ต่อ UNFCCC ให้สอดคล้องกับแนวทางการควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลกให้ต่ำกว่า 1.5 - 2.0 องศาเซลเซียสเพิ่มมากขึ้น โดยเป้าหมายการดำเนินการของกลุ่มประเทศที่สำคัญ มีดังนี้ กลุ่มประเทศพัฒนาแล้ว (1) สหราชอาณาจักร เป้าหมาย Net Zero GHG emission ในปี ค.ศ. 2050 (2) เยอรมนี เป้าหมาย GHG Neutrality ในปี ค.ศ. 2050 (3) ญี่ปุ่น เป้าหมาย Carbon Neutral ในปี ค.ศ. 2050 (4) สหรัฐอเมริกา เป้าหมายประกาศนโยบาย Net Zero Emission ไม่เกินกว่าปี ค.ศ. 2050 (5) จีน เป้าหมาย Carbon Free ภายในปี ค.ศ. 2060 (1.5oC Pathway) (6) สวีเดน เป้าหมาย Carbon Neutral ในปี ค.ศ. 2045 และ (7) ฟินแลนด์ เป้าหมาย Carbon Neutral ในปี ค.ศ. 2035 สำหรับกลุ่มประเทศกำลังพัฒนา มีดังนี้ (1) เกาหลีใต้ เป้าหมาย Carbon Neutral ในปี ค.ศ. 2050 (2) อินเดีย เป้าหมายควบคุมการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่อประชากร ไม่เกินกว่าระดับประเทศพัฒนาแล้ว (3) สิงคโปร์ เป้าหมายลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกร้อยละ 36 ภายใน ปี ค.ศ. 2050 และ Net Zero เร็วที่สุดเท่าที่ทำได้ภายในช่วงครึ่งหลังของศตวรรษที่ 21 และ (4) อินโดนีเซีย เป้าหมาย Net Zero Emission ไม่เกินกว่าปี ค.ศ. 2070

           3. ประเทศไทยได้เข้าร่วมภาคีกรอบอนุสัญญา UNFCCC ตั้งแต่ปี ค.ศ. 1994 และส่งข้อเสนอการมีส่วนร่วมของประเทศในการลดก๊าซเรือนกระจกและการดําเนินงานด้านการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ (Intended Nationally Determined Contributions, INDCs) ไปยังสํานักเลขาธิการอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศในปี 2558 โดยประกาศเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกที่ร้อยละ 20 จากกรณีปกติ (Business asusual, BAU) หรือร้อยละ 25 ถ้าได้รับการสนับสนุนจากต่างประเทศ ภายในปี ค.ศ. 2030 ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้นำพันธกิจดังกล่าวมาเป็นกรอบการวางแผนนโยบายพลังงานของประเทศ โดยตั้งเป้าให้มีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 34.23 ภายในปี 2580 โดย ณ สิ้นปี 2563 มีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนร้อยละ 17.4 อย่างไรก็ดี ปัจจุบันประเทศไทยยังไม่มีการกำหนดยุทธศาสตร์การขับเคลื่อนนโยบายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกในระยะยาว (LTS) ที่แสดงให้เห็นถึงความพร้อมในการปรับเปลี่ยนประเทศให้รองรับแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านระบบเศรษฐกิจ สู่การปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Neutral-carbon economy) ในระดับที่ทัดเทียมกับนานาประเทศ อันจะนำไปสู่การเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันและโอกาสในการดึงดูดการลงทุน จากต่างประเทศ และก่อให้เกิดการสร้างงานในประเทศมากขึ้น โดยเฉพาะในช่วงฟื้นฟูเศรษฐกิจหลังวิกฤติการณ์ COVID-19 ที่ต้องเร่งสร้างความเชื่อมั่นจากนักลงทุนกลับมาอย่างเร็วที่สุด ดังนั้น จึงมีความจำเป็นเร่งด่วน ที่ต้องกำหนดกรอบนโยบายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่สอดคล้องกับเป้าหมายของประชาคมโลก และนำไปสู่การปฏิบัติให้เกิดผลอย่างเป็นรูปธรรม โดยเฉพาะภาคพลังงานที่ต้องมุ่งเน้นการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของประเทศ เพื่อเป็นกลไกหลักในการขับเคลื่อนและผลักดันการแก้ไขปัญหา การเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศให้เกิดผลสัมฤทธิ์ต่อไป

           4. การขับเคลื่อนเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำนอกจากแสดงเจตจำนงของประเทศในการบรรเทาผลกระทบจากการเปลี่ยนสภาพภูมิอากาศของโลกแล้ว ยังมีส่วนสนับสนุนนโยบายการขับเคลื่อนทางเศรษฐกิจ ดังนี้ (1) การสร้างมูลค่าทางเศรษฐกิจและลดการลงทุนในสินทรัพย์ที่มีประสิทธิภาพต่ำ โดยกองทุนการเงินระหว่างประเทศ (International financial institution, IMF) ศึกษาพบว่า การเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลก ทุก 0.04 องศาเซลเซียส จากการขาดนโยบายลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก จะทำให้ผลิตภัณฑ์มวลรวม (GDP) ของโลกต่อหัวประชากรลดลงกว่าร้อยละ 7 ในปี ค.ศ. 2100 ในขณะที่การเพิ่มขึ้นของการดำเนินนโยบายเพื่อลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกทุก 0.01 องศาเซลเซียส ช่วยลดการสูญเสียจากการลงทุนเทคโนโลยี หรือสินทรัพย์ทดแทนได้กว่าร้อยละ 1.07 ซึ่งสอดคล้องกับสภาเศรษฐกิจโลก (World Economic Forum, WEF) ที่ได้ประเมินไว้ในปี 2560 (2) การเพิ่มศักยภาพการแข่งขันของผู้ประกอบการของไทย จากการควบคุมการปลดปล่อยคาร์บอนในภาคการผลิตและการใช้พลังงานของโลกผ่านมาตรการ 2 รูปแบบ ได้แก่ ระบบซื้อขายสิทธิในการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (Emission Trading Scheme, ETS) ซึ่งเป็นมาตรการที่ควบคุมการปลดปล่อยคาร์บอนผ่านกลไกตลาด (Market based) และมาตรการภาษีคาร์บอน (Carbon Tax) (3) การเพิ่มสัดส่วน ของพลังงานสะอาดเป็นการเพิ่มการลงทุนและการจ้างงานในระบบเศรษฐกิจประเทศ โดย Environmental Defense Fund (EDF) สหรัฐอเมริกา รายงานว่าการลงทุนในพลังงานสะอาดจะสร้างงานมากกว่าการลงทุน ในพลังงานฟอสซิลถึงสามเท่า และ IMF ได้ประเมินว่าการลงทุนด้านสิ่งแวดล้อมเพื่อ Net Zero Carbon จะช่วยให้ GDP ของโลกเติบโตเพิ่มขึ้นอีกร้อยละ 0.7 ต่อปี จนถึงปี ค.ศ. 2035 และสามารถเพิ่มการจ้างงานทั้งโลกเพิ่มขึ้นถึงปีละ 32 ล้านตำแหน่ง ในอีก 7 ปี (4) การฟื้นฟูเศรษฐกิจหลังสถานการณ์วิกฤต COVID-19 โดยรัฐบาลหลายประเทศเร่งกระตุ้นการลงทุนในอุตสาหกรรมที่สร้างมูลค่าการลงทุนและการจ้างงานได้มากในระยะเวลาสั้น ที่สำคัญคือการลงทุนในเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำและพลังงานหมุนเวียน เนื่องจากมีผลตอบแทนที่เหมาะสม และมั่นคงในระยะยาว และ (5) บรรเทาปัญหามลพิษ PM2.5 จากการเผาไหม้เชื้อเพลิงฟอสซิล

           5. กระทรวงพลังงานได้นำกรอบแผนพลังงานชาติที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 26 มีนาคม 2564 เป็นแนวทางจัดทำรายละเอียดและกำหนดนโยบายภาคพลังงาน โดยมีเป้าหมายสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถมุ่งสู่พลังงานสะอาด และลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ ภายในปี ค.ศ. 2065-2070 เพื่อสร้างศักยภาพการแข่งขันและการลงทุนของผู้ประกอบการไทย ให้สามารถปรับตัวสู่การลงทุนเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำตามทิศทางโลก ตลอดจนใช้ประโยชน์จากการลงทุน ในนวัตกรรมสมัยใหม่เพื่อสร้างมูลค่าทางเศรษฐกิจ สอดคล้องกับยุทธศาสตร์การขับเคลื่อนนโยบายการลด การปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศในระยะยาว โดยกรอบแผนพลังงานชาติประกอบด้วย 3 ส่วนสำคัญ ดังนี้

           5.1 แนวนโยบายของแผนพลังงานชาติ (Policy Direction) โดยส่งเสริมการลงทุนพลังงาน สีเขียวในภาคพลังงาน ดังนี้ (1) เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าใหม่โดยมีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนไม่น้อยกว่า ร้อยละ 50 ให้สอดคล้องกับแนวโน้มต้นทุนพลังงานหมุนเวียนที่ต่ำลงมาก โดยพิจารณาร่วมกับต้นทุนระบบ กักเก็บพลังงานระยะยาว และไม่ทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในระยะยาวสูงขึ้น (2) ปรับเปลี่ยนการใช้พลังงานภาคขนส่งเป็นพลังงานไฟฟ้าสีเขียว ผ่านเทคโนโลยียานยนต์ไฟฟ้าตามนโยบาย 30@30 ช่วยเพิ่มความสามารถในการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกให้ได้ตามเป้าหมาย ปรับปรุงการใช้พลังงานภาคขนส่งให้มีประสิทธิภาพมากขึ้น และช่วยแก้ไขปัญหาภาวะฝุ่นละออง PM 2.5 โดยปัจจุบันคณะกรรมการนโยบายยานยนต์ไฟฟ้าแห่งชาติ ได้กำหนดนโยบายส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าในปี ค.ศ. 2030 ในสัดส่วนมากกว่าร้อยละ 30 ที่มีความสอดคล้องกับนโยบาย 30@30 อยู่แล้ว ซึ่งหากสามารถเร่งรัดดำเนินการตามเป้าหมายดังกล่าวจะทำให้สามารถเพิ่มสัดส่วนการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าทั้งหมดได้ในระยะต่อไป (3) ปรับเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานมากกว่าร้อยละ 30 ซึ่งเป็นแนวทางลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่ต้องดำเนินการเป็นลำดับแรกๆ โดยส่งเสริมการนำเทคโนโลยีและนวัตกรรมการบริหารจัดการพลังงานสมัยใหม่ช่วยเพิ่มประสิทธิภาพการบริหารจัดการพลังงาน จะช่วยให้สามารถบรรลุเป้าหมายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาพรวม ของภาคพลังงานได้เร็วยิ่งขึ้น และ (4) ปรับโครงสร้างกิจการพลังงานรองรับแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านพลังงาน ตามแนวทาง 4D1E ประกอบด้วย การลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในภาคพลังงาน (Decarbonization) การนำเทคโนโลยีดิจิทัลมาใช้ในการบริหารจัดการระบบพลังงาน (Digitalization) การกระจายศูนย์การผลิตพลังงานและโครงสร้างพื้นฐาน (Decentralization) การปรับปรุงกฎระเบียบรองรับนโยบายพลังงานสมัยใหม่ (Deregulation) และการเปลี่ยนรูปแบบการใช้พลังงานมาเป็นพลังงานไฟฟ้า (Electrification)

           5.2 กรอบการจัดทำแผนสู่การเปลี่ยนผ่านตามแนวทาง 4D1E ต้องวางแผนขับเคลื่อน การพัฒนาพลังงานทุกด้านให้สามารถนำไปปฏิบัติได้อย่างเป็นรูปธรรม ประกอบด้วย 5 ส่วนสำคัญ ดังนี้

           5.2.1 ด้านไฟฟ้า มุ่งเน้นการดำเนินการดังนี้ (1) เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าใหม่ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนรูปแบบต่างๆ ตามศักยภาพของประเทศ ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม พลังงานน้ำ พลังงานชีวมวล และพลังงานขยะ (2) ปรับลดสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลที่มีการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกสูง และการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเก่าที่มีประสิทธิภาพต่ำและต้นทุนการผลิตสูง รวมถึงยกเลิกการรับซื้อไฟฟ้าใหม่จากเชื้อเพลิงถ่านหิน โดยส่งเสริมการใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ซึ่งมีการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่ำกว่าเป็นเชื้อเพลิงเปลี่ยนผ่านไปสู่พลังงานสะอาด ร่วมกับการใช้เทคโนโลยีที่มีประสิทธิภาพสูงในการผลิตไฟฟ้า ทั้งนี้ สำหรับโรงไฟฟ้าถ่านหินแม่เมาะซึ่งอยู่ระหว่างพัฒนาโครงการ จะต้องดำเนินมาตรการช่วยบรรเทาการปล่อยก๊าซเรือนกระจกควบคู่กันไป เช่น การปลูกป่าทดแทน การติดตั้ง เครื่องดักจับและการกักเก็บคาร์บอน (Carbon Capture and Storage, CCS) เป็นต้น (3) พัฒนาเทคโนโลยีการใช้ประโยชน์และการกักเก็บคาร์บอน (Capture Utilization and Storage, CCUS) เพื่อกำจัดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในอากาศและนำมาใช้ประโยชน์ในกระบวนการผลิตทางอุตสาหกรรมอื่นๆ (4) พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานระบบไฟฟ้ายุคใหม่ (Grid Modernization) โดยบริหารจัดการระบบไฟฟ้าด้วยเทคโนโลยี Smart Grid พัฒนาการพยากรณ์และควบคุมระบบไฟฟ้าให้ทันสมัย เพื่อรองรับการเปลี่ยนผ่านเทคโนโลยี และพลังงานหมุนเวียนในระบบที่จะเพิ่มมากขึ้นโดยไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และสามารถบริหารจัดการการใช้พลังงานได้อย่างมีประสิทธิภาพ เช่น ระบบบริหารจัดการพลังงานอัจฉริยะ ระบบกักเก็บพลังงาน เป็นต้น (5) ผลิตพลังงานและโครงสร้างพื้นฐานแบบกระจายศูนย์ที่มีความยืดหยุ่นและทำงานร่วมกับการผลิตไฟฟ้านอกระบบที่จะเพิ่มขึ้นในอนาคตได้ เช่น ระบบการบริหารจัดการพลังงานไมโครกริด และระบบบริหารจัดการไมโครกริดของผู้ใช้ไฟฟ้าผ่านเทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน ตลอดจนศึกษาแนวทางปรับปรุงโครงสร้างกิจการไฟฟ้ารองรับการแข่งขันผ่านกลไกตลาดหรือรูปแบบการซื้อขายที่อาจเกิดขึ้นในอนาคต เช่น เทคโนโลยี Peer-to-Peer (P2P) และ Net–metering รวมทั้งปรับโครงสร้างราคา ค่าไฟฟ้ารองรับการเพิ่มขึ้นของแหล่งพลังงานกระจายศูนย์ และ (6) เปลี่ยนรูปแบบการใช้พลังงานมาเป็นพลังงานไฟฟ้าจากเทคโนโลยีและนวัตกรรมคาร์บอนต่ำ เช่น ส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้า และบริหารจัดการระบบผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้า

           5.2.2 ด้านก๊าซธรรมชาติ มุ่งเน้นการดำเนินการดังนี้ (1) ส่งเสริมการใช้ LNG ในภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่งแทนการใช้เชื้อเพลิงแข็ง น้ำมัน และถ่านหิน เพื่อลดการปลดปล่อย ก๊าซเรือนกระจกในภาพรวม (2) บริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในประเทศอย่างมีประสิทธิภาพ โดยพัฒนาระบบ การประเมินศักยภาพและกำกับดูแลทรัพยากรปิโตรเลียมให้ทันสมัย และบริหารจัดการการนำเข้า LNG จากต่างประเทศ เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่จะเพิ่มสูงขึ้นในอนาคต (3) พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติ เช่น ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ สถานีจัดเก็บและแปรสภาพ LNG รองรับการใช้ก๊าซธรรมชาติแบบกระจายศูนย์ที่อาจเกิดขึ้นจากส่งเสริมการใช้ LNG เป็นเชื้อเพลิงทดแทน และกำกับดูแลคุณภาพการให้บริการและมาตรฐานความปลอดภัย และ (4) เปิดเสรีกิจการก๊าซธรรมชาติเพื่อส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันและเพิ่มประสิทธิภาพของระบบ โดยปรับปรุงกฎระเบียบที่เป็นอุปสรรคต่อการมีผู้ให้บริการหลายราย และพัฒนาโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้โปร่งใส เป็นธรรม สะท้อนต้นทุน และส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันอย่างเต็มรูปแบบ

           5.2.3 ด้านน้ำมัน มุ่งเน้นการดำเนินการดังนี้ (1) ปรับปรุงมาตรฐานโรงกลั่นน้ำมัน ให้มีคุณภาพน้ำมันเทียบเท่า EURO 5 และ EURO 6 ของยุโรป เพื่อลดระดับการปลดปล่อยสารพิษจากการ เผาไหม้เชื้อเพลิงออกสู่บรรยากาศ (2) ส่งเสริมการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงคาร์บอนต่ำและเชื้อเพลิงชีวภาพภาคขนส่งในสัดส่วนที่เหมาะสม ร่วมกับการบริหารจัดการต้นทุนเชื้อเพลิงชีวภาพอย่างมีประสิทธิภาพ และปรับโครงสร้างราคาน้ำมันให้สะท้อนต้นทุนและไม่กระทบต่อภาระประชาชน (3) พัฒนาการจัดทำระบบการควบคุมกำกับดูแลและเก็บข้อมูลด้านน้ำมันเชื้อเพลิงด้วยเทคโนโลยีดิจิทัลที่ทันสมัย และพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านน้ำมัน เช่น คลังน้ำมัน ท่อส่งน้ำมัน การขนส่งทางรางให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม รวมทั้งมีการกำกับดูแลความปลอดภัย ที่ได้มาตรฐานสากล และ (4) ส่งเสริมการปรับเปลี่ยนรูปแบบการใช้พลังงานในภาคเศรษฐกิจต่างๆ เป็นไฟฟ้า เช่น ส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าในภาคขนส่ง ร่วมกับการบริหารจัดการอุตสาหกรรมน้ำมันเชื้อเพลิง การใช้ LPG และ NGV เพื่อรองรับการเปลี่ยนผ่าน ตลอดจนส่งเสริมให้เปลี่ยนการใช้ LPG ภาคครัวเรือนเป็นเตาไฟฟ้า

           5.2.4 ด้านพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก มุ่งเน้นดำเนินการดังนี้ (1) ประเมินศักยภาพพลังงานหมุนเวียน และศักยภาพการเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของประเทศใหม่ ให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้า โดยในส่วนของพลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานลมต้องคำนึงถึงศักยภาพตามธรรมชาติที่ขึ้นกับลักษณะภูมิประเทศและภูมิอากาศ พลังงานชีวมวลและพลังงานขยะต้องสอดคล้องกับศักยภาพเชื้อเพลิงของแต่ละพื้นที่ และพลังงานน้ำจำเป็นต้องพิจารณารับซื้อจากประเทศเพื่อนบ้านที่มีศักยภาพและความพร้อมในการพัฒนาโครงการ เนื่องจากมีข้อจำกัดด้านผลกระทบสิ่งแวดล้อมและการยอมรับของประชาชนในประเทศ (2) ส่งเสริมและพัฒนากลไกการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนแบบกระจายศูนย์ ได้แก่ การผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนระดับชุมชน เพื่อยกระดับคุณภาพชีวิตเกษตรกรและส่งเสริมเศรษฐกิจฐานราก การส่งเสริมการใช้เทคโนโลยีไมโครกริดร่วมกับการผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (3) จัดทำแพลตฟอร์มและพัฒนา ศูนย์ข้อมูลการควบคุมพลังงานหมุนเวียน (RE Control Center) ด้วยระบบดิจิทัล ทั้งส่วนที่ติดตั้งอยู่ในระบบสายส่งและพื้นที่ห่างไกลนอกระบบแต่มีศักยภาพ เพื่อให้การบริหารจัดการพลังงานหมุนเวียนและการผลิตไฟฟ้าของประเทศมีประสิทธิภาพและความมั่นคง (4) กำหนดมาตรการส่งเสริมให้เกิดการลงทุนในพลังงานหมุนเวียนมากขึ้น เพื่อสร้างความเชื่อมั่นกับนักลงทุนต่างชาติทั้งปัจจุบันและรายใหม่ โดยกำหนดราคารับซื้อพลังงานสะอาด และปรับปรุงกฎระเบียบให้ส่งเสริมและสร้างแรงจูงใจในการลงทุนและเลือกใช้พลังงานสะอาด และ (5) ส่งเสริมการลงทุนในตลาดเทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียน พัฒนาตลาดชีวมวลเพื่อการผลิตไฟฟ้าและความร้อนเพื่อเป็นประเทศฐานของเศรษฐกิจชีวภาพ ศึกษาและพัฒนาการใช้ไฮโดรเจน เปลี่ยนเชื้อเพลิงชีวภาพไปสู่เชื้อเพลิงชีวภาพสำหรับอากาศยาน (Biojet) และการใช้งานอุตสาหกรรมปิโตรเคมี

           5.2.5 ด้านการอนุรักษ์พลังงาน มุ่งเน้นดำเนินการดังนี้ (1) กำหนดเป้าหมายการเพิ่มประสิทธิภาพใหม่ โดยพัฒนามาตรการส่งเสริมการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานให้ครอบคลุมทุกภาคส่วน เช่น เกณฑ์มาตรฐานการใช้พลังงานในอาคาร เกณฑ์มาตรฐานอนุรักษ์พลังงานสำหรับผู้ผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า รวมถึงปรับปรุงกฎระเบียบและกำหนดมาตรการเพื่อให้เกิดกลไกตลาดส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานและธุรกิจบริษัทจัดการพลังงาน (Energy Service Company, ESCO) (2) ส่งเสริมการลงทุนในตลาดเทคโนโลยีการเพิ่มประสิทธิภาพพลังงาน ส่งเสริมให้เกิดอุตสาหกรรมสีเขียว รวมถึงเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานในบ้านและอาคารโดยใช้ระบบบริหารจัดการพลังงานอัจฉริยะ และ (3) พัฒนาเทคโนโลยีเพื่อบริหารจัดการการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ และรองรับเทคโนโลยีการใช้พลังงานยุคใหม่ เช่น ดิจิทัลแพลตฟอร์มเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ระบบบริหารจัดการพลังงานอัจฉริยะ และแพลตฟอร์มการบริหารข้อมูลการใช้ยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานรองรับการใช้พลังงานที่มีประสิทธิภาพในอนาคต เช่น โครงสร้างพื้นฐานสถานี อัดประจุไฟฟ้าเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้าอย่างเพียงพอ เป็นต้น

           5.3 กระบวนการจัดทำแผนพลังงานชาติคาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จภายในปี 2565 โดยมีกรอบการดำเนินการ ดังนี้ (1) นำเสนอกรอบแผนพลังงานชาติเพื่อขอความเห็นชอบจาก กพช. ในช่วง ต้นเดือนสิงหาคม 2564 (2) จัดกระบวนการรับฟังความคิดเห็นกรอบแผนพลังงานชาติจากภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง ทั้งภาครัฐ ประชาชน เอกชน นักวิชาการ และผู้สนใจทั่วไป ในช่วงระหว่างเดือนสิงหาคม ถึงตุลาคม 2564 (3) นำความเห็นจากการรับฟังความคิดเห็นไปประกอบการจัดทำแผนพลังงาน 5 แผนภายใต้แผนพลังงานชาติ ได้แก่ ด้านไฟฟ้า ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก และอนุรักษ์พลังงาน เพื่อประกอบเป็นร่างแผนพลังงานชาติ ในช่วงระหว่างเดือนตุลาคม 2564 ถึงไตรมาส 1 ปี 2565 (4) จัดกระบวนการ รับฟังความคิดเห็นร่างแผนพลังงานชาติ ในช่วงไตรมาส 2 ปี 2565 และ (5) นำเสนอร่างแผนพลังงานชาติ เพื่อขอความเห็นชอบจาก กพช. ในช่วงไตรมาส 3 ปี 2565 ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานมีข้อเสนอการดำเนินการระยะเร่งด่วนเพื่อให้ประเทศไทยสามารถขับเคลื่อนการดำเนินงานได้ตามเป้าหมายในการลดการปลดปล่อย ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ภายในปี ค.ศ. 2065-2070 รวมทั้งเพื่อแสดงถึงจุดยืนและการเตรียมการ ของประเทศให้รองรับแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านระบบเศรษฐกิจสู่เป้าหมายดังกล่าวต่อกลุ่มประเทศคู่ค้าทั้งระดับภูมิภาคและระดับโลก ตลอดจนเพื่อเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันและดึงดูดการลงทุนจากประเทศ ที่มีนโยบายมุ่งเน้นการใช้พลังงานสะอาดในช่วง 10 ปีข้างหน้า ดังนี้ (1) จัดทำแผนพลังงานชาติภายใต้กรอบนโยบายที่ทำให้ภาคพลังงานขับเคลื่อนภาคเศรษฐกิจให้รองรับแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านสู่การปลดปล่อย ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ได้ในระยะยาว โดยครอบคลุมการขับเคลื่อนพลังงานทั้ง 5 ด้าน ภายใต้แผนพลังงานชาติ (2) พิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดรูปแบบต่างๆ และลดสัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลในช่วง 10 ปีข้างหน้า คือ พ.ศ. 2564 – 2573 ภายใต้แผน PDP2018 rev.1 ตามความเหมาะสม เพื่อให้มีการผลิตไฟฟ้าผูกพันเชื้อเพลิงฟอสซิลเท่าที่จำเป็นและสามารถรองรับการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดได้ในระยะยาว โดยคำนึงถึงต้นทุนและความก้าวหน้าทางเทคโนโลยีเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ต้องนำหลักการวางแผนเชิงความน่าจะเป็น ได้แก่ โอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (LOLE) มาเป็นเกณฑ์แทนกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองซึ่งไม่สามารถวิเคราะห์ผลความไม่แน่นอนของพลังงานหมุนเวียนได้ เพื่อให้การประเมินและวางแผนความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศมีความแม่นยำมากขึ้น และ (3) ปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานระบบสายส่ง และจำหน่ายไฟฟ้าให้มีความยืดหยุ่น มีประสิทธิภาพ และครอบคลุมพื้นที่ศักยภาพของพลังงานหมุนเวียนรูปแบบต่างๆ เพื่อรองรับกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่จะเพิ่มขึ้นในอนาคต และตอบสนองต่อ การผลิตไฟฟ้าได้อย่างทันท่วงทีโดยไม่กระทบกับความมั่นคงของประเทศ

           6. เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป โดยมีข้อสังเกตประกอบการจัดทำแผนพลังงานชาติ ดังนี้ (1) การพิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดรวมถึงการรับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำจากประเทศเพื่อนบ้าน ควรคำนึงถึงผลกระทบค่าไฟฟ้า ความคุ้มค่าทางเศรษฐกิจ และความมั่นคงทางพลังงาน โดยอาจพิจารณาเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนที่ใช้เชื้อเพลิง ก๊าซชีวภาพหรือชีวมวลจากวัสดุเหลือทิ้งทางการเกษตร เช่น ใบอ้อย ฟางข้าว รวมถึงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนหรือขยะอุตสาหกรรมที่ช่วยแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อม โดยควรคำนึงถึงการประเมินวัฏจักรชีวิตของผลิตภัณฑ์ (Life Cycle Analysis, LCA) และการบริหารจัดการซากแผงโซลาร์เซลล์และแบตเตอรี่ยานยนต์ไฟฟ้าที่หมดอายุ เพื่อไม่เป็นการเพิ่มขยะสู่สิ่งแวดล้อมในอนาคต (2) แนวนโยบายของแผนพลังงานชาติควรมีการประเมินศักยภาพพลังงานหมุนเวียนของประเทศ รวมทั้งพิจารณาสัดส่วนของพลังงานหมุนเวียนต่อความต้องการพลังงานภาพรวม ของประเทศนอกเหนือจากพลังงานหมุนเวียนด้านไฟฟ้าด้วย โดยกำหนดเป้าหมายไว้ในแผนพลังงานชาติ ที่จะจัดทำต่อไป (3) การปรับเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานตามแนวนโยบายของแผนพลังงานชาติ ควรส่งเสริมให้มีการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานในภาครัฐ โดยมีโครงการ ESCO สำหรับภาครัฐเพื่อสร้างการลงทุนและกระตุ้นเศรษฐกิจ และ (4) ควรมีมาตรการบรรเทาการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สำหรับโรงไฟฟ้าหรือโครงการที่ใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลอื่นทั้งหมดนอกเหนือจากเชื้อเพลิงถ่านหิน และควรหารือหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้อง เช่น ธนาคารภาครัฐ เพื่อกำหนดมาตรการสนับสนุนด้านการเงินแก่โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ให้สามารถดำเนินการได้เพื่อเป็นการกระตุ้นเศรษฐกิจหลังช่วงโควิด

มติของที่ประชุม

        1. เห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ และมอบหมายกระทรวงพลังงานจัดทำแผนพลังงานชาติ ตามกรอบการดำเนินการ โดยให้รับข้อสังเกตของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ไปประกอบการจัดทำแผนพลังงานชาติต่อไป

        2. มอบหมายให้ กบง. บริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ให้สอดคล้องกับข้อเสนอการดำเนินการระยะเร่งด่วน เพื่อเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ได้ตามเป้าหมายที่กำหนดไว้ในยุทธศาสตร์ระยะยาวของประเทศ

        3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับ 3 การไฟฟ้า เพื่อติดตามความคืบหน้าในการปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าของประเทศ เพื่อรองรับปริมาณกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่จะเพิ่มมากขึ้นในช่วงการเปลี่ยนผ่านไปสู่ระบบเศรษฐกิจ neutral-carbon economy ได้ในระยะยาว โดยไม่ให้มีผลกระทบต่อความมั่นคงของประเทศ

        4. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม เพื่อศึกษาและดำเนินการออกมาตรการที่ช่วยบรรเทาการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สำหรับโรงไฟฟ้าหรือโครงการที่ใช้เชื้อเพลิงถ่านหิน เช่น การปลูกป่าทดแทน การติดตั้งเครื่องการดักจับและการกักเก็บคาร์บอน(Carbon Capture and Storage: CCS) เป็นต้น เพื่อช่วยขับเคลื่อนให้บรรลุเป้าหมายในการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2065-2070 ทั้งนี้ ต้องได้รับความช่วยเหลือทางด้านนโยบายการเงินและเทคโนโลยีจากกลุ่มประเทศ G7

        5. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับกระทรวงอุตสาหกรรม เพื่อกำหนดแนวทางนโยบายส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้า (EV) แทนการใช้รถยนต์ที่ใช้เครื่องยนต์สันดาปภายใน และเปลี่ยนแปลงการใช้พลังงานในภาคอุตสาหกรรมจากเชื้อเพลิงถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ

เรื่องที่ 3 การขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว

สรุปสาระสำคัญ

           1. เมื่อวันที่ 22 มีนาคม 2564 สำนักเลขาธิการนายกรัฐมนตรี ได้มีหนังสือถึงรองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รอง นรม. และ รมว.พน.) แจ้งว่า นายทองลุน สีสุลิด นายกรัฐมนตรีสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว ได้มีหนังสือถึงนายกรัฐมนตรีเพื่อขอรับการสนับสนุนจากไทยในการรักษาเสถียรภาพด้านเศรษฐกิจของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) ซึ่งนายกรัฐมนตรีได้มีบัญชาให้ รอง นรม. และ รมว.พน. พิจารณาเรื่องดังกล่าว และเชิญหน่วยงานที่เกี่ยวข้องประชุมหารือ เพื่อประเมินสถานการณ์และกำหนดท่าทีในการบูรณาการการให้ความช่วยเหลือแก่ สปป.ลาว อย่างเหมาะสม โดยเมื่อวันที่ 31 มีนาคม 2564 รอง นรม. และ รมว.พน. ได้ประชุมหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่รัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลัง ปลัดกระทรวงพลังงาน (ปพน.) ผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ผู้แทนสำนักงานบริหารหนี้สาธารณะ ผู้แทนสำนักงานความร่วมมือพัฒนาเศรษฐกิจกับประเทศเพื่อนบ้าน (องค์การมหาชน) และผู้แทนธนาคารเพื่อการส่งออกและนำเข้าแห่งประเทศไทย เพื่อประเมินสถานการณ์และกำหนดท่าทีในการบูรณาการการช่วยเหลือแก่ สปป. ลาว อย่างเหมาะสมตามข้อสั่งการของ นรม. ต่อมาเมื่อวันที่ 8 เมษายน 2564 กระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป.ลาว ได้มีหนังสือแจ้งความประสงค์จะเสนอขายไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำจำนวน 5 โครงการ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวม 4,200 เมกะวัตต์ (MW) และขอให้พิจารณาขยายปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป.ลาว เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว (MOU) เพื่อรองรับข้อเสนอขายไฟฟ้าดังกล่าว ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 21 พฤษภาคม 2564 รอง นรม. และ รมว.พน. ได้ประชุมหารือทวิภาคีร่วมกับนายดาววง พอนแก้ว รัฐมนตรีกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป.ลาว โดย สปป.ลาว ได้แจ้งความประสงค์จะขอขยายกรอบ MOU จาก 9,000 เป็น 11,000 MW ซึ่ง รอง นรม. และ รมว.พน. รับทราบความประสงค์ดังกล่าว และมอบหมายให้ ปพน. ตั้งคณะทำงานเพื่อหารือร่วมกับปลัดกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป.ลาว พิจารณาถึงปริมาณที่เหมาะสมในการขยายกรอบ MOU และพิจารณาร่าง MOU ฉบับใหม่ เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป

           2. รัฐบาลไทยและรัฐบาล สปป.ลาว มีความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าผ่านการซื้อขายไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าที่พัฒนาขึ้นใน สปป.ลาว เชื่อมโยงผ่านระบบส่งไฟฟ้าระหว่างประเทศ โดยปัจจุบันมีกรอบปริมาณความร่วมมือการซื้อขายไฟฟ้าจำนวน 9,000 MW โดยมีสถานภาพการซื้อขายไฟฟ้า ดังนี้ ส่วนที่ 1 โครงการที่จ่ายไฟฟ้าแล้ว 5,421 MW ประกอบด้วย (1) โครงการเทิน-หินบุน ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 214 MW วันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) มีนาคม 2541 (2) โครงการห้วยเฮาะ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 126 MW COD กันยายน 2542 (3) โครงการน้ำเทิน 2 ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 948 MW COD เมษายน 2553 (4) โครงการน้ำงึม 2 ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 597 MW COD มีนาคม 2554 (5) โครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 220 MW COD ธันวาคม 2555 (6) โครงการหงสาลิกไนต์ Unit 1 ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 491 MW COD 1 มิถุนายน 2558 และ Unit 2 ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 491 MW COD 2 พฤศจิกายน 2558 (7) โครงการหงสาลิกไนต์ Unit 3 ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 491 MW COD มีนาคม 2559 (8) โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 354 MW COD กันยายน 2562 (9) โครงการน้ำเงี๊ยบ 1 ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 269 MW COD กันยายน 2562 และ (10) โครงการไซยะบุรี ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 1,220 MW COD ตุลาคม 2562 และส่วนที่ 2 โครงการที่ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้ว และอยู่ระหว่างการก่อสร้าง 514 MW ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 1 ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 514 MW กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) พฤษภาคม 2565 รวมปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน 5,935 MW คงเหลือปริมาณไฟฟ้า ที่สามารถรับซื้อเพิ่มเติมจาก สปป.ลาว ได้อีกประมาณ 3,065 MW;

           3.นโยบายและหลักการพิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน มีดังนี้ ส่วนที่ 1หลักการและเหตุผล ประกอบด้วย (1) เป็นทางเลือกหนึ่งในการจัดหาพลังงานไฟฟ้าของประเทศไทย ในกรณีที่ไม่สามารถสร้างโรงไฟฟ้าเพิ่มเติมในประเทศได้ (2) ช่วยแบ่งเบาภาระการจัดหาไฟฟ้าในประเทศในระยะยาวภายใต้ราคารับซื้อไฟฟ้าคงที่ตลอดระยะเวลาที่ทำการตกลงในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยราคารับซื้อไฟฟ้าจะต้องไม่สูงกว่าราคาที่ผลิตได้เองในประเทศ และ (3) เป็นการเสริมสร้างความสัมพันธ์อันดีระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน และส่วนที่ 2 เงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าระหว่างประเทศ โดยการศึกษาความเหมาะสมของหลักเกณฑ์สัดส่วนการซื้อขายไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านของประเทศไทย ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) พบว่าการพึ่งพาการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพียงประเทศเดียวจะทำให้เกิดความเสี่ยงสูง ดังนั้น หากกระจายการรับซื้อไฟฟ้าจากหลายประเทศจะทำให้เกิดความเสี่ยงลดลง ส่งผลให้สัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากหลายประเทศมีปริมาณมากกว่าการรับซื้อไฟฟ้าจากเพียงประเทศเดียว ทั้งนี้ ได้กำหนดหลักเกณฑ์สัดส่วนการซื้อขายไฟฟ้า จากประเทศเพื่อนบ้าน ดังนี้ การรับซื้อไฟฟ้าจาก 1 ประเทศ 2 ประเทศ 3 ประเทศ และ 4 ประเทศ ให้มีสัดส่วนปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่เกินร้อยละ 13 ร้อยละ 25 ร้อยละ 33 และร้อยละ 38 ของกำลังผลิตทั้งหมด ตามลำดับ

           4. การพิจารณาปรับเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้กรอบ MOU มีการดำเนินการมาโดยลำดับ ดังนี้ เมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2564 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ได้พิจารณาข้อเสนอการขายไฟฟ้าและปริมาณรับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมเพื่อประกอบการเจรจาขยายกรอบ MOU ตามที่ สปป.ลาว เสนอ โดยพิจารณาถึงเงื่อนไขตามการศึกษาความเหมาะสมของหลักเกณฑ์สัดส่วนการซื้อขายไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านของประเทศไทย ซึ่งกำหนดว่าหากรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ 1 ประเทศ สัดส่วนปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่ควรเกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด เพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้า โดย ณ ปลายแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ปี 2580 จะสามารถปรับเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้กรอบ MOU ได้อีกไม่เกิน 2,111 MW หรือเทียบเท่ากับการขยายกรอบ MOU เป็น 11,111 MW และได้มีมติเห็นควรกำหนดการขยายกรอบ MOU เป็น 10,200 MW เพื่อนำไปประกอบการเจรจาขยายกรอบ MOU กับ สปป.ลาว ต่อไป ทั้งนี้ กระทรวงพลังงาน (พน.) ได้แต่งตั้งคณะทำงานพิจารณากรอบบันทึกความเข้าใจความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าในสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (ฝ่ายไทย) (คณะทำงานฯ) โดยมี ปพน. เป็นประธาน และมีผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ ประกอบด้วย กรมสนธิสัญญาและกฎหมาย กระทรวงการต่างประเทศ สนพ. กฟผ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เป็นคณะทำงาน และผู้อำนวยการกองการต่างประเทศ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นเลขานุการคณะทำงานฯ เพื่อหารือร่วมกับ สปป.ลาว และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ให้ได้ข้อสรุปในรายละเอียดการขยายกรอบ MOU ที่เห็นพ้องร่วมกันทั้งสองฝ่าย และจัดทำรายละเอียดเนื้อหา MOU ให้มีความเหมาะสมสอดคล้องกับสถานการณ์และนโยบายที่เกี่ยวข้องของ พน. โดย พน. ได้มีหนังสือถึง สปป.ลาว เพื่อส่งร่าง MOU ที่มีการปรับแก้อย่างเป็นทางการให้ สปป.ลาว พิจารณา ซึ่งต่อมากระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป.ลาว ได้มีหนังสือแจ้งผลการพิจารณาร่าง MOU ว่าเห็นด้วยกับการปรับเพิ่มถ้อยคำของฝ่ายไทยในประเด็นความร่วมมือเพื่อผลักดันแนวทางลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (Decarbonization) และส่งเสริมให้เกิดการใช้พลังงานสะอาด เพื่อนำไปสู่เป้าหมายการเปลี่ยนแปลงด้านพลังงานร่วมกันทั้งสองประเทศ และขอให้พิจารณาเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าในร่าง MOU จาก 10,200 MW เป็น 10,500 MW หรือ 11,000 MW รวมทั้งรับทราบและเห็นด้วยกับหลักการการพิจารณาโครงการของฝ่ายไทย

           5. เมื่อวันที่ 22 กรกฎาคม 2564 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้พิจารณาข้อเสนอการขยายกรอบ MOU ของ สปป. ลาว และได้มีมติเห็นชอบการขยายกรอบ MOU เป็น 10,500 MW เนื่องจากปริมาณดังกล่าวไม่เกินเกณฑ์ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 1 ประเทศ ในสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด ณ ปลายแผน PDP2018 Rev.1 จึงไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ ทั้งนี้ การพิจารณาโครงการตามข้อเสนอของ สปป.ลาว ภายใต้กรอบดังกล่าว ฝ่ายไทยจะเป็นผู้คัดเลือกโครงการ ซึ่งโครงการจะต้องสอดคล้องและเป็นไปตามหลักเกณฑ์ของคณะอนุกรรมการประสานฯ รวมทั้งจะต้องคำนึงถึงผลกระทบด้านสังคม เขตแดน และสิ่งแวดล้อม โดยให้นำข้อสังเกตของคณะอนุกรรมการประสานฯ เสนอต่อคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ประกอบการพิจารณาการขยายกรอบ MOU ดังนี้ (1) การพิจารณาขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จะต้องพิจารณาผลกระทบต่อความมั่นคงต่อระบบไฟฟ้าในการรับซื้อจาก 1 ประเทศ ซึ่งกำหนดสัดส่วนไม่ให้เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (2) การพิจารณาโครงการตามข้อเสนอของ สปป.ลาว ฝ่ายไทยจะเป็นผู้คัดเลือกโครงการ ซึ่งโครงการจะต้องสอดคล้องและเป็นไปตามหลักเกณฑ์ของคณะอนุกรรมการประสานฯ รวมทั้งจะต้องคำนึงถึงผลกระทบด้านสังคม เขตแดน และสิ่งแวดล้อม (3) โครงการที่ สปป.ลาว เสนอมาส่วนใหญ่เป็นโครงการ เขื่อนแบบน้ำไหลผ่าน (Run of river) ที่ตั้งอยู่บนลำน้ำโขงสายประธาน หากเกิดปัญหาภัยแล้ง ลำน้ำโขงไม่มีน้ำ หรือประเทศจีนกักเก็บน้ำ อาจส่งผลกระทบต่อการผลิตไฟฟ้าของโครงการที่อยู่บนลำน้ำโขงทั้งหมด รวมทั้งอาจส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้าประเทศไทยได้ จึงควรเสนอให้ สปป.ลาว มีแผนบริการจัดการน้ำในช่วงฤดูแล้งเพื่อให้สามารถผลิตไฟฟ้าส่งให้ประเทศไทยได้ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และ (4) ใน MOU มีถ้อยคำและบริบทที่ก่อให้เกิดพันธกรณีภายใต้ข้อบังคับของกฎหมายระหว่างประเทศ ดังนั้น MOU ดังกล่าวจึงถือเป็นสนธิสัญญาตามกฎหมายระหว่างประเทศและหนังสือสัญญาตามมาตรา 178 ของรัฐธรรมนูญไทย ที่จะต้องได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีก่อนลงนาม

           6. เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2564 กบง. ได้พิจารณาข้อเสนอการขยายกรอบ MOU ของ สปป. ลาว ซึ่งที่ประชุมเห็นว่าปริมาณการขยายกรอบ MOU เป็น 10,500 เมกะวัตต์ ไม่เกินเกณฑ์ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 1 ประเทศ ในสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด ณ ปลายแผน PDP2018 Rev.1 จึงไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ และการขยายกรอบ MOU เป็นการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังงานน้ำจาก สปป.ลาว ซึ่งเป็นการดำเนินการที่สอดคล้องกับทิศทางด้านพลังงานโลกที่มุ่งเน้นพลังงานสะอาด ลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ของประเทศเพื่อมุ่งสู่แนวทางการขับเคลื่อนเศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำ อีกทั้งยังเป็นการให้ความช่วยเหลือแก่ สปป.ลาว ที่ขอรับการสนับสนุนจากไทยในการรักษาเสถียรภาพด้านเศรษฐกิจ จึงได้มีมติเห็นชอบการขยายกรอบ MOU จาก 9,000 MW เป็น 10,500 MW และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อ กพช.พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

มติของที่ประชุม

        1. รับทราบข้อเสนอของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) ในการขอให้พิจารณาขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าในบันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป.ลาว เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว (MOU)

        2. ให้กระทรวงพลังงาน และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการตามกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป.ลาว เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว ฉบับปัจจุบัน ทั้งนี้ ในอนาคตหากมีความจำเป็นต้องขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจดังกล่าว ให้กระทรวงพลังงานเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาอีกครั้ง

เรื่องที่ 4 ปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2564 - 2566 เพื่อรองรับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2

สรุปสาระสำคัญ

           1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2564 คณะรัฐมนตรี ได้มติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียดต่อไป โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) พิจารณาปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และให้นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. เพื่อพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ในระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้กำกับดูแล และมอบหมาย กบง. เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรมต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2564 ชธ. และ ปตท. ได้นำเสนอปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2564 - 2566 เพื่อรองรับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ต่อคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 เพื่อทราบ

           2. การพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2564 – 2566 ประกอบด้วย 3 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 ปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 พิจารณาจากกรณี Business As Usual (BAU) ตามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (DCQ) คาดการณ์โดย ปตท. ซึ่งในส่วนของภาคการผลิตไฟฟ้าอ้างอิงตามแผน การเดินเครื่องโรงไฟฟ้า (Operation Plan) ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ที่มีการปรับปรุงข้อมูลล่าสุด ฉบับเดือนมีนาคม 2564 สำหรับคาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติปี 2564 - 2565 และฉบับเดือนพฤศจิกายน 2563 สำหรับคาดการณ์ปี 2566 ทั้งนี้ สรุปปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 อยู่ที่ 4,460 4,418 และ 4,514 พันล้านบีทียูต่อวัน ตามลำดับ ส่วนที่ 2 ปริมาณการจัดหา ก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 พิจารณาจากกรณี BAU ตามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (DCQ) ที่มีสัญญา อยู่ในปัจจุบัน จากแหล่งก๊าซในประเทศทั้งแหล่งในอ่าวไทยและแหล่งบนบก การนำเข้าก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งก๊าซในประเทศเมียนมา และการนำเข้า LNG ตามสัญญาระยะยาวจำนวน 4 สัญญา สรุปปริมาณ การจัดหาก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 อยู่ที่ 4,271 4,163 และ 4,069 พันล้านบีทียูต่อวัน ตามลำดับ และส่วนที่ 3 ความสามารถในการนำเข้า LNG พิจารณาจากข้อมูลคาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ และการจัดหาก๊าซธรรมชาติกรณี BAU ตามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (DCQ) พบว่าปริมาณความสามารถ ในการนำเข้า LNG โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay เพื่อรองรับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขัน ในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ปี 2564 - 2566 อยู่ที่ 1.28 1.74 และ 3.02 ล้านตัน ตามลำดับ ทั้งนี้ ในเดือนมกราคม ถึงเดือนกรกฎาคม 2564 ปตท. ได้นำเข้า Spot LNG แล้วจำนวน 10 ลำเรือ คิดเป็น 0.80 ล้านตัน จึงทำให้มีปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG คงเหลืออยู่ที่ 0.48 1.74 และ 3.02 ล้านตัน ตามลำดับ

           3. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2564 กบง. ได้พิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2564 – 2566 เพื่อรองรับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ดังกล่าว และได้มีมติเห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG ที่ไม่กระทบต่อ Take or Pay สำหรับปี 2564 -2566 เท่ากับ 0.48 1.74 และ 3.02 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ โดยหากพบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG มีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นจากตัวเลขดังกล่าว ให้ ชธ. และ ปตท. เสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาทบทวน รวมทั้งได้รับทราบการมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้ดำเนินการจัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG ตามโครงสร้างของกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 คือ Regulated Market และ Partially Regulated Market สำหรับ New Demand และกำหนดหลักเกณฑ์ในการนำเข้าของ Shipper รวมทั้งกำกับดูแลต่อไป

มติของที่ประชุม

        1. เห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG ที่ไม่กระทบต่อ Take or Pay สำหรับปี 2564 -2566 เท่ากับ 0.48 1.74 และ 3.02 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ ทั้งนี้ หากพบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG มีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นจากตัวเลขดังกล่าว ให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาทบทวน

        2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้ดำเนินการจัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG ตามโครงสร้างของกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 คือ Regulated Market และ Partially Regulated Market สำหรับ New Demand และกำหนดหลักเกณฑ์ในการนำเข้าของ Shipper รวมทั้งกำกับดูแลต่อไป

        3. ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับความเห็นของประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปดำเนินการต่อไป

เรื่องที่ 5 โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2

สรุปสาระสำคัญ

           1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด รวมทั้งมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรมต่อไป โดยสาระสำคัญที่เกี่ยวข้องกับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ประกอบด้วย 2 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 การกำหนดโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 แบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม คือ (1) กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ตามแนวทางที่ กบง. และ กพช. กำหนด (Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Old Supply และผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) ที่จัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) เพื่อนำมาใช้กับภาคไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบ และ (2) กลุ่มที่จัดหา LNG เพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าที่ไม่ได้ขายไฟฟ้าเข้าระบบ ภาคอุตสาหกรรมและกิจการของตนเอง (Partially Regulated Market) โดยให้ กกพ. ทำหน้าที่กำกับดูแลปริมาณและคุณภาพการให้บริการ และส่วนที่ 2 การกำหนดหลักการสำหรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ โดยกำหนดให้ (1) ราคาก๊าซธรรมชาติประกอบด้วย ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ ค่าบริการสถานี LNG ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ (2) อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รายใหม่ต้องไปจองใช้บริการท่อก๊าซธรรมชาติจากผู้บริหารระบบส่งและศูนย์ควบคุมการส่งก๊าซธรรมชาติ (TSO) ให้คำนวณเฉพาะค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบกเท่านั้น โดยไม่รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล และ (3) มอบหมายให้ กกพ. ไปดำเนินการกำหนดและทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป

           2. โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติปัจจุบัน ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ที่ กกพ. เสนอ มีรายละเอียดดังนี้ Wy = WH + S+ T โดยที่ Wy คือ ราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติไปยังกลุ่มลูกค้า โดย y คือ กลุ่มลูกค้า เช่น การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ (GSP) และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ เป็นต้น WH คือ ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย ซึ่งคำนวณแบบถ่วงน้ำหนักตามค่าความร้อนของราคาเนื้อก๊าซ ที่ Shipper รับซื้อจากผู้ผลิตและ/หรือผู้ขาย มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ที่บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป็นผู้จัดหา ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG ที่จัดหาโดย ปตท. ซึ่งรวมค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซของสถานี LNG แล้ว S คือ อัตราค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติซึ่งกำหนดอัตราตามกลุ่มประเภทของลูกค้า ประกอบด้วย S1 คือ ค่าใช้จ่ายในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ รวมค่าตอบแทนในการดำเนินการ และ S2 คือ ค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซและการส่งก๊าซให้ได้ตามปริมาณที่กำหนด ภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่างผู้ผลิตหรือผู้ค้าก๊าซ (LNG Supplier) กับ Shipper และสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง Shipper กับผู้ใช้ก๊าซ รวมถึงค่าความเสี่ยงอื่นๆ และ T คือ อัตราค่าบริการในการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย Td คือ อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge) และ Tc คือ อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge)

           3. ข้อเสนอโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามที่ กกพ. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2564 และวันที่ 21 กรกฎาคม 2564 รวมทั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 23 กรกฎาคม 2564 และ กบง. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2564 โดยให้นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป ประกอบด้วยสาระสำคัญ 4 ส่วน ดังนี้

           3.1 โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ จำแนกเป็น 3 กลุ่ม ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 ดังนี้ กลุ่มที่ 1 ราคาก๊าซธรรมชาติที่ขายให้กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) ราคาเฉลี่ยก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (2) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และ (3) ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลพื้นที่ (Zone) 1 กลุ่มที่ 2 ราคาก๊าซธรรมชาติที่ Shipper ปตท. ขายให้กลุ่ม Old Supply ประกอบด้วย (1) ราคาเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยหลังโรงแยกก๊าซ โดยรวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา ณ ชายแดน และ LNG โดยรวมค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ (Pool Gas) (2) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และ (3) ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก พื้นที่ 2 ถึงพื้นที่ 4 ทั้งนี้ สำหรับโรงไฟฟ้าน้ำพอง ประกอบด้วย (1) ราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซให้เป็นไปตามที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทาน (2) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และ (3) ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ บนบกพื้นที่ 5 และกลุ่มที่ 3 ราคาก๊าซธรรมชาติที่ New Shipper ขายไฟฟ้าเข้าระบบใน Regulated Market ประกอบด้วย (1) ราคา LNG (2) ค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ (3) ค่าบริการ ในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และ (4) ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก พื้นที่ 3 โดยการกำกับราคา เนื้อก๊าซธรรมชาติแต่ละแหล่งอยู่ภายใต้การดูแลจากภาคนโยบายตามราคาสัมปทานของผู้ผลิตแต่ละแหล่ง และการเปลี่ยนแปลงดัชนีอ้างอิงในตลาดโลก สำหรับการกำกับดูแลอัตราค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และอัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติเมื่อมี การนำเนื้อก๊าซเข้ามาในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จะอยู่ภายใต้การกำกับดูแลตามมาตรา 64 และมาตรา 65 ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่อกำกับดูแลสำหรับผู้ใช้พลังงานขั้นสุดท้าย ทั้งนี้ เห็นควรเสนอให้มีการทบทวนพื้นที่ในการคิดค่าบริการตามการใช้ระบบท่อส่งก๊าซของผู้ซื้อก๊าซ โดยคำนวณ ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติพื้นที่ 1 ที่รวมค่าผ่านท่อในทะเลทั้งหมด ซึ่งนำค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติของบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด (TTM) มาคำนวณรวมในอัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล ของ ปตท. ด้วย เนื่องจากก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยสามารถไหลได้ทุกทิศทางในโครงข่ายท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล และเมื่อก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยแหล่งใดแหล่งหนึ่งหมดจะมีการนำก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยจากแหล่งอื่นๆ เข้ามาทดแทน ซึ่งเป็นไปตามแนวทางที่ กกพ. ได้นำเสนอต่อ กบง. เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2561 ในส่วนของ ค่า Td และค่า Tc สำหรับพื้นที่ 2 ถึงพื้นที่ 4 สำหรับกลุ่มโรงไฟฟ้า NGV และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติของ Shipper ปตท. สำหรับ Old Supply สามารถกำหนดเป็นอัตราเดียวกันหรือแตกต่างกันได้ตามที่ กกพ. กำหนด เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวมของประเทศ รวมทั้งหากมีการเปลี่ยนแปลงการแบ่งพื้นที่สำหรับการคิดอัตราค่าบริการในภายหลังให้เป็นไปตามที่ กกพ. กำหนด

           3.2 โครงสร้างสูตรราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติสำหรับกิจการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติไปยัง กลุ่มลูกค้า (Wy) จำแนกตามกลุ่มลูกค้าได้ 3 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่มที่ 1 กลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ คือ Wโรงแยกก๊าซ = Gulf Gas + [S1,โรงแยกก๊าซ + S2,โรงแยกก๊าซ] + [Tdzone 1 + Tczone 1] กลุ่มที่ 2 กลุ่มโรงไฟฟ้า NGV และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติของ Shipper ปตท. สำหรับ Old Supply ประกอบด้วย (1) สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. หรือ IPP ในพื้นที่ 3 คือ Wกฟผ/IPP = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,กฟผ/IPP + S2,กฟผ/IPP] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (2) สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ SPP ในพื้นที่ 3 คือ WSPP = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,SPP + S2,SPP] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (3) สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ IPP ที่อำเภอขนอม จังหวัดนครศรีธรรมราช คือ Wขนอม = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,ขนอม + S2,ขนอม] + [Tdzone 2 + Tczone 2] (4) สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. ที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา คือ Wจะนะ = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,จะนะ + S2,จะนะ] + [Tdzone 4 + Tczone 4] (5) สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. ที่อำเภอน้ำพอง จังหวัดขอนแก่น คือ Wน้ำพอง = (WHตามข้อตกลงระหว่าง ปตท. กับผู้รับสัมปทาน) + [S1,น้ำพอง + S2,น้ำพอง] + [Tdzone 5 + Tczone 5] (6) สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับผู้ค้า NGV คือ WNGV = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,NGV + S2,NGV] + [Tdzone 3 + Tczone 3] และ (7) สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติในพื้นที่ 3 คือ Wผู้ค้าปลีก = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,ผู้ค้าปลีก + S2,ผู้ค้าปลีก] + [Tdzone 3 + Tczone 3] ทั้งนี้ [Ld+Lc] สำหรับผู้ใช้ก๊าซกลุ่มนี้กำหนดเป็นราคาเฉลี่ยของค่าบริการที่ กกพ. กำหนดตามปริมาณ LNG ส่งเข้า Pool Gas ต่อปริมาณก๊าซธรรมชาติทั้งหมด ที่รวมอยู่ใน Pool Gas และส่งเข้าระบบท่อส่งก๊าซ โดยค่า Td และค่า Tc สำหรับกลุ่มนี้สามารถกำหนดเป็นอัตราเดียวกันหรือแตกต่างกันได้ตามที่ กกพ. กำหนด เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวมของประเทศ และกลุ่มที่ 3 กลุ่มลูกค้าของ Shipper รายใหม่ สำหรับ New Supply ที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบ ประกอบด้วย (1) สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับ กฟผ. หรือ IPP ในพื้นที่ 3 คือ Wกฟผ/IPP,Shipper = LNGShipper + [Ld + Lc] + [S1,กฟผ/IPP,Shipper + S2,กฟผ/IPP,Shipper] + [Tdzone 3 + Tczone 3] และ (2) สูตรราคาการ ซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับ SPP ในพื้นที่ 3 คือ WSPP,Shipper = LNGShipper + [Ld + Lc] + [S1,SPP,Shipper + S2,SPP,Shipper] + [Tdzone 3 + Tczone 3] ทั้งนี้ [Ld+Lc] สำหรับผู้ใช้ก๊าซกลุ่มนี้เป็นไปตามอัตราค่าบริการที่ กกพ. กำหนด โดยราคานำเข้า LNG Shipper ซึ่งเป็นราคา LNG Benchmark ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่ กบง. และ กพช. ให้ความเห็นชอบภายใต้การกำกับดูแลโดย กกพ. นอกจากนี้ สำหรับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติที่ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Shipper แล้วมีความประสงค์จะใช้ Pool Gas ในบางช่วงเวลา ให้ กกพ. สามารถกำหนดราคา Premium จาก Pool Gas สำหรับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติกลุ่มดังกล่าว เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ในภาพรวมของประเทศ

           3.3 กรอบระยะเวลาบังคับใช้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่านตามข้อเสนอของ กกพ. มีดังนี้ (1) เห็นควรกำหนดให้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติใหม่มีผลบังคับใช้ภายใน 1 ปี นับจากวันที่ กพช. มีมติ และ (2) ในระหว่างการพิจารณากำหนดอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) และอัตราค่าบริการสำหรับการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (T) ตามโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติใหม่ เห็นควรกำหนดแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่าน โดยส่วนที่ 1 กำหนดอัตราค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (ร้อยละของ Margin) โดยคำนวณจากราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย (Pool Gas) ตามวิธีปัจจุบัน และให้ ปตท. Shipper เร่งทำความเข้าใจการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติกับผู้ใช้ก๊าซ ให้รองรับการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติดังกล่าวแล้วเสร็จภายในกรอบระยะเวลาที่กำหนด และส่วนที่ 2 กำหนดให้อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติสำหรับ Shipper รายใหม่เท่ากับอัตราค่าผ่านท่อบนบกพื้นที่ 3 ประกอบด้วย Td Zone 3 และ Tc Zone 3

           3.4 ผลกระทบของข้อเสนอการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ต่อค่าไฟฟ้าและต้นทุนก๊าซธรรมชาติของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จากการประมาณการราคาก๊าซธรรมชาติระหว่างราคาก๊าซที่ใช้ Pool Gas แบบเดิม กับราคาก๊าซที่ใช้ Pool Gas แบบใหม่ตามข้อเสนอการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ โดยคำนวณค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลของ ปตท. ด้วยปริมาณที่ถูกต้อง คือ คำนวณจากปริมาณก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยทั้งหมด ซึ่งเปลี่ยนแปลงจากปัจจุบันที่คำนวณจากปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย รวมก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG ร่วมกับการคำนวณด้วยค่าผ่านท่อในทะเลทั้งหมดซึ่งรวม TTM โดยอ้างอิงข้อมูลความต้องการใช้ก๊าซ ปริมาณจัดหาก๊าซ ราคาก๊าซธรรมชาติของเดือนมกราคม 2564 และประมาณการรายได้ของระบบท่อในทะเลของพื้นที่ 2 ปัจจุบัน ไปอยู่พื้นที่ 1 ตามสัดส่วนสินทรัพย์ของระบบท่อเส้นที่ 2 ที่อยู่ในทะเลในอัตราร้อยละ 66 โดยคิดจากอัตราผลตอบแทนเงินลงทุน (Allowed Revenue) ตามวิธีการเดิมที่ยังไม่รวมเงินลงทุนใหม่ จากนั้นนำราคาก๊าซที่ได้มาเปรียบเทียบเพื่อพิจารณาผลกระทบที่เกิดขึ้นกับลูกค้าแต่ละรายพบว่า ราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นประมาณ 3.2976 บาทต่อล้านบีทียู ซึ่งจะทำให้ต้นทุนของโรงแยกก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นประมาณ 95 ล้านบาทต่อเดือน เช่นเดียวกับราคาก๊าซสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ ที่เพิ่มขึ้นประมาณ 3.5292 บาท ต่อล้านบีทียู ในขณะที่ราคาก๊าซสำหรับกลุ่มโรงไฟฟ้าของ กฟผ. IPP SPP กลุ่ม NGV และกลุ่มอุตสาหกรรม ลดลงประมาณ 1.0682 บาทต่อล้านบีทียู เช่นเดียวกับราคาก๊าซสำหรับโรงไฟฟ้าขนอม ที่ลดลงประมาณ 1.8620 บาท ต่อล้านบีทียู ทั้งนี้ ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศลดลงประมาณ 56 ล้านบาทต่อเดือน หรือคิดเป็นค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ลดลงประมาณ 0.39 สตางค์ต่อหน่วย

มติของที่ประชุม

        1. เห็นชอบโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 รวมทั้งกรอบระยะเวลาบังคับใช้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่านตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ

        2. มอบหมายให้ กกพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป

มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ

ครั้งที่ 1/2564 (ครั้งที่ 153)

วันพฤหัสบดีที่ 1 เมษายน พ.ศ. 2564 เวลา 13.30 น.

1. รายงานประจำปีงบประมาณ 2562 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานและสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน

2. รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2562

3. รายงานผลการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

4. รายงานของผู้สอบบัญชีและงบการเงิน กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2558 - สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2561

5. รายงานการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)

6. แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2

7. การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับโครงการโรงไฟฟ้าตามแผน PDP 2018 (Rev.1)

8. หลักเกณฑ์การส่งออกเที่ยวเรือ LNG (Reloading) สำหรับสัญญาระยะยาวของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)

9. นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568

10. การแต่งตั้งคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า

ผู้มาประชุม

นายกรัฐมนตรี                                                        ประธานกรรมการ

(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                  กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 รายงานประจำปีงบประมาณ 2562 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานและสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน

สรุปสาระสำคัญ

           1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) จัดตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ซึ่งมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรี คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) คณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนราษฎร และวุฒิสภา ทุกสิ้นปีงบประมาณ และเปิดเผยต่อสาธารณชน

           2. สำนักงาน กกพ. ได้จัดทำรายงานประจำปีงบประมาณ 2562 สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญได้ดังนี้ (1) งานกำกับกิจการพลังงานเป็นเลิศ ได้กำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้า สำหรับปี 2561 – 2563 พัฒนาหลักเกณฑ์การกำกับผู้บริหารระบบส่งท่อก๊าซธรรมชาติ (TSO) เพื่อรองรับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันกิจการก๊าซธรรมชาติตามนโยบายภาครัฐ ออกใบอนุญาตที่เกี่ยวข้องกับการประกอบกิจการไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติ ติดตามตรวจสอบการประกอบกิจการไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติให้มีมาตรฐานความปลอดภัยและมาตรฐานสิ่งแวดล้อมที่กำหนด เตรียมความพร้อมการปรับปรุงกฎหมายลำดับรองและกระบวนการอนุญาตแบบจุดเดียวเบ็ดเสร็จ (One Stop Services: OSS) ตามแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน และได้เห็นชอบแนวทางการพัฒนาศูนย์พยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย (2) งานส่งเสริมการแข่งขันและก้าวทันนวัตกรรมพลังงาน ได้ริเริ่มโครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน ภายใต้โครงการ Energy Regulatory Commission Sandbox (ERC Sandbox) ได้แก่ ศึกษาโครงสร้างตลาดไฟฟ้ารูปแบบใหม่ ศึกษาโครงสร้างอัตราค่าบริการรูปแบบใหม่ ศึกษาเทคโนโลยีใหม่ ศึกษาการจัดการและการปฏิบัติการระบบไฟฟ้ารูปแบบใหม่ และศึกษารูปแบบกิจการธุรกิจใหม่ด้านพลังงาน ศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า (EV) เพื่อรองรับการขยายตัวของยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรกตามนโยบายรัฐบาล ออกระเบียบและประกาศเพื่อจัดหาไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคาสำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย (3) งานพัฒนาการมีส่วนร่วมและสื่อสารงานกำกับกิจการพลังงานให้เข้าถึง คุ้มครองสิทธิประโยชน์ของประชาชนอย่างเท่าเทียม เป็นธรรม โปร่งใส และตรวจสอบได้ โดยพิจารณาเรื่องร้องเรียนเกี่ยวกับอัตราค่าไฟฟ้าและคุณภาพการให้บริการ พิจารณาอุทธรณ์การใช้อสังหาริมทรัพย์เกี่ยวกับโครงข่ายพลังงาน พัฒนาระบบการรายงานข้อมูลให้เป็นปัจจุบันผ่านระบบ e-Petition และบริหารจัดการกองทุนพัฒนาไฟฟ้าให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ของกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามที่กำหนดในพระราชบัญญัติฯ และ (4) ด้านองค์กรมีสมรรถนะสูง เป็นมืออาชีพได้พัฒนาศักยภาพบุคลากรในตำแหน่งผู้บริหารระดับกลางและระดับอาวุโสให้มีความรู้ ทักษะ และกรอบแนวคิด ตามแผนพัฒนาบุคลากร นำเทคโนโลยีดิจิทัลมาปรับปรุงประสิทธิภาพการบริหารจัดการของสำนักงาน และให้บริการกับบุคคลภายนอก โดยพัฒนาระบบจัดการเอกสารและข้อมูลองค์กร ไม่เรียกสำเนาเอกสารที่ราชการออกให้จากประชาชน (No Copy) ในการดำเนินงานบางส่วน และพัฒนาระบบการชำระเงินของสำนักงาน กกพ. ให้เป็นระบบการชำระเงินแบบอิเล็กทรอนิกส์ (e-Payment) เป็นต้น

           3. รายงานงบการเงินและบัญชีทำการของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าประจำปีงบประมาณ 2562 มีรายได้รวมทั้งสิ้น 21,091,762,514.18 บาท ค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานรวม 20,474,027,457.55 บาท โดยงบการเงินเฉพาะสำนักงาน กกพ. มีรายได้จากการดำเนินงาน 968,494,290.97 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 610,856,927.81 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 357,637,363.16 บาท และเมื่อกันเงินเพื่อจัดสรรเป็นค่าก่อสร้างสำนักงาน กกพ. เป็นการถาวร และหักภาระต่างๆ ที่เหมาะสม เช่น เงินกันเหลื่อมปี เงินประกันสัญญาเช่า และค่าซื้อครุภัณฑ์ต่างๆ แล้ว มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง 108,062,779.51 บาท โดยรายงานของผู้สอบบัญชีปีงบประมาณ 2562 สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินได้ตรวจสอบงบการเงิน ณ วันที่ 30 กันยายน 2562 เห็นว่าถูกต้องตามที่ควรในสาระสำคัญตามหลักการบัญชีที่รับรองทั่วไป

มติของที่ประชุม

        ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2562

สรุปสาระสำคัญ

           1. ระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 กำหนดให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันสิ้นปีงบประมาณ ส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และ กพช. เพื่อทราบภายใน 30 วันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ โดยเมื่อวันที่ 24 กรกฎาคม 2563 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ ประจำปีงบประมาณ 2562 และต่อมา เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2564 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ และให้นำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป

           2. ปีงบประมาณ 2562 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดสรรทุนตามวัตถุประสงค์และแผนการใช้จ่ายเงิน โดยได้ให้ความสำคัญกับการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา และการให้ทุน การศึกษาและฝึกอบรมแก่หน่วยงานในกระทรวงพลังงาน โดยได้อนุมัติเงินในวงเงินรวม 21,444,457 บาท แบ่งเป็น (1) หมวดเงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม 10,964,457 บาท โดยมีผู้รับการสนับสนุนทุนการศึกษาระดับปริญญาโท และปริญญาเอก จำนวน 10 ทุน และทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษ และภาษาต่างประเทศ จำนวน 25 ทุน ในวงเงิน 10,612,457 บาท (2) หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา 10,000,000 บาท โดยอนุมัติให้สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) 1 โครงการ ได้แก่ โครงการฝึกอบรมผู้บริหารระดับกลางและระดับสูงกระทรวงพลังงานปี 2562 วงเงิน 10,000,000 บาท ซึ่งต่อมา สป.พน. ได้แจ้งสละสิทธิ์ เนื่องจากวัตถุประสงค์ของโครงการมีความซ้ำซ้อนกับโครงการตามแผนปฏิบัติการบริหารทรัพยากรบุคคลและพัฒนาทรัพยากรบุคคลกระทรวงพลังงาน พ.ศ. 2562 – 2565 และ (3) หมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน 480,000 บาท เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายที่จำเป็นในการบริหารงาน ได้แก่ ค่าจ้างลูกจ้างชั่วคราว ค่าตอบแทน ค่าใช้สอย และค่าวัสดุสำนักงาน ทั้งนี้ สถานะเงินกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2562 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ อยู่ที่ 423.160 ล้านบาท หนี้สินรวมอยู่ที่ 0.069 ล้านบาท ทุนของกองทุนฯ อยู่ที่ 423.091 ล้านบาท ผลการดำเนินงานทางการเงิน กองทุนฯ มีรายได้รวมจากการดำเนินการ 7.261 ล้านบาท มีค่าใช้จ่ายรวม 10.734 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนฯ มีรายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 3.473 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

        ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 3 รายงานผลการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

           1. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 มาตรา 14 (2) กำหนดให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) รายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติงาน ตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)

           2. ปีงบประมาณ 2563 ในช่วงวันที่ 24 กันยายน 2562 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2563 กบน. รายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานฯ โดยสรุปได้ดังนี้ (1) แต่งตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อกลั่นกรองงานด้านต่างๆ จำนวน 7 คณะ (2) อนุมัติงบประมาณการดำเนินงานของกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2563 จำนวน 68,810,722.70 บาท และปีงบประมาณ 2564 จำนวน 204,325,434.40 บาท (3) เสนอแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต่อ กพช. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 (4) กำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการบริหารกองทุน และกำกับดูแลการดำเนินงานให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์และสอดคล้องกับนโยบายการบริหารกองทุน โดยออกกฎหมายลำดับรอง จำนวน 8 ฉบับ (5) ปรับอัตราส่งเงินเข้ากองทุนฯ ในส่วนของน้ำมัน จำนวน 8 ครั้ง และเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวนอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนจากกองทุน และอัตราเงิน ชดเชยคืนกองทุนสำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) จำนวน 2 ครั้ง โดยออกประกาศการกำหนดอัตราเงินกองทุนฯ สำหรับ LPG ทุก 2 สัปดาห์ รวมทั้งสิ้น 26 ฉบับ และ (6) สภาพคล่องกองทุนฯ เดือนกันยายน 2563 มีเงินจ่ายออกเดือนละ 1,024 ล้านบาท ฐานะกองทุนฯ สุทธิ 31,469 ล้านบาท แบ่งเป็นกลุ่มน้ำมัน 39,106 ล้านบาท และกลุ่มก๊าซ LPG ติดลบ 7,637 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

        ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 4 รายงานของผู้สอบบัญชีและงบการเงิน กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2558 - สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2561

สรุปสาระสำคัญ

           1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 มาตรา 34/2 กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จัดทำงบการเงินส่งสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) หรือบุคคลภายนอกซึ่งคณะกรรมการกองทุนฯ แต่งตั้ง โดยความเห็นชอบของ สตง. เป็นผู้สอบบัญชีของกองทุน ภายใน 90 วัน นับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ และให้ สตง. หรือผู้สอบบัญชีจัดทำรายงานผลการสอบและรับรองบัญชีและการเงินของกองทุนเสนอต่อคณะกรรมการกองทุนฯ ภายใน 150 วันนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ จากนั้นให้รัฐมนตรีเสนอต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อนำเสนอต่อรัฐสภาเพื่อทราบ และจัดให้มีการประกาศในราชกิจจานุเบกษา โดยเมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2562 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติรับทราบรายงานของผู้สอบบัญชีและงบการเงินกองทุน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2558 และวันที่ 30 กันยายน 2559 และเมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2563 ได้มีมติรับทราบรายงานของผู้สอบบัญชีและงบการเงินกองทุน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2560 และวันที่ 30 กันยายน 2561

           2. สตง. ได้ตรวจสอบงบการเงินกองทุนฯ สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2558 วันที่ 30 กันยายน 2559 วันที่ 30 กันยายน 2560 และวันที่ 30 กันยายน 2561 ตามที่สำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ส.กทอ.) ได้จัดส่งแล้ว โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) งบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ปี 2558 ปี 2559 ปี 2560 และ ปี 2561 กองทุนฯ มีสินทรัพย์สุทธิ/ส่วนทุน 42,581.68 ล้านบาท 40,375.03 ล้านบาท 42,168.07 ล้านบาท และ 34,444.49 ล้านบาท ตามลำดับ (2) งบแสดงผลการดำเนินงานทางการเงิน ปี 2558 และ ปี 2560 กองทุนฯ มีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 5,248.19 ล้านบาท และ 1,802.80 ล้านบาท ตามลำดับ ในขณะที่ ปี 2559 และ ปี 2561 กองทุนฯ มีรายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 2,207.24 ล้านบาท และ 7,722.62 ล้านบาท ตามลำดับ และ (3) งบกระแสเงินสด ปี 2558 ปี 2559 ปี 2560 และ ปี 2561 กองทุนฯ มีเงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสดคงเหลือ ณ วันปลายงวด 17,344.42 ล้านบาท 14,467.37ล้านบาท 16,162.16 ล้านบาท และ 32,659.45 ล้านบาท ตามลำดับ โดย สตง. ได้มีความเห็นในรายงานผลการสอบบัญชีว่า งบการเงินดังกล่าวแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2558 วันที่ 30 กันยายน 2559 วันที่ 30 กันยายน 2560 และวันที่ 30 กันยายน 2561 ผลการดำเนินงาน และกระแสเงินสดสำหรับปีสิ้นสุดวันเดียวกัน ถูกต้องตามที่ควรในสาระสำคัญตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐและนโยบายการบัญชีภาครัฐที่กระทรวงการคลังกำหนด โดยแสดงความเห็นอย่างมีเงื่อนไขและข้อสังเกตโดยสรุป ดังนี้ (1) ค่าใช้จ่ายแผนงาน โครงการ แสดงข้อมูลไม่ตรงกับสถานะที่เป็นจริง ส่งผลให้ไม่สามารถตรวจสอบความมีอยู่จริงและการใช้จ่ายเงินที่แท้จริงของแต่ละโครงการที่มีการเบิกจ่ายเงินจากกองทุนฯ (2) การปิดโครงการและส่งคืนเงินเหลือจ่าย กองทุนฯ บันทึกบัญชีรับรู้เป็นรายได้อื่นประเภทเงินเหลือจ่ายส่งคืน ซึ่งเงินจำนวนนี้กองทุนได้บันทึกเป็นค่าใช้จ่ายแผนงาน โครงการแล้วทั้งจำนวน และกองทุนฯ มีข้อมูลไม่ครบถ้วนในการบันทึกบัญชีและการจัดทำรายงานการเงิน และ (3) การบันทึกรายการบัญชีไม่ตรงตามระบบบัญชีกองทุนฯ ทั้งนี้ สตง. ไม่สามารถหาวิธีตรวจสอบหลักฐานการสอบบัญชีปี 2558 ถึงปี 2561 ที่เหมาะสมได้อย่างเพียงพอเกี่ยวกับค่าใช้จ่ายแผนงาน โครงการที่ถูกต้อง เนื่องจาก สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ซึ่งเป็นหน่วยงานผู้เบิกเงินกองทุนฯ รายงานสรุปผลการใช้จ่ายเงินโครงการและนำเงินคงเหลือส่งคืนเมื่อสิ้นปีงบประมาณไม่ครบถ้วน อีกทั้งกองทุนไม่ได้ติดตามการสรุปผลการใช้จ่ายเงินดังกล่าว ส่งผลให้กองทุนไม่ทราบค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริงของแต่ละโครงการ

           3. เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2563 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติมอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารสำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จัดตั้งคณะทำงานเพื่อเร่งแก้ไขการปิดบัญชีโครงการคงค้าง และการปิดบัญชีในภาพรวมของปีงบประมาณ 2557 ถึง 2561 โดยคณะทำงานแก้ไขปัญหาบัญชีกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้มีข้อเสนอแนะให้ ส.กทอ. ดำเนินการดังนี้ (1) ศึกษากระบวนการทำงานของระบบงานบริหารกองทุนฯ โดยควรใช้ระบบสารสนเทศเพิ่มประสิทธิภาพการบริหารกองทุนฯ (2) ปรับปรุงระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้การเบิกจ่ายเงินและการปิดโครงการเป็นไปอย่างถูกต้องและมีประสิทธิภาพ (3) หารือกับกรมบัญชีกลางในการทบทวนระบบบัญชีของกองทุนฯ และคู่มือระบบบัญชีให้สอดคล้องกับหลักการและนโยบายบัญชีสำหรับหน่วยงานภาครัฐ ฉบับที่ 2 มาตรฐานและนโยบายบัญชีภาครัฐ และการเปิดเผยข้อมูลในหมายเหตุประกอบงบการเงิน โดย ส.กทอ. อยู่ระหว่างดำเนินการตามข้อเสนอแนะดังกล่าว ต่อมา เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2563 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการการเงินและบัญชีกองทุนเพี่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อให้คำปรึกษาและข้อเสนอแนะ ส.กทอ. ในการจัดทำบัญชีกองทุนให้ถูกต้อง โดยเมื่อวันที่ 18 มีนาคม 2564 คณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติมอบหมายให้ ส.กทอ. และหน่วยงานผู้เบิก ได้แก่ สนพ. และ พพ. จัดทำข้อมูลรายงานสถานะโครงการที่อนุมัติจัดสรรตั้งแต่ปีงบประมาณ 2557 ถึง 2561 และเบิกจ่ายเงินกองทุนตั้งแต่ปีงบประมาณ 2557 จนถึงปีที่สิ้นสุดการเบิกจ่าย ซึ่งประกอบด้วยสถานะการเบิกจ่ายเงิน และสถานะการดำเนินโครงการถึงสิ้นสุดการปิดบัญชีโครงการ และมอบหมายให้ ส.กทอ. เร่งดำเนินการให้มีระบบเทคโนโลยีสารสนเทศเพื่อการบริหารจัดการโครงการ เพื่อใช้เป็นข้อมูลในการดำเนินงานและการตัดสินใจ โดยให้มีการสำรวจความต้องการใช้ข้อมูลสถานะโครงการหรือประเภทของรายงานที่ต้องการใช้จากคณะอนุกรรมการชุดต่างๆ ของกองทุนฯ ทั้งนี้ ส.กทอ. ได้จัดทำแผนการดำเนินการเพื่อเร่งแก้ไขข้อสังเกตของ สตง. โดยกำหนดแล้วเสร็จภายในปีงบประมาณ 2564 และจะรายงาน กพช. เพื่อทราบต่อไป

มติของที่ประชุม

        ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 5 รายงานการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)

สรุปสาระสำคัญ

           1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ระยะสั้นและระยะยาว โดยให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว โดยให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี เพื่อให้ความเห็นหลังจากการเจรจาสัญญามีข้อยุติ โดยหากมีความจำเป็นต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ให้ ปตท. ดำเนินการได้เอง โดยที่ราคา LNG ต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2% ซัลเฟอร์ (S) ที่ประกาศโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) และในกรณีอื่นๆ มอบหมาย สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เป็นผู้พิจารณาอนุมัติการจัดหาระยะสั้น โดยเมื่อ ปตท. มีการนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้นแล้ว ให้ ปตท. นำเสนอผลการจัดหาต่อ กพช. เพื่อทราบเป็นระยะ

           2. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2555 และวันที่ 22 ตุลาคม 2555 กพช. และคณะรัฐมนตรี ได้มีมติเห็นชอบสัญญาซื้อขาย LNG ด้วยสัญญาระยะยาว (สัญญา LNG SPA) กับบริษัท Qatargas ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี เป็นเวลา 20 ปี โดย ปตท. ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท Qatargas เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2555 และเริ่มส่งมอบตั้งแต่เดือนมกราคม 2558 ต่อมา เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 และวันที่ 11 ตุลาคม 2559 กพช. และคณะรัฐมนตรี ได้มีมติเห็นชอบผลการเจรจาปรับลดราคา LNG ในสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell และบริษัท BP ในปริมาณรายละ 1 ล้านตันต่อปี เป็นเวลา 15 ปี และ 20 ปี ตามลำดับ โดย ปตท. ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 และกับบริษัท BP เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2559 โดยเริ่มส่งมอบตั้งแต่เดือนเมษายน 2560 จากนั้น เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 และวันที่ 11 เมษายน 2560 กพช. และคณะรัฐมนตรี ได้มีมติเห็นชอบสัญญา LNG SPA กับบริษัท PETRONAS LNG ในปริมาณ 1.2 ล้านตันต่อปี เป็นเวลา 15 ปี โดย ปตท. ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท PETRONAS LNG เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 โดยเริ่มส่งมอบตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2560

           3. ปี 2560 ถึงปี 2563 ปตท. นำเข้า LNG จากสัญญาระยะยาว 4 สัญญา ของบริษัท Qatargas บริษัท Shell บริษัท BP และบริษัท PETRONAS รวมถึงสัญญา Spot เพื่อตอบสนองความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในประเทศ รวมทั้งสิ้น 252 เที่ยวเรือ แบ่งเป็น ปี 2560 ปี 2561 ปี 2562 และปี 2563 จำนวน 48 เที่ยวเรือ 61 เที่ยวเรือ 68 เที่ยวเรือ และ 75 เที่ยวเรือ ตามลำดับ ปริมาณการนำเข้า LNG รวมทั้งสิ้น 18.77 ล้านตัน แบ่งเป็น ปี 2560 ปี 2561 ปี 2562 และปี 2563 จำนวน 3.82 ล้านตัน 4.44 ล้านตัน 4.96 ล้านตัน และ 5.55 ล้านตัน ตามลำดับ โดยสามารถสูบถ่าย LNG ได้แล้วเสร็จตามแผน และไม่เกิดค่าเสียเวลาเรือ ทั้งนี้ ในปี 2563 ปตท. มีอัตราการส่ง LNG เข้าสู่ระบบท่อส่งก๊าซของ ปตท. เฉลี่ย 772 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดย ปตท. บริหารจัดการต้นทุนก๊าซธรรมชาติด้วยแนวทาง Optimizations การเรียกรับก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่างๆ และนำเข้า Spot LNG ที่มีราคาต่ำทดแทน เพื่อตอบสนองนโยบายภาครัฐที่ให้ชะลอการรับก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย เพื่อลดต้นทุนค่าไฟฟ้าและรักษาก๊าซธรรมชาติไว้ใช้ในระยะยาว โดยระหว่างเดือนมีนาคม ถึงกรกฎาคม 2563 ได้จัดหา Spot LNG จำนวน 7 เที่ยวเรือ ซึ่งสามารถลดต้นทุนค่าก๊าซธรรมชาติได้ประมาณ 2,600 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

        ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 6 แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2

สรุปสาระสำคัญ

           1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 1 โครงการนำร่องที่พิสูจน์ความสามารถรองรับการดำเนินการที่มีผู้ใช้หลายรายและความสามารถรักษาเสถียรภาพของระบบ โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็นผู้ประกอบการกิจการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) รายใหม่ และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องศึกษาการดำเนินการเพื่อเข้าสู่ระยะที่ 2 และระยะที่ 3 และให้นำกลับมานำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบตามลำดับต่อไป ต่อมา คณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงานได้รับทราบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ และได้กำหนดเป็นประเด็นปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ประเด็นการปฏิรูปที่ 7 ด้านการพัฒนาอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติ โดยมิติด้านการทำให้เกิดการแข่งขันในการประกอบธุรกิจ ได้กำหนดให้ปริมาณจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศส่วนที่เหลือจากส่วนของการจัดหาเพื่อความมั่นคงเป็นปริมาณที่มีการแข่งขันในการจัดหาเพื่อใช้ในภาคไฟฟ้าและอุตสาหกรรม และได้ประกาศลงราชกิจานุเบกษาเมื่อวันที่ 6 เมษายน 2561

           2. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้มีมติรับทราบการดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 1 ระยะดำเนินโครงการนำร่อง ที่มอบหมายให้ กฟผ. เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ โดยสามารถนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในรูปแบบตลาดจร (Spot) ไม่เกิน 200,000 ตัน ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป ต่อมา เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 กบง. ได้รับทราบรายงานผลการดำเนินงานระยะที่ 1 ตามที่ กกพ. รายงาน โดย กฟผ. ได้ทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ตามเงื่อนไขการเสียสิทธิของ Shipper (Use-It-Or-Lose-It: UIOLI) จำนวน 2 ลำเรือ ปริมาณ 65,000 ตันต่อลำเรือ ซึ่งมีการนำเข้าเมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2562 และวันที่ 21 เมษายน 2563 ก๊าซที่แปรสภาพแล้วนำไปใช้ในโรงไฟฟ้าบางปะกงชุดที่ 5 โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ชุดที่ 4 โดยผลการทดสอบมีประเด็นสำคัญที่ควรกำหนดแนวทางที่ชัดเจนก่อนดำเนินงานระยะที่ 2 เช่น (1) การทดสอบ ได้รับการผ่อนปรนกฎ ระเบียบ ข้อกำหนดต่างๆ เกี่ยวกับการให้บริการของสถานี LNG และการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซบนบกแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Code: TPA Code) (2) ต้องมีการปรับ คุณภาพ LNG ด้วยการผสมกับก๊าซของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เพื่อให้ได้คุณสมบัติค่าความร้อน (Wobbe Index: WI) อยู่ในช่วงที่สามารถส่งเข้าสู่ระบบได้ และ (3) กรณีราคา LNG แบบ Spot ปรับตัวสูงขึ้นเท่ากับราคา Pool Price หรือสูงกว่า อาจทำให้ Shipper ไม่ประสงค์จะนำเข้า LNG มาใช้เองและกลับมาซื้อก๊าซจากราคาเฉลี่ยของประเทศ เป็นต้น

           3. เมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2563 กบง. ได้รับทราบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ช่วงปี 2564 ถึงปี 2572 ตามที่คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาตินำเสนอ โดยปรับปรุงแนวทางจากมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 เพียงบางส่วน และได้มีมติให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยให้มีผู้ทรงคุณวุฒิเข้ามาช่วยพิจารณา ซึ่งรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในฐานะประธาน กบง. ได้ลงนามในคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการฯ ดังกล่าวเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2563 ต่อมา เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2564 กบง. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามที่คณะอนุกรรมการฯ เสนอ โดยมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด และนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป

           4. แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามข้อเสนอของคณะอนุกรรมการฯ สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้

                   4.1 โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 แบ่งออก 2 กลุ่ม คือ กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ตามแนวทางที่ กบง. และ กพช. กำหนด (Regulated Market) ซึ่งประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Old Supply และ Shipper ที่จัดหา LNG เพื่อนำมาใช้กับภาคไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบ และกลุ่มที่จัดหา LNG เพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าที่ไม่ได้ขายไฟฟ้าเข้าระบบ ภาคอุตสาหกรรมและกิจการของตนเอง (Partially Regulated Market) โดยแบ่งการดำเนินงานแต่ละส่วนออกเป็นดังนี้ ส่วนที่ 1 ธุรกิจต้นน้ำในการจัดหาก๊าซธรรมชาติ กำหนดให้มีการดำเนินงานดังนี้ (1) ให้ ปตท. บริหารจัดการ Old Supply ซึ่งประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากแหล่งในประเทศทั้งหมด ได้แก่ แหล่งก๊าซธรรมชาติในพื้นที่อ่าวไทยทั้งหมด (รวมถึงก๊าซธรรมชาติที่จัดหาจากพื้นที่พัฒนาร่วม ไทย-มาเลเซีย : JDA) และแหล่งก๊าซธรรมชาติบนบกที่เชื่อมต่อกับโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติที่ประเทศไทยนำเข้ามาจากประเทศเมียนมา ได้แก่ แหล่งยาดานา เยตากุน และซอติก้า และก๊าซธรรมชาติที่ประเทศไทยนำเข้ามาในรูปแบบ LNG ที่เป็นสัญญาระยะยาวของประเทศ ซึ่งปัจจุบันมี 4 สัญญา รวมปริมาณสัญญาระยะยาว 5.2 ล้านตันต่อปี (2) ในสถานการณ์ที่ Spot LNG มีราคาต่ำกว่าราคาก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายในประเทศให้แก่ลูกค้าเดิม (Pool Gas) จะกำหนดให้มีการจัดหา LNG ในรูปแบบ Spot ที่ราคาต่ำมาเพิ่มเติม (LNG Spot Flexible) โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้เปิดให้มีการประมูลการจัดหา LNG Spot Flexible ภายใต้การกำกับของ กกพ. ทั้งด้านปริมาณและเงื่อนไข และ (3) ให้ Shipper ที่มีความสนใจในการประกอบธุรกิจจัดหาก๊าซธรรมชาติ สามารถจัดหาและนำเข้า LNG ทั้งในรูปแบบสัญญาระยะสั้น ระยะกลาง หรือระยะยาว รวมทั้งรูปแบบ Spot LNG เพื่อนำมาใช้กับภาคผลิตไฟฟ้าหรือภาคอุตสาหกรรม โดยกรณีผลิตไฟฟ้าขายเข้าระบบ ให้ กกพ. ทำหน้าที่กำกับดูแลภายใต้แนวทางที่ กพช. กำหนด เช่น ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) Replacement ส่วนที่ขายเข้าระบบ หรือผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) รายใหม่ ส่วนกรณีผลิตไฟฟ้าขายลูกค้าตรงหรือใช้ในภาคอุตสาหกรรม ให้ กกพ. ทำหน้าที่กำกับดูแลปริมาณและคุณภาพการให้บริการ ส่วนที่ 2 ธุรกิจกลางน้ำ กำหนดให้มีการดำเนินงานดังนี้ (1) กำหนดให้ LNG Receiving Terminal และโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติสายประธาน (บนบก) จะต้องเปิดให้บุคคลที่ 3 สามารถมาใช้และเชื่อมต่อได้ เพื่อให้เอกชนที่สนใจจะนำ LNG เข้ามาใช้เองสามารถนำเข้า LNG ผ่านทาง LNG Receiving Terminal และส่งผ่านโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติสายประธานที่มีอยู่ในปัจจุบัน โดยไม่ต้องลงทุนก่อสร้างโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการนำเข้า LNG และส่งก๊าซธรรมชาติของเอกชนรายนั้นๆ เอง (2) ให้จัดตั้งผู้บริหารระบบท่อก๊าซธรรมชาติ (Transmission System Operator: TSO) เป็นนิติบุคคล มีหน้าที่บริหารโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่แยกเป็นอิสระจากธุรกิจจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ โดยมีหน้าที่บริหารจัดการการจัดส่งก๊าซธรรมชาติ และบริหารจัดการและรักษาสมดุลของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ เมื่อได้ข้อยุติในเรื่องที่สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน มีข้อโต้แย้งทางกฎหมายเกี่ยวกับการตีความศาลปกครองสูงสุดในการดำเนินการแบ่งแยกทรัพย์สินของ ปตท. ซึ่งปัจจุบันอยู่ระหว่างชะลอการดำเนินการแยกกิจการระบบส่งก๊าซของ ปตท. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 จนกว่าผลการหารือระหว่างสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน ในเรื่องดังกล่าวจะได้ข้อยุติ จากนั้นให้ ปตท. ดำเนินการแยกกิจการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และจัดตั้ง TSO เป็นนิติบุคคลให้แล้วเสร็จภายใน 15 เดือน และ (3) มอบหมายให้ ปตท. ทำหน้าที่ในการควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติและแยกก๊าซธรรมชาติ โดยจะกำหนดให้ก๊าซธรรมชาติที่ผ่านการควบคุมคุณภาพและแยกก๊าซธรรมชาติแล้วเป็นส่วนหนึ่งของ Old Supply และส่วนที่ 3 ธุรกิจปลายน้ำ คือ การขายก๊าซธรรมชาติแก่ผู้ใช้ก๊าซ ให้แยกเป็น 2 รูปแบบ คือการขายก๊าซธรรมชาติจาก Old Supply ในรูปแบบ Pool Gas และการขายก๊าซธรรมชาติโดย Shipper ที่นำเข้า LNG เพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าหรือโรงงานอุตสาหกรรม ทั้งนี้ มอบหมายให้ กกพ. กำกับการดำเนินงานเพื่อให้ประเทศได้รับประโยชน์อย่างแท้จริง โดยผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติสามารถเลือกซื้อก๊าซได้ทั้งจาก Pool Gas หรือ Shipper

                   4.2 การกำหนดผู้ทำหน้าที่เป็นหน่วยงานกลางในการพิจารณาการดำเนินงานให้เป็นไปตามรูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 มอบหมายให้ กกพ. ทำหน้าที่เป็นหน่วยงานกลางดังกล่าว

                   4.3 การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาซื้อและขายก๊าซเก่า/ใหม่ (Old/New Supply-Demand)กำหนดให้มีการดำเนินงานดังนี้ (1) การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาจาก Supply กำหนดให้ Old Supply หมายถึง ก๊าซธรรมชาติจากการจัดหาที่มีสัญญาผูกพันระยะยาวแล้ว เพื่อจำหน่ายก๊าซเข้า Pool ได้แก่ 1) ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากอ่าวไทยในปัจจุบัน และปริมาณก๊าซจากอ่าวไทยที่จะเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียม รวมถึง JDA 2) ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากแหล่งบนบก 3) ก๊าซธรรมชาติที่นำเข้าจากประเทศเมียนมา 4) ปริมาณ LNG ตามสัญญาระยะยาวที่มีสัญญาผูกพันแล้ว คือ สัญญากับ Qatar 2 ล้านตันต่อปี Shell 1 ล้านตันต่อปี BP 1 ล้านตันต่อปี และ Petronas 1.2 ล้านตันต่อปี และ 5) LNG Spot Flexible ตามปริมาณและเงื่อนไขที่ได้รับความเห็นชอบจาก กกพ. และกำหนดให้ New Supply หมายถึง ปริมาณ LNG นำเข้าที่ต้องจัดหาเพิ่มเติมนอกเหนือจาก Old Supply เพื่อนำมาใช้กับภาคผลิตไฟฟ้าหรือภาคอุตสาหกรรม และ (2) การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาจาก Demand กำหนดให้ Old Demand ประกอบด้วย ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (GSP) ซึ่งถือเป็นหน่วยที่สร้างมูลค่าเพิ่มให้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ความต้องการก๊าซธรรมชาติในโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่มีสัญญาผูกพันรูปแบบ Firm กับ ปตท. (Daily Contract Quantity: DCQ) และโรงไฟฟ้าที่มีสัญญากับ ปตท. อยู่ในปัจจุบัน และเริ่มมีการใช้ก๊าซธรรมชาติตามสัญญาแล้ว ได้แก่ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) รวมถึงภาคอุตสาหกรรม และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ซึ่งมีสัญญาผูกพันแล้ว และ SPP Replacement ในส่วนที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบและใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas และกำหนดให้ New Demand ประกอบด้วย ความต้องการก๊าซธรรมชาติจากโรงไฟฟ้าและภาคอุตสาหกรรมที่จะลงนามสัญญาใหม่ และที่มีการลงนามสัญญาอยู่ในปัจจุบันแต่ยังไม่มีการเริ่มใช้ก๊าซธรรมชาติ (Unmet Demand) โดยสามารถซื้อจาก Pool Gas ได้ในกรณีที่ปริมาณใน Pool Gas ยังมีเหลือ

                   4.4 การพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG กับความสามารถของ LNG Terminal มีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) ปริมาณการนำเข้า LNG มอบหมายให้ ปตท. และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) พิจารณา Supply และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้า LNG โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และนำเสนอต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ในระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 โดยมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแล (2) ความสามารถของ LNG Terminal มอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้บริหารจัดการตลอดจนปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ ที่ไม่เหมาะสมกับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 เช่น เงื่อนไข UIOLI สิทธิการจอง LNG Terminal (Grandfather Basis) เป็นต้น ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 และ (3) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย มอบหมายให้ ปตท. บริหารจัดการการใช้ก๊าซในอ่าวไทยให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ก๊าซของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์ให้ ปตท. สามารถใช้ By pass gas ได้ในกรณีมีความจำเป็นต้องทดสอบระบบหรือควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติให้อยู่ในเกณฑ์ที่กำหนด ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 ทั้งนี้ กำหนดให้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยต้องนำมาใช้ในโรงแยกก๊าซธรรมชาติก่อน โดยกรณี DCQ ของก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยมีสูงกว่าความสามารถในการรองรับ (Capacity) หรือความต้องการของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จะถือว่า Capacity หรือความต้องการของโรงแยกก๊าซธรรมชาติเป็นเกณฑ์ของการจัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศ (Domestic Gas) แต่เมื่อใดที่ DCQ ของก๊าซในอ่าวไทยต่ำกว่า Capacity หรือความต้องการของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ให้นำเข้า LNG เพิ่ม โดยปริมาณ DCQ มอบหมายให้ ชธ. รวบรวมข้อมูล ตรวจสอบ และแจ้งให้ กกพ. ทราบ

                   4.5 การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และการกำหนดราคา LNG นำเข้า กำหนดให้มีการดำเนินงานดังนี้ ส่วนที่ 1 การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ ได้กำหนดหลักการสำหรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ ค่าบริการสถานี LNG ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และอัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ (2) อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รายใหม่ต้องไปจองใช้บริการท่อก๊าซธรรมชาติจาก TSO ให้คำนวณเฉพาะค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบกเท่านั้น โดยไม่รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล และ (3) มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการกำหนดและทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป และส่วนที่ 2 การกำหนดราคา LNG นำเข้า มีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) ให้ยกเลิกหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ที่เห็นชอบให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว โดยให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี เพื่อให้ความเห็นหลังจากการเจรจาสัญญามีข้อยุติ โดยหากมีความจำเป็นต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ให้ ปตท. ดำเนินการได้เอง โดยที่ราคา LNG ต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2% ซัลเฟอร์ (S) ที่ประกาศโดย สนพ. (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) และในกรณีอื่นๆ มอบหมาย สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เป็นผู้พิจารณาอนุมัติการจัดหาระยะสั้น โดยเมื่อ ปตท. มีการนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้นแล้ว ให้ ปตท. นำเสนอผลการจัดหาต่อ กพช. เพื่อทราบเป็นระยะ และ (2) การกำหนดหลักเกณฑ์การจัดหา LNG สำหรับทุก Sipper แบ่งเป็น 2 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 การจัดหา LNG สำหรับ Regulated Market ประกอบด้วย 1) การจัดหาด้วยสัญญาระยะยาว และ/หรือสัญญาระยะกลาง ในระยะเริ่มต้นมอบหมายให้ สนพ. ร่วมกับ สำนักงาน กกพ. พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) และนำเสนอขอความเห็นชอบจาก กบง. และ กพช. ก่อนประกาศเป็นหลักเกณฑ์ให้ Shipper นำไปใช้ในการจัดหา โดยภายหลังการเจรจาสัญญามีข้อยุติให้นำสัญญาซื้อขาย LNG เสนอต่อ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนการดำเนินการ 2) การจัดหาด้วยสัญญา Spot Flexible ราคา Spot LNG ต้องไม่เกินราคา Pool Gas โดยให้ ปตท. เป็นผู้ ดำเนินการประมูลจัดหา Spot Flexible ภายใต้การกำกับของ กกพ. ทั้งด้านปริมาณและเงื่อนไข และ 3) การจัดหาด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ราคา Spot LNG ต้องไม่เกินราคาอ้างอิงของประเทศญี่ปุ่นและเกาหลีใต้ (Japan-Korea Marker: JKM) ปรับด้วยส่วนต่างค่าขนส่งจากประเทศผู้ค้าต้นทาง ส่งมอบที่ประเทศญี่ปุ่นกับที่ประเทศไทย (JKM adjust by freight cost) และมีเพดานราคาไม่เกินราคา LNG นำเข้าจากสัญญาระยะยาวที่ต่ำที่สุดทุกช่วงเวลาของ ปตท. ในปัจจุบัน ทั้งนี้ มอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้พิจารณาความเหมาะสมของ JKM adjust by freight cost เป็นระยะ และให้ กกพ. เป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่กำกับปริมาณและช่วงเวลาที่จะสามารถนำเข้า Spot LNG ได้ ภายใต้หลักเกณฑ์ราคาที่ กบง. กำหนด โดยหากมีความจำเป็นต้องนำเข้า Spot LNG ที่ไม่สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ข้างต้น ต้องได้รับความเห็นชอบจาก สนพ. และ กกพ. เป็นรายครั้ง และส่วนที่ 2 การจัดหา LNG สำหรับ Partially Regulated Market ให้ Shipper สามารถจัดหาและนำเข้า LNG ทั้งในรูปแบบสัญญาระยะสั้น ระยะกลาง หรือระยะยาว รวมถึงจัดหา Spot LNG ได้ ภายใต้การกำกับดูแลด้านปริมาณและคุณภาพการให้บริการของ กกพ.

                   4.6 หลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า มอบหมายให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเพื่อรองรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 ตามหลักการประสิทธิภาพ (Heat Rate) เพื่อใช้สำหรับโรงไฟฟ้าในส่วนที่ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก New Demand ที่ขายไฟเข้าระบบ (Regulated Market) ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป

                   4.7 การทบทวนความเหมาะสมของ TPA Regime และ TPA Code ของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติและสถานี LNG มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาทบทวนความเหมาะสมของ TPA Regime และ TPA Code ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564

                   4.8 การพิจารณาแนวทางการบริหารจัดการคุณภาพก๊าซธรรมชาติ มอบหมายให้ ปตท. เสนอแนวทางและรายละเอียดการปรับคุณภาพก๊าซธรรมชาติ (Changeover Day: C-Day) ต่อ กกพ. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบภายในไตรมาส 2 ปี 2564 และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับให้เกิดความเป็นธรรมต่อไป

มติของที่ประชุม

           1. รับทราบผลการดำเนินงานการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ระยะดำเนินโครงการนำร่อง ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563

           2. เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียดต่อไป

           3. มอบหมาย กบง. เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรมต่อไป

เรื่องที่ 7 การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับโครงการโรงไฟฟ้าตามแผน PDP 2018 (Rev.1)

สรุปสาระสำคัญ

           1. การพัฒนาโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Natural Gas Pipeline Network) และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหาและนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) ในปัจจุบันเป็นการดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีที่ได้ให้ความเห็นชอบไว้รวม 4 ครั้ง ประกอบด้วยมติเมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 วันที่ 27 ตุลาคม 2558 วันที่ 12 กรกฎาคม 2559 และวันที่ 11 เมษายน 2560 โดย บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป็นผู้รับผิดชอบหลักในการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติ โดยสรุปภาพรวมการพัฒนาตามแผนปี 2558 ถึงปี 2560 ได้ดังนี้ ส่วนที่ 1 โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) การปรับปรุงแท่นผลิต อุปกรณ์ และระบบท่อ เพื่อรองรับการส่งก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าขนอมใหม่ (2) ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเล เชื่อมแหล่งอุบล (3) สถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ (Compressor) บนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติวังน้อย - แก่งคอย (4) ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกเส้นที่ 5 จากระยอง ไปยังระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติไทรน้อย - โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ และพระนครใต้ (5) ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก จากสถานีควบคุมความดันก๊าซธรรมชาติราชบุรี - วังน้อย ที่ 6 (RA#6) ไปยังจังหวัดราชบุรี (6) สถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติราชบุรี – วังน้อย และ (7) สถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติกลางทาง บนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกเส้นที่ 5 และส่วนที่ 2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหาและนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว ประกอบด้วย (1) LNG Receiving Terminal มาบตาพุด จังหวัดระยอง ขนาด 11.5 ล้านตันต่อปี (MTPA) (2) LNG Receiving Terminal หนองแฟบ จังหวัดระยอง ขนาด 7.5 MTPA (3) Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) พื้นที่อ่าวไทยตอนบน ขนาด 5 MTPA (4) FSRU พื้นที่ภาคใต้ของประเทศ อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา ขนาด 2 MTPA (5) FSRU ประเทศเมียนมา ขนาด 3 MTPA (6) LNG Receiving Terminal แห่งที่ 3 ขนาด 5 MTPA และ (7) LNG Receiving Terminal แห่งที่ 4 ขนาด 5 MTPA

           2. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 (Rev.1)) และแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561-2580 (Gas Plan 2018) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 โดยคาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในช่วงปี 2563 ถึงปี 2580 จะมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.7 ต่อปี โดยตามแผน PDP2018 (Rev.1) จะมีโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซเป็นเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้นจากแผน PDP2015 ประมาณ 5,356 เมกะวัตต์ (MW) ทั้งนี้ กระทรวงพลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ปตท. และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ประชุมหารือร่วมกันหลายครั้งเพื่อพิจารณาศักยภาพของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และ LNG Receiving Facilities ทั้งที่มีอยู่และที่อยู่ระหว่างการศึกษาความเหมาะสม เพื่อรองรับความมั่นคงในการจัดหาก๊าซให้กับโรงไฟฟ้าตามแผน PDP2018 (Rev.1) และ Gas Plan 2018 ซึ่งในขณะที่จัดทำแผน PDP2015 กำหนดจะมีโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซในพื้นที่เขตนครหลวงเพิ่มขึ้นประมาณ 2,600 MW ความต้องการใช้ก๊าซอยู่ที่ระดับ 650 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) ขณะที่พื้นที่เขตนครหลวงมีระบบท่อส่งก๊าซที่มีศักยภาพในการรับส่งก๊าซประมาณ 800 MMscfd ปตท. และ กฟผ. จึงได้รับความเห็นชอบให้พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซตามแผนปี 2558 ถึงปี 2560 รวม 3 โครงการ ประกอบด้วย (1) FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน ขนาด 5 MTPA ดำเนินการโดย กฟผ. วงเงินลงทุน 24,500 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2567 (2) สถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติกลางทาง บนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกเส้นที่ 5 ดำเนินการโดย ปตท. วงเงินลงทุน 6,500 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2570 และ (3) สถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติบนระบบท่อส่งธรรมชาติราชบุรี-วังน้อย ดำเนินการโดย ปตท. วงเงินลงทุน 5,500 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2574

           3. ตามแผน PDP2018 (Rev.1) ณ สิ้นปี 2580 เขตนครหลวงจะมีกำลังผลิตไฟฟ้าสุทธิรวมทั้งสิ้น 11,478 MW มีโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซเพิ่มขึ้นประมาณ 5,420 MW เพิ่มขึ้นจากแผน PDP2015 ประมาณ 2,820 MW ทำให้ความต้องการใช้ก๊าซเพิ่มขึ้นจาก 650 MMscfd เป็น 1,050 MMscfd ซึ่งเกินศักยภาพของระบบท่อส่งก๊าซที่มีอยู่ 800 MMscfd ประกอบกับประมาณการความต้องการใช้ LNG ของประเทศในช่วงปี 2567 ถึงปี 2570 จะอยู่ที่ระดับ 11 MTPA ถึง 13 MTPA ขณะที่ LNG Receiving Terminal ของ ปตท. รวมกับท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 ที่จะสร้างขึ้นในพื้นที่ตอนกลางของประเทศมีศักยภาพรองรับการนำเข้า LNG ได้ถึง 24 MTPA ถึง 34.8 MTPA ทั้งนี้ ปตท. ได้ประเมินทางเลือกในการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซในพื้นที่เขตนครหลวง โดยเปรียบเทียบค่าใช้จ่ายในการลงทุน (CAPEX) และค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน (OPEX) และเห็นว่าโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ กำหนดแล้วเสร็จปี 2568 มีค่าใช้จ่ายน้อยกว่าโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีตามแผน PDP2015 ไว้แล้ว ดังนี้ (1) FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน ขนาด 5 MTPA ของ กฟผ. CAPEX 24,000 ล้านบาท (2) สถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติกลางทาง บนระบบท่อส่งธรรมชาติบนบกเส้นที่ 5 ของ ปตท. CAPEX 6,500 ล้านบาท และ (3) สถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติราชบุรี-วังน้อย CAPEX 5,500 ล้านบาท ในขณะที่โครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ของ ปตท. CAPEX 11,000 ล้านบาท

           4. เมื่อวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2564 ปตท. และ กฟผ. ได้ประชุมหารือร่วมกับกระทรวงพลังงาน และเห็นว่าศักยภาพโครงสร้างพื้นฐานก๊าซตามแผนปี 2558 ถึงปี 2560 ในพื้นที่เขตนครหลวงมีความเสี่ยงสูงที่จะไม่สามารถรองรับความต้องการใช้ก๊าซของโรงไฟฟ้าตามแผน PDP2018 (Rev.1) โดยที่ประชุมได้สรุปการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซในเขตนครหลวงใหม่ เพื่อให้การลงทุนโครงสร้างพื้นฐานของประเทศเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพและเกิดประโยชน์สูงสุด รวมถึงไม่สร้างภาระแก่ประชาชน ดังนี้ (1) ปตท. จะดำเนินโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ แทนโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติกลางทาง บนระบบท่อส่งธรรมชาติบนบกเส้นที่ 5 และโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติราชบุรี-วังน้อย เพื่อยกระดับขีดความสามารถของระบบท่อส่งก๊าซในการรับส่งก๊าซจาก 800 MMscfd เป็น 1,400 MMscfd และเชื่อมต่อระบบท่อส่งก๊าซภาคตะวันตกและภาคตะวันออกได้ทั้งระบบ เป็นการเสริมสร้างความมั่นคงให้กับระบบท่อส่งก๊าซของประเทศ โดยจุดเริ่มต้นโครงการอยู่ที่ อำเภอบางปะกง จังหวัดฉะเชิงเทรา และจุดสิ้นสุดโครงการอยู่ที่ อำเภอเมือง จังหวัดสมุทรปราการ ระยะทางโดยประมาณ 74 กิโลเมตร ขนาดท่อโดยประมาณ 36 นิ้ว ดำเนินการโดย ปตท. วงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2568 และ (2) ปตท. และ กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เสนอปรับรูปแบบการลงทุนจากโครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน ขนาด 5 MTPA ของ กฟผ. เป็นร่วมลงทุนกับ ปตท. สัดส่วน 50:50 ในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง ขนาด 7.5 MTPA

           5. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2564 กบง. ได้พิจารณาข้อเสนอของ ปตท. และ กฟผ. และได้มีมติเห็นชอบให้ กฟผ. ปรับรูปแบบการลงทุนจากโครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน ตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 เป็นร่วมลงทุนกับ ปตท. สัดส่วน 50:50 ในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง ขนาด 7.5 MTPA รวมทั้งให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผน PDP2018 (Rev.1) และยกเลิกโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติราชบุรี-วังน้อย และโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติกลางทาง บนระบบท่อส่งธรรมชาติบนบกเส้นที่ 5 โดยให้ประสานขอความเห็นจาก กกพ. เสนอ กพช. ประกอบการพิจารณา ต่อมา เมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2564 กกพ. ได้มีความเห็นต่อโครงการดังกล่าว โดยในหลักการเห็นควรสนับสนุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อทดแทนโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติทั้ง 2 โครงการข้างต้น เนื่องจากจะช่วยเสริมความมั่นคงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้โรงไฟฟ้าในเขตนครหลวงตามแผน PDP2018 (Rev.1) และมีแผนดำเนินโครงการที่สอดคล้องกับกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ของโรงไฟฟ้าทดแทนพระนครใต้ ระยะที่ 2 ในปี 2569 นอกจากนี้โครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติมีต้นทุนต่ำกว่าโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติทั้ง 2 แห่ง ดังกล่าว โดยเห็นควรให้ ปตท. ศึกษารูปแบบการก่อสร้างที่มีความปลอดภัยสูงสุดตามมาตรฐาน และส่งผลกระทบต่อการจราจรบริเวณที่เชื่อมต่อกับแนวเขตทางหลวงน้อยสุด รวมทั้งประชาสัมพันธ์และจัดให้มีกระบวนการรับฟังความคิดเห็นโดยเปิดโอกาสให้ร่วมแสดงความคิดเห็นในขั้นตอนการจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA)

มติของที่ประชุม

           1. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ปรับรูปแบบการลงทุนจากโครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน (F-1) ตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 เป็นร่วมลงทุนกับ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) สัดส่วน 50:50 ในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี (MTPA)

           2. เห็นชอบให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 (Rev.1)) และยกเลิกสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ (Compressor) บนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติราชบุรี-วังน้อย และโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ (Compressor) กลางทางบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกเส้นที่ 5

เรื่องที่ 8 หลักเกณฑ์การส่งออกเที่ยวเรือ LNG (Reloading) สำหรับสัญญาระยะยาวของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)

สรุปสาระสำคัญ

           1. ปัจจุบันบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ระยะยาว จำนวน 4 สัญญา ปริมาณรวม 5.2 ล้านตันต่อปี (MTPA) โดยเมื่อวันที่ 25 มกราคม 2563 ปตท. ร่วมกับ บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) ได้ทดสอบระบบการดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) ต่อมา เมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2563 ที่ประชุมคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีมติเห็นชอบในหลักการตามแผนปฏิบัติการ (Action Plan) ภายใต้โครงการ ERC Sandbox เพื่อดำเนินการพัฒนาโครงการ Regional LNG Hub ที่ ปตท. และบริษัท PTTLNG ร่วมดำเนินโครงการ และเมื่อวันที่ 15 ตุลาคม 2563 ปตท. และบริษัท PTTLNG ได้ลงนามสัญญา Pilot Agreement for Reloading LNG ร่วมกันเพื่อรองรับการดำเนินธุรกรรมส่งออก LNG (Reloading)

           2. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาการดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) โดยเห็นว่ามีความสอดคล้องกับแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ในการพัฒนาประเทศไทยเป็นศูนย์กลางการค้าขาย LNG ของภูมิภาค (Regional LNG Hub) ภายใต้โครงการ ERC Sandbox โดยเป็นการบริหารจัดการ LNG ภายในประเทศ จากการจำหน่าย LNG ในช่วงที่ราคา Asian Spot LNG สูงกว่าราคาจากสัญญาระยะยาว และหาโอกาสจัดหา LNG เข้ามาทดแทนในช่วงที่ราคา Spot ลดลง ซึ่งทำให้ภาครัฐได้รับภาษีที่เกี่ยวข้องกับการส่งออกเพิ่มขึ้น และท่าเรือ (Terminal) ได้ค่าบริการส่งออก เป็นประโยชน์กับผู้ใช้ท่าในอนาคต โดยได้มีมติรับทราบการดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) เที่ยวเรือแรกของ ปตท. และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการนำรายได้นำส่งภาครัฐประมาณ 580 ล้านบาท ไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งเห็นชอบหลักเกณฑ์การส่งออกเที่ยวเรือ LNG (Reloading) สำหรับสัญญาระยะยาวของ ปตท. โดยให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป

           3. การดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) เกิดขึ้นเนื่องจากช่วงปลายปี 2563 ถึงต้นปี 2564 ราคา Asian Spot LNG มีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ จากสภาพอากาศที่หนาวกว่าปกติในประเทศญี่ปุ่น เกาหลีใต้ และจีน รวมทั้งโครงการผลิต LNG ในประเทศมาเลเซีย ออสเตรเลีย และไนจีเรียเกิดเหตุขัดข้อง ประกอบกับการสัญจรของเรือขนส่ง LNG ผ่านช่องแคบปานามาเกิดปัญหาการจราจรติดขัด ทำให้ตลาดเอเชียมีปริมาณเที่ยวเรือเสนอขายลดลง ส่งผลให้ตลาด Asian Spot เกิดภาวะตึงตัวกะทันหัน ในขณะเดียวกันภาพรวมความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศลดลงหลังเกิดการแพร่ระบาดของโรค COVID 19 ระลอกใหม่ ทำให้รัฐบาลกำหนดมาตรการควบคุมการแพร่ระบาดซึ่งส่งผลต่อการลดลงของการใช้ก๊าซธรรมชาติ ประกอบกับสภาพอากาศที่หนาวเย็นในฤดูหนาวทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าลดลงอย่างมีนัยสำคัญ ส่งผลให้ ปตท. มีปริมาณสำรอง LNG เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องและเห็นโอกาสการส่งออก LNG จากท่ามาบตาพุดเพื่อทดสอบการดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) เชิงพาณิชย์ในช่วงที่ราคา LNG จากสัญญาซื้อขายระยะยาวของ ปตท. ต่ำกว่าราคา Asian Spot LNG สำหรับเที่ยวเรือส่งมอบช่วงไตรมาส 1 ปี ทั้งนี้ เนื่องจากเป็นการส่งออก LNG จากสัญญาระยะยาวที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และคณะรัฐมนตรี ปตท. จึงได้ส่งหนังสือรายงานแผนการส่งออก LNG (Reloading) ในเดือนมกราคม 2564 และหนังสือรายงานผลดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) เพื่อทดสอบ LNG Hub เชิงพาณิชย์ ถึงปลัดกระทรวงพลังงาน และประธานกรรมการกำกับกิจการพลังงานโดยรายงานผลการส่งออก LNG (Reloading) เที่ยวเรือแรกของ ปตท. สรุปได้ดังนี้ (1) ปตท. ดำเนินการส่งออก LNG ระหว่างวันที่ 25 - 26 มกราคม 2564 ระยะเวลาดำเนินการรวม 32 ชั่วโมง 35 นาที โดยไม่เกิดปัญหาอุปสรรคด้านเทคนิค (2) ปริมาณ LNG ที่ส่งออกประมาณ 62,449 ตัน หรือ 3,262,266 ล้านบีทียู (MMBtu) (3) ราคาขาย LNG ที่ท่ามาบตาพุด 14.66 เหรียญสหรัฐฯ ต่อ MMBtu (4) ประมาณการต้นทุนซึ่งประกอบด้วยต้นทุนเนื้อ LNG ค่าบริการ Reloading LNG Service ค่าภาษีผ่านท่าเทียบเรือ Corporate Tax และค่าใช้จ่ายอื่นที่เกี่ยวข้อง 8.7 เหรียญสหรัฐฯ ต่อ MMBtu และ (5) รายได้นำส่งภาครัฐประมาณ 580 ล้านบาท

           4. ข้อเสนอหลักเกณฑ์การส่งออกเที่ยวเรือ LNG (Reloading) แบ่งเป็น 2 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 หลักเกณฑ์ด้านปริมาณ ให้ ปตท. สามารถดำเนินการส่งออก LNG ได้ โดยต้องไม่กระทบต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ (ปริมาณสำรอง LNG หลังจากการสูบถ่ายอย่างน้อย 1 ถัง) และส่วนที่ 2 หลักเกณฑ์ด้านราคา กรณีที่ ปตท. ส่งออก LNG (Reloading) ภายใต้สัญญาระยะยาวที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และคณะรัฐมนตรี ปตท. จะนำส่งรายได้ระหว่างราคาขาย LNG จริง กับราคา Pool LNG เฉลี่ยรายเดือน หลังหักค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องให้กับภาครัฐไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ รายได้นำส่งภาครัฐ เท่ากับ ราคาขาย LNG จริง ลบด้วยราคา Pool LNG และค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง จากนั้นคูณด้วยปริมาณ LNG ที่ขาย ซึ่งค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย ค่าจ้างเรือ ค่าขนส่ง ค่า Reloading service ค่าใช้จ่ายอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องกับการ Reloading ค่าดำเนินการของ ปตท. (ร้อยละ 1 ของราคาต้นทุน LNG รวมค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง) และ Corporate Tax เป็นต้นโดย ปตท. ต้องขาย LNG ในช่วงที่ราคา Spot ต้องสูงกว่าราคาจากสัญญาระยะยาว และหาโอกาสจัดหา LNG เข้ามาทดแทนในช่วงที่ราคา Spot ลดลง

มติของที่ประชุม

           1. รับทราบการดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) เที่ยวเรือแรกของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการนำรายได้นำส่งภาครัฐประมาณ 580 ล้านบาท ไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติ

           2. เห็นชอบหลักเกณฑ์การส่งออกเที่ยวเรือ LNG (Reloading) สำหรับสัญญาระยะยาวของ ปตท. ดังนี้

                   2.1 หลักเกณฑ์ด้านปริมาณ ให้ ปตท. สามารถดำเนินการส่งออก LNG ได้ โดยต้องไม่กระทบต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ (ปริมาณสำรอง LNG หลังจากการสูบถ่ายอย่างน้อย 1 ถัง)

                   2.2 หลักเกณฑ์ด้านราคา กรณีที่ ปตท. ส่งออก LNG (Reloading) ภายใต้สัญญาระยะยาวที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี ปตท. จะนำส่งรายได้ระหว่างราคาขาย LNG จริง กับราคา Pool LNG เฉลี่ยรายเดือน หลังหักค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องให้กับภาครัฐไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติ

                    * ค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง คือ ค่าจ้างเรือ ค่าขนส่ง ค่า Reloading service ค่าใช้จ่ายอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องกับการ Reloading ค่าดำเนินการของ ปตท. (1% ของราคาต้นทุน LNG รวมค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง) และ Corporate Tax เป็นต้น

                   ทั้งนี้ ปตท. ต้องขาย LNG ในช่วงที่ราคา Spot ต้องสูงกว่าราคาจากสัญญาระยะยาวและหาโอกาสจัดหา LNG เข้ามาทดแทนในช่วงที่ราคา Spot ลดลง โดยมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินการการส่งออก LNG (Reloading) ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ต่อไป

เรื่องที่ 9 นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568

สรุปสาระสำคัญ

           1. กระทรวงพลังงานมีนโยบายการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยเพื่อใช้เป็นกรอบแนวทางในการกำกับดูแลและกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ได้รับใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงาน ซึ่งจะมีการทบทวนและปรับปรุงทุก 5 ปี เพื่อให้นโยบายมีความสอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป ทั้งสภาพเศรษฐกิจ สังคม และเทคโนโลยี รวมทั้งแผนพัฒนาพลังงานด้านไฟฟ้าของประเทศ โดยนำเสนอคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาและมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการต่อไป โดยเมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 กพช. ได้มีมติรับทราบแนวทางการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะดำเนินการจัดทำร่างนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 ให้แล้วเสร็จและนำเสนอ กพช. พิจารณาภายในไตรมาส 1 ปี 2564 และมอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 ให้แล้วเสร็จภายในปี 2564 ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ต่อไป ทั้งนี้ ในช่วงเปลี่ยนผ่านนโยบายดังกล่าว กกพ. จะยังคงใช้หลักเกณฑ์ตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 เพื่อใช้กำกับอัตราค่าไฟฟ้าไปพลางก่อน ต่อมา เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 และกรอบแนวทางการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าตามที่ สนพ. เสนอ และให้นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป

           2. นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568

                   2.1 วัตถุประสงค์ มีดังนี้ (1) เพื่อให้การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสะท้อนต้นทุนในการให้บริการของกิจการไฟฟ้าอย่างเหมาะสมและเป็นธรรมต่อทั้งผู้รับใบอนุญาตและผู้ใช้ไฟฟ้าทุกกลุ่ม (2) เพื่อให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสามารถรองรับการเปลี่ยนแปลงบริบทของอุตสาหกรรมไฟฟ้า อันเกิดจากนโยบายและยุทธศาสตร์ของประเทศ รวมถึงการเปลี่ยนแปลงทาง เศรษฐกิจ สังคม สิ่งแวดล้อม และเทคโนโลยีที่คาดว่าจะเกิดขึ้นในอนาคต (3) เพื่อให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้ามีความเกื้อหนุนต่อการรักษาประสิทธิภาพ เสถียรภาพ และความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้าของประเทศโดยรวม (4) เพื่อให้การกำกับดูแลการส่งผ่านต้นทุนค่าไฟฟ้าในการดำเนินงานของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าเป็นไปอย่างโปร่งใสและมีประสิทธิภาพ และ (5) เพื่อให้การดำเนินนโยบายของภาครัฐผ่านกลไกการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเป็นไปอย่างครอบคลุม เป็นธรรม และมีประสิทธิภาพ

                   2.2 หลักการทั่วไป มีดังนี้ (1) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละประเภท ต้องเป็นอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform tariff) ยกเว้นในกรณีดังต่อไปนี้ กรณีที่เป็นการตกลงซื้อขายไฟฟ้าระหว่างกันโดยไม่อยู่ภายใต้การควบคุมของศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าแห่งชาติ กรณีที่เป็นการซื้อขายไฟฟ้าบนพื้นที่เกาะ กรณีที่เป็นการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศ กรณีที่เป็นกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีความต้องการคุณภาพหรือบริการด้านไฟฟ้าที่แตกต่างจากปกติ หรือกรณีอื่นๆ โดยให้ กกพ. นำเสนอต่อ กพช. เพื่อให้ความเห็นชอบ (2) อัตราค่าไฟฟ้าต้องสะท้อนรายได้ที่พึงได้รับ (Allowed revenue) ซึ่งคิดจากต้นทุนและผลตอบแทนที่เหมาะสมของแต่ละประเภทใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าแยกออกจากกัน (3) อัตราค่าไฟฟ้าต้องคำนึงถึงต้นทุนในการรักษาเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้า โดยเทียบเคียงกับหลักการในการให้บริการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า (Ancillary service) เพื่อให้รายรับที่เรียกเก็บจากผู้สร้างความผันผวนต่อระบบไฟฟ้ามีความสมดุลกับค่าใช้จ่ายในการเสริมสร้างความมั่นคงในระบบไฟฟ้า และกระจายภาระค่าใช้จ่ายดังกล่าวไปยังผู้มีส่วนเกี่ยวข้องอย่างเหมาะสมและเป็นธรรม (4) การกำกับดูแลผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าให้ดำเนินงานอย่างมีประสิทธิภาพ ควรประยุกต์ใช้แนวทางการกำกับดูแลด้วยแรงจูงใจ (Incentive regulation) โดยอาศัยการเทียบเคียงมาตรฐาน (Benchmark) ที่ครอบคลุมและเหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน ควบคู่กับการเทียบเคียงกับผลการดำเนินงานในอดีต (5) ให้มีกลไกในการติดตามการลงทุนของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าและการเรียกคืนเงินค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บไปเกิน (Claw back mechanism) สำหรับการลงทุนที่ไม่เป็นไปตามแผนการลงทุน หรือการลงทุนในโครงการที่ไม่มีความจำเป็น หรือการลงทุนที่ไม่มีประสิทธิภาพ โดยให้สามารถนำเงินดังกล่าวไปคืนให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าได้ตามความเหมาะสม และ (6) ให้มีกลไกการชดเชยรายได้ผ่านกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อดูแลภาระต้นทุนของระบบจำหน่าย และการจำหน่ายไฟฟ้าที่แตกต่างกันภายใต้อัตราเดียวกันทั่วประเทศ (Uniform Tariff)

                   2.3 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง มีดังนี้ (1) ที่มาของอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ให้คิดจากรายได้ที่พึงได้รับของกิจการผลิต กิจการระบบส่งไฟฟ้า และกิจการศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (2) อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งควรสะท้อนความแตกต่างของต้นทุนตามระดับแรงดันไฟฟ้าและช่วงเวลา และ (3) อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งสำหรับขายให้กับการไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ต้องเป็นโครงสร้างเดียวกัน

                   2.4 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก มีดังนี้ (1) ที่มาของอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ให้คิดจากต้นทุนในการซื้อไฟฟ้า รวมกับรายได้ที่พึงได้รับของกิจการระบบจำหน่ายไฟฟ้า และกิจการจำหน่ายไฟฟ้า (2) อัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกควรสะท้อนความแตกต่างของต้นทุนตามแรงดันไฟฟ้า ช่วงเวลาการใช้ และลักษณะการใช้ไฟฟ้าที่แตกต่างกันของผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละกลุ่ม (3) อัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกควรส่งสัญญาณให้ผู้ใช้ไฟฟ้ามีการปรับพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าให้สอดคล้องกับประสิทธิภาพของระบบไฟฟ้าโดยรวม โดยประยุกต์ใช้แนวคิดตามหลักความร่วมมือในการตอบสนองด้านโหลด (Demand response) และ (4) ให้มีการดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยโดยเฉพาะบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย

                   2.5 องค์ประกอบเพิ่มเติมในอัตราค่าไฟฟ้า มีดังนี้ (1) ให้มีองค์ประกอบค่าใช้จ่ายเพื่อสนับสนุนการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐ หรือ PE อันหมายถึง ต้นทุนส่วนเพิ่มที่แตกต่างไปจากการดำเนินกิจการอย่างมีประสิทธิภาพตามปกติของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ซึ่งใช้เพื่อสนับสนุนการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐ และต้องกระจายภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าอย่างเหมาะสม ครอบคลุม และเป็นธรรม โดยทบทวนเป็นวงรอบทุก 4 เดือน และ (2) ให้มีองค์ประกอบค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Automatic adjustment mechanism) หรือ ค่า Ft ซึ่งคิดจากค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่แตกต่างไปจากค่าที่ใช้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าฐาน โดยทบทวนเป็นวงรอบทุก 4 เดือน

                   2.6 การศึกษาและเตรียมการเพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงอุตสาหกรรมไฟฟ้า มีดังนี้ (1) ให้มีการศึกษาและดำเนินการประกาศใช้อัตราค่าใช้บริการระบบส่งและระบบจำหน่าย (Wheeling charge) ภายในปี 2568 (2) ให้มีการพิจารณากำหนดอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อเป็นทางเลือกให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าตามความเหมาะสมและสอดคล้องกับสถานการณ์ตามที่ กกพ. เห็นสมควร อาทิ อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเติมเงิน (Pre-paid) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ให้ความร่วมมือในการเพิ่มประสิทธิภาพของระบบไฟฟ้าแบบชั่วคราว (Temporary demand response programs) (3) ให้ใช้แนวทางการสนับสนุนแบบมุ่งเป้า (Targeted subsidy) ในการดูแลช่วยเหลือผู้ด้อยโอกาสซึ่งมีลักษณะเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย (4) ให้มีการจัดเตรียมข้อมูลเกี่ยวกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการพัฒนาอุตสาหกรรมไฟฟ้าเพื่อบูรณาการเข้ากับฐานระบบข้อมูลของศูนย์สารสนเทศพลังงานแห่งชาติ (5) ให้มีการวางยุทธศาสตร์เชิงรุกในการให้ความรู้ความเข้าใจเกี่ยวกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าและประชาชน และ (6) ให้บูรณาการความร่วมมือในการศึกษาเกี่ยวกับแนวทางในการพัฒนานโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในอนาคต

           3. กรอบแนวทางการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2564 - 2568 เพื่อให้ กกพ. นำไปกำหนดและจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ของนโยบาย มีดังนี้ (1) การปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้า โดยให้สะท้อนรายได้ที่พึงได้รับ (Allowed revenue) ซึ่งคิดจากต้นทุนและผลตอบแทนที่เหมาะสมของแต่ละประเภทใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าแยกออกจากกัน และคำนึงถึงต้นทุนในการรักษาเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้า โดยเทียบเคียงกับหลักการในการให้บริการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า (Ancillary service) เพื่อให้รายรับที่เรียกเก็บจากผู้สร้างความผันผวนต่อระบบไฟฟ้ามีความสมดุลกับค่าใช้จ่ายในการเสริมสร้างความมั่นคงในระบบไฟฟ้า และกระจายภาระค่าใช้จ่ายดังกล่าวไปยังผู้มีส่วนเกี่ยวข้องอย่างเหมาะสมและเป็นธรรม ควรไม่เป็นการเพิ่มภาระกับผู้ใช้ไฟฟ้าเมื่อเปรียบเทียบกับอัตราค่าไฟฟ้าภายใต้บริบทเดิม และ (2) สำหรับโครงสร้างอัตราขายปลีก ได้กำหนดให้มีการอุดหนุนอัตราค่าไฟฟ้าของกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยโดยเฉพาะบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย โดยให้มีการพิจารณาคุณสมบัติผู้ที่สมควรได้รับการช่วยเหลือบนพื้นฐานระบบบูรณาการฐานข้อมูลสวัสดิการสังคม (e-Social Welfare) แทนปริมาณการใช้ไฟฟ้าเพียงอย่างเดียว และควรกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มอื่นๆ ให้ใกล้เคียงกับต้นทุนหน่วยสุดท้าย (Marginal Cost)

มติของที่ประชุม

           1. เห็นชอบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 และกรอบแนวทางการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2564 - 2568 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ

           2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เป็นไปตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ทั้งนี้ หาก กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าควรกำหนดให้มีมาตรการหรือการดำเนินการเฉพาะอันก่อให้เกิดประโยชน์ต่อประชาชนเพิ่มเติม ให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

เรื่องที่ 10 การแต่งตั้งคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า

สรุปสาระสำคัญ

           1. เมื่อวันที่ 8 มกราคม 2564 คณะทำงานพิเศษประสานเชื่อมโยงคณะกรรมการยุทธศาสตร์ชาติและคณะกรรมการปฏิรูปประเทศ (ป.ย.ป.) กระทรวงพลังงาน ได้มีมติเห็นชอบให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ภายใต้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณาจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ให้สอดคล้องตามแผนการปฏิรูปประเทศ (ฉบับปรับปรุง) ซึ่งกำหนดเป้าหมายการจัดทำแผนบูรณาการฯ ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ไว้ในแผนการปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน กิจกรรมการปฏิรูปที่ 5 ปรับโครงสร้าง กิจการไฟฟ้าและธุรกิจก๊าซธรรมชาติเพื่อเพิ่มการแข่งขัน โดยให้แล้วเสร็จภายในปี 2565 และสอดคล้องกับพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ต่อมาเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2564 ที่ประชุมผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงาน ได้มีมติเห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ และมอบหมายให้ สนพ. นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป

           2. ร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ มีองค์ประกอบรวม 12 ท่าน โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เป็นประธานกรรมการ ผู้อำนวยการ สนพ. เป็นกรรมการและเลขานุการ ผู้แทน สนพ. เป็นกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ โดยมีกรรมการประกอบด้วย ปลัดกระทรวงพลังงาน ปลัดกระทรวงมหาดไทย เลขาธิการสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ หรือผู้แทน ผู้อำนวยการสำนักงบประมาณ หรือผู้แทน ผู้อำนวยการสำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ผู้ว่าการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ผู้ว่าการการไฟฟ้านครหลวง และผู้ว่าการการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค โดยมีหน้าที่และอำนาจ ดังนี้ (1) จัดทำแผนบูรณาการฯ ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ให้สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) แผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย และนโยบายด้านระบบโครงข่ายไฟฟ้า รวมถึงนโยบายด้านพลังงานไฟฟ้าอื่นๆ ของประเทศ เพื่อบูรณาการแผนการลงทุนให้เกิดประโยชน์สูงสุด ไม่เป็นการลงทุนที่ซ้ำซ้อน และไม่เป็นภาระต้นทุนส่วนเกินต่อประชาชน (2) พิจารณาและเสนอแนะแนวทางการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับพื้นที่เกาะ และพื้นที่ห่างไกลให้เป็นไปอย่างบูรณาการและมีประสิทธิภาพ (3) พิจารณาและเสนอแนะแนวทางการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้าให้มีความทันสมัย รองรับเทคโนโลยีระบบไฟฟ้าในอนาคต รวมถึงการพัฒนาโครงข่ายระบบไฟฟ้าให้เชื่อมโยงกับประเทศในภูมิภาคอาเซียน เพื่อให้สามารถรองรับการขยายความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าในอนาคต (4) มีอำนาจเชิญผู้ที่เกี่ยวข้องเข้าร่วมชี้แจง รวมทั้งให้ข้อมูลและเอกสารที่เกี่ยวข้องตามความเหมาะสม (5) ปฏิบัติงานอื่นๆ ตามที่ กพช. หรือประธาน กพช. มอบหมาย และ (6) แต่งตั้งคณะอนุกรรมการช่วยปฏิบัติงานในอำนาจหน้าที่ตามความจำเป็น

           3. การดำเนินการจัดทำแผนบูรณาการฯ ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง

                   3.1 วัตถุประสงค์ มีดังนี้ (1) เพื่อให้หน่วยงานด้านนโยบาย กำกับดูแล และการปฏิบัติร่วมกันกำหนดแผนการลงทุนและแผนการดำเนินงานเพื่อเสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงาน เกิดการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานอย่างเต็มประสิทธิภาพ และไม่ก่อให้เกิดภาระต้นทุนส่วนเกินแก่ประชาชน (2) เพื่อให้การทำงานสอดคล้องทั้งด้านนโยบาย การบูรณาการงานร่วมกัน และการปฏิบัติงานเป็นไปอย่างมีเอกภาพและมีประสิทธิภาพ มีการบูรณาการแผนการลงทุนที่เกิดประโยชน์สูงสุดและไม่เป็นการลงทุนที่ซ้ำซ้อน และ (3) เตรียมความพร้อมเพื่อเปิดให้สิทธิ์บุคคลอื่นมาใช้ประโยชน์จากระบบส่งและระบบจำหน่าย

                   3.2 หลักการและแนวทางการทำงาน มีดังนี้ (1) กพช. มีอำนาจพิจารณาอนุมัติ ทบทวน และปรับปรุงแผนบูรณาการฯ และดำเนินการแต่งตั้งคณะกรรมการแผนบูรณาการฯ โดยมอบหมายให้จัดทำแผนบูรณาการฯ และนำเสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบภายในปี 2565 เพื่อพิจารณาอนุมัติและประกาศแผนบูรณาการฯ ระยะ 5 ปี ให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องนำไปปฏิบัติ (2) แผนบูรณาการฯ ประกอบด้วย 3 ส่วนหลัก ได้แก่ แผนบูรณาการลงทุนและการดำเนินงานของ 3 การไฟฟ้า แผนการลงทุนรายหน่วยงาน และโครงการสำคัญตามนโยบายของรัฐบาลหรืออื่นๆ ตามที่ กพช. และคณะกรรมการแผนบูรณาการฯ เห็นสมควร ทั้งนี้ เพื่อให้เกิดการบูรณาการการลงทุนและจัดลำดับความสำคัญของโครงการทั้งในส่วนระบบผลิต ระบบส่ง และระบบจำหน่าย รวมทั้งการจัดตั้งโครงการลงทุนหรือวิจัยและพัฒนาร่วมกันในรูปแบบหรือพื้นที่ต่างๆ ได้แก่ การดำเนินโครงการ Smart Grid Micro Grid และ Energy Trading Platform การบูรณาการด้านข้อมูล (Data Harmonization) และการวิเคราะห์ข้อมูล หรือการสร้าง Platform ด้านพลังงานเพื่อให้เกิดการสร้างรายได้ หรือระบบ หรือกลไกดำเนินงานร่วมกัน เป็นต้น และ (3) โครงการลงทุนของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ที่สำคัญหรือจำเป็น หรือโครงการที่มีมูลค่าเกิน 1,000 ล้านบาท อาทิ โครงการด้านการพัฒนาโครงข่ายและระบบไฟฟ้า ต้องกำหนดอยู่ในแผนบูรณาการฯ จึงจะได้รับการพิจารณาแผนงาน โครงการ และงบลงทุนประจำปีจากกระทรวงมหาดไทย กระทรวงพลังงาน สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ และคณะรัฐมนตรี ทั้งนี้ กำหนดระยะเวลาการดำเนินการจัดทำแผนบูรณาการฯ และนำเสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบภายในปี 2565

มติของที่ประชุม

           เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2564 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาลงนามต่อไป