คณะกรรมการและอนุกรรมการ (2531)
Children categories
กบง. ครั้งที่ 38 - วันจันทร์ที่ 1 พฤษภาคม 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 5/2560 (ครั้งที่ 38)
เมื่อวันจันทร์ที่ 1 พฤษภาคม 2560 เวลา 14.00 น.
1. สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
5. การใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมัน
6. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนพฤษภาคม 2560
7. รายงานความก้าวหน้าร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
8. หลักการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานเรื่องอัตราการขยายตัวของเศรษฐกิจโลกให้ทราบว่ากองทุนการเงินระหว่างประเทศ (IMF) ได้ประมาณการว่าอัตราการขยายตัวของเศรษฐกิจโลกในปี 2560 จะอยู่ที่ ร้อยละ 3.5 จากที่เคยประมาณการไว้ว่าอยู่ที่ร้อยละ 3.4 โดยปัจจัยสำคัญมาจากการขยายตัวอย่างต่อเนื่อง ของเศรษฐกิจประเทศจีน และอินเดีย สำหรับสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกได้รายงานให้ ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในเดือนเมษายน 2560 โดยเฉลี่ยมีการปรับตัวลดลง เนื่องจากปริมาณการผลิตน้ำมันดิบ ในประเทศสหรัฐฯ เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง และประมาณการว่าในเดือนพฤษภาคม 2560 ราคาน้ำมันดิบยังคงมีทิศทางปรับตัวลดลง สำหรับในช่วงครึ่งหลังของปี 2560 มีปัจจัยที่จะส่งผลต่อทิศทางราคาน้ำมันดิบว่าจะเพิ่มขึ้นหรือลดลง ได้แก่ ผลการประชุมของกลุ่มโอเปคที่จะจัดขึ้นระหว่างวันที่ 24 – 25 พฤษภาคม 2560 ความต้องการใช้พลังงาน ที่เพิ่มขึ้นของประเทศสหรัฐฯ ท่าทีที่จะไม่ลดกำลังการผลิตน้ำมันดิบของประเทศรัสเซีย ระดับความรุนแรงของความขัดแย้งในคาบสมุทรเกาหลี และนโยบายของประธานาธิบดีคนใหม่ของประเทศฝรั่งเศสที่จะเลือกตั้งในเดือนพฤษภาคม 2560 อย่างไรก็ตาม คาดการณ์ว่าในช่วงครึ่งหลังของปี 2560 ราคาน้ำมันดิบจะเฉลี่ยอยู่ที่ 50 – 55 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนพฤษภาคม 2560 ราคา CP (Contract Price) อยู่ที่ 387.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อนหน้า จำนวน 72.5 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากในภูมิภาคเอเชีย มีการปิดซ่อมบำรุงอุตสาหกรรมปิโตรเคมีบางส่วน ทำให้ความต้องการใช้ก๊าซ LPG ในภาคปิโตรเลียมลดลง และหลายประเทศหมดช่วงฤดูหนาว (3) ราคา LNG ในเดือนเมษายน 2560 มีการปรับตัวลดลง โดยราคาเฉลี่ย ในภูมิภาคเอเชียอยู่ที่ 5.5 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เนื่องจากประเทศแองโกลา และสหรัฐอเมริกา ผลิต LNG เพิ่มขึ้น และอียิปต์นำเข้า LNG ลดลง สำหรับราคา LNG ในเดือนพฤษภาคม 2560 คาดการณ์ว่าจะอยู่ที่ 6 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และ (4) ราคาถ่านหิน ช่วงปลายเดือนเมษายน 2560 มีการปรับตัวลดลงโดยอยู่ที่ระดับต่ำกว่า 80 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากประเทศรัสเซีย โคลัมเบีย มีการส่งออกเพิ่มขึ้น และคาดการณ์ว่าราคา ถ่านหินในเดือนพฤษภาคม 2560 ยังคงมีแนวโน้มที่จะลดลง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. ความคืบหน้าการดำเนินการตามแผน PDP 2015 ไตรมาสที่ 1 ปี 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) การจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในช่วง 2 เดือนแรกของปี 2560 สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติอยู่ที่ร้อยละ 62 มากกว่าแผนฯ ซึ่งอยู่ที่ร้อยละ 60 ส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนอยู่ที่ร้อยละ 8 ต่ำกว่าแผนฯ ที่ตั้งไว้ที่ร้อยละ 11 (2) การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน โดยโครงการเซเปียนและโครงการน้ำเงี๊ยบ 1 มีการดำเนินการเร็วกว่า แผน การเจรจาความร่วมมือด้านพลังงานกับ สปป.ลาว เป็นไปตามแผน ส่วนโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเกาะกง ประเทศกัมพูชา การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ประชุมกับผู้ร่วมพัฒนาทั้ง 2 ราย เพื่อชี้แจงแนวทางการจัดทำข้อเสนอขายไฟฟ้า (3) โครงการระบบสายส่งไฟฟ้า ส่วนใหญ่เป็นไปตามแผนงาน มีบางโครงการที่ล่าช้า ได้แก่ โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าระยะที่ 12 มีการคัดค้านจากชุมชน โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันตกและภาคใต้เพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า งานก่อสร้างสายส่ง 500 เควี สุราษฎร์ธานี 2 – ภูเก็ต 3 อยู่ระหว่างการกำหนดราคาค่าทดแทนที่ดินและทรัพย์สิน และต้องใช้ระยะเวลาในการขออนุญาตใช้พื้นที่ (4) แผนการสื่อสารและสร้างความรู้ความเข้าใจ โดยนายกรัฐมนตรีได้มีข้อสั่งการเมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2560 ให้กระทรวงพลังงานเป็นหน่วยงานหลักร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง สร้างการรับรู้ความเข้าใจแก่สาธารณชนเกี่ยวกับเรื่องพลังงานในภาพรวมของประเทศ สถานการณ์พลังงานโลก และการบริหารจัดการพลังงานของต่างประเทศ โดยจัดเวทีรับฟังความคิดเห็นจากทุกภาคส่วน ในพื้นที่ที่เหมาะสมหรือในแต่ละกลุ่มจังหวัด เพื่อให้สามารถร่วมกันพิจารณากำหนดแนวทางการบริหารจัดการพลังงานที่สอดคล้องกับความต้องการของพื้นที่และสร้างความมั่นคง ด้านพลังงาน
2. เมื่อวันที่ 16 มีนาคม 2560 คณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) ได้แต่งตั้งคณะกรรมการการสร้างความรู้ ความเข้าใจ และรับทราบความคิดเห็นเกี่ยวกับสถานการณ์พลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ เพื่อสร้างความรู้ ความเข้าใจ และรับทราบความคิดเห็นเกี่ยวกับสถานการณ์พลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ เสริมสร้างความมั่นคง ด้านพลังงานไฟฟ้า ซึ่งคณะกรรมการฯ โดย คสช. และกองทัพภาคที่ 4 ได้จัดกิจกรรมในวันจันทร์ที่ 27 มีนาคม 2560 ในพื้นที่ 3 จังหวัด ได้แก่ จังหวัดสงขลา จังหวัดกระบี่ และจังหวัดสุราษฎร์ธานี มีผู้เข้าร่วมสัมมนาทั้งสิ้น 3,485 คน บรรยากาศแต่ละเวทีเป็นไปด้วยความเรียบร้อย ไม่มีเหตุการณ์การก่อความไม่สงบ มีเพียงเวทีจังหวัดสงขลา ที่กลุ่มผู้คัดค้านโครงการต่างๆ ในภาคใต้ไม่เข้าร่วมการสัมมนา ทั้งนี้ ผู้แสดงความคิดเห็นมีความเห็นส่วนใหญ่ตรงกันว่าภาคใต้จำเป็นต้องมีโรงไฟฟ้าเพื่อมารองรับความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้น สำหรับแผนก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหิน ในพื้นที่ภาคใต้ ฝ่ายที่เห็นด้วยมีความเห็นว่าโรงไฟฟ้าจะช่วยทำให้คุณภาพชีวิตของคนในพื้นที่ดีขึ้น ส่วนฝ่ายที่ไม่เห็นด้วยมีความเห็นว่าโครงการจะส่งผลกระทบต่อการท่องเที่ยวและสิ่งแวดล้อม รวมถึงประชาชนในพื้นที่ยังไม่ได้มีส่วนร่วมในกระบวนการรับฟังความคิดเห็นเท่าที่ควร ต่อมาเมื่อวันที่ 31 มีนาคม 2560 คสช. ได้จัดทำสรุปผลการจัดกิจกรรมเสนอนายกรัฐมนตรี และจะจัดทำรายงานผลการดำเนินงานฉบับสมบูรณ์พร้อมข้อเสนอแนะเพื่อเป็นข้อมูลประกอบการพิจารณาแก่รัฐบาลต่อไป
3. การดำเนินการตามข้อสั่งการของรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและปลัดกระทรวงพลังงานเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพของระบบไฟฟ้า โดยมีผลการดำเนินการในช่วงเดือนมกราคมถึงมีนาคม 2560 ดังนี้ (1) กฟผ. ได้ปรับปรุงกระบวนการวางแผนการผลิตและวิเคราะห์ระบบไฟฟ้าเพื่อลดการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าประเภทจำเป็น (Must Run) ในเขตนครหลวง โดยสามารถลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าลงได้ประมาณ 265 ล้านบาท และ (2) การลดการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมราชบุรี โดยเดินเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมอื่นๆ ทดแทน เนื่องจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมมีความสามารถในการเปลี่ยนเชื้อเพลิงสูงถึงร้อยละ 73 ช่วยลดผลกระทบจากการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซฯ ในฝั่งตะวันตก โดยสามารถลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 314 ล้านบาท (3) การปรับปรุงระบบการคำนวณความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ใหม่ โดยใช้ระบบของ 3 การไฟฟ้าที่รวมการผลิตไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ด้วย
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 – 2579 (EEP 2015) พร้อมมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้พิจารณาและให้การสนับสนุนการดำเนินงานของแผน EEP 2015 โดยมีเป้าหมายลดความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity; EI) ลงร้อยละ 30 ในปี 2579 เมื่อเทียบกับปี 2553 โดยต้องลดค่าความเข้มการใช้พลังงานจากปีฐาน (ปี 2553) ซึ่งมีค่า 8.54 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อพันล้านบาท ลดลงให้เหลือ 5.98 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อพันล้านบาท ในปี 2579 และในการประชุม COP20 ประเทศไทยได้เสนอเป้าหมาย NAMAs ในปี 2563 จะลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาคขนส่งและภาคพลังงานให้ได้ร้อยละ 7-20 จากปริมาณที่ปล่อยในปี 2548 ในภาวะปกติ (สำหรับกรณีที่ไม่ได้รับความช่วยเหลือจากชาติอื่น) โดยมียุทธศาสตร์และมาตรการในการขับเคลื่อนการอนุรักษ์พลังงานของประเทศ เป็น 3 ระยะ ได้แก่ ระยะสั้น 1 - 2 ปี ระยะกลาง 5 ปี และระยะยาว 22 ปี แบ่งกลุ่มเป้าหมาย 4 กลุ่มเศรษฐกิจ ได้แก่ ภาคอุตสาหกรรม ภาคอาคารธุรกิจ อาคารของรัฐ ภาคบ้านอยู่อาศัย และภาคขนส่ง โดยมี 3 กลยุทธ์ (10 มาตรการ) ได้แก่ กลยุทธ์ภาคบังคับ (Compulsory Program) เป็นการกำกับดูแลโดยใช้กฎหมาย กลยุทธ์ ความร่วมมือ (Voluntary Program) เป็นการสนับสนุนด้านการเงิน การอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่งและการศึกษาวิจัย และกลยุทธ์สนับสนุน (Complementary Program) เป็นการพัฒนาบุคลากรและการสร้างจิตสำนึกการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ
2. เป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานจากทุกมาตรการในปี 2560 กำหนดไว้ที่ 1,270 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) แบ่งเป็นเป้าหมายที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่ง จำนวน 703 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และเป้าหมายเฉพาะมาตรการในภาคขนส่ง จำนวน 567 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ โดยในปี 2560 ในส่วนของมาตรการที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่ง (การจัดการโรงงานและอาคารควบคุม การใช้เกณฑ์มาตรฐานอาคาร การใช้เกณฑ์มาตรฐานและติดฉลากอุปกรณ์ การสนับสนุนด้านการเงิน และการส่งเสริมการใช้หลอด LED) มีเป้าหมายผลประหยัดตามแผนและผลประหยัดที่คาดว่าจะได้รับอยู่ที่ 703 และ 787 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ตามลำดับ และหากรวมมาตรการในภาคขนส่ง จะมีเป้าหมายผลประหยัดตามแผนและผลประหยัดที่คาดว่าจะได้รับอยู่ที่ 1,270 และ 1,303 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ตามลำดับ ทั้งนี้ ความคืบหน้าในภาคขนส่ง ในช่วง 2 เดือนแรกของปี 2560มีการติดฉลากแสดงประสิทธิภาพยานยนต์ (Eco-sticker) แล้วจำนวน 86,047 ฉบับ คิดเป็นผลประหยัด 49 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) อยู่ระหว่างจัดทำแผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่งระยะ 4 ปี (Action Plan 2561 - 2564) และได้เตรียมจัดประชุมคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง ในช่วงปลายเดือนพฤษภาคม 2560
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
เป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนในปี 2560 ตามแผน AEDP 2015 แบ่งเป็น 3 ด้าน ดังนี้ (1) การใช้พลังงานทดแทนผลิตไฟฟ้า โดยมีการติดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนรายเทคโนโลยี ได้แก่ ขยะชุมชน ขยะอุตสาหกรรม พลังงานน้ำขนาดเล็ก ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และพลังน้ำขนาดใหญ่ มีเป้าหมายสะสมถึงสิ้นปี 2560 อยู่ที่ 9,327.15 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 33,580.65 ล้านหน่วย และ ณ เดือนมกราคม 2560 มีการติดตั้งสะสม 10,111.77 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 2,581.85 ล้านหน่วย และมีแผนจ่ายไฟเข้าระบบ 1,192.70เมกะวัตต์ ทั้งนี้ คาดการณ์ว่า ณ สิ้นปี 2560 จะมีการกำลังติดตั้งสะสมรวม 11,304.48 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 32,545.86 ล้านหน่วย (2) การใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน ได้แก่ ขยะ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ พลังงานแสงอาทิตย์ และพลังงานความร้อนทางเลือกอื่น (เช่น พลังงานจากใต้พิภพ น้ำมันจากยางรถยนต์ที่ใช้แล้ว) จำนวน 7,115.10 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ คิดเป็นร้อยละ 8.70 ของการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย โดย ณ เดือนมกราคม 2560 มีการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน จำนวน 631.76 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ คิดเป็นร้อยละ 9.43 ของการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย และ (3) การใช้เชื้อเพลิงชีวภาพในภาคขนส่ง มีเป้าหมายอยู่ที่ 1,869.51 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ได้แก่ เอทานอล 3.84 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 714.82 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และไบโอดีเซล 3.67 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 1,154.69 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) ในเดือนมกราคม 2560มีการใช้เอทานอล 3.73 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 58.97 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และไบโอดีเซล 3.17 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 84.71 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) โดยสรุปในปี 2560 มีเป้าหมายเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนตามแผน AEDP 2015 อยู่ที่ร้อยละ 14.48 ในเดือนมกราคม 2560 ดำเนินการได้อยู่ที่ร้อยละ 14.86 และคาดว่า ณ สิ้นปี 2560 จะสามารถเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนได้อยู่ที่ร้อยละ 14.50
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 การใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมัน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 3 เมษายน 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติรับทราบ และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำข้อเสนอการใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมันกรณีราคาน้ำมันตลาดโลกในช่วงขาลง และให้นำเสนอในการประชุม กบง. ครั้งต่อไป
2. สถานการณ์ราคาตลาดโลก ณ วันที่ 27 เมษายน 2560 น้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 50.52 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 65.51 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 63.20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรลอัตราแลกเปลี่ยน ณ วันที่ 26 เมษายน 2560 อยู่ที่ 34.5930 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ โดยกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 23 เมษายน 2560 มีฐานะสุทธิ 40,091 ล้านบาท โดยแยกเป็นของน้ำมัน 33,647 ล้านบาท และก๊าซ LPG 6,444 ล้านบาท
3. หลักการการใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการบริหารจัดการราคาน้ำมัน มีดังนี้ (1) กองทุนน้ำมันฯ ช่วยครึ่งหนึ่งและราคาขายปลีกรับภาระฝ่ายละกึ่งหนึ่ง (Half – Half Concept) โดยเมื่อราคาน้ำมันดิบดูไบปรับตัวสูงขึ้นจนกระทั่งแตะราคาเริ่มต้น (Trigger Point) ที่ 60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าไปบริหารจัดการ ดังนี้ ครั้งที่ 1 กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าไปช่วยที่ 0.40 – 0.60 บาทต่อลิตร ครั้งที่ 2 ถ้าราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับเพิ่มขึ้น ราคาขายปลีกปรับขึ้นที่ 0.40 – 0.60 บาทต่อลิตร เพื่อให้กลไกตลาดเสรีทำงาน และครั้งที่ 3 กรณีราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง ราคาขายปลีกจะขยับขึ้นและกองทุนน้ำมันฯ จะเข้าช่วยสลับกันเช่นนี้ไปเรื่อยๆ (2) กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยเหลือน้ำมันดีเซลและน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 สูงสุดที่ไม่เกิน 3 บาทต่อลิตร ขณะที่น้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอลชนิดอื่น ให้กองทุนน้ำมันฯ รักษาระดับราคาขายปลีกเพื่อส่งเสริมการใช้เอทานอลต่อไป (3) กำหนดเพดานราคาขายปลีกน้ำมัน เพื่อให้ภาคขนส่ง รถโดยสารสาธารณะ ภาคอุตสาหกรรม รวมถึงประชาชนมีเวลาเตรียมพร้อมรับผลกระทบที่จะเกิดขึ้นเมื่อราคาน้ำมันปรับเพิ่มขึ้น โดยมีหลักการ คือ กำหนดเพดานราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลที่ 29.99 บาทต่อลิตร เนื่องจากหากราคาขายปลีกสูงกว่านี้อาจส่งผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน แต่หากราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงมีแนวโน้มสูงขึ้นเรื่อยๆ จะต้องมีการปรับเพดานราคาทุกๆ 3 เดือน แต่ทั้งนี้จะไม่กำหนดเพดานราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มแก๊สโซฮอล เนื่องจากไม่ส่งผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน อีกทั้งผู้บริโภคมีทางเลือกและศักยภาพที่สามารถจ่ายได้ (4) กรอบวงเงินการช่วยเหลือ ตามร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ... กำหนดให้กองทุนน้ำมันฯ มีเงินได้ไม่เกิน 40,000 ล้านบาท และกู้เงินได้ไม่เกิน 20,000 ล้านบาท ซึ่งจำนวนเงินดังกล่าวมีไว้สำหรับแก้ไขวิกฤตราคาน้ำมันเชื้อเพลิง รักษาเสถียรภาพราคา ส่งเสริมพลังงานทดแทน และช่วยเหลือประชาชนผู้มีรายได้น้อยที่ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาพลังงาน ดังนั้น การใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาจึงควรกำหนดกรอบวงเงินไว้ไม่เกิน 15,000 ล้านบาท แบ่งเป็น กรอบวงเงินการช่วยเหลือกลุ่มน้ำมันดีเซลที่ 10,000 ล้านบาท และกรอบวงเงินการช่วยเหลือกลุ่มน้ำมันแก๊สโซฮอลที่ 5,000 ล้านบาท (5) การปรับอัตราภาษีสรรพสามิต โดยใช้การลดอัตราภาษีสรรพสามิต เมื่อกองทุนน้ำมันฯ ช่วยเหลือจนถึง 3 บาทต่อลิตร หรือระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลแตะ 29.99 บาทต่อลิตร หรือช่วยเหลือจนเต็มกรอบวงเงินตามที่กำหนด และ (6) การถอนกองทุนน้ำมันฯ (Exit Strategy) โดยจะเริ่มทยอยลดการช่วยเหลือเมื่อ กรณีที่ 1 หากราคาน้ำมันดิบดูไบทรงตัวอยู่ในระดับสูงหรือปรับเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง และกองทุนน้ำมันฯ ช่วยเหลือจนถึง 3 บาทต่อลิตร หรือเต็มกรอบวงเงิน รวมทั้งลดอัตราภาษีสรรพสามิตแล้ว จะปรับราคาขายปลีกขึ้นพร้อมกับปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ จนกระทั่งการช่วยเหลือเป็นศูนย์ โดยจะต้องมีวงเงินช่วยเหลือเพิ่มเติมอีกประมาณ 15,000 ล้านบาท เพื่อให้การถอนกองทุนน้ำมันฯ เป็นไปอย่างค่อยเป็นค่อยไป และกรณีที่ 2 หากราคาน้ำมันดิบดูไบเริ่มปรับตัวลดลง กองทุนน้ำมันฯ จะใช้หลักการ Half – Half Concept โดยให้ตัวที่ปรับล่าสุดเริ่มปรับลงก่อน และหากราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับลดลงอย่างต่อเนื่อง จะทยอยถอนการช่วยเหลือเช่นนี้สลับกันไปเรื่อยๆ จนกระทั่งการช่วยเหลือเป็นศูนย์
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ยกตัวอย่างการใช้กองทุนน้ำมันฯ บริหารจัดการราคาน้ำมันดีเซล เมื่อราคาน้ำมันดูไบแตะ Trigger Point ที่ 60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามสมมติฐาน ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบดูไบเปลี่ยนแปลง 1 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลเปลี่ยนแปลง 0.20 บาทต่อลิตร (2) ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 (ม.7) ปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลครั้งละประมาณ 0.30 - 0.60 บาทต่อลิตร (3) ณ วันที่ 24 เมษายน 2560 ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 51.30 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 5.85 บาทต่อลิตร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 0.01 บาทต่อลิตร และราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 25.49 บาทต่อลิตร และ (4) ถ้าราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 57.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลจะอยู่ที่ 26.73 บาทต่อลิตร ซึ่งการใช้กองทุนน้ำมันฯ บริหารจัดการราคาน้ำมัน มีดังนี้ (1) หากราคาน้ำมันดิบดูไบแตะ Trigger Point (60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล) จะต้องปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ลง 0.50 บาทต่อลิตร (ทำให้กองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.49 บาทต่อลิตร) เพื่อคงราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลไว้ที่ 26.73 บาทต่อลิตร (2) หากราคาน้ำมันดิบดูไบปรับตัวขึ้นจนแตะ 62.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ราคาขายปลีกจะปรับเพิ่มขึ้น 0.50 บาทต่อลิตร ทำให้ราคาขายปลีกเป็น 27.23 บาทต่อลิตร (3) หากราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับตัวขึ้นอย่างต่อเนื่อง ในทุกๆ 2.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะปรับลดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ 0.50 บาทต่อลิตร และปรับเพิ่มราคาขายปลีก 0.50 บาทต่อลิตร และทำเช่นนี้สลับกันไปเรื่อยๆ จนกระทั่งกองทุนน้ำมันฯ ช่วยเหลือถึง 3 บาทต่อลิตร หรือเต็มกรอบวงเงินที่ 10,000 ล้านบาทแล้ว มีความจำเป็นต้องปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตเพื่อคงราคาขายปลีกไม่ให้เกิน 29.99 บาทต่อลิตร (4) หากราคาน้ำมันดิบดูไบเริ่มปรับตัวลดลง ให้ปรับเพิ่มอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ หรือปรับลดราคา ขายปลีกลง โดยขึ้นกับการช่วยเหลือครั้งสุดท้ายในช่วงราคาน้ำมันขาขึ้นว่าเป็นวิธีใดให้ใช้วิธีนั้นเริ่มต้นถอนการช่วยเหลือ และ (5) หากราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่อง ในทุกๆ 2.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะปรับเพิ่มอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ 0.50 บาทต่อลิตร และปรับลดราคาขายปลีก 0.50 บาทต่อลิตร โดยทำเช่นนี้สลับกันไปเรื่อยๆ ตามหลักการ Half – Half Concept จนอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ กลับมาเท่ากับก่อนการช่วยเหลือ ที่ 0.10 บาทต่อลิตร
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนพฤษภาคม 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควตาการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของ ทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ในส่วนของการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน คือ ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ - ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม ส่วนที่ 2 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ โดยให้ ราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง +ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ทั้งนี้ เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ และ (2) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนผลิตและจัดหา โดยยกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศ โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคา ก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG พฤษภาคม 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ เดือนพฤษภาคม - กรกฎาคม 2560 เพิ่มขึ้นจากเดือนกุมภาพันธ์ – เดือนเมษายน 2560 ที่ 0.0551 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.3815 บาทต่อกิโลกรัมเป็น 13.4366 บาทต่อกิโลกรัม (2) โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก ต้นทุนอ้างอิงราคาตลาดโลกที่สูตรราคา CP โดยต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในเดือนพฤษภาคม 2560 เท่ากับ 387.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) การนำเข้า ต้นทุนเดือนพฤษภาคม 2560 อยู่ที่ 436.3049 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (15.1018 บาทต่อกิโลกรัม) และ (4) บริษัท ปตท.สผ. สยาม จำกัด ต้นทุนเดือนพฤษภาคม - กรกฎาคม 2560 เพิ่มขึ้น 0.10 บาทต่อกิโลกรัม จาก 15.20 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.10 บาทต่อกิโลกรัม โดยสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนพฤษภาคม 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 387.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนเมษายน 2560 อยู่ที่ 34.6130 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับลดลง 2.5630 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 17.6648 บาท ต่อกิโลกรัม (503.7363 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 15.1018 บาทต่อกิโลกรัม (436.3049 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และราคา ณ โรงกลั่นของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคปิโตรเคมีที่อ้างอิงราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average) ปรับลดลง 0.9637 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 14.5042 บาทต่อกิโลกรัม (413.6065 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 13.5405 บาทต่อกิโลกรัม (391.1977 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
3. จากมติ กบง. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบและราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก อัตราแลกเปลี่ยน ส่งผลให้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ/ชดเชย ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุน#1) ณ เดือนพฤษภาคม 2560 เป็นดังนี้ ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯที่ขายภาคปิโตรเคมี ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.1039 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯที่ขายเป็นเชื้อเพลิง ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 1.6652 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขายภาคปิโตรเคมี ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.1280 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขายเป็นเชื้อเพลิง ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 1.6893 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากปตท.สผ.สยามฯ ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 1.2321 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจากอัตราเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าวส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมัน#1) มีรายรับ 552 ล้านบาท ต่อเดือน ดังนั้น เพื่อเป็นการลดภาระการชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ และเตรียมการในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในอนาคต ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 30 เมษายน 2560 มีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของก๊าซ LPG 6,422 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงใคร่ขอเสนอการปรับเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมัน 3 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 คงราคาขายปลีกไว้ที่ 20.96 บาทต่อกิโลกรัม โดยกองทุนน้ำมันฯ ปรับลดอัตราเงินชดเชย 2.5630 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 3.7197 บาทต่อกิโลกรัม เป็นชดเชย 1.1567 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับ 153 ล้านบาทต่อเดือน แนวทางที่ 2 ปรับลดราคาขายปลีกลดลง 7 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยกองทุนน้ำมันฯ ปรับลดอัตราเงินชดเชย 2.1201 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 3.7197 บาทต่อกิโลกรัม เป็นชดเชย 1.5996 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกลดลง 0.47 บาทต่อกิโลกรัม จาก 20.96 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 20.49 บาทต่อกิโลกรัม (หรือ 7 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม) ส่งผลให้รายรับและรายจ่ายกองทุนฯ เมื่อหักลบกันแล้วเกือบเป็นศูนย์ แนวทางที่ 3 ปรับลดราคาขายปลีกลดลง 10 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยกองทุนน้ำมันฯ ปรับลดอัตราเงินชดเชย 1.9369 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 3.7197 บาทต่อกิโลกรัม เป็นชดเชย 1.7828 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกลดลง 0.67 บาทต่อกิโลกรัม จาก 20.96 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 20.29 บาทต่อกิโลกรัม (หรือ 10 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม) ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย 63 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือน พฤษภาคม 2560 ดังนี้
(1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 13.4366 บาทต่อกิโลกรัม
(2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 13.4125 บาทต่อกิโลกรัม
(3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 15.1018 บาทต่อกิโลกรัม
(4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.1000 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบตามที่ฝ่ายเลขานุการฯเสนอใน แนวทางที่ 2 กำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนฯ สำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 1.5996 บาท
3. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 12 พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินคืนกองทุนสำหรับก๊าซที่ส่งออกนอกราชอาณาจักร
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 2 พฤษภาคม 2560 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 7 รายงานความก้าวหน้าร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2559 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้เห็นชอบร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้นำข้อคิดเห็นของกระทรวงต่างๆ ไปปรับปรุงในขั้นตอนการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ต่อมาในวันที่ 4 เมษายน 2560 ครม. ได้เห็นชอบแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย ที่สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรีร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาจัดทำขึ้น พร้อมหลักเกณฑ์ในการตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย และมติ ครม. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2559 เรื่อง นโยบายการปฏิรูปกฎหมายในส่วนที่เกี่ยวกับฝ่ายบริหาร โดยให้เป็นหลักเกณฑ์ในการตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติท้ายระเบียบว่าด้วยหลักเกณฑ์และวิธีเสนอเรื่องต่อคณะรัฐมนตรี พ.ศ. 2548 และให้หน่วยงานของรัฐถือปฏิบัติอย่างเคร่งครัดต่อไป โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ได้มีการชี้แจงรายละเอียดร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ต่อคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ซึ่งได้มีการพิจารณาเสร็จสิ้นแล้ว เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2560
2. ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... มี 7 หมวด (มาตรา 1-45) และบทเฉพาะกาล (มาตรา 46-55) จำนวนทั้งหมด 55 มาตรา สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้ (1) วัตถุประสงค์ของกองทุน (มาตรา 5) ให้จัดตั้งกองทุนขึ้นกองทุนหนึ่ง เรียกว่า “กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง” ในสำนักงานกองทุนน้ำมันฯ มีวัตถุประสงค์ ดังนี้ 1) รักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม 2) สนับสนุนเชื้อเพลิงชีวภาพให้มีส่วนต่างราคาที่สามารถแข่งขันกับน้ำมันเชื้อเพลิงได้ 3) บรรเทาผลกระทบจากการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับผู้มีรายได้น้อยและผู้ด้อยโอกาส 4) สนับสนุนการลงทุนการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ เพื่อป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และเพื่อประโยชน์ความมั่นคงทางด้านพลังงาน และ 5) สนับสนุนการลงทุนระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อประโยชน์แก่ ความมั่นคงทางด้านพลังงาน ทั้งนี้ การดำเนินการตามวัตถุประสงค์ตามวรรคหนึ่ง ให้อยู่ภายใต้กรอบนโยบายที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนด (2) คณะกรรมการ (มาตรา 9) ให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันฯ มีองค์ประกอบคณะกรรมการทั้งหมด 15 คน โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เป็นประธาน และมีผู้อำนวยการสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นกรรมการและเลขานุการ (3) อำนาจหน้าที่คณะกรรมการ (มาตรา 14) อาทิ เสนอแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันฯ กำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนหรือได้รับเงินชดเชย และกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน หรืออัตราเงินชดเชย อัตราเงินที่ส่งเข้ากองทุนคืนจากกองทุน และอัตราเงินชดเชยคืนกองทุน เป็นต้น (4) สถานะสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (มาตรา 18) ให้มีสำนักงานกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะเป็นหน่วยงานของรัฐที่เป็นนิติบุคคล และไม่เป็นส่วนราชการตามกฎหมายว่าด้วยระเบียบบริหารราชการแผ่นดิน หรือรัฐวิสาหกิจตามกฎหมายว่าด้วยวิธีการงบประมาณหรือกฎหมายอื่น และให้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (5) อำนาจหน้าที่สำนักงาน (มาตรา 19) ได้แก่ จัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันฯ รวมทั้งรายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติการตามแผนดังกล่าว เสนอต่อคณะกรรมการ และกู้ยืมเงินโดยความเห็นชอบของคณะกรรมการและโดยอนุมัติของคณะรัฐมนตรี เพื่อดำเนินงานตามวัตถุประสงค์ของกองทุนตามมาตรา 5 (1) (2) หรือ (3) ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหน (6) การดำเนินงานของกองทุน (มาตรา 26) กองทุนต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้ตามวรรคสองแล้วต้องไม่เกินจำนวนสี่หมื่นล้านบาท เมื่อกองทุนมีจำนวนเงินไม่เพียงพอเพื่อดำเนินงานตามวัตถุประสงค์ของกองทุนตามมาตรา 5 (1) (2) หรือ (3) ให้สำนักงานโดยความเห็นชอบของคณะกรรมการและโดยอนุมัติของคณะรัฐมนตรีมีอำนาจกู้ยืมเงินตามมาตรา 19 (3) เป็นจำนวนไม่เกินสองหมื่นล้านบาท ตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหนด ทั้งนี้ การเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินที่กองทุนต้องมีตามวรรคหนึ่ง และกรอบวงเงินกู้ตามวรรคสองให้สอดคล้องกับสถานการณ์ทางเศรษฐกิจให้กระทำได้โดยการตราพระราชกฤษฎีกา และ (7) บทกำหนดโทษ (หมวด 7 มาตรา 40 - 45) เพื่อให้การบังคับใช้พระราชบัญญัติเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ มีการกำหนดบทลงโทษสำหรับผู้ไม่ส่งเงินเข้ากองทุน ผู้ส่งเงินเข้าไม่ครบถ้วนตามจำนวน ผู้ไม่ให้ถ้อยคำหรือไม่ส่งเอกสารหรือหลักฐาน ผู้แจ้งความเท็จหรือให้ถ้อยคำเท็จ
3. เพื่อให้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. …. มีการดำเนินการตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมาย กระทรวงพลังงานจึงต้องดำเนินการตามหลักเกณฑ์และแนวทางดังต่อไปนี้ (1) หน่วยงานเจ้าของเรื่อง (ในกรณีนี้คือ สนพ. และ สบพน.) จะต้องจัดทำความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญ แห่งราชอาณาจักรไทยโดยเฉพาะขั้นตอนในการจัดรับฟังความคิดเห็นและจัดทำรายละเอียดการวิเคราะห์ผลกระทบ ที่อาจเกิดขึ้นจากกฎหมาย (Regulatory Impact Assessment : RIA) และจัดส่งให้คณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาตรวจสอบ และ (2) คณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) และสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาจะนำเสนอ ครม. และ สนช. ต่อไป โดยการดำเนินการในระยะต่อไป ได้แก่ (1) จัดทำรายละเอียดการวิเคราะห์ผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากกฎหมาย (Regulatory Impact Assessment : RIA) ตามหลักเกณฑ์การตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) ที่สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรีร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาปรับปรุงขึ้น เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย (2) จัดการรับฟังความคิดเห็นตามหลักเกณฑ์ในข้อ 10 ของ Checklist โดยนำร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ที่ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ไปรับฟังความคิดเห็น (3) จัดทำกฎหมายลำดับรองตามหลักเกณฑ์ในข้อ 9 ของ Checklist และ (4) การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. เพื่อแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547
มติของที่ประชุม
1. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ประสานการเตรียมการกับสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาให้สอดคล้องกับรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และสถาบันบริหารกองทุนพลังงานเตรียมการดำเนินงาน ดังนี้
(1) จัดทำรายละเอียดการวิเคราะห์ผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากกฎหมาย (Regulatory Impact Assessment : RIA) ตามหลักเกณฑ์การตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) ที่สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรีร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาปรับปรุงขึ้น เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย
(2) จัดการรับฟังความคิดเห็นตามหลักเกณฑ์ในข้อ 10 ของ Checklist โดยนำร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ที่ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ไปรับฟังความคิดเห็น ดังนี้
1) รับฟังความคิดเห็นผ่านเว็บไซต์สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน หรือผ่านเว็บไซต์ www.lawamendment.go.th ทั้งนี้ระยะเวลาการรับฟังความคิดเห็นต้องไม่น้อยกว่า 15 วัน
2) จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็น ในวันที่ 1 มิถุนายน 2560 โดยมีจำนวนผู้เข้าร่วมสัมมนารับฟังความคิดเห็นไม่น้อยกว่า 200 คน และเผยแพร่ผลการรับฟังความคิดเห็นผ่านเว็บไซต์ของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและสถาบันบริหารกองทุนพลังงานต่อไป
(3) จัดทำกฎหมายลำดับรองตามหลักเกณฑ์ในข้อ 9 ของ Checklist
3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เตรียมการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. เพื่อแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547
เรื่องที่ 8 หลักการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP Hybrid Firm) เพื่อให้การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนต้องช่วยสร้างความมั่นคงให้แก่ระบบไฟฟ้า ต่อมา องค์การบริหารส่วนจังหวัดนนทบุรี (อบจ.นนทบุรี) ได้มีหนังสือมายังกระทรวงพลังงาน (พน.) แจ้งว่า อบจ. นนทบุรีได้ดำเนินโครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการระบบขยะมูลฝอย โดยจัดเป็นโครงการนำร่องระยะเร่งด่วนตามแผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) เมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2557 รวมทั้งเป็นโครงการในกิจการพัฒนาระบบจัดการขยะมูลฝอยที่รัฐส่งเสริมให้เอกชนมีส่วนร่วมในการลงทุนภายใต้แผนยุทธศาสตร์การให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2558-2562 ลักษณะโครงการจะให้สิทธิเอกชนลงทุนก่อสร้าง บริหารจัดการ และบำรุงรักษาระบบกำจัดขยะมูลฝอย โดยพลังงานความร้อนที่เกิดขึ้นจากกระบวนการกำจัดขยะมูลฝอยจะนำไปใช้ผลิตเป็นพลังงานไฟฟ้า โดยมีเป้าหมายในการกำจัดขยะมูลฝอยไม่ต่ำกว่า 1,000 ตันต่อวัน และผลิตไฟฟ้าขนาด 20 เมกะวัตต์
2. เมื่อวันที่ 12 มกราคม 2559 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบโครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการระบบกำจัดขยะมูลฝอยโดยให้ อบจ.นนทบุรี ดำเนินโครงการตามขั้นตอนแห่งพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 (พระราชบัญญัติฯ) อบจ.นนทบุรี จึงได้มีหนังสือขอให้กระทรวงพลังงานกำหนดนโยบายอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรายเล็ก (SPP) สำหรับพลังงานประเภทขยะมูลฝอยชุมชน โดย สนพ. วิเคราะห์แล้วว่า โครงการของ อบจ.นนทบุรี มีความสอดคล้องและเป็นโครงการนำร่องระยะเร่งด่วนตามแผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย ซึ่งได้รับความเห็นชอบ จาก คสช. นอกจากนี้ อาจยังมีโครงการในลักษณะเดียวกันที่มีศักยภาพในอนาคตที่สามารถดำเนินการได้ตาม Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย เช่น ในเทศบาลขนาดใหญ่ที่มีปริมาณขยะหรือกลุ่มเทศบาลที่มีการรวบรวมขยะได้มากกว่า 500 ตันต่อวัน ดังนั้น หากจะมีการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการขยะ ประเภท SPP เป็นการทั่วไป เห็นสมควรที่จะนำเสนอ ให้ กบง. พิจารณาเห็นชอบในหลักการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชนต่อไป
3. ข้อเสนอหลักในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) มีดังนี้ (1) ขนาดโครงการ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน กำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ (2) ส่งเสริม ในลักษณะ Non-firm เนื่องจากฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่าปัญหาเรื่องการจัดหาเชื้อเพลิงขยะที่ไม่แน่นอน อาจส่งผลให้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้อย่างสม่ำเสมอในรูปแบบ Firm (3) อัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน ไม่ควรสูงไปกว่าเพดานของอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการประเภท SPP Hybrid Firm (ในปัจจุบันคือ 3.66 บาท ต่อหน่วย ตามมติ กพช. ครั้งที่ 1/2560 (ครั้งที่ 11) เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560) เพื่อไม่ให้เป็นการเพิ่มภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้า โดยผู้พัฒนาโครงการอาจสามารถเสนอให้กระทรวงมหาดไทยพิจารณาแนวทางการสนับสนุนให้หน่วยงานท้องถิ่นจัดเก็บค่าธรรมเนียมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย (Tipping Fee) ตามพระราชบัญญัติ รักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 เพื่อให้สามารถสนับสนุน ค่า Tipping Fee ให้สอดคล้องกับกรอบอัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชนที่เสนอให้ กพช. พิจารณากำหนดต่อไป (4) การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) สอดคล้องตามมติ กพช. ในการประชุมครั้งที่ 5/2558 (ครั้งที่ 5) เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยจะต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmap หรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล และ (5) กำหนดให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 เช่นเดียวกับการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ SPP Hybrid Firm
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ หารือกับกระทรวงมหาดไทย เกี่ยวกับการจัดทำอัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน เพื่อเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ร่วมกับคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ตามความเหมาะสม ยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้า (FiT) ที่หากจะมีการเปลี่ยนแปลงจะต้องนำเสนอ กพช. ทั้งนี้ การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามกรอบเป้าหมายที่ กพช. ได้เห็นชอบไว้แล้ว อาจมีความจำเป็นต้องปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าในบางส่วน เพื่อให้สอคล้องกับสถานการณ์และเป็นไปตามเป้าหมายที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบไว้ อีกทั้งการเปิดรับซื้อไฟฟ้าในแต่ละรอบอาจจะไม่สามารถรับซื้อได้ครบตามเป้าหมายที่กำหนด รวมถึงขั้นตอนในการปฏิบัติตามกฎหมายของหน่วยงานต่างๆ ที่ทำให้การเปิดรับซื้ออาจไม่เป็นไปตามกรอบเวลาที่ กพช. กำหนด ดังนั้น เพื่อลดภาระงานของ กพช. ให้เกิดความชัดเจนในการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 จึงเห็นควรเสนอให้ กพช. มอบอำนาจให้ กบง. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้
2. ต่อมา ที่ปรึกษา รมว.พน. (ณัฐติพล กนกโชติ) มีหนังสือถึง สนพ. แจ้งว่า ไม่ควรนำเสนอเรื่องดังกล่าว เข้าที่ประชุม กพช. ในวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 แต่สมควรพิจารณาตัดข้อความในวงเล็บท้ายข้อ 3 ออก เพื่อมอบอำนาจการปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยรวมพลังงานแสงอาทิตย์เข้าไปในมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธธันวาคม 2558 (ข้อ 3) เพื่อให้ กบง. สามารถพิจารณาโครงการพลังงานหมุนเวียนได้ทุกเชื้อเพลิง โดยยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรา FiT ที่ต้องนำเข้า กพช. ดังนั้น เพื่อให้ กบง. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน จากเดิมที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอให้มีการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เพิ่มเติมจนครบเป้าหมายตามที่ กพช. กำหนดได้ และให้ กบง. สามารถพิจารณากำหนดปริมาณรับซื้อโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรายพื้นที่ ภายใต้กรอบเป้าหมายที่ กพช. กำหนด
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน จากเดิมที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ ดังนี้
1. ให้ความเห็นชอบเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เพิ่มเติมจนครบเป้าหมายตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติกำหนดได้
2. สามารถพิจารณากำหนดปริมาณรับซื้อโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรายพื้นที่ ภายใต้กรอบเป้าหมายที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติกำหนด
3. มอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียน จากเดิมที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนได้เฉพาะในกรณีที่โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า หรือมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว แต่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนดในกรอบระยะเวลาที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กำหนด เนื่องจากเหตุสุดวิสัย โดยให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน สามารถพิจารณาเลื่อนกำหนด SCOD ใหม่ได้ โดยให้กรอบการขยายระยะเวลา SCOD เท่ากับระยะเวลาที่เกิดเหตุสุดวิสัยจริง และจะต้องรายงานผลการดำเนินการให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ทราบเป็นระยะๆ
กบง. ครั้งที่ 37 - วันจันทร์ที่ 3 เมษายน 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 4/2560 (ครั้งที่ 37)
เมื่อวันจันทร์ที่ 3 เมษายน 2560 เวลา 14.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
4. การใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมัน
5. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนเมษายน 2560
8. รายงานสรุปงานหยุดจ่ายก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก ระหว่างวันที่ 25 มีนาคม - 2 เมษายน 2560
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในเดือนมีนาคม 2560 มีการปรับตัวลดลง เนื่องจากปริมาณสำรองน้ำมันดิบของประเทศสหรัฐฯ อยู่ในปริมาณที่สูง ทั้งนี้ ยังมีปัจจัยที่ส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบเริ่มปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น ได้แก่ เหตุความไม่สงบในประเทศลิเบียซึ่งขัดขวางการขนส่งน้ำมันทางท่อ และกลุ่มโอเปคอาจจะขยายระยะเวลาการลดปริมาณการผลิตน้ำมันดิบออกไปอีก 6 เดือน รวมทั้งโรงกลั่นในประเทศสหรัฐฯ เริ่มเข้าสู่ช่วงการปิดซ่อมบำรุง โดยคาดการณ์ว่าในช่วงครึ่งหลังของปี 2560 ราคาน้ำมันดิบจะเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 54 – 55 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ส่วนราคาน้ำมันสำเร็จรูปยังทรงตัวตามราคาน้ำมันดิบ แต่ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาน้ำมันสำเร็จรูปปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากเริ่มเข้าสู่ช่วงฤดูการท่องเที่ยวของประเทศสหรัฐฯ (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนเมษายน 2560 ราคา CP (Contract Price) อยู่ที่ 460 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อนหน้า จำนวน 80 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากราคาก๊าซบิวเทน (C4) ปรับลดลง 110 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และหลายประเทศเริ่มหมดช่วงฤดูหนาว โดยคาดการณ์ว่าในเดือนพฤษภาคม 2560 ราคาก๊าซ LPG จะทรงตัวอยู่ที่ประมาณ 400 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) ราคาถ่านหิน มีแนวโนมปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากประเทศออสเตรเลียลดปริมาณการส่งออกชั่วคราวเพราะประสบปัญหาภัยธรรมชาติ และ (4) ราคาก๊าซ LNG ในเดือนมีนาคม 2560 มีการปรับตัวลดลง โดยราคาเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 5 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เนื่องจากประเทศสหรัฐอเมริกา ออสเตรเลีย อังกฤษ และมาเลเซีย เริ่มดำเนินโครงการผลิตก๊าซ LNG ทำให้ปริมาณก๊าซ LNG ในตลาดโลกเพิ่มขึ้น สำหรับราคาก๊าซ LNG ในเดือนเมษายน 2560 คาดการณ์ว่าจะอยู่ในช่วง 5 – 6 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2560 นายกรัฐมนตรีได้มีข้อสั่งการให้กระทรวงพลังงาน (พน.) เป็นหน่วยงานหลักร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น กระทรวงมหาดไทย กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (ทส.) สร้างการรับรู้ความเข้าใจแก่สาธารณชนเกี่ยวกับเรื่องพลังงานในภาพรวมของประเทศ สถานการณ์พลังงานโลก และการบริหารจัดการพลังงานของต่างประเทศ โดยอาจพิจารณาจัดเวทีรับฟังความคิดเห็นจากทุกภาคส่วนทั้งภาครัฐ เอกชน ท้องถิ่น และกลุ่มองค์กรไม่แสวงหากำไร (NGO) ในพื้นที่ที่เหมาะสมหรือในแต่ละกลุ่มจังหวัด เพื่อให้สามารถร่วมกันพิจารณากำหนดแนวทางการบริหารจัดการพลังงานที่มีความสอดคล้องกับความต้องการของพื้นที่ พร้อมกับสร้างความมั่นคงด้านพลังงานต่อไป และต่อมา รองนายกรัฐมนตรี (พลเอก ประวิตร วงษ์สุวรรณ) สั่งการให้ดำเนินการสร้างความรู้ ความเข้าใจ และรับทราบความคิดเห็นเกี่ยวกับสถานการณ์พลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ให้แล้วเสร็จภายใน 1 เดือน โดยจะนำความคิดเห็นของประชาชนรายงานต่อหัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติต่อไป ซึ่งต่อมาคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) ได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการการสร้างความรู้ ความเข้าใจ และรับทราบความคิดเห็นเกี่ยวกับสถานการณ์พลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ (คณะกรรมการฯ) เพื่อดำเนินการสร้างความรู้ ความเข้าใจ และรับทราบความคิดเห็นเกี่ยวกับสถานการณ์พลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ โดยมีผู้บัญชาการทหารบก/เลขาธิการคณะรักษาความสงบแห่งชาติ เป็นประธานกรรมการ มีหน่วยงานด้านความมั่นคง และหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง เป็นกรรมการ และมี พล.ท.ณัฐพล นาคพาณิชย์ รองเสนาธิการทหารบก/หัวหน้า ส่วนอำนวยการ สำนักเลขาธิการคณะรักษาความสงบแห่งชาติเป็นกรรมการและเลขานุการ
2. เมื่อวันที่ 27 มีนาคม 2560 คณะกรรมการฯ และกองทัพภาคที่ 4 ได้จัดกิจกรรมสร้างความรู้ ความเข้าใจ และรับทราบความคิดเห็นเกี่ยวกับสถานการณ์พลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ ซึ่งมีผู้บัญชาการทหารบก (พล.อ.เฉลิมชัย สิทธิสารท) เป็นประธานจัดงาน โดยกิจกรรมได้จัดขึ้นพร้อมกัน 3 เวที ครอบคลุมพื้นที่ 14 จังหวัดภาคใต้ โดยมีผู้เข้าร่วมงานจากภาคส่วนต่างๆ อาทิ ฝ่ายปกครอง ผู้ว่าราชการจังหวัด กำนัน ผู้ใหญ่บ้าน ตลอดจนผู้แทนประชาชนในสาขาอาชีพต่างๆ และภาคประชาสังคม รวมทั้งสิ้น 3,485 คน โดยสรุปสาระสำคัญกิจกรรม ดังนี้ ช่วงเช้าเป็นการสร้างการรับรู้ สร้างความเข้าใจเกี่ยวกับสถานการณ์ไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ โดยผู้แทนจาก พน. นำเสนอสถานการณ์การใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ ผู้แทนจาก กฟผ. นำเสนอทางเลือกที่เหมาะสม/เป็นไปได้/ยอมรับได้ และผู้แทนจาก ทส. นำเสนอข้อพิจารณาผลกระทบต่อทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ช่วงบ่ายเป็นการรับทราบความคิดเห็น โดยมีการสรุปประเด็นในช่วงเช้าก่อน แล้วจึงให้ตัวแทนภาคประชาสังคมจากจังหวัดต่างๆ นำเสนอข้อคิดเห็น สำหรับรายละเอียดของสถานที่และจำนวนผู้เข้าร่วม สรุปได้ดังนี้ เวทีที่ 1 จังหวัดสุราษฎร์ธานี จัดที่โรงแรมไดมอนด์พลาซ่า จังหวัดสุราษฎร์ธานี ครอบคลุมพื้นที่ 4 จังหวัด ได้แก่ จังหวัดชุมพร ระนอง สุราษฎร์ธานี และนครศรีธรรมราช มีผู้เข้าร่วมกิจกรรมทั้งสิ้น จำนวน 1,167 คน เป็นผู้เข้าร่วมภาคประชาชน จำนวน 973 คน โดยมีผู้แทนภาคประชาชนร่วมแสดงความคิดเห็น 15 คน เวทีที่ 2 จังหวัดกระบี่ จัดที่โรงแรมเมอริไทม์ ครอบคลุมพื้นที่ 4 จังหวัด ได้แก่ จังหวัดพังงา ภูเก็ต กระบี่ และตรัง มีผู้เข้าร่วมกิจกรรมทั้งสิ้น จำนวน 1,182 คน เป็นผู้เข้าร่วมภาคประชาชน จำนวน 899 คน โดยมีผู้แทนภาคประชาชนร่วมแสดงความคิดเห็น 25 คน และเวทีที่ 3 จังหวัดสงขลา จัดที่ศูนย์ประชุมนานาชาติฉลองสิริราชสมบัติครบ 60 ปี มหาวิทยาลัยสงขลานครินทร์ จังหวัดสงขลา ครอบคลุมพื้นที่ 6 จังหวัด คือ จังหวัดพัทลุง สตูล สงขลา ปัตตานี ยะลา และนราธิวาส มีผู้เข้าร่วมกิจกรรมทั้งสิ้น จำนวน 1,136 คน เป็นผู้เข้าร่วมภาคประชาชน จำนวน 1,020 คน โดยมีผู้แทนภาคประชาชนร่วมแสดงความคิดเห็น 24 คน สรุปภาพรวมการจัดงาน บรรยากาศในแต่ละเวทีเป็นไปด้วยความเรียบร้อย ไม่มีเหตุการณ์ความรุนแรง การแสดงสัญลักษณ์ การคัดค้านการจัดงาน หรือการก่อความไม่สงบแต่อย่างใด อย่างไรก็ตาม เวทีจังหวัดสงขลากลุ่มผู้คัดค้าน โครงการต่างๆ ในภาคใต้มีการรวมตัวกัน ไม่เข้าร่วมรับฟังการสัมมนาในครั้งนี้ สำหรับการแสดงความคิดเห็นจากตัวแทนภาคประชาสังคมต่างๆ พบว่า ส่วนใหญ่มีความเห็นตรงกันว่าภาคใต้จำเป็นต้องมีโรงไฟฟ้าเพื่อมารองรับความต้องการที่เพิ่มสูงขึ้น แต่สำหรับกรณีที่มีแผนก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหินในพื้นที่ภาคใต้ยังมีทั้งส่วนที่เห็นด้วยและ ไม่เห็นด้วย โดยฝ่ายที่เห็นด้วยมีความเห็นว่าโรงไฟฟ้าจะช่วยทำให้คุณภาพชีวิตของคนในพื้นที่ดีขึ้น ส่วนฝ่ายที่ไม่เห็นด้วยมีความเห็นว่าโครงการจะส่งผลกระทบต่อการท่องเที่ยวของจังหวัดและส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม รวมทั้งประชาชนในพื้นที่ยังไม่ได้มีส่วนร่วมในกระบวนการรับฟังความคิดเห็นเท่าที่ควร นอกจากนี้ ยังต้องการให้ภาครัฐส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มากขึ้น เนื่องจากเห็นว่าภาคใต้มีศักยภาพในการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงดังกล่าวสูง ทั้งนี้ คสช. จะสรุปผลการจัดกิจกรรม เสนอนายกรัฐมนตรี ภายในวันที่ 31 มีนาคม 2560 และจัดทำรายงานผลการดำเนินงานฉบับสมบูรณ์ รวมทั้งจัดทำข้อเสนอแนะเพื่อเป็นข้อมูลประกอบการพิจารณาแก่รัฐบาลภายในวันที่ 28 เมษายน 2560
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. การดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 และตามการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผน Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 โดยกำหนดการดำเนินงานใน 4 ด้าน ดังนี้ (1) ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG (2) รักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศให้ยาวนานขึ้น (3) การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ และ (4) มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขันทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access; TPA)
2. ความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผน Gas Plan 2015 ไตรมาสที่ 1 ปี 2560 สรุปได้ดังนี้ การลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ พบว่าอัตราการใช้ก๊าซฯ เฉลี่ย 2 เดือนแรกของปี 2560 อยู่ที่ระดับ 4,618 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ในแผนร้อยละ 8 สำหรับสัดส่วนการใช้ก๊าซฯ ในภาคการผลิตไฟฟ้าเทียบกับเชื้อเพลิงอื่นในเดือนมกราคม 2560 อยู่ที่ร้อยละ 63 สำหรับการรักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) การบริหารจัดการแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุ ในปี 2565 – 2566 ซึ่งสภานิติบัญญัติแห่งชาติ (สนช.) ได้มีมติเห็นชอบร่าง พ.ร.บ. ปิโตรเลียมและ พ.ร.บ. ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม แล้วเมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2560 และ ชธ. อยู่ระหว่างดำเนินการยกร่างกฎหมายลำดับรอง ประกอบด้วย กฎกระทรวง 5 ฉบับ และประกาศคณะกรรมการปิโตรเลียม 1 ฉบับ รวมทั้งอยู่ระหว่างการเตรียมการในส่วนของข้อมูลที่ต้องใช้ในการเปิดประมูล การกำหนดเงื่อนไขและเกณฑ์การคัดเลือก รวมถึงการพิจารณาประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง (2) การเปิดให้ยื่นขอสิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ ซึ่ง ชธ. อยู่ระหว่างยกร่างกฎหมายลำดับรองที่จำเป็น ในเบื้องต้นคาดว่าจะเปิดให้ยื่นภายหลังจากการดำเนินการเกี่ยวกับแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุในปี 2565 – 2566 เสร็จสิ้นแล้ว (3) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากอ่าวไทยให้มีประสิทธิภาพ ลดก๊าซฯ จากอ่าวไทยที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ เพื่อใช้ให้เกิดประโยชน์สูงสุด ทั้งนี้ อัตราก๊าซฯ ที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ ในเดือนมกราคม – กุมภาพันธ์ 2560 อยู่ที่ระดับ 387 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยเฉลี่ย ต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ และต่ำกว่าค่าเฉลี่ยในช่วงเดียวกันของปีก่อน ในส่วนของการหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG อย่างมีประสิทธิภาพ โดย ชธ. ได้ดำเนินโครงการศึกษานโยบายด้านราคาและองค์ประกอบของ LNG ที่เหมาะสมกับประเทศไทย ซึ่งมีการศึกษาสัดส่วนที่เหมาะสมของ LNG และองค์ประกอบ/คุณภาพก๊าซฯ สำหรับประเทศไทย คาดว่าจะแล้วเสร็จภายในเดือนพฤษภาคม 2560 และมิถุนายน 2560 ตามลำดับ และสามารถนำเสนอผลการศึกษาต่อผู้บริหารได้ประมาณเดือนกรกฎาคม – สิงหาคม 2560 นอกจากนั้น สำหรับโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน ประกอบด้วย (1) โครงการที่ กพช. เห็นชอบแล้ว เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 และวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้แก่ การขยายกำลังผลิตของ LNG Terminal ที่มีอยู่เดิมของ ปตท. เพิ่ม 1.5 ล้านตันต่อปี การก่อสร้าง LNG Terminal แห่งใหม่ ของ ปตท. ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี ให้เสร็จสิ้นภายในปี 2565 และการก่อสร้างและติดตั้ง FSRU ในอ่าวไทยตอนบนของ กฟผ. ขนาด 5 ล้านตันต่อปี ภายในปี 2567 สำหรับโรงไฟฟ้าพระนครเหนือและพระนครใต้ (2) โครงการที่อยู่ระหว่างศึกษา และต้องรายงาน กพช. ภายในพฤษภาคม 2560 ได้แก่ โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ (ที่อำเภอจะนะหรือบริเวณอื่น) โดยกำหนดที่จะเข้าระบบภายในปี 2571 และโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดเข้าระบบภายในปี 2570
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 การใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมัน
สรุปสาระสำคัญ
1. เนื่องจากช่วงเดือนมกราคม - มีนาคม 2560 ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ประมาณ 51 - 55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จากการคาดการณ์ของบริษัทน้ำมันระบุว่าปี 2560 ราคาน้ำมันเฉลี่ยจะอยู่ที่ประมาณ 55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ประกอบกับกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในส่วนของน้ำมันสำเร็จรูป มีฐานะอยู่ประมาณ 3.4 หมื่นล้านบาท ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้กำหนดหลักการใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการบริหารจัดการราคาน้ำมัน เพื่อรองรับสถานการณ์ในอนาคตกรณีราคาน้ำมันมีความผันผวนทั้งจากปัจจัยภายในและภายนอกประเทศ ดังนี้ (1) กองทุนน้ำมันฯ ช่วยครึ่งหนึ่งและราคาขายปลีกรับภาระฝ่ายละกึ่งหนึ่ง (Half – Half Concept) โดย เมื่อราคาน้ำมันดิบดูไบปรับตัวสูงขึ้นจนกระทั่งแตะราคาเริ่มต้น (Trigger Point) ที่ 55, 60 หรือ 65 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าไปบริหารจัดการ ดังนี้ ครั้งที่ 1 ราคาขายปลีกเริ่มปรับขึ้นที่ 0.40 – 0.60 บาทต่อลิตร เพื่อให้กลไกตลาดเสรีทำงาน ครั้งที่ 2 ถ้าราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับเพิ่มขึ้น กองทุนน้ำมันฯ จะเข้าไปช่วยที่ 0.40 – 0.60 บาทต่อลิตร และครั้งที่ 3 กรณีราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง ราคาขายปลีกจะขยับขึ้นและกองทุนน้ำมันฯ จะเข้าช่วยสลับกันเช่นนี้ไปเรื่อยๆ (2) กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยเหลือน้ำมันดีเซลและน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 สูงสุดที่ไม่เกิน 3 บาทต่อลิตร ขณะที่น้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอลชนิดอื่น ให้กองทุนน้ำมันฯ รักษาระดับราคาขายปลีกเพื่อส่งเสริมการใช้เอทานอล (3) กำหนดเพดานราคาขายปลีกน้ำมัน โดยกำหนดเพดานราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลที่ 29.99 บาทต่อลิตร เนื่องจากหากราคาขายปลีกสูงกว่านี้อาจส่งผลกระทบต่อภาคขนส่ง รถโดยสารสาธารณะ ภาคอุตสาหกรรม และประชาชน หากราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงมีแนวโน้มสูงขึ้นเรื่อยๆ จะต้องมีการปรับเพดานราคาทุกๆ 3 เดือน สำหรับน้ำมันกลุ่มแก๊สโซฮอลไม่ต้องกำหนดเพดานราคาขายปลีก เนื่องจากไม่ส่งผลกระทบต่อผู้บริโภคในภาคดังกล่าวข้างต้น (4) กรอบวงเงินการช่วยเหลือตามร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... กำหนดให้กองทุนน้ำมันฯ มีเงินกองทุนได้ไม่เกิน 40,000 ล้านบาท และกู้เงินได้ไม่เกิน 20,000 ล้านบาท ซึ่งจำนวนเงินดังกล่าวมีไว้สำหรับแก้ไขวิกฤตราคาน้ำมันเชื้อเพลิง รักษาเสถียรภาพราคา ส่งเสริมพลังงานทดแทน และช่วยเหลือประชาชนผู้มีรายได้น้อยที่ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาพลังงาน ดังนั้น การใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาจึงควรกำหนดกรอบวงเงินไว้ไม่เกิน 15,000 ล้านบาท แบ่งเป็น กรอบวงเงินการช่วยเหลือกลุ่มน้ำมันดีเซลที่ 10,000 ล้านบาท และกรอบวงเงินการช่วยเหลือกลุ่มน้ำมันแก๊สโซฮอลที่ 5,000 ล้านบาท (5) การปรับอัตราภาษีสรรพสามิต จะใช้การลดภาษีสรรพสามิตมาช่วย เมื่อกองทุนน้ำมันฯ ช่วยเหลือจนถึง 3 บาทต่อลิตร หรือระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลแตะ 29.99 บาทต่อลิตร หรือช่วยเหลือจนเต็มกรอบวงเงิน และ (6) การถอนกองทุนน้ำมันฯ (Exit Strategy) กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มทยอยลดการช่วยเหลือ ในกรณีที่ 1 หากราคาน้ำมันดิบดูไบทรงตัวอยู่ในระดับสูงหรือปรับเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยกองทุนน้ำมันฯ ช่วยเหลือจนถึง 3 บาทต่อลิตร หรือเต็มกรอบวงเงิน และลดอัตราภาษีสรรพสามิตแล้ว จะปรับราคาขายปลีกพร้อมๆ กับปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ จนกระทั่งการช่วยเหลือเป็นศูนย์ โดยจะต้องมีวงเงินช่วยเหลือประมาณ 15,000 ล้านบาท เพื่อให้การถอนกองทุนน้ำมันฯ ทำอย่างค่อยเป็นค่อยไป และกรณีที่ 2 หากราคาน้ำมันดิบดูไบเริ่มปรับตัวลดลง ราคาขายปลีกจะขยับลงก่อนตามกลไกตลาด จากนั้นกองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มถอนการช่วยเหลือ โดยหากราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับลดลงอย่างต่อเนื่อง ราคาขายปลีกจะขยับลงก่อนและกองทุนน้ำมันฯ จะถอนการช่วยเหลือเช่นนี้สลับกันไปเรื่อยๆ จนกระทั่งการช่วยเหลือเป็นศูนย์
2. หากราคาน้ำมันดิบดูไบแตะ Trigger Point ที่ 55, 60, 65 หรือ 70 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าช่วยเหลือ ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีภาระ ดังนี้ (1) หากราคาน้ำมันดิบดูไบแตะ Trigger Point ที่ 55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าช่วยเหลือโดยรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 1,332 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 857 ล้านบาทต่อเดือน และหากกำหนดเพดานการช่วยเหลือไว้ที่ 2.99 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ จะรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 5,382 ล้านบาทต่อเดือน และ ในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 2,512 ล้านบาทต่อเดือน (2) หากราคาน้ำมันดิบดูไบแตะ Trigger Point ที่ 60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าช่วยเหลือโดยรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 1,332 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 832 ล้านบาทต่อเดือน และหากกำหนดเพดานการช่วยเหลือไว้ที่ 2.99 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ จะรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 5,382 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 2,512 ล้านบาทต่อเดือน (3) หากราคาน้ำมันดิบดูไบแตะ Trigger Point ที่ 65 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าช่วยเหลือโดยรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 882 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 857 ล้านบาทต่อเดือน และหากกำหนดเพดานการช่วยเหลือไว้ที่ 2.99 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ จะรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 5,382 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 2,512 ล้านบาทต่อเดือน และ (4) หากราคาน้ำมันดิบดูไบแตะ Trigger Point ที่ 70 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าช่วยเหลือโดยรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 1,152 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 773 ล้านบาทต่อเดือน และหากกำหนดเพดานการช่วยเหลือไว้ที่ 2.99 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ จะรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 5,382 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 2,512 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานจัดทำข้อเสนอการใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมันกรณีราคาน้ำมันตลาดโลกในช่วงขาลง และให้นำเสนอในการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานครั้งต่อไป
เรื่องที่ 5 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนเมษายน 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควตาการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPGณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ในส่วนของการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน คือ ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม ส่วนที่ 2 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ โดยให้ ราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง +ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ทั้งนี้ เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ และ (2) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนผลิตและจัดหา โดยยกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศ โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนเมษายน 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ เดือนกุมภาพันธ์-เมษายน 2560 เพิ่มขึ้นจากเดือนพฤศจิกายน 2559 – มกราคม 2560 ที่ 0.1177 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.2638 บาทต่อกิโลกรัมเป็น 13.3815 บาทต่อกิโลกรัม (2) โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก ต้นทุนอ้างอิงราคาตลาดโลกที่สูตรราคา CP โดยต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในเดือนเมษายน 2560 เท่ากับ 460 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) การนำเข้า ต้นทุนเดือนเมษายน 2560 อยู่ที่ 503.7363 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (17.6648 บาทต่อกิโลกรัม) และ (4) บริษัท ปตท.สผ. สยาม จำกัด ต้นทุนเดือนกุมภาพันธ์ – เมษายน 2560 เพิ่มขึ้น 0.20 บาทต่อกิโลกรัม จาก 15.00 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.20 บาทต่อกิโลกรัม โดยสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนเมษายน 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 460 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมีนาคม 2560 อยู่ที่ 35.0676 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของ ก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับลดลง 2.9139 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 20.5787 บาทต่อกิโลกรัม (584.7996 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 17.6648 บาทต่อกิโลกรัม (503.7363 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และราคา ณ โรงกลั่น ของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคปิโตรเคมีที่อ้างอิงราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average) ปรับลดลง 0.9247 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 15.4289 บาทต่อกิโลกรัม (438.4531 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 14.5042 บาทต่อกิโลกรัม (413.6065 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
3. เพื่อเป็นการลดภาระการชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ และเตรียมการในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในอนาคต ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 2 เมษายน 2560 มีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของก๊าซ LPG อยู่ที่ 6,514 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.96 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับลดการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ ลง 2.9139 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 6.6336 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 3.7197 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมัน#1) มีรายรับจำนวน 1,165 ล้านบาทต่อเดือน และมีรายจ่ายเพื่อทำการรักษาระดับราคาขายปลีก ก๊าซ LPG (กองทุน#2) จำนวน 1,286 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น กองทุนน้ำมันฯ (#1 และ #2) มีรายจ่ายสุทธิ 121 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งเป็นภาระที่ลดลงจากเดือนมีนาคม 2560 จำนวน 322 ล้านบาท
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้รายงานความก้าวหน้าการกำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility และ TPA คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา โดยมีรายละเอียดดังนี้ เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบเพิ่มขีดความสามารถการนำเข้า การจ่ายและระบบขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อรองรับปริมาณการใช้ก๊าซ LPG ที่เพิ่มสูงขึ้น ต่อมาเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 ครม. มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility และมอบหมายให้ กบง. พิจารณากำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility รวมทั้งวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุน ต่อมา วันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทาง การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG และเห็นชอบมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการจัดทำระเบียบการใช้คลังจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ซึ่งการลงทุน LPG ให้แก่บุคคลที่สามใช้ได้ (Third Party Access: TPA) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนเมษายน 2560 ซึ่งการลงทุนสร้าง LPG Facility เป็นส่วนหนึ่งของโครงการดังกล่าวด้วย วันที่ 29 มีนาคม 2560 ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีการประชุมร่วมกับ ธพ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) โดยมีพลเอกสุรศักดิ์ ศรีศักดิ์ กรรมการผู้ช่วยรัฐมนตรีประจำกระทรวงพลังงานเป็นประธานการประชุม ซึ่งที่ประชุมมีความเห็นว่า เนื่องจากปัจจุบันระบบการค้าก๊าซ LPG เป็นระบบการค้าแบบเสรี ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เป็นต้นมา และการลงทุนสร้าง LPG Facility เป็นส่วนหนึ่งของโครงการ TPA การพิจารณาผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility รวมทั้งวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหนดเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 ควรต้องเปลี่ยนแปลงให้สอดคล้องกับนโยบายการเปิดเสรีธุรกิจดังกล่าว ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอรับไปศึกษาหลักเกณฑ์การพิจารณาผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility ให้สอดคล้องกับนโยบายการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เพื่อเสนอให้ กบง. พิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือนเมษายน 2560 ดังนี้
(1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 13.3815 บาท ต่อกิโลกรัม
(2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 16.1311 บาทต่อกิโลกรัม
(3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 17.6648 บาทต่อกิโลกรัม
(4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.2000 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร กิโลกรัมละ 3.7197 บาท
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 10 พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 4 เมษายน 2560 เป็นต้นไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 เห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร โดยให้ปรับเปลี่ยนการดำเนินงานจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้งในพื้นที่ชุมชนเป็นโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รับไปกำหนดหลักเกณฑ์ ระเบียบการคัดเลือกโครงการ และพิจารณารับซื้อไฟฟ้าโดยคำนึงถึงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์และความสามารถรองรับของระบบสายส่ง ต่อมาสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ออกประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 โดยลงประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2558 ซึ่งแบ่งเป้าหมายการรับซื้อเป็นหน่วยงานราชการ ไม่เกิน 400 เมกะวัตต์ และสหกรณ์ภาคการเกษตร ไม่เกิน 400 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ในระยะที่ 1 กำหนดเป้าหมายรับซื้อ 600 เมกะวัตต์
2. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ได้เห็นชอบให้ขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) ของโครงการฯ จากเดิมภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 เห็นชอบให้เลื่อน SCOD ของโครงการฯ โดยให้มีการทยอยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ เป็นระยะๆ โดยมีกำหนด SCOD ครั้งแรกภายในวันที่ 30 กันยายน 2559 สำหรับพื้นที่ที่มีความพร้อมด้านระบบส่งไฟฟ้า และไม่เกินภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 สำหรับพื้นที่ที่เหลือ โดยให้มีการปรับปรุงการกำหนดเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามกลุ่มเป้าหมายให้ชัดเจน เช่น 400 เมกะวัตต์ สำหรับกลุ่มสหกรณ์ภาคการเกษตร และอีก 400 เมกะวัตต์ สำหรับหน่วยงานราชการ หรือกลุ่มละประมาณกึ่งหนึ่งของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าโดยรวมของโครงการ รวมทั้ง กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 เห็นชอบให้เลื่อน SCOD ของโครงการฯ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในระยะที่ 1 ออกไปอีก 3 เดือน เป็นภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือ (ระยะที่ 2) ยังคงเป็นไปตามกำหนดระยะเวลาเดิม คือ ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561
3. สรุปสถานะของโครงการฯ ณ วันที่ 30 ธันวาคม 2559 มีผู้เข้าร่วมโครงการทั้งหมด 67 ราย ปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้า จำนวน 281.32 เมกะวัตต์ โดยแบ่งออกเป็น 5 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่มที่ 1 ได้รับใบอนุญาตครบและ COD ตามกำหนด มีจำนวน 52 ราย รวม 217.87 เมกะวัตต์ กลุ่มที่ 2 กกพ. ได้มีมติให้ขยาย SCOD ตามเงื่อนไขสัญญา จำนวน 3 ราย รวม 15 เมกะวัตต์ กลุ่มที่ 3 อยู่ระหว่างก่อสร้างและขอรับใบอนุญาต จำนวน 8 ราย รวม 33.95 เมกะวัตต์ โดยมีความก้าวหน้าในการพัฒนาโครงการมากกว่าร้อยละ 80 และพร้อมจ่ายไฟฟ้า อย่างไรก็ตาม มีอุปสรรคบางประการที่ทำให้ไม่สามารถเริ่ม COD ได้ทันภายในสิ้นปี 2559 กลุ่มที่ 4 ติดปัญหาที่ตั้งโครงการ ไม่สามารถออกใบอนุญาตได้ จำนวน 3 ราย รวม 9.50 เมกะวัตต์ โดยที่ตั้งโครงการติดปัญหา เช่น พื้นที่ชุ่มน้ำ พื้นที่ป่าสงวน และติดผังเมือง ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือแจ้งผลการพิจารณาไม่เห็นชอบการออกใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงานไปแล้ว และกลุ่มที่ 5 ปฏิเสธการตอบรับซื้อ จำนวน 1 ราย 5 เมกะวัตต์ เนื่องจากสหกรณ์การเช่าซื้อที่ดินลำลูกกา (บมจ. ไทย แอพพลายแอนซ์ อินดัสตรี้) เปลี่ยนแปลงโฉนดที่ดินไม่ตรงกับคำขอขายไฟฟ้า
4. กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2560 ได้มีมติให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายแจ้งบอกเลิกสัญญากับผู้ผลิตไฟฟ้าที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ โดยเป็นกลุ่มที่ 3 จำนวน 8 ราย และกลุ่มที่ 4 จำนวน 3 ราย ซึ่งต่อมาในเดือนมีนาคม 2560 กลุ่มที่ 3 ได้ยื่นอุทธรณ์ยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้ามายังสำนักงาน กกพ. สำหรับกลุ่มที่ 4 ได้ยื่นอุทธรณ์คำสั่งไม่ออกใบอนุญาต 2 ราย และยื่นฟ้องศาลปกครอง 1 ราย ดังนั้น เพื่อบรรเทาผลกระทบแก่ผู้ประกอบกิจการที่ได้ลงทุนติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้า และสหกรณ์ซึ่งเป็นคู่สัญญา ตลอดจนการดำเนินตามนโยบายรัฐบาลในการส่งเสริมรายได้ให้แก่เกษตรกร สำนักงาน กกพ. จึงเสนอแนวทางแก้ไขปัญหาสำหรับโครงการที่ไม่สามารถ SCOD และยังไม่ได้รับการพิจารณาขยาย SCOD จำนวน 11 ราย ซึ่งได้มีการยื่นคำขออุทธรณ์ไว้แล้วภายในกำหนด และการพิจารณาเห็นชอบตามคุณสมบัติเป็นไปตามประกาศและหลักเกณฑ์ โดยกลุ่มที่ 3 อยู่ระหว่างก่อสร้างและขอรับใบอนุญาต จำนวน 8 ราย ขยายวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) จากเดิมวันที่ 30 ธันวาคม 2559 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2560 โดยกำหนดเงื่อนไขว่าต้องมีความพร้อมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (ก่อสร้างมากกว่าร้อยละ 80 และไม่ขัดข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้อง) ได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT เดิมที่ 5.66 บาทต่อหน่วย และระยะเวลาขายไฟฟ้าลดลง ทั้งนี้อายุสัญญาสิ้นสุดวันที่ 30 ธันวาคม 2584 (25 ปี นับจากวันที่ 30 ธันวาคม 2559) เช่นเดียวกับโครงการอื่น และหากพ้นวันที่ 30 มิถุนายน 2560 ยังไม่สามารถ COD ได้ ให้ถือว่าสัญญาสิ้นสุด และกลุ่มที่ 4 ติดปัญหาข้อกฎหมาย ที่ปรากฏขึ้นภายหลัง ไม่สามารถออกใบอนุญาตได้ จำนวน 3 ราย ขยายวัน COD จากเดิมวันที่ 30 ธันวาคม 2559 เป็นภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2560 โดยกำหนดเงื่อนไขว่าต้อง COD ภายในระยะเวลา 6 เดือน นับจากได้รับแจ้งผลการพิจารณาอุทธรณ์ ได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT เดิมที่ 5.66 บาทต่อหน่วย และระยะเวลาขายไฟฟ้าลดลง ทั้งนี้ อายุสัญญาสิ้นสุดวันที่ 30 ธันวาคม 2584 (25 ปี นับจากวันที่ 30 ธันวาคม 2559) เช่นเดียวกับโครงการอื่น และหากไม่สามารถ COD ภายใน 6 เดือน นับจากได้รับแจ้งผลการพิจารณาอุทธรณ์ ให้ถือว่าสัญญาสิ้นสุด
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาการยื่นอุทธรณ์ของผู้ประกอบการ กลุ่มสหกรณ์ภาคการเกษตร จำนวน 11 ราย ภายใต้โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 1 ให้แล้วเสร็จ และนำมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. ในการประชุม เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 เห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตรขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ได้เห็นชอบให้ขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) ของโครงการฯ จากเดิมภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 เห็นชอบให้เลื่อน SCOD ของโครงการฯ โดยให้มีการทยอยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ เป็นระยะๆ โดยมีกำหนด SCOD ครั้งแรกภายในวันที่ 30 กันยายน 2559 สำหรับพื้นที่ที่มีความพร้อมด้านระบบส่งไฟฟ้า และไม่เกินภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 สำหรับพื้นที่ที่เหลือ โดยให้มีการปรับปรุงการกำหนดเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามกลุ่มเป้าหมายให้ชัดเจน เช่น 400 เมกะวัตต์ สำหรับกลุ่มสหกรณ์การเกษตร และอีก 400 เมกะวัตต์ สำหรับหน่วยงานราชการ หรือกลุ่มละประมาณกึ่งหนึ่งของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าโดยรวมของโครงการ รวมทั้ง กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 เห็นชอบให้เลื่อน SCOD ของโครงการฯ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในระยะที่ 1 ออกไปอีก 3 เดือน เป็นภายในวันที่30 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้ ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือ (ระยะที่ 2) ยังคงเป็นไปตามกำหนดระยะเวลาเดิม คือ ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561
2. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่ 4.12 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี และเห็นชอบ FiT Premium สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนใต้ (ตลอดอายุโครงการ) ที่อัตรา 0.50 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ ให้ใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้านี้สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตรรอบถัดไป และการประกาศรับซื้อไฟฟ้าครั้งต่อๆ ไปจนกว่า กพช. จะมีมติเห็นชอบอัตราใหม่
3. การดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 1 โดย กกพ. ได้ติดตามผลการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการฯ ระยะที่ 1 ซึ่งมีผู้ผ่านการคัดเลือกรวม 67 ราย (สหกรณ์การเกษตรทั้งหมด) กำลังผลิตติดตั้ง 281.32 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ เป้าหมายการรับซื้อที่ได้รับตามมติ กพช. จำนวน 800 เมกะวัตต์ เมื่อหักในส่วนของการรับซื้อระยะที่ 1 จึงมีเป้าหมายคงเหลือ 518.68 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นส่วนราชการ 400 เมกะวัตต์ สหกรณ์ภาคการเกษตร 118.68 เมกะวัตต์
4. การดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 2 โดย กกพ. ได้มอบหมายให้ สำนักงาน กกพ. หารือสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) ในประเด็นข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับแนวทางการดำเนินโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการ ซึ่ง สคก. ได้แจ้งความเห็น สรุปได้ว่า (1) กรณีส่วนราชการ ไม่มีกฎหมายให้อำนาจส่วนราชการในการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ย่อมไม่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ (2) กรณีมหาวิทยาลัยในกำกับรัฐ หากกฎหมายจัดตั้งมหาวิทยาลัยในกำกับรัฐไม่ได้กำหนดวัตถุประสงค์และอำนาจหน้าที่ในเรื่องดังกล่าวไว้อย่างชัดเจนแล้ว ย่อมไม่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ (3) กรณีองค์การที่รัฐจัดตั้งขึ้น หากกฎหมายจัดตั้งให้อำนาจองค์การในการประกอบกิจการอันมีลักษณะในทางการค้า องค์การนั้นย่อมสามารถเข้าร่วมโครงการนี้ได้ เช่น กรณีขององค์การสงเคราะห์ทหารผ่านศึก และ (4) กรณีองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) แม้ว่ากฎหมายจะกำหนดให้อำนาจ อปท. ในการดำเนินกิจการในลักษณะที่เป็นการพาณิชย์ได้ แต่การดำเนินกิจการเชิงพาณิชย์ต้องเป็นการดำเนินการประกอบกิจการค้าขายภายในท้องถิ่นอันเป็นไปเพื่อประโยชน์ของประชาชนในท้องถิ่นโดยตรงเท่านั้น อปท. จึงไม่มีอำนาจเข้าร่วมโครงการฯ ได้ นอกจากนี้ สำนักงาน กกพ. ได้ตรวจสอบ พ.ร.บ. มหาวิทยาลัย จำนวน 25 แห่ง ไม่พบว่ามีมหาวิทยาลัยในกำกับของรัฐที่มีวัตถุประสงค์ตามกฎหมายให้ประกอบกิจการในเชิงพาณิชย์โดยตรง จึงไม่สามารถดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าในโครงการฯ ดังนั้นจึงมีเพียงกรณีองค์การที่รัฐจัดตั้งขึ้น คือ องค์การสงเคราะห์ทหารผ่านศึก เท่านั้นที่สามารถเข้าร่วมโครงการได้ ต่อมา เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2560 กกพ. ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อแจ้งความเห็นของคณะกรรมการกฤษฎีกาเกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการว่า หน่วยงานของรัฐที่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้โดยไม่ขัดหรือแย้งกับบทบัญญัติแห่งกฎหมายอื่นที่เกี่ยวข้องมีจำกัด และไม่สามารถดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าในโครงการฯ ได้ครบถ้วนตามเป้าหมายที่ กพช. กำหนด
5. กกพ. ได้ประชุมหารือร่วมกับกระทรวงพลังงาน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2560 เพื่อกำหนดเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับสหกรณ์ภาคการเกษตร ในระยะที่ 2 จำนวน 119 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นส่วนที่เหลือจากระยะที่ 1 จำนวน 19 เมกะวัตต์ ในพื้นที่ประกาศเดิม (ภาคเหนือ ภาคตะวันออก ภาคตะวันตก และภาคกลาง) และระยะที่ 2 จำนวน 100 เมกะวัตต์ ในพื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือและภาคใต้ สำหรับส่วนราชการ จัดสรรเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ และต่อมา กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2560 ได้พิจารณาแนวทางการดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 2 และได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อทราบแนวทางการดำเนินโครงการฯ ดังนี้ (1) อยู่ระหว่างจัดทำระเบียบ ประกาศ และหลักเกณฑ์ที่เกี่ยวข้อง ซึ่งต้องผ่านกระบวนการรับฟังความคิดเห็น โดยคาดว่าจะประกาศลงราชกิจจานุเบกษาได้ภายในต้นเดือนเมษายน 2560 (2) รูปแบบการดำเนินโครงการฯ แบ่งเป็น 3 ขั้นตอน โดยขั้นตอนแรก หน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ยื่นคำขอสิทธิในการจับสลาก พร้อมแสดงพื้นที่ตั้งโครงการและจุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ขั้นตอนที่สอง จับสลากเพื่อจัดสรรจุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า โดยคาดว่าจะประกาศผลประมาณต้นเดือนพฤษภาคม 2560 และขั้นตอนที่สาม รับคำขอขายไฟฟ้าและพิจารณาเงื่อนไขคุณสมบัติของผู้ที่ผ่านการจับสลาก คาดว่าจะแล้วเสร็จประมาณต้นเดือนพฤศจิกายน 2560 (3) อยู่ระหว่างรวบรวมข้อมูลเพื่อกำหนดเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้าสำหรับหน่วยงานราชการที่เหมาะสม โดยไม่เกินเกณฑ์จัดสรร 100 เมกะวัตต์ (4) อัตรารับซื้อไฟฟ้า อยู่ที่ 4.12 บาทต่อหน่วย ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 และ (5) ขยายกำหนด SCOD จากเดิมวันที่ 30 มิถุนายน 2561 เป็นภายในวันที่ 28 ธันวาคม 2561 ทั้งนี้ ในการประชุมหารือข้อราชการกระทรวงพลังงาน ประจำเดือนมีนาคม 2560 เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2560 ที่ประชุมได้สรุปเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับหน่วยงานราชการ 100 เมกะวัตต์ และสหกรณ์ภาคการเกษตร 119 เมกะวัตต์ ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้ประสานแจ้งเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้าดังกล่าว ให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ใช้เป็นข้อมูลประกอบการจัดสรรการผลิตไฟฟ้าจากแหล่งพลังงานทดแทนเชิงพื้นที่ (RE Zoning) และประสานแจ้งให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายดำเนินการจัดทำศักยภาพระบบไฟฟ้า (Grid Capacity) เพื่อใช้เป็นเอกสารแนบท้ายประกาศจัดหาไฟฟ้าต่อไป
6. สำนักงาน กกพ. จึงได้เสนอ กบง. เพื่อขอความเห็นชอบเป้าหมายและพื้นที่รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ดังนี้ (1) สหกรณ์ภาคการเกษตร เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้า 119 เมกะวัตต์ โดยแบ่งสัดส่วนเชิงพื้นที่ เป็นภาคตะวันออกเฉียงเหนือและภาคใต้ 100 เมกะวัตต์ และพื้นที่ประกาศเดิม (ภาคเหนือ ภาคตะวันออก ภาคตะวันตก และภาคกลาง) 19 เมกะวัตต์ สำหรับส่วนราชการ (ที่มีคุณสมบัติเข้าร่วมโครงการได้) เป้าหมายการรับซื้อ 100 เมกะวัตต์ (2) การพัฒนาโครงการฯ จำเป็นต้องดำเนินการตามขั้นตอนทางกฎหมายให้แล้วเสร็จภายในเดือนพฤศจิกายน 2560 เพื่อดำเนินการลงนามสัญญาซื้อขายกับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายซึ่งใช้ระยะเวลา 120 วัน และดำเนินการก่อสร้างซึ่งใช้ระยะเวลาอีกประมาณ 9 เดือน จึงทำให้เจ้าของโครงการไม่สามารถพัฒนาโครงการและ COD ได้ทันกำหนด ดังนั้น จึงขอเลื่อน SCOD สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในระยะที่ 2 จากเดิมภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 เป็นภายในวันที่ 28 ธันวาคม 2561 ได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ที่ 4.12 บาทต่อหน่วย โดยมีอายุสัญญา 25 ปี สิ้นสุดวันที่ 28 ธันวาคม 2586
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 2 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ ทั้งในส่วนของสหกรณ์ภาคการเกษตร เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้า 119 เมกะวัตต์ และส่วนราชการ (ที่มีคุณสมบัติเข้าร่วมโครงการได้) เป้าหมายการรับซื้อ 100 เมกะวัตต์ สำหรับรายละเอียดการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าในแต่ละพื้นที่ มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และ กกพ. ร่วมกันหารือแนวทางและรายละเอียด ที่เหมาะสมในการดำเนินโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 2 และเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานหรือคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
เรื่องที่ 8 รายงานสรุปงานหยุดจ่ายก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก ระหว่างวันที่ 25 มีนาคม - 2 เมษายน 2560
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้รายงานสรุปผลการดำเนินงานตามมาตรการรองรับผลกระทบด้านพลังงานไฟฟ้า ในช่วงการหยุดจ่ายก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก (แหล่งยาดานา) ระหว่างวันที่ 25 มีนาคม – 2 เมษายน 2560 ได้ดังนี้ (1) ปริมาณการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงทดแทนก๊าซฯ ต่ำกว่าแผน โดยแผนการใช้เชื้อเพลิงในช่วงการทำงานวันที่ 24 มีนาคม – 3 เมษายน 2560 คาดการณ์ว่าจะมีการใช้น้ำมันเตา และน้ำมันดีเซลในปริมาณ 102 และ 13.9 ล้านลิตร ตามลำดับ แต่ระหว่างวันที่ 24 มีนาคม – 2 เมษายน 2560 มีปริมาณการใช้จริงของน้ำมันเตาอยู่ที่ 28.98 ล้านลิตร ส่วนน้ำมันดีเซลไม่มีการใช้ (2) ความต้องการใช้ไฟฟ้าจริงต่ำกว่าแผน โดยได้มีการคาดการณ์ว่า ในวันที่ 30 มีนาคม 2560 จะปริมาณการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) อยู่ที่ระดับ 28,250 เมกะวัตต์ แต่ค่าที่เกิดขึ้นจริงในระบบของ กฟผ.อยู่ที่ระดับ 26,220 เมกะวัตต์ และค่าที่เกิดขึ้นจริงในระบบของทั้ง 3 การไฟฟ้าที่อยู่ระดับ 27,051 เมกะวัตต์ (3) ภาพรวมระบบไฟฟ้ามีความมั่นคงตลอดช่วงการหยุดจ่ายก๊าซฯ เนื่องจาก 4 สาเหตุหลัก คือ สภาพอากาศที่มีฝนตก และอุณหภูมิต่ำลงจากพายุฤดูร้อน มาตรการความร่วมมือลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) ระหว่างวันที่ 27 - 31 มีนาคม 2560 ปตท. สามารถจ่ายก๊าซฯ ฝั่งตะวันออกเพื่อทดแทนก๊าซฯ ฝั่งตะวันตกได้มากกว่าแผน และ ปตท.สามารถทำงานแล้วเสร็จก่อนแผนประมาณ 1 วัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง. ครั้งที่ 36 - วันอังคารที่ 7 มีนาคม 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2560 (ครั้งที่ 36)
เมื่อวันอังคารที่ 7 มีนาคม 2560 เวลา 14.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
3. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมีนาคม 2560
4. การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG กรณีการนำเข้าและส่งออกก๊าซ LPG
5. การใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมัน
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายประเสริฐ สินสุขประเสริฐ)
แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในเดือนกุมภาพันธ์ 2560 ยังอยู่ในระดับทรงตัว แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปริมาณแหล่งขุดเจาะน้ำมันดิบ และปริมาณน้ำมันดิบสำรองเชิงพาณิชย์ของประเทศสหรัฐฯ มีจำนวนเพิ่มมากขึ้น รวมทั้งปริมาณซื้อขายในตลาดซื้อขายล่วงหน้าสูงเป็นประวัติการณ์ ทั้งนี้ ในภาพรวมคาดการณ์ว่าราคาน้ำมันดิบจะทรงตัวอยู่ที่ประมาณ 50-55 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ส่วนราคาน้ำมันสำเร็จรูปยังทรงตัวตามราคาน้ำมันดิบ แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาน้ำมันสำเร็จรูปปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากเริ่มเข้าสู่ ช่วงเทศกาลถือศีลอดและช่วงท่องเที่ยวของชาวมุสลิม รวมทั้งโรงกลั่นในทวีปเอเชียจะปิดซ่อมบำรุงตามแผน ช่วงเดือนมีนาคม – เมษายน 2560 (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนมีนาคม 2560 ราคา CP (Contract Price) อยู่ที่ 540 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อนหน้า จำนวน 15 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากราคาโพรเพน (C3) ปรับตัวลดลง ทั้งนี้ คาดการณ์ว่าราคา CP เดือนเมษายน 2560 จะยังทรงตัวอยู่ที่ประมาณ 500 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) ราคาถ่านหิน ในภาพรวมยังทรงตัวอยู่ที่ประมาณ 70 - 80 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากประเทศจีนปรับลดปริมาณการผลิตถ่านหินลง รวมทั้งประเทศอังกฤษปิดโรงไฟฟ้าถ่านหินเพิ่มเติมเพื่อให้เป็นไปตามแผนการปรับลดปริมาณก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ของประเทศ และ (4) ราคาก๊าซ LNG ในเดือนกุมภาพันธ์ 2560 ราคาปรับตัวลดลง โดยเฉลี่ยอยู่ที่ 6.8 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียูและในเดือนมีนาคม 2560 ราคา LNG ยังคงมีทิศทางปรับตัวลดลง เนื่องจากหมดช่วงฤดูหนาวของหลายประเทศ ปริมาณการผลิตก๊าซ LNG ของประเทศออสเตรเลียและมาเลเซียเพิ่มสูงขึ้น แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากท่อส่ง LNG ของประเทศไนจีเรียระเบิด แต่ล่าสุดสามารถควบคุมสถานการณ์ได้แล้วและเริ่มส่งออกก๊าซ LNG ได้ตามปกติ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
ความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558 – 2579 (Oil Plan 2015) ไตรมาสที่ 1 ปี 2560 แบ่งเป็น 2 ส่วน คือ (1) ส่วนที่มีความก้าวหน้าในการดำเนินงาน คือ มาตรการที่ 5 สนับสนุนการลงทุนในระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิง ได้แก่ การสนับสนุนระบบโลจิสติกส์ที่มีประสิทธิภาพโดยการพัฒนาระบบขนส่งน้ำมันทางท่อ ปัจจุบันสายเหนืออยู่ระหว่างการพิจารณารายงาน EIA ของคณะกรรมการ ผู้ชำนาญการของสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) ส่วนสายตะวันออกเฉียงเหนือเมื่อเดือนมกราคม 2560 กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้เข้าชี้แจงรายละเอียดโครงการเบื้องต้นต่อผู้ว่าราชการทั้ง 5 จังหวัด (จังหวัดสระบุรี จังหวัดลพบุรี จังหวัดชัยภูมิ จังหวัดนครราชสีมา และจังหวัดขอนแก่น) ขณะนี้อยู่ระหว่างการเตรียมการเพื่อจัดประชุมรับฟังความคิดเห็นของผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในพื้นที่ที่ท่อพาดผ่าน และการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ ปัจจุบัน ธพ. ได้ยกเลิกการคัดเลือกที่ปรึกษา เนื่องจากมูลนิธิเพื่อสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย บริษัทที่ปรึกษาที่ผ่านการคัดเลือกให้เหลือน้อยราย จำนวน 1 ราย ไม่ประสงค์จะดำเนินการศึกษา (เนื่องจากเงื่อนไขเรื่องระยะเวลา และผู้เชี่ยวชาญจากต่างประเทศ) และ (2) ส่วนที่ความก้าวหน้าในการดำเนินงานยังคงเดิม คือ มาตรการที่ 2 บริหารจัดการชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม ได้แก่ การบริหารจัดการชนิดของเชื้อเพลิงให้เหมาะสมกับกลุ่มผู้ใช้ต่างๆ กรณี NGV ซึ่งที่ผ่านมามีการเปิดให้บริการสถานีบริการก๊าซธรรมชาติเฉพาะตามแนวท่อก๊าซ จำนวน 1 สถานี และได้ดำเนินการก่อสร้างศูนย์พักรถขนส่งสินค้าพร้อมสถานีบริการก๊าซธรรมชาติ (NGV Terminal Hub) เฟสแรกแล้วเสร็จและเปิดบริการแล้ว ปัจจุบันอยู่ระหว่างก่อสร้างวางท่อเพื่อเปลี่ยนเป็นสถานีแนวท่อ จำนวน 1 แห่ง ส่วนการลดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิง ธพ. ได้ชะลอการยกเลิกน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 เนื่องจากสถานการณ์ปริมาณเอทานอลเริ่มไม่คงที่จึงต้องรอความชัดเจนของนโยบาย และการกำหนดมาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิงภูมิภาคอาเซียน ปัจจุบันอยู่ระหว่างรอข้อคิดเห็นเกี่ยวกับข้อเสนอการจัดทำร่างมาตรฐานน้ำมันอาเซียนของประเทศสมาชิกอาเซียน จากสำนักความร่วมมือระหว่างประเทศ นอกจากนี้ยังมีในส่วนของมาตรการที่ 4 ผลักดันการใช้เชื้อเพลิง เอทานอลและไบโอดีเซล ตามแผน AEDP 2015 ได้แก่ ศึกษาการกำหนดมาตรฐานน้ำมันดีเซลที่ผสมไบโอดีเซล ในสัดส่วนร้อยละ10 ซึ่งปัจจุบัน ธพ. อยู่ระหว่างดำเนินการศึกษารวบรวมและติดตามข้อมูล
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมีนาคม 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควตาการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPGณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของกรมธุรกิจพลังงาน ในส่วนของการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน คือ ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม ส่วนที่ 2 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ โดยให้ ราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง + ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ทั้งนี้ เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ และ (2) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนผลิตและจัดหา โดยยกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซ ที่นำเข้าจากต่างประเทศ โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรของ โรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับ การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมีนาคม 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ต้นทุนเดือนกุมภาพันธ์ – เมษายน 2560 เพิ่มขึ้นจากเดือนพฤศจิกายน 2559 – มกราคม 2560 ที่ 0.1177 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.2638 บาทต่อกิโลกรัมเป็น 13.3815 บาทต่อกิโลกรัม (2) โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก ต้นทุนอ้างอิงราคาตลาดโลกที่สูตรราคา CP โดยต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในเดือนมีนาคม 2560 เท่ากับ 540 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) การนำเข้า ต้นทุนเดือนมีนาคม 2560 อยู่ที่ 584.7996 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (20.5787 บาทต่อกิโลกรัม) และ (4) บริษัท ปตท.สผ. สยาม จำกัด ต้นทุนเดือนกุมภาพันธ์ – เมษายน 2560 เพิ่มขึ้น 0.20 บาท ต่อกิโลกรัม จาก 15.00 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.20 บาทต่อกิโลกรัม โดยสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนมีนาคม 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 540 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนกุมภาพันธ์ 2560 อยู่ที่ 35.1893 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับลดลง 0.9327 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 21.5114 บาทต่อกิโลกรัม (604.0595 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 20.5787 บาทต่อกิโลกรัม (584.7996 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และราคา ณ โรงกลั่นของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคปิโตรเคมีที่อ้างอิงราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average) ปรับลดลง 0.2624 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 15.6913 บาทต่อกิโลกรัม (440.6266 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 15.4289 บาทต่อกิโลกรัม (438.4531 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
3. เพื่อเป็นการลดภาระการชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ และเตรียมการในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในอนาคต ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2560 มีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของก๊าซ LPG อยู่ที่ 6,961 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.96 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับลดการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ ลง 0.9327 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 7.5663 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 6.6336 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมัน#1) มีรายรับจำนวน 1,887 ล้านบาทต่อเดือน และมีรายจ่ายเพื่อทำการรักษาระดับราคาขายปลีก ก๊าซ LPG (กองทุน#2) จำนวน 2,330 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น กองทุนน้ำมันฯ (#1 และ #2) มีรายจ่ายสุทธิ 443 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งเป็นภาระที่ลดลงจากเดือนกุมภาพันธ์ 2560 จำนวน 47 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือน มีนาคม 2560 ดังนี้
(1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 13.3815 บาทต่อกิโลกรัม
(2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 19.0022 บาทต่อกิโลกรัม
(3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 20.5787 บาทต่อกิโลกรัม
(4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.2000 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร กิโลกรัมละ 6.6336 บาท
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 6 พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 8 มีนาคม 2560 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 4 การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG กรณีการนำเข้าและส่งออกก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 9 มกราคม 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบกำหนดให้ผู้นำเข้าก๊าซ LPG ต้องรายงานปริมาณและราคาจริงของการนำเข้าก๊าซ LPG ให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) รับทราบ โดยให้ ธพ. เป็นหน่วยงานหลัก พร้อมด้วยสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ดำเนินการศึกษามาตรการรองรับความเสียหายอันเกิดจากการชดเชยราคาส่วนต่างจากการนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน และให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ต้องจำหน่ายก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติให้แก่ผู้ค้าทุกรายที่มีความต้องการซื้อ ในช่วงเวลาก่อนการเปิดบริการคลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA) รวมทั้งให้ ธพ. และ สนพ. ทบทวนหลักการ การขออนุญาตส่งออกก๊าซ LPG นอกราชอาณาจักร และทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร กรณีได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักร และนำมาเสนอให้ กบง. พิจารณาอีกครั้ง ซึ่งจากสถานการณ์ก๊าซ LPG ภายหลังจากการเปิดเสรีการนำเข้าก๊าซ LPG เมื่อวันที่ 10 มกราคม 2560 ช่วงเดือนมกราคม – พฤษภาคม 2560 สรุปได้ว่า เดือนมกราคม 2560 ก๊าซ LPG สำหรับใช้ในประเทศยังขาดอยู่ประมาณ 7,987 ตัน และเดือนกุมภาพันธ์ขาดอยู่ประมาณ 2,506 ตัน ทั้งนี้ กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ให้ผู้ค้าก๊าซ LPG บริหารจัดการดึงก๊าซ LPG ในสต็อกของตนเองมาใช้ ตั้งแต่เดือนมีนาคม-พฤษภาคม 2560 ทำให้เดือนมีนาคม 2560 มีปริมาณก๊าซ LPG ส่วนเกิน 48,701 ตัน เดือนเมษายน 2560 มีปริมาณก๊าซ LPG ส่วนเกิน 26,753 ตัน และเดือนพฤษภาคม 2560 มีปริมาณก๊าซ LPG ส่วนเกิน 21,281 ตัน
2. การจัดทำมาตรการรองรับความเสียหายอันเกิดจากการชดเชยราคาส่วนต่างจากการนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน โดย ธพ. ได้ยกร่างประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดเงื่อนไขการนำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลวของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 พ.ศ. .... โดยมีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) ให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่มีปริมาณการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อนำมาจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงในราชอาณาจักรปฏิบัติ ต้องทำสัญญายินยอมชดใช้ค่าเสียหายกรณีไม่นำเข้าตามแผน มีการแจ้งยืนยันการปฏิบัติตามแผนการนำเข้าก่อนเรือนำเข้ามาถึงเขตท่าศุลกากรล่วงหน้าเป็นเวลาไม่น้อยกว่า 3 วัน และแจ้งรายละเอียดเกี่ยวกับปริมาณ ราคา และค่าใช้จ่ายที่เกิดจากการนำเข้าก๊าซ LPG ภายใน 5 วัน นับแต่วันที่เข้ามาในราชอาณาจักรแล้วเสร็จ (2) อธิบดี ธพ. จะพิจารณาสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้าก๊าซ LPG เป็นกรณีฉุกเฉิน เมื่อมีเหตุอันอาจทำให้เกิดภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG และกระทบต่อความมั่นคงของประเทศ จากเหตุอย่างหนึ่งอย่างใด เช่น ได้รับแจ้งว่าผู้ผลิตก๊าซ LPG ภายในประเทศมีปัญหาปิดซ่อมแซมฉุกเฉิน และผู้ค้าน้ำมันไม่นำเข้าตามแผนการนำเข้าที่ได้แจ้งไว้ เป็นต้น ทั้งนี้ ให้เสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบก่อนออกคำสั่ง (3) หากผู้ค้าน้ำมันไม่ดำเนินการตามแผนการนำเข้าก๊าซ LPG จนเป็นเหตุให้จำเป็นต้องสั่งให้มีการนำเข้าเป็นกรณีฉุกเฉิน อธิบดี ธพ. จะออกคำสั่งเป็นหนังสือกำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันชำระเงินชดเชยค่าเสียหายตามที่ได้ให้ความยินยอม ภายใน 30 วันนับแต่วันที่ทราบคำสั่ง (4) หากผู้ค้าน้ำมันไม่ชำระเงินโดยถูกต้องครบถ้วนภายในระยะเวลาที่กำหนด อธิบดี ธพ. จะมีหนังสือเตือนให้ผู้ค้าน้ำมันชำระเงินภายในระยะเวลาที่กำหนดอีกครั้งหนึ่งแต่ต้องไม่น้อยกว่า 7 วัน ถ้าไม่มีการปฏิบัติตามคำเตือนจะพิจารณาใช้มาตรการบังคับทางปกครองโดยการยึดหรืออายัดทรัพย์สินและขายทอดตลาดเพื่อชำระเงินให้ครบถ้วน ตามกฎหมายว่าด้วยวิธีปฏิบัติราชการทางปกครองต่อไป (5) ผู้ค้าน้ำมันที่ไม่ได้นำเข้าก๊าซ LPG ตามแผนที่แจ้งไว้ในเดือนใด ไม่ว่าการไม่นำเข้าตามแผนดังกล่าวจะส่งผลให้มีการสั่งนำเข้าก๊าซ LPG เป็นกรณีฉุกเฉินหรือไม่ก็ตาม ให้ถือว่าเป็นการไม่ปฏิบัติตามเงื่อนไขเกี่ยวกับการดำเนินการค้าที่ออกตามมาตรา 8 แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ซึ่งจะถูกลงโทษตามมาตรา 36 จำคุกไม่เกิน 6 เดือน หรือปรับไม่เกิน 50,000 บาท หรือทั้งจำทั้งปรับ (6) รัฐมนตรีอาจพิจารณาเพิกถอนใบอนุญาตเป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 เมื่อผู้ค้าน้ำมันไม่นำเข้าตามแผน 3 ครั้ง ใน 1 ปีปฏิทิน (7) ผู้ค้าน้ำมันที่ไม่อาจดำเนินการตามแผน การนำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว อันเนื่องมาจากเหตุสุดวิสัย ไม่ต้องรับผิดในค่าเสียหาย และยกเว้นความผิดตามมาตรา 36 ทั้งนี้ ให้ผู้ค้าน้ำมันแจ้งเหตุหรือพฤติการณ์ดังกล่าว พร้อมหลักฐานเป็นหนังสือ ให้อธิบดี ธพ. ทราบภายใน 7 วัน นับถัดจากวันที่เหตุนั้นสิ้นสุดลง และให้เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณา และ (8) การพิจารณายกเลิกประกาศฯ เมื่อเกิดกรณีใดกรณีหนึ่ง ได้แก่ โครงสร้างราคาก๊าซ LPG ถูกกำหนดโดยอุปสงค์และอุปทาน หรือกลไกตลาด สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงและมีการแข่งขันอย่างเสรี ไม่มีการควบคุมการนำเข้าหรือการส่งออกที่เป็นอุปสรรคต่อการค้าก๊าซ LPG ระหว่างประเทศ เมื่อพ้น 3 ปี นับแต่วันที่ประกาศนี้มีผลใช้บังคับ
3. มาตรการเพิ่มสำรองก๊าซ LPG ธพ. ได้ยกร่างประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดชนิดและอัตรา หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการคำนวณปริมาณสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... โดยมีสาระสำคัญ ดังนี้ ระยะที่หนึ่ง (วันที่ 1 กรกฎาคม – 30 กันยายน 2560) เพื่อปรับให้เกิดความมั่นคงทางพลังงานของประเทศเพิ่มขึ้น โดยยกเลิกการให้เงื่อนไขการผ่อนปรนการเก็บสำรอง LPG ในแต่ละวันไว้ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 70 ของปริมาณที่มีหน้าที่ต้องเก็บสำรองส่งผลให้ผู้ค้าต้องสำรอง LPG ในแต่ละวันเท่ากับปริมาณที่มีหน้าที่ต้องสำรอง (ร้อยละ 100) โดยกำหนดอัตราสำรอง LPG ร้อยละ 1 ทั้งจากการผลิตในประเทศและการนำเข้า และคงอัตราสำรองก๊าซธรรมชาติ ที่ร้อยละ 0.5 ระยะที่สอง (วันที่ 1 ตุลาคม 2560 – 31 ธันวาคม 2563) คงอัตราสำรอง LPG ที่ผลิตภายในประเทศและก๊าซธรรมชาติเท่าเดิมที่อัตราร้อยละ 1 และร้อยละ 0.5 ตามลำดับ แต่เพิ่มอัตราสำรอง LPG นำเข้า เป็นร้อยละ 1.5 เพื่อให้เกิดความเสมอภาคระหว่างการจัดหาภายในประเทศ และการนำเข้า และระยะที่สาม (ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 เป็นต้นไป) ปรับเพิ่มอัตราสำรอง LPG ที่มาจากการผลิตภายในประเทศจากร้อยละ 1 เป็นร้อยละ 2.5 และเพิ่มอัตราสำรองก๊าซธรรมชาติจากร้อยละ 0.5 เป็นร้อยละ 1.5 และเพิ่มอัตราสำรอง LPG นำเข้า เป็นร้อยละ 4 ส่งผลให้จำนวนวันที่สำรองก๊าซ LPG เพียงพอใช้ได้เพิ่มขึ้นจาก 5 วัน เป็นประมาณ 15 วัน
4. การส่งออกก๊าซ LPG หลังเปิดเสรีนำเข้า ในส่วนของการเปิดเสรีนำเข้าก๊าซ LPG จำเป็นต้องปรับเปลี่ยนการกำหนดหลักเกณฑ์การส่งออกก๊าซ LPG ของประเทศให้มีความยืดหยุ่นมากขึ้น โดยเห็นควรให้ผู้ค้าสามารถขออนุญาตส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศได้ เพื่อเป็นการรักษาสมดุลการผลิตและจัดหาให้สอดคล้องกับความต้องการภายในประเทศ โดยให้ ธพ. เป็นผู้อนุญาตการส่งออกก๊าซ LPG โดยให้พิจารณาการส่งออกเป็นรายเที่ยว กรณีการขออนุญาตส่งออกก๊าซ LPG จากปริมาณที่ผลิตได้ในประเทศ จะพิจารณาอนุญาตให้ส่งออกได้ในกรณีที่ประเทศมีก๊าซ LPG เพียงพอใช้แล้ว และยังมีส่วนเกินปริมาณจัดหาอยู่ โดยจะอนุญาตให้ส่งออกได้ไม่เกินกว่า ปริมาณจัดหาส่วนที่เกินกว่าความต้องการใช้ภายในประเทศเท่านั้น และหากได้รับอนุญาตให้ส่งออก ผู้ค้ามีหน้าที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามหลักเกณฑ์ที่กำหนด ส่วนการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า รัฐยังคงกำหนดราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกฯ ที่หลักเกณฑ์ของราคา Cost Plus และราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นฯ ที่หลักเกณฑ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) แต่ในบางกรณีราคาที่รัฐกำหนดดังกล่าวอาจจะต่ำกว่าราคาที่ผู้ผลิตควรจะได้หากผู้ผลิตทำการส่งออกเอง ดังนั้น ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ จึงจำเป็นต้องกำหนดเงื่อนไขการส่งออกที่จำเป็นเพิ่มเติมเพื่อให้ผู้ผลิตจำหน่ายก๊าซ LPG เข้าสู่ระบบภายในประเทศเป็นหลัก โดยต้องมีการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับก๊าซที่อนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักรเท่ากับส่วนต่างของราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง (CP+X) และราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (Cost Plus) ดังสูตร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกโดยโรงแยกฯ = (CP+X) – ราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ โรงแยกก๊าซฯ สามารถส่งออกก๊าซ LPG ได้ในกรณีที่กรมธุรกิจพลังงานพิจารณาเห็นชอบแล้วว่าเป็นการส่งออกก๊าซ LPG ในกรณีจำเป็นเท่านั้น ส่วนการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร โดยโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก สำหรับก๊าซที่อนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักร เท่ากับส่วนต่างของ ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง (CP+X) และราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและ โรงอะโรเมติกที่อิงราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) ดังสูตร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกโดยโรงกลั่นฯ = (CP+X) – CP
มติของที่ประชุม
1. รับทราบมาตรการรองรับความเสียหายอันเกิดจากการชดเชยราคาส่วนต่างจากการนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉินของกรมธุรกิจพลังงาน
2. เห็นชอบหลักการการขออนุญาตส่งออกก๊าซ LPG นอกราชอาณาจักร ดังนี้
(1) ให้กรมธุรกิจพลังงานเป็นผู้ควบคุมดูแลการส่งออกเนื้อก๊าซ LPG โดยให้พิจารณาการขออนุญาตส่งออกเป็นรายเที่ยว
(2) อนุญาตให้ส่งออกก๊าซ LPG จากปริมาณที่ผลิตได้ในประเทศ จะพิจารณาอนุญาตเฉพาะผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่เป็นผู้ผลิตก๊าซ LPG และในปริมาณไม่เกินกว่าส่วนที่เกินกว่าความต้องการใช้ภายในประเทศ
3. เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร กรณีได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักร ดังนี้
(1) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรโดย โรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักรตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เท่ากับส่วนต่างของราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง (CP+X) และราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (Cost Plus)
(2) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร โดยโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก สำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักรตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เท่ากับส่วนต่างของราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง (CP+X) และราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติกที่อิงราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP)
โดยที่ ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) คือ ราคาประกาศเปโตรมิน ณ ราสทานูรา ซาอุดิอาราเบีย ด้วยสัดส่วนระหว่างโพรเพนและบิวเทน 50:50 ณ เดือนที่คำนวณราคา
4. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักรตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 กิโลกรัมละ 7.1972 บาท
5. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักร โดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก สำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักรตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 กิโลกรัมละ 1.5765 บาท
6. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินคืนกองทุนสำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักร ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 กิโลกรัมละ 6.6336 บาท
ทั้งนี้ ให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานตามคำแนะนำของผู้แทนจากสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
เรื่องที่ 5 การใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมัน
สรุปสาระสำคัญ
เนื่องจากช่วงเดือนมกราคม - มีนาคม 2560 ราคาน้ำมันตลาดโลกอยู่ในช่วงขาขึ้นที่ประมาณ 50 - 55 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล จึงมีคำถามว่ากองทุนน้ำมันฯ ซึ่งมีฐานะสุทธิอยู่ที่ประมาณ 3.3 หมื่นล้านบาท จะมีบทบาทในการดูแลราคาน้ำมันอย่างไร ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอหลักการ 3 ข้อ ดังนี้
1. หากราคาน้ำมันปรับขึ้นสูงกว่าราคาฐานซึ่งต้องพิจารณาอีกครั้งว่าราคาฐานควรอยู่ระดับใด กองทุนน้ำมันฯ จะเข้าช่วยครึ่งหนึ่งและราคาขายปลีกจะปรับขึ้นครึ่งหนึ่ง (Half – Half Concept) เพื่อไม่ให้ราคาขายปลีกปรับขึ้นในอัตราที่สูงมากเกินไป แต่จะไม่ช่วยทั้งหมดเพราะหากต้องการยกเลิกการช่วยเหลือภายหลังจะดำเนินการ ได้ยาก ตัวอย่างหลักการ Half – Half กรณีน้ำมันดีเซล สมมติว่ากำหนดราคาฐานไว้ที่ 65 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และเมื่อราคาน้ำมันดิบสูงถึงราคาฐาน กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าไปสนับสนุน ในช่วงที่ราคาน้ำมันดิบดูไบ 65 – 79 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยครึ่งหนึ่งตั้งแต่ 0.01 – 1.41 บาทต่อลิตร และอีกครึ่งหนึ่งจะเป็นการปรับขึ้นราคาขายปลีก ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกอยู่ในช่วง 28.59 – 29.99 บาทต่อลิตร
2. กำหนดเพดานราคาขายปลีก เมื่อราคาน้ำมันดิบขึ้นสูงมากอาจต้องมีการกำหนดเพดานราคาขายปลีกขั้นสูงไว้ เช่น ปัจจุบันราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ประมาณ 54 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล หรือเทียบเท่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลที่ประมาณ 26.59 บาทต่อลิตร ดังนั้น อาจจะมีเพดานราคาขายปลีกขั้นที่หนึ่ง ที่ 28.59 บาทต่อลิตร ในระยะเวลา 3 เดือน และจากนั้นอาจจะมีเพดานราคาขายปลีกที่ 29.99 บาทต่อลิตร อีกหนึ่งครั้ง ซึ่งตัวเลขเหล่านี้สามารถปรับเปลี่ยนได้ แต่หลักการคือมีเพดานราคาขายปลีกโดยอาจจะมี 1 ขั้น หรือ 2 ขั้น แล้วแต่การพิจารณา ของ กบง.
3. หากราคาน้ำมันดิบดูไบสูงเกินค่าใดค่าหนึ่ง อาจจะต้องใช้ภาษีสรรพสามิตมาช่วย ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ประมาณการว่ากองทุนน้ำมันฯ จะสามารถช่วยเหลือได้จนราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกสูงถึง 80 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล โดยจะยกตัวอย่าง 2 กรณี ดังนี้ กรณีที่ 1 กำหนดราคาฐานไว้ที่ 65 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และกำหนดเพดานราคาขายปลีกไว้ที่ 29.99 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าช่วยที่ระดับราคาน้ำมันดิบดูไบอยูที่ 65 – 72 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล โดยกองทุนน้ำมันฯ ช่วยตั้งแต่ 0.01 – 0.71 บาทต่อลิตร ซึ่งทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันอยู่ในช่วง 28.59 - 29.29 บาทต่อลิตร ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีภาระที่ 648 ล้านบาทต่อเดือน และหากราคาน้ำมันดิบดูไบปรับขึ้นเป็น 72 – 79 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเข้าไปช่วยตามหลักการ Half – Half โดยจะชนเพดานที่ 79 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยที่ประมาณ 1.4 บาทต่อลิตร ซึ่งจะทำให้มีรายจ่ายที่ประมาณ 2 พันล้านบาทต่อเดือน และหากน้ำมันดิบเพิ่มขึ้นไปถึง 79 เหรียญฯสหรัฐต่อบาร์เรล หรือมากกว่า กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยที่ประมาณ 2 บาทต่อลิตร ซึ่งจะทำให้มีรายจ่ายอยู่ที่ประมาณ 3,600 บาทต่อเดือน สำหรับกรณีน้ำมันดีเซล และส่วนที่เหลือภาษีสรรพสามิตจะต้องลดลง ซึ่งปัจจุบันอัตราภาษีสรรพสามิตอยู่ที่ 5.85 บาทต่อลิตร จากฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในปัจจุบันจะช่วยได้ประมาณ 8-9 เดือน ตามตัวอย่างที่กล่าวแล้วเป็นกรณีน้ำมันดีเซล โดยหลักการนี้จะใช้ทั้งน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซล กรณีการช่วยน้ำมันเบนซินด้วย รายจ่ายทั้งหมดจะอยู่ที่ประมาณ 5 พันล้านบาทต่อเดือน กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยได้ประมาณ 6 เดือน และกรณีที่ 2 ราคาฐานไว้ที่ 55 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และกำหนดเพดานราคาขายปลีกไว้ที่ 26.99 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯ เริ่มเข้าช่วยที่ระดับราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 55 – 59 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยที่ประมาณ 0.40 บาทต่อลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันอยู่ในช่วง 26.59 - 26.99 บาทต่อลิตร และในหลักการเดียวกันหากราคาน้ำมันดิบดูไบขยับขึ้น กองทุนน้ำมันฯ จะเข้าช่วยครึ่งหนึ่งจนถึงเพดาน และหากราคาน้ำมันดิบดูไบสูงกว่า 70 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเข้าช่วยที่ประมาณ 3 บาทต่อลิตร ซึ่งจะทำให้ภาระกองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ประมาณ 5,400 ล้านบาทต่อเดือนสำหรับกรณีน้ำมันดีเซล และส่วนที่เหลือภาษีสรรพสามิตจะต้องลดลง และหากรวมน้ำมันเบนซินด้วยซึ่งจะมีค่าใช้จ่ายอยู่ที่ประมาณ 2,500 ล้านบาทต่อเดือน ทำให้มีค่าใช้จ่ายรวมทั้งหมดประมาณ 8,000 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานจัดทำข้อเสนอการใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมันและให้นำเสนอในการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานครั้งต่อไป
กพช. ครั้งที่ 12 วันจันทร์ที่ 15 พฤษภาคม 2560
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2560 (ครั้งที่ 12)
เมื่อวันจันทร์ที่ 15 พฤษภาคม 2560 เวลา 13.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1. ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
2. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3. แนวทางการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับสภาวะวิกฤติก๊าซธรรมชาติปี 2564-2566
4. รายงานผลการดำเนินคดีปกครองที่เกี่ยวกับคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
5. ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการสตึงมนัม (Tariff MOU)
6. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
9. ความก้าวหน้าโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2559 คณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้นำข้อคิดเห็นของกระทรวงต่างๆ ไปปรับปรุงในขั้นตอนการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) ต่อมาในวันที่ 4 เมษายน 2560 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย ที่สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ร่วมกับ สคก. จัดทำขึ้น พร้อมหลักเกณฑ์ในการตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย และมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2559 เรื่อง นโยบายการปฏิรูปกฎหมายในส่วนที่เกี่ยวกับฝ่ายบริหาร โดยให้เป็นหลักเกณฑ์ในการตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติท้ายระเบียบว่าด้วยหลักเกณฑ์และวิธีเสนอเรื่องต่อคณะรัฐมนตรี พ.ศ. 2548 และให้หน่วยงานของรัฐถือปฏิบัติอย่างเคร่งครัดต่อไป โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ได้ชี้แจงรายละเอียดร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ต่อคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ซึ่งได้มีการพิจารณาเสร็จสิ้นแล้ว เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2560
2. ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... มี 7 หมวด (มาตรา 1 - 45) และบทเฉพาะกาล (มาตรา 46 - 55) จำนวนทั้งหมด 55 มาตรา สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้ (1) วัตถุประสงค์ของกองทุน (มาตรา 5) ให้จัดตั้งกองทุนขึ้นกองทุนหนึ่ง เรียกว่า “กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง” ในสำนักงานกองทุนน้ำมันฯ มีวัตถุประสงค์ 5 ข้อ ดังนี้ ข้อ 1 รักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม ข้อ 2 สนับสนุนเชื้อเพลิงชีวภาพให้มีส่วนต่างราคาที่สามารถแข่งขันกับน้ำมันเชื้อเพลิงได้ ข้อ 3 บรรเทาผลกระทบจากการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับผู้มีรายได้น้อยและผู้ด้อยโอกาส ข้อ 4 สนับสนุนการลงทุนการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ เพื่อป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และเพื่อประโยชน์ความมั่นคงทางด้านพลังงาน และ ข้อ 5 สนับสนุนการลงทุนระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อประโยชน์แก่ความมั่นคงทางด้านพลังงาน ทั้งนี้ การดำเนินการตามวัตถุประสงค์ตามวรรคหนึ่ง ให้อยู่ภายใต้กรอบนโยบายที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนด (2) คณะกรรมการ (มาตรา 9) ให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันฯ มีองค์ประกอบคณะกรรมการทั้งหมด 15 คน โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และมีผู้อำนวยการสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นกรรมการและเลขานุการ (3) อำนาจหน้าที่คณะกรรมการ (มาตรา 14) อาทิ เสนอแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันฯ กำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนหรือได้รับเงินชดเชย และกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน หรืออัตราเงินชดเชย อัตราเงินที่ส่งเข้ากองทุนคืนจากกองทุน และอัตราเงินชดเชยคืนกองทุน เป็นต้น (4) สถานะสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (มาตรา 18) ให้มีสำนักงานกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะเป็นหน่วยงานของรัฐที่เป็นนิติบุคคล และไม่เป็นส่วนราชการตามกฎหมายว่าด้วยระเบียบบริหารราชการแผ่นดิน หรือรัฐวิสาหกิจตามกฎหมายว่าด้วยวิธีการงบประมาณหรือกฎหมายอื่น และให้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (5) อำนาจหน้าที่สำนักงาน (มาตรา 19) ได้แก่ จัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันฯ รวมทั้งรายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติการตามแผนดังกล่าว เสนอต่อคณะกรรมการ และกู้ยืมเงินโดยความเห็นชอบของคณะกรรมการและโดยอนุมัติของคณะรัฐมนตรี เพื่อดำเนินงานตามวัตถุประสงค์ของกองทุนตามมาตรา 5 (1) (2) หรือ (3) ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหนด (6) การดำเนินงานของกองทุน (มาตรา 26) กองทุนต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้ตามวรรคสองแล้วต้องไม่เกินจำนวน 40,000 ล้านบาท เมื่อกองทุนมีจำนวนเงินไม่เพียงพอเพื่อดำเนินงานตามวัตถุประสงค์ของกองทุนตามมาตรา 5 (1) (2) หรือ (3) ให้สำนักงานโดยความเห็นชอบของคณะกรรมการและโดยอนุมัติของคณะรัฐมนตรีมีอำนาจกู้ยืมเงินตามมาตรา 19 (3) เป็นจำนวนไม่เกิน 20,000 ล้านบาท ตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหนด ทั้งนี้การเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินที่กองทุนต้องมีตามวรรคหนึ่ง และกรอบวงเงินกู้ตามวรรคสองให้สอดคล้องกับสถานการณ์ทางเศรษฐกิจให้กระทำได้โดยการตราพระราชกฤษฎีกา และ (7) บทกำหนดโทษ (หมวด 7 มาตรา 40 - 45) เพื่อให้การบังคับใช้พระราชบัญญัติเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ มีการกำหนดบทลงโทษสำหรับผู้ไม่ส่งเงินเข้ากองทุน ผู้ส่งเงินเข้าไม่ครบถ้วนตามจำนวน ผู้ไม่ให้ถ้อยคำหรือไม่ส่งเอกสารหรือหลักฐาน ผู้แจ้งความเท็จหรือให้ถ้อยคำเท็จ
3. เพื่อให้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. …. ดำเนินการตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมาย หน่วยงานเจ้าของเรื่อง (สนพ. และ สบพน.) ต้องจัดทำความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย โดยเฉพาะขั้นตอนการจัดรับฟังความคิดเห็นและจัดทำรายละเอียดการวิเคราะห์ผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากกฎหมาย (Regulatory Impact Assessment : RIA) และจัดส่งให้คณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาตรวจสอบ Checklist และนำเสนอคณะรัฐมนตรี และ สนช. ต่อไป โดยการดำเนินการในระยะต่อไป ได้แก่ (1) จัดทำรายละเอียด RIA ตามหลักเกณฑ์ใน Checklist ที่ สลค. และ สคก.ปรับปรุงขึ้น เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย (2) จัดการรับฟังความคิดเห็นตามหลักเกณฑ์ในข้อ 10 ของ Checklist โดยนำร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ที่ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ไปรับฟังความคิดเห็นผ่านเว็บไซต์ของ สนพ. และ สบพน. ตั้งแต่วันที่ 2 พฤษภาคมถึงวันที่ 1 มิถุนายน 2560 รวม 31 วัน และ สนพ. เตรียมจัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นในวันที่ 1 มิถุนายน 2560 ณ สโมสรทหารบก (ถนนวิภาวดีรังสิต) โดยคาดว่าจะมีจำนวนผู้เข้าร่วมไม่น้อยกว่า 200 คน (3) จัดทำกฎหมายลำดับรองตามหลักเกณฑ์ในข้อ 9 ของ Checklist และ (4) การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ลงวันที่ 23 ธันวาคม 2547
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือนมีนาคม 2560 ภาครัฐได้มีภาระผูกพันไปแล้วทั้งหมด 9,210 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะ 428 เมกะวัตต์ ชีวมวล 3,612เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 445 เมกะวัตต์ พลังน้ำขนาดเล็ก 48 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,586 เมกะวัตต์ แสงอาทิตย์ 2,994 เมกะวัตต์ และอื่นๆ (เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) 97 เมกะวัตต์ โดยปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทั้งหมดดังกล่าวคิดเป็นร้อยละ 57 ของเป้าหมาย AEDP ปี 2579 ทั้งนี้ ภาระผูกพันที่ภาครัฐได้รับซื้อ ณ มีนาคม 2560 จำนวน 9,210 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้วจำนวน 7,041 ราย รวม 6,988เมกะวัตต์ โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่าง COD จำนวน 140 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 1,831 เมกะวัตต์ และโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว จำนวน41 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 391เมกะวัตต์ นอกจากนี้ ยังมีส่วนของโครงการที่เอกชนผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อใช้เอง (IPS) อีกจำนวน 804 เมกะวัตต์ ซึ่งเมื่อรวมกับส่วนที่มีภาระผูกพันข้างต้น จะมีปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนรวมทั้งสิ้น 10,014 เมกะวัตต์
2. สถานะการรับซื้อไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง แบ่งเป็น (1) ขยะ ประกอบด้วย ขยะชุมชน เป็นการรับซื้อแบบ Adder มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 44 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 391 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 109 เมกะวัตต์ สำหรับขยะอุตสาหกรรม เป็นการรับซื้อแบบ Feed-in Tariff (FiT) มีโครงการผูกพันกับภาครัฐลงนามสัญญาซื้อขายแล้ว 7 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 37 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 13 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 31 ธันวาคม 2562 (2) ชีวมวล มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 243 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 3,612 เมกะวัตต์ มีโครงการที่เอกชนผลิตเพื่อใช้เอง 23 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 445 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 4,057 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 1,513 เมกะวัตต์ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT ระยะที่ 1 ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ดำเนินการแล้วเสร็จตามเป้าหมาย 36 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2561 (3) ก๊าซชีวภาพ มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 190 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 445 เมกะวัตต์ เอกชนผลิตเพื่อใช้เอง 18 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 41 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 486 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 794 เมกะวัตต์ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT ระยะที่ 1 ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา เป้าหมาย 10 เมกะวัตต์ ดำเนินการได้เพียง 2 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2561 เป้าหมายส่วนที่เหลือ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ประกาศรับซื้อไฟฟ้าแล้วเมื่อวันที่ 28 เมษายน 2560 โดยมีกำหนด SCOD วันที่ 30 มิถุนายน 2562 และ (4) พลังงานแสงอาทิตย์ มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 6,654 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 2,994 เมกะวัตต์ ผลิตเพื่อใช้เอง 6 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 11 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 3,005 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 2,995 เมกะวัตต์ ส่วนการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 1 ได้รับใบอนุญาตครบและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามกำหนด 55 ราย รวม 232.87 เมกะวัตต์ ยังไม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบและอยู่ระหว่างอุทธรณ์ 11 ราย รวม 43.45 เมกะวัตต์ และถูกปฏิเสธการตอบรับซื้อ 1 ราย ปริมาณ 5 เมกะวัตต์ ส่วนโครงการฯ ระยะที่ 2 กกพ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าแล้ว เมื่อวันที่ 28 เมษายน 2560 มีเป้าหมายรับซื้อ 219 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นสหกรณ์ 119 เมะวัตต์ และส่วนราชการ 100 เมกะวัตต์ โดยมีกำหนด SCOD วันที่ 30 มิถุนายน 2561 นอกจากนี้ ยังมีโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ SPP Hybrid Firm อยู่ระหว่างเตรียมประกาศและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้า โดยมีเป้าหมายรับซื้อ 300 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 แนวทางการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับสภาวะวิกฤติก๊าซธรรมชาติปี 2564-2566
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้มีมติรับทราบการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015)ที่ปรับปรุงใหม่ และเห็นชอบแนวทางการปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหาและนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) และจากแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติที่ปรับปรุงใหม่ พบว่าความต้องการ LNG ของประเทศในช่วงปี 2564 และ 2566 มากเกินกว่าที่โครงสร้างพื้นฐานในช่วงเวลานั้นจะสามารถรองรับได้ โดยในปี 2564 คาดว่าจะมีความต้องการ LNG อยู่ที่ 14.1 ล้านตันต่อปี ขณะที่โครงสร้างพื้นฐานรองรับได้เพียง 11.5 ล้านตันต่อปี นอกจากนี้ การสรุปแนวทางการบริหารจัดการแหล่งเอราวัณ และบงกชที่สัมปทานจะหมดอายุในปี 2565 – 2566 มีความล่าช้า ทำให้การผลิตก๊าซฯ ในอ่าวไทยมีปริมาณน้อยกว่าที่คาดการณ์ไว้ในแผน และอาจมีการผลิตไม่ต่อเนื่อง
2. กระทรวงพลังงาน ได้จัดทำแนวทางการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับสภาวะวิกฤติก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 เพื่อแก้ไขปัญหาความต้องการส่วนเกินและพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหาและนำเข้า LNG ในเบื้องต้น ดังนี้
2.1 มาตรการที่สามารถดำเนินการได้ทันทีและได้ดำเนินการแล้ว ได้แก่ การเจรจาตกลงราคาและปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติโครงการบงกชเหนือ โดยมีการรับประกันอัตราขั้นต่ำในการผลิตช่วงปี 2562 ถึงเดือนเมษายน 2564 เพื่อให้มีปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติก่อนสิ้นอายุสัมปทานในปี 2565 เพิ่มขึ้น ซึ่งจะทำให้ความสามารถในการจ่าย LNG น้อยกว่าความต้องการใช้ในปี 2564 ลดลงจาก 2.6 ล้านตัน เหลือเพียง 2.0 ล้านตัน
2.2 มาตรการเบื้องต้นที่จัดทำขึ้นเพื่อเสนอ กพช. ซึ่งจะต้องวิเคราะห์เพิ่มเติมก่อนตัดสินใจภายในปี 2560 โดยจากการประเมินผลกระทบวิกฤติก๊าซธรรมชาติพบว่า หากความสามารถในการจ่ายก๊าซธรรมชาติในปี 2564 น้อยกว่าความต้องการใช้ 2.0 ล้านตัน จะส่งผลกระทบต่อภาคการผลิตไฟฟ้าของประเทศ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 13,623 ล้านหน่วย หรือเทียบเท่าโรงไฟฟ้า 1,700 เมกะวัตต์ ดังนั้น จึงได้กำหนดแนวทางการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับผลกระทบของภาคการผลิตไฟฟ้า ในปี 2564 ดังนี้ (1) ด้านการลดความต้องการใช้ไฟฟ้า (Demand Side) ได้แก่ การส่งเสริมติดตั้งแผงโซล่าร์บนหลังคา (Solar Rooftop) เพื่อลดความต้องการไฟฟ้าช่วงพีคกลางวัน จำนวน 1,000 เมกะวัต์ และมาตรการ Demand Response (DR) เพื่อประหยัดไฟฟ้าตามช่วงเวลาที่ภาครัฐกำหนดเป็นการเฉพาะ จำนวน 500 เมกะวัตต์ (2) ด้านการจัดหาเชื้อเพลิง/พลังงานไฟฟ้า (Supply Side) ได้แก่ การจัดหาก๊าซธรรมชาติส่วนเพิ่มจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (Joint Development Area: JDA) การเพิ่มความสามารถในการสำรอง LNG เพิ่มเติม เช่น การขยาย LNG Receiving Terminal แห่งที่ 1 (T-1) ที่มาบตาพุด จังหวัดระยอง ให้รองรับการนำเข้า LNG จาก 11.5 ล้านตันต่อปี เป็น15 ล้านตันต่อปี การเร่งรัดการสร้าง Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ในเมียนมาการพัฒนาโครงการ FSRU เพิ่มเติมในพื้นที่ภาคใต้ รวมถึงเปิดให้เอกชนลงทุนใน FSRU ที่มาบตาพุด เป็นต้น และ (3) การจัดหาพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติม เช่น การรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว เพิ่มเติมจากสัญญาที่มีอยู่แล้ว (น้ำเทิน 1 และไซยะบุรี) โครงการใหม่ที่พร้อมเสนอขาย (น้ำงึม 3) หรือซื้อไฟฟ้าโรงไฟฟ้าถ่านหินโครงการใหม่ (BLCPส่วนขยาย โรงไฟฟ้าเกาะกง ของกัมพูชา โครงการเซกอง ของ สปป. ลาว) รวมทั้งการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นจากนโยบาย SPP Hybrid Firm และ VSPP Semi-Firm
3. จากสภาวะวิกฤติก๊าซธรรมชาติไม่เพียงพอกับความต้องการใช้ในปี 2564 เหตุผลส่วนหนึ่งมาจากการที่โรงไฟฟ้าถ่านหินภาคใต้ไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) โดยสรุปประเด็นปัญหา ได้ดังนี้ (1) โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดกระบี่ กำลังผลิต 800 เมกะวัตต์ มีกำหนด SCOD ในปี 2562 ประกอบด้วยโรงไฟฟ้าถ่านหินและท่าเทียบเรือบ้านคลองรั้ว ปัจจุบันล่าช้ากว่าแผนงานประมาณ 3-5 ปี เนื่องจากมีประชาชนบางส่วนยังไม่เห็นด้วยกับโครงการและมีข้อเรียกร้องจนทำให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องหยุดพิจารณาโครงการ ปัจจุบันอยู่ระหว่างรอความชัดเจนเกี่ยวกับแนวทางการศึกษาและการจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) รวมทั้งแนวทางการจัดรับฟังความคิดเห็นเพิ่มเติมจากสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) และ (2) โครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดเทพา ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าถ่านหินเครื่องที่ 1-2 รวมกำลังผลิต 2,000 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ในปี 2564 และ 2567 ตามลำดับ และท่าเทียบเรือสำหรับโครงการ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการพิจารณา EIA และรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมทรัพยากรธรรมชาติและสุขภาพ (EHIA) ของคณะกรรมการผู้ชำนาญการพิจารณารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (คชก.) ทั้งนี้ หากโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดทั้งสองแห่งไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนดในแผน PDP 2015 จะส่งผลกระทบต่อความมั่นคงทางไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้และเกิดความเสี่ยงในการเกิดปัญหาไฟฟ้าดับ ดังนั้น ควรมีการตัดสินใจเพื่อให้สามารถจัดหาไฟฟ้าเพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้อย่างน้อย 800 เมกะวัตต์ เช่น การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA หรือการพัฒนา FSRU เพิ่มเติมในพื้นที่ภาคใต้ เพื่อนำไปใช้ในโรงไฟฟ้าจะนะส่วนขยาย (โครงการจะนะ 3) และการพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนหรือโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดในพื้นที่ใหม่ เช่น อำเภอปานาเระ จังหวัดปัตตานี เป็นต้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 รายงานผลการดำเนินคดีปกครองที่เกี่ยวกับคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบว่า ในช่วงปี 2555 – 2559 มีคดีที่ กพช.ถูกฟ้องร้องต่อศาลปกครอง จำนวน 14 คดี โดยมีคดีที่มีการดำเนินการในปัจจุบัน จำนวน 2 คดี ดังนี้
1. มาตรการค่าไฟฟ้าฟรี โดยสมาคมต่อต้านสภาวะโลกร้อนกับพวกรวม 5 คน ได้ฟ้องคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กพช. คณะรัฐมนตรี การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) เป็นคดีปกครอง โดยให้เพิกถอนคำสั่งหรือมติเกี่ยวกับมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี เฉพาะในส่วนที่เกี่ยวกับการผลักภาระค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าในครัวเรือนไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือนในอดีต หรือ 50 หน่วยต่อเดือนในปัจจุบัน ไปให้ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ กิจการเฉพาะอย่าง และองค์กรที่ไม่แสวงหากำไร หรือประชาชนผู้ประกอบการ หรืออุตสาหกรรมต่างๆ ทั่วประเทศ รวมทั้งให้ กฟภ. และ กฟน. คืนเงินที่เรียกเก็บไปแล้วคืนให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าที่รับภาระค่าไฟฟ้าดังกล่าว ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 จนถึงวันที่ศาลพิพากษาหรือมีคำสั่งพร้อมอัตราดอกเบี้ยตามที่ศาลกำหนด ต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2560ศาลปกครองกลางได้พิพากษาเพิกถอนมติ กกพ. และ กพช. เฉพาะในส่วนที่เกี่ยวกับการผลักภาระอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีของผู้ใช้ไฟฟ้าในครัวเรือนซึ่งติดตั้งมาตรวัดกระแสไฟฟ้าขนาด 5 (15) แอมแปร์ และใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือนในอดีต หรือ 50 หน่วยต่อเดือนในปัจจุบัน ให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท กิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ กิจการเฉพาะอย่าง และองค์กรที่ไม่แสวงหากําไร โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่คดีถึงที่สุดเป็นต้นไป คําขออื่นนอกจากนี้ให้ยกคำขอ ซึ่ง กกพ. และ กพช. ได้ยื่นอุทธรณ์คำพิพากษาดังกล่าว โดยพนักงานอัยการผู้รับมอบอำนาจได้ยื่นคำอุทธรณ์ต่อศาลแล้วเมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2560 ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครองสูงสุด สำหรับผู้ฟ้องคดีมิได้อุทธรณ์คำพิพากษา
2. ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ต้องการให้รับซื้อไฟฟ้าแบบเดียวกับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โดยผู้ประกอบกิจการไฟฟ้า SPP ได้ยื่นฟ้อง กพช. กกพ. และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ต่อศาลปกครองกลางจำนวน 3 คดี มีผู้ฟ้องคือ (1) บริษัท เอ ที ไบโอพาวเวอร์ จำกัด (2) บริษัท มุ่งเจริญไบโอแมส จำกัด กับพวกรวม 2 คน และ (3) บริษัท สุราษฎร์ธานี กรีน เอ็นเนอยี่ จำกัด โดยผู้ฟ้องคดีซึ่งเป็น SPP ได้ฟ้องกรณีมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่กำหนดให้เปลี่ยนแปลงอัตราราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเชื้อเพลิงชีวมวลสำหรับ VSPP จากแบบ Adder เป็นแบบ Feed-in Tariff (FiT)ถือเป็นการกระทำที่เลือกปฏิบัติโดยไม่ชอบด้วยกฎหมาย ดังนั้น จึงขอให้กำหนดนโยบายและแนวทางหลักเกณฑ์ในการรับซื้อไฟฟ้าของ SPP ให้เป็นแบบเดียวกับ VSPP ทั้งนี้ สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการของ กพช. ได้จัดทำคำให้การและมอบอำนาจให้พนักงานอัยการแก้ต่างคดีแล้ว และจะรายงานความก้าวหน้าให้ กพช. ทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการสตึงมนัม (Tariff MOU)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2543 รัฐบาลไทยและกัมพูชาได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจเพื่อส่งเสริมความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างทั้งสองประเทศ และเมื่อวันที่ 18 - 19 ธันวาคม 2558นายกรัฐมนตรีของไทยและนายกรัฐมนตรีกัมพูชา ได้ประชุมหารือเกี่ยวกับความร่วมมือโครงการสตึงมนัม เพื่อให้เกิดความร่วมมือด้านพลังงานและการบริหารจัดการน้ำร่วมกันอย่างบูรณาการ ต่อมาในการประชุม Asia Cooperation Dialogue Summit ครั้งที่ 2 เมื่อวันที่ 9 ตุลาคม 2559 ทั้งสองฝ่ายยินดีสนับสนุนการพัฒนาโครงการสตึงมนัม
2. เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2559 ณ สถานเอกอัครราชทูต กรุงพนมเปญ นายกรัฐมนตรีกัมพูชาได้มีข้อสั่งการไปยังหน่วยงานที่เกี่ยวข้องของกัมพูชาว่าเห็นชอบให้ตั้งโรงไฟฟ้าในฝั่งไทยและผันน้ำให้ฝ่ายไทยใช้โดยไม่คิดค่าใช้จ่าย ต่อมาเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2560 กระทรวงเหมืองแร่และพลังงานของกัมพูชามีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานของไทย แจ้งว่ารัฐบาลกัมพูชาได้ให้สิทธิ์บริษัท Steung Meteuk Hydropower จำกัด (SMH) ในการจัดทำ Feasibility Study เพื่อพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าสตึงมนัม และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 ได้มีมติรับทราบความคืบหน้าการดำเนินงานโครงการไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัม และมอบหมายให้คณะกรรมการทรัพยากรน้ำแห่งชาติ กรมทรัพยากรน้ำ และกรมชลประทาน รับไปเตรียมการวางแผนการดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการนำน้ำจากโครงการไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัมไปใช้ประโยชน์ในพื้นที่ภาคตะวันออก โดยให้ประสานงานกับกระทรวงพลังงานในส่วนที่เกี่ยวข้องตามขั้นตอนต่อไป
3. กระทรวงพลังงาน โดยคณะทำงานศึกษาแนวทางการผันน้ำจากประเทศเพื่อนบ้านได้ประชุมเมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2560 เพื่อพิจารณาข้อเสนอทางเลือกเกี่ยวกับความเป็นไปได้ในพื้นที่ตั้งโครงการและการนำน้ำจากโครงการสตึงมนัมปริมาณ 300 ล้านลูกบาศก์เมตร (ยกเว้นฤดูฝน) มาใช้ประโยชน์ โดยมี 3 ข้อเสนอคือ (1) ตั้งโรงไฟฟ้าฝั่งกัมพูชา ขนาด 24 เมกะวัตต์ พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ 105.6 ล้านหน่วยต่อปี ราคาค่าไฟฟ้า 10.75 บาทต่อหน่วย มูลค่าไฟฟ้า 2.60 บาทต่อหน่วย และมูลค่าน้ำ 2.87 บาทต่อลูกบาศก์เมตร (2) ตั้งโรงไฟฟ้าฝั่งไทย ขนาด 28 เมกะวัตต์ พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ 115 ล้านหน่วยต่อปี ราคาค่าไฟฟ้า 13.50 บาทต่อหน่วย มูลค่าไฟฟ้า 2.60 บาทต่อหน่วย และมูลค่าน้ำ 4.18 บาทต่อลูกบาศก์เมตร และ (3) ตั้งโรงไฟฟ้าทั้ง 2 ฝั่ง ขนาดรวม 52 เมกะวัตต์ พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ 220 ล้านหน่วยต่อปี ราคาค่าไฟฟ้า 8.50 บาทต่อหน่วย มูลค่าไฟฟ้า 2.60 บาทต่อหน่วย และมูลค่าน้ำ 4.33 บาทต่อลูกบาศก์เมตร ทั้งนี้ คณะทำงานฯ ได้พิจารณาแล้วมีความเห็นในหลักการว่าทางเลือกที่ 1 คือ โรงไฟฟ้าตั้งอยู่ฝั่งกัมพูชา เป็นทางเลือกที่ดีที่สุด และเมื่อวันที่ 12 เมษายน 2560 กระทรวงพลังงานได้ทำหนังสือถึงรัฐบาลกัมพูชา โดยเสนอทางเลือกที่ 1 ซึ่งโรงไฟฟ้าอยู่ฝั่งกัมพูชาและทางกัมพูชาจะไม่คิดค่าน้ำ รวมทั้งมอบหมายให้ บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด สามารถร่วมพัฒนาโครงการกับบริษัท Steung Meteuk Hydropower Co., Ltd. (SMH)
4. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2560 ได้มีการประชุมคณะกรรมการทรัพยากรน้ำแห่งชาติ (กนช.) และประธาน กนช. ได้สั่งการให้หาแนวทางที่สามารถนำน้ำจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำสตึงมนัมมาใช้ประโยชน์ให้ถึงพื้นที่จังหวัดชลบุรี และ กนช. มีมติมอบหมายดังนี้ (1) ให้กรมทรัพยากรน้ำ (ทน.) เป็นเจ้าภาพหลักในการกำหนดแนวทางการผันน้ำจากเขื่อนสตึงมนัมให้เหมาะสมเพื่อรองรับการดำเนินงานภายใต้แผนงานพัฒนาระเบียงเศรษฐกิจภาคตะวันออก และเขตเศรษฐกิจพิเศษ (2) ให้กรมชลประทาน (ชป.) วางแผนการใช้น้ำและเพิ่มประสิทธิภาพการใช้น้ำของอ่างเก็บน้ำเพื่อใช้น้ำในพื้นที่ให้เกิดประโยชน์สูงสุด และ (3) ให้ ทน. และ ชป. ประสานงานกับกระทรวงพลังงานในส่วนที่เกี่ยวข้อง และรายงานความคืบหน้าให้ กนช. ทราบต่อไป
5. กฟผ. และบริษัท SMH ได้ร่วมกันจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจโครงการสตึงมนัม (MOU) เพื่อเป็นกรอบความร่วมมือในการพัฒนาโครงการระหว่าง กฟผ. กับบริษัท Steung Meteuk Hydropower โดยทั้งสองฝ่ายมีการตกลงกัน ดังนี้ (1) กฟผ. จะขอความเห็นชอบ MOU จาก กพช. และบริษัทฯ จะขอความเห็นชอบ จากหน่วยงานรัฐบาลของกัมพูชา ทั้งสองฝ่ายจะขอความเห็นชอบการลงนาม MOU ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม และแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบเป็นลายลักษณ์อักษร โดย MOU มีผลบังคับใช้ในวันที่ทั้งสองฝ่ายได้รับความเห็นชอบ (2) MOU มีผลนับตั้งแต่วันที่บังคับใช้จนถึงเหตุการณ์ที่เกิดขึ้นก่อนระหว่างการบังคับใช้ PPA การสิ้นสุดระยะเวลาบังคับใช้ 18 เดือนหลังจากลงนาม หรืออาจขยายได้หากทั้งสองฝ่ายเห็นชอบ ส่วนการยกเลิก MOU ทั้งสองฝ่ายต้องเห็นชอบเป็นลายลักษณ์อักษร (3) ทั้งสองฝ่ายจะร่วมมือกันศึกษาการพัฒนาโครงการสตึงมนัมซึ่งมีโรงไฟฟ้าและเขื่อนตั้งอยู่ที่กัมพูชา บริษัทฯ จะศึกษาความเป็นไปของโครงการ รวมถึงการรับซื้อไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบส่งให้สอดคล้องกับ Grid Code และแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) โดยเจรจาร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ขนานไปกับการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการ หากการเจรจาได้ข้อสรุป กฟผ. จะขอความเห็นชอบ PPA จากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน กพช. และคณะรัฐมนตรี ตามลำดับ และบริษัทฯ จะขอความเห็นชอบ PPA จากรัฐบาลกัมพูชา โดยแจ้งให้อีกฝ่ายทราบเป็นลายลักษณ์อักษรทันทีหลังจากได้รับความเห็นชอบ (4) PPA จะเริ่มบังคับใช้ตั้งแต่วัน Execution Date และมีอายุ 50 ปี นับจากวัน COD โดยอาจมีการต่ออายุสัญญาได้ หากทั้งสองฝ่ายและกัมพูชาให้ความเห็นชอบ ผู้พัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าเพื่อจำหน่ายให้ กฟผ. ประมาณ 24 เมกะวัตต์ และส่งน้ำให้ไทยระหว่างเดือนพฤศจิกายนถึงพฤษภาคม เฉลี่ยปีละประมาณ 300 ล้านลูกบาศก์เมตร ทั้งนี้ อาจมีการเปลี่ยนแปลงได้หากทั้งสองฝ่ายเห็นชอบ โดยคาดว่าจะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ในเดือนพฤศจิกายน 2566 อัตราค่าไฟฟ้าสูงสุด ไม่เกิน 10.75 บาทต่อหน่วย ซึ่งจะมีการเจรจาเพิ่มเติมต่อไป ทั้งนี้ กฟผ. จะรับซื้อไฟฟ้าภายใต้เงื่อนไขว่า โครงการต้องส่งน้ำมายังไทยและจะไม่มีการคิดค่าน้ำ เนื่องจากเป็นความร่วมมือในการใช้น้ำบริเวณชายแดนไทยและกัมพูชา รวมทั้ง กฟผ. จะเป็นผู้ร่าง PPA (5) แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบต้นทุนและค่าใช้จ่ายของตนที่เกิดจากการพัฒนาโครงการ การเจรจา และการบังคับใช้ MOU (6) เงื่อนไข MOU และข้อมูลอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องกับโครงการ การเจรจา และกรอบการเจรจา PPA จะต้องเก็บเป็นความลับ และไม่เปิดเผยแก่บุคคลที่สาม หากไม่ได้รับการยินยอมเป็นลายลักษณ์อักษร ยกเว้นการสั่งให้เปิดเผยโดยกฎหมายหรือศาล หรือหน่วยงานของรัฐที่เกี่ยวข้อง หรือข้อมูลเป็นที่รับรู้โดยสาธารณชนทั่วไปในขณะที่เปิดเผย หรือข้อมูลมีที่มาจากบุคคลที่ 3 ซึ่งไม่ได้อยู่ภายใต้การบังคับใช้เงื่อนไขนี้ ทั้งนี้ ข้อมูลที่ได้รับการยินยอมให้เปิดเผยจะต้องไม่นำไปใช้สร้างความเสียหายให้ทั้งสองฝ่าย (7) ทั้งสองฝ่ายไม่ต้องรับผิดชอบค่าเสียหายที่เกิดขึ้นจากเงื่อนไข MOU หรือการยกเลิก MOU (8) หากเกิดข้อพิพาทจะเจรจาและหารือกันอย่างรอมชอม (9) MOU จะบังคับใช้และตีความตามกฎหมายไทย และ (10) ทั้งสองฝ่ายจะจัดทำกรอบการเจรจา PPA อย่างโปร่งใส และสอดคล้องกับข้อตกลงใน MOU ห้ามให้มีการโอนสิทธิ์ เว้นแต่ได้รับความยินยอมเป็นลายลักษณ์อักษร และ MOU ต้องไม่กระทบหรือจำกัดสิทธิ์ของ กฟผ. ที่จะเจรจากับผู้พัฒนาโครงการรายอื่นๆ และการแจ้งหรือติดต่อใดๆ จะต้องเป็นลายลักษณ์อักษร โดยจัดส่งโดยตรง ไปรษณีย์ หรือแฟ็กซ์ ตามที่อยู่หรือหมายเลขที่กำหนด
6. การดำเนินงานด้านน้ำ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีการหารือเบื้องต้นกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและเสนอแนวทางดำเนินงานดังนี้ (1) มอบหมายให้ ทน. เป็นเจ้าภาพหลักในการกำหนดแนวทางการผันน้ำจากโครงการสตึงมนัมให้เหมาะสมเพื่อรองรับความต้องการใช้น้ำในเขตพื้นที่ระเบียงเศรษฐกิจภาคตะวันออก (EEC) และเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ (Special Economic Zone: SEZ) โดยให้นำการศึกษาที่มีอยู่เดิมมาปรับปรุงให้เหมาะสมและสอดคล้องกับการพยากรณ์ความต้องการใช้น้ำในแต่ละภาคเศรษฐกิจ ทั้งนี้ควรให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือน โดยให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ ชป. การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย การประปาส่วนภูมิภาค และบริษัท จัดการและพัฒนาทรัพยากรน้ำภาคตะวันออก จำกัด (มหาชน) (บริษัท East Water) ร่วมสนับสนุนการดำเนินงานด้วย (2) มอบหมายให้ ชป. รับไปเตรียมการศึกษาแนวเส้นทางการก่อสร้างระบบท่อส่งน้ำที่จะสามารถนำน้ำจากโครงการสตึงมนัมมาใช้ประโยชน์ในพื้นที่ภาคตะวันออก รวมทั้งเตรียมการจัดทำรายงานผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมให้สอดคล้องกับแนวทางข้างต้น โดยสามารถดำเนินการขอรับการจัดสรรงบประมาณการศึกษาและพัฒนาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจโครงการสตึงมนัม และให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ ทั้งนี้ ให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย สามารถลงนามในบันทึกความเข้าใจฯ กับผู้พัฒนาโครงการต่อไป เมื่อร่างบันทึกความเข้าใจฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดเรียบร้อยแล้ว
2. เห็นชอบแนวทางการดำเนินการด้านน้ำ และให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ดังนี้
2.1 มอบหมายให้กรมทรัพยากรน้ำ เป็นเจ้าภาพหลักในการกำหนดแนวทางการผันน้ำจากโครงการสตึงมนัมให้เหมาะสมเพื่อรองรับความต้องการใช้น้ำในเขตพื้นที่ระเบียงเศรษฐกิจภาคตะวันออก (EEC) และเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ (Special Economic Zone: SEZ) โดยให้นำการศึกษาที่มีอยู่เดิมมาปรับปรุงให้เหมาะสมและสอดคล้องกับการพยากรณ์ความต้องการใช้น้ำในแต่ละภาคเศรษฐกิจ ทั้งนี้ควรให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือน โดยให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กรมชลประทาน การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทยการประปาส่วนภูมิภาค และบริษัท จัดการและพัฒนาทรัพยากรน้ำภาคตะวันออก จำกัด (มหาชน) (บริษัท East Water) ร่วมสนับสนุนการดำเนินงานด้วย
2.2 มอบหมายให้กรมชลประทานรับไปเตรียมการศึกษาแนวเส้นทางการก่อสร้างระบบท่อส่งน้ำที่จะสามารถนำน้ำจากโครงการสตึงมนัมมาใช้ประโยชน์ในพื้นที่ภาคตะวันออก รวมทั้งเตรียมการจัดทำรายงานผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมให้สอดคล้องกับแนวทางข้อ 2.1 โดยสามารถขอรับการจัดสรรงบประมาณเพื่อดำเนินการศึกษาและพัฒนาต่อไป
2.3 มอบหมายให้สำนักงบประมาณ สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และหน่วยงานอื่นที่เกี่ยวข้องพิจารณาสนับสนุนการดำเนินงานของหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวกับนโยบายนี้ต่อไป
เรื่องที่ 6 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักการและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP Hybrid Firm) เพื่อสร้างความมั่นคงให้แก่ระบบไฟฟ้าและช่วยลดภาระการจัดหาเชื้อเพลิงประเภทใดประเภทหนึ่งในการผลิตไฟฟ้าลง ต่อมาองค์การบริหารส่วนจังหวัดนนทบุรี (อบจ. นนทบุรี) ได้มีหนังสือแจ้งกระทรวงพลังงานว่าได้ดำเนินโครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการระบบขยะมูลฝอย โดยเป็นโครงการนำร่องระยะเร่งด่วนตามแผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) เมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2557 รวมทั้งเป็นโครงการที่รัฐส่งเสริมให้เอกชนมีส่วนร่วมในการลงทุนภายใต้แผนยุทธศาสตร์การให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2558 - 2562 โดยให้สิทธิเอกชนลงทุนก่อสร้าง บริหารจัดการ และบำรุงรักษาระบบกำจัดขยะมูลฝอย ส่วนพลังงานความร้อนที่เกิดขึ้นจะนำไปผลิตไฟฟ้ามีเป้าหมายการกำจัดขยะมูลฝอยไม่ต่ำกว่า 1,000 ตันต่อวัน และผลิตไฟฟ้าขนาด 20 เมกะวัตต์ และเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2559 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบโครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการระบบกำจัดขยะมูลฝอยโดยให้ อบจ. นนทบุรี ดำเนินโครงการตามขั้นตอนแห่งพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 อบจ.นนทบุรี จึงได้มีหนังสือขอให้กระทรวงพลังงานกำหนดนโยบายอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจาก SPP สำหรับพลังงานประเภทขยะมูลฝอยชุมชน
2. สนพ. ได้วิเคราะห์โครงการของ อบจ. นนทบุรี พบว่ามีความสอดคล้องและเป็นโครงการนำร่องระยะเร่งด่วนตามแผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย นอกจากนี้อาจมีโครงการในลักษณะเดียวกันที่มีศักยภาพในอนาคต จึงเห็นสมควรที่จะนำเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบในหลักการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน ต่อมาเมื่อวันที่ 9 พฤษภาคม 2560 สนพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และกรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น (สถ.) ได้มีการประชุมหารือแนวทางและเงื่อนไขการจัดการขยะเป็นพลังงานไฟฟ้า และได้มีข้อสรุปแนวทางและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนสำหรับ SPP ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560
3. เมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม 2560 กบง. ได้รับทราบหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ดังนี้ (1) กำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ (2) การส่งเสริมจะเป็นในลักษณะ Non-firm เนื่องจากปัญหาเรื่องการจัดหาเชื้อเพลิงขยะที่ไม่แน่นอน อาจส่งผลให้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้อย่างสม่ำเสมอในรูปแบบ Firm (3) อัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน ไม่ควรสูงไปกว่าเพดานของอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการประเภท SPP Hybrid Firm (ปัจจุบันคือ 3.66 บาทต่อหน่วย ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560) เพื่อไม่ให้เป็นการเพิ่มภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้า โดยผู้พัฒนาโครงการอาจสามารถเสนอให้กระทรวงมหาดไทยพิจารณาแนวทางการสนับสนุนให้หน่วยงานท้องถิ่นจัดเก็บค่าธรรมเนียมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย (Tipping Fee) ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดฯ (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 เพื่อให้สามารถสนับสนุนค่า Tipping Fee ให้สอดคล้องกับกรอบอัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชนที่ กพช. กำหนดไว้ต่อไป (4) การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmap หรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล และ (5) กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 เช่นเดียวกับการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ SPP Hybrid Firm สำหรับการจัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT สำหรับ SPP ขยะชุมชนจะพิจารณาต้นทุนการผลิตไฟฟ้าให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดฯ (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 บนพื้นฐานค่าใช้จ่ายเฉลี่ยในการกำจัดขยะมูลฝอย ตามผลการศึกษาของ สถ. ร่วมกับการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค กรมโยธาธิการและผังเมือง กรมควบคุมมลพิษ และมหาวิทยาลัยเทคโนโลยีสุรนารี และสรุปอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP ขยะชุมชนสำหรับโรงไฟฟ้ากำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 เมกะวัตต์ แต่ไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ อัตรา FiT อยู่ที่ 3.66 บาทต่อหน่วย (FiTF อยู่ที่ 1.81 บาทต่อหน่วย และ FiTv ปี 2560 อยู่ที่ 1.85 บาทต่อหน่วย) ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี โดยอัตรา FiT จะใช้สำหรับโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2560 ภายหลังปี 2560 อัตรา FiTV จะเพิ่มขึ้นต่อเนื่องตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation)
4. สนพ. สำนักงาน กกพ. และ สถ. ได้ประชุมหารือแนวทางและเงื่อนไขการจัดการขยะเป็นพลังงานไฟฟ้า และได้มีข้อสรุปเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP เพื่อให้สอดคล้องกับวัตถุประสงค์ของการบริหารจัดการขยะมูลฝอยของประเทศ ดังนี้ (1) ต้องเป็นโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี หรือเป็นโครงการภายใต้แผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย ของกระทรวงมหาดไทย ที่ผ่านกระบวนการคัดเลือกโดยคณะกรรมการกลางจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย ให้ครอบคลุมตั้งแต่ขั้นตอนการกำจัดขยะจนถึงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ตามกฎหมายของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง (2) ผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าต้องมีสัญญาในการรับขยะชุมชนเป็นเชื้อเพลิงหรือเชื้อเพลิง RDF จากหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง เช่น องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) อปท.รูปแบบพิเศษ เป็นต้น เพื่อยืนยันปริมาณที่เหมาะสมและสอดคล้องกับการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุโครงการ และ (3) สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะต้องเป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท.รูปแบบพิเศษ ทั้งนี้ เห็นควรมอบให้ กกพ. ไปออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP และให้ กกพ. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกับกระทรวงมหาดไทย กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงแผนแม่บทการจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของประเทศ และนำเสนอให้ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ดังนี้
1.1 ขนาดโครงการ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน กำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 50 เมกะวัตต์
1.2 การส่งเสริมจะเป็นในลักษณะ Non-firm เนื่องจากปัญหาเรื่องการจัดหาเชื้อเพลิงขยะที่ไม่แน่นอน อาจส่งผลให้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้อย่างสม่ำเสมอในรูปแบบ Firm
1.3 อัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน ไม่ควรสูงไปกว่าเพดานของอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการประเภท SPP Hybrid Firm ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 เพื่อไม่ให้เป็นการเพิ่มภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้า โดยผู้พัฒนาโครงการอาจสามารถเสนอให้กระทรวงมหาดไทยพิจารณาแนวทางการสนับสนุนให้หน่วยงานท้องถิ่นจัดเก็บค่าธรรมเนียมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย (Tipping Fee) ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 เพื่อให้สามารถสนับสนุนค่า Tipping Fee ให้สอดคล้องกับกรอบอัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชนที่เสนอให้ กพช. พิจารณากำหนดต่อไป
1.4 การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยจะต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmap หรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล
1.5 กำหนดให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 เช่นเดียวกับการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ SPP Hybrid Firm
2. เห็นชอบอัตราและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ดังนี้
2.1 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
2.2 เงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
(1) ต้องเป็นโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี หรือเป็นโครงการภายใต้แผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย ของกระทรวงมหาดไทย ที่ผ่านกระบวนการคัดเลือกโดยคณะกรรมการกลางจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย ให้ครอบคลุมตั้งแต่ขั้นตอนการกำจัดขยะจนถึงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ตามกฎหมายของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น กระทรวงมหาดไทย เป็นต้น
(2) ผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าต้องมีสัญญาในการรับขยะชุมชนเป็นเชื้อเพลิงหรือเชื้อเพลิง RDF (Refuse Derived Fuel) จากหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง เช่น องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นรูปแบบพิเศษ เป็นต้น เพื่อยืนยันปริมาณที่เหมาะสมและสอดคล้องกับการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุโครงการ
(3) สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะต้องเป็นกรรมสิทธิ์ขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น หรือองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นรูปแบบพิเศษ
3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
4. มอบหมายให้ กกพ. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกับกระทรวงมหาดไทย กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงแผนแม่บทการจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของประเทศ และนำเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบ ก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้ประธานกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นายพรเทพ ธัญญพงศ์ชัย)สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 กพช. เห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร (โครงการฯ) โดยมีขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา Feed-in Tariff (FiT) 5.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในเดือนธันวาคม 2558 ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 เห็นชอบให้เลื่อนวัน SCOD ของโครงการฯ ในระยะที่ 1 เป็นภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้ การรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือ (ระยะที่ 2) กำหนด SCOD ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 และเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 กพช. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่อัตรา FiT 4.12 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี และมี FiT Premium สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้เพิ่มอีก 0.50 บาทต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ โดยให้ใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้านี้สำหรับโครงการฯ รอบถัดไป และครั้งต่อไปจนกว่า กพช. จะมีมติเห็นชอบอัตราใหม่
2. การดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 1 มีสหกรณ์ภาคการเกษตรผ่านการคัดเลือก 67 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 281.32 เมกะวัตต์ จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด 55 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 232.87 เมกะวัตต์ แต่เนื่องจากระยะเวลานับจากวันลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) มีกำหนดประมาณปลายเดือนสิงหาคม 2559 ซึ่งเหลือเวลาดำเนินโครงการเพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (COD) เพียง 4 เดือน ส่งผลให้บางโครงการไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ทันตามกำหนดและอยู่ระหว่างอุทธรณ์ 11 ราย นอกจากนี้ยังมี 1 โครงการที่ปฏิเสธการตอบรับซื้อ
3. การดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 2 สำนักงาน กกพ. หารือสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาในประเด็นข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับแนวทางการดำเนินโครงการฯ สำหรับหน่วยงานราชการ ซึ่งเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้มีหนังสือตอบข้อหารือสรุปได้ดังนี้ (1) กรณีส่วนราชการ หากไม่มีกฎหมายให้อำนาจส่วนราชการนั้นในการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ย่อมไม่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ (2) กรณีมหาวิทยาลัยในกำกับของรัฐ จะดำเนินการได้ต้องอยู่ภายใต้วัตถุประสงค์และอำนาจหน้าที่ตามที่กำหนดไว้ในกฎหมายจัดตั้ง รวมทั้งต้องไม่ขัดหรือแย้งกับนโยบาย วัตถุประสงค์และภารกิจหลัก หากกฎหมายจัดตั้งมหาวิทยาลัยไม่ได้กำหนดให้มีวัตถุประสงค์และอำนาจเกี่ยวกับการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าอันเป็นการประกอบกิจการในเชิงพาณิชย์อย่างชัดเจนแล้ว ย่อมไม่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ (3) กรณีองค์การที่รัฐจัดตั้งขึ้น หากกฎหมายจัดตั้งไม่ได้กำหนดให้มีอำนาจในการประกอบกิจการอันมีลักษณะในทางการค้า ย่อมไม่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ แต่ในกรณีที่กฎหมายจัดตั้งให้อำนาจในการประกอบกิจการอันมีลักษณะในทางการค้า ย่อมสามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ เช่น กรณีขององค์การสงเคราะห์ทหารผ่านศึก และ (4) กรณีองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) แม้กฎหมายจัดตั้ง อปท. จะกำหนดให้อำนาจในการดำเนินการจัดให้มีและบำรุงการไฟฟ้าได้ แต่ต้องเป็นระบบการบริการสาธารณะเพื่อประโยชน์ของประชาชนในท้องถิ่นของตนเอง ไม่ได้หมายความว่าจะมีอำนาจดำเนินการผลิตไฟฟ้าหรือร่วมทุนกับเอกชนในลักษณะที่เป็นการประกอบกิจการค้าขายให้แก่บุคคลอื่นเป็นการทั่วไป อปท. จึงไม่มีอำนาจเข้าร่วมโครงการฯ ได้ อีกทั้งขัดต่อประเพณีการปกครองที่ห้ามมิให้รัฐกระทำการค้าขายแข่งขันกับเอกชนด้วย ทั้งนี้ กกพ. ได้มีหนังสือเรียนรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อแจ้งความเห็นของคณะกรรมการกฤษฎีกาเกี่ยวกับหน่วยงานของรัฐที่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ โดยไม่ขัดหรือแย้งกับบทบัญญัติแห่งกฎหมายอื่นที่เกี่ยวข้องนั้นมีจำกัด และอาจทำให้ไม่สามารถรับซื้อไฟฟ้าในโครงการฯ ได้ครบถ้วนตามเป้าหมายที่ กพช. กำหนด
4. เมื่อวันที่ 3 เมษายน 2560 กบง. ได้พิจารณาเป้าหมายรับซื้อและการขยายระยะเวลา SCOD โครงการฯ ระยะที่ 2 และได้มีมติเห็นชอบในหลักการทั้งในส่วนเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับหน่วยงานราชการ 100 เมกะวัตต์ และสหกรณ์ภาคการเกษตร 119 เมกะวัตต์ และการเลื่อนกำหนด SCOD สำหรับรายละเอียดการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าในแต่ละพื้นที่ มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และ กกพ. ร่วมกันหารือแนวทางและรายละเอียดที่เหมาะสมในการดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 2 และเสนอ กบง. หรือ กพช. พิจารณาในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 28 เมษายน 2560 สำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่อง การจัดหาไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2560 ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าของโครงการฯ จากหน่วยงานราชการที่เหลืออยู่ 300 เมกะวัตต์ มีจำนวนหน่วยงานราชการที่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้โดยไม่ขัดหรือแย้งกับบทบัญญัติแห่งกฎหมายที่เกี่ยวข้องมีอยู่จำกัด จึงเห็นควรที่ยุติโครงการนี้ภายหลังจากมีการเปิดรับซื้อไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์จากหน่วยงานราชการครบ 100 เมกะวัตต์ เรียบร้อยแล้ว
5. การดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 1 มีผู้เข้าร่วมโครงการฯ หลายรายได้ก่อสร้างแล้วเสร็จ หรือมีเหตุทำให้ไม่สามารถพัฒนาโครงการต่อได้ เนื่องจากไม่สามารถ COD ได้ตามระยะเวลาที่ กพช. กำหนด การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจึงได้บอกเลิกสัญญา สหกรณ์จึงได้ยื่นอุทธรณ์ต่อ กกพ. หากการพิจารณาอุทธรณ์ฟังขึ้น เห็นควรมอบอำนาจให้ กบง. พิจารณาขยายระยะเวลา SCOD โดยกำหนดบทลงโทษปรับลดอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลงไม่เกินร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย และหักระยะเวลาการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามข้อเท็จจริงแห่งเหตุอุทธรณ์ ทั้งนี้อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น ส่วนโครงการฯ ระยะที่ 2 จะต้องใช้เวลาในการพิจารณาออกประกาศจัดหาไฟฟ้าโครงการฯ ระยะที่ 2 ซึ่งประกาศฉบับนี้ได้ปรับปรุงระยะเวลาให้หน่วยงานราชการดำเนินการสรรหาเอกชนร่วมทุนตามกฎหมายว่าด้วยการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ การพิจารณาคำร้องและข้อเสนอขอขายไฟฟ้า รวมทั้งพิจารณาคุณสมบัติและลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในวันที่ 2 มีนาคม 2561 ผู้ประกอบการจึงมีเวลาพัฒนาโครงการเพียง 4 เดือน ซึ่งปกติใช้เวลาประมาณ 9 เดือน ดังนั้น เพื่อให้ COD ได้ทันตามกำหนดวันที่ 30 มิถุนายน 2561 จึงจำเป็นต้องขอขยายวัน SCOD เป็นวันที่ 30 ธันวาคม 2561
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการมอบอำนาจให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาขยายระยะเวลาจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 พร้อมบทกำหนดโทษปรับลดอัตราค่าไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ลดลงไม่เกินร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย และหักระยะเวลาการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามข้อเท็จจริงแห่งเหตุอุทธรณ์ ทั้งนี้อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น
2. เห็นชอบการเลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2560 จากเดิมภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 เป็นวันที่ 30 ธันวาคม 2561
3. เห็นชอบให้ยุติการรับซื้อไฟฟ้าตามโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตรภายหลังจากการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับหน่วยงานราชการจำนวน 100 เมกะวัตต์ และสหกรณ์ภาคการเกษตรจำนวน 119 เมกะวัตต์ เสร็จสิ้นเรียบร้อยแล้ว
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. ได้พิจารณาเรื่อง การปรับปรุงกระบวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) และได้มีมติมอบหมายให้ กบง. ร่วมกับ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ตามความเหมาะสม ยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้า (FiT) ที่หากจะมีการเปลี่ยนแปลงจะต้องนำเสนอ กพช. ทั้งนี้ จากการดำเนินการที่ผ่านมา อาจมีความจำเป็นต้องปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าในบางส่วนเพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ อีกทั้งการเปิดรับซื้อไฟฟ้าแต่ละรอบอาจจะไม่สามารถรับซื้อได้ครบตามเป้าหมาย รวมถึงขั้นตอนในการปฏิบัติตามกฎหมายของหน่วยงานต่างๆ ที่ทำให้การเปิดรับซื้ออาจไม่เป็นไปตามกรอบเวลาที่ กพช. กำหนด ดังนั้น เพื่อลดภาระงานของ กพช. และให้เกิดความชัดเจนในการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 จึงเห็นควรเสนอให้ กพช. มอบอำนาจให้ กบง. และ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแทน กพช. โดยมีเงื่อนไขสรุปได้ดังนี้ (1) มอบให้ กบง. สามารถเปิดรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจนครบเป้าหมาย และสามารถกำหนดปริมาณรับซื้อเป็นรายพื้นที่ (เช่น การกำหนดเป้าหมายรายภูมิภาค) ภายใต้กรอบเป้าหมายที่ กพช. กำหนดไว้ รวมทั้งสามารถปรับแผนการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนรายปีให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) และปริมาณของแต่ละเชื้อเพลิงที่อาจเปลี่ยนแปลงไป และ (2) มอบให้ กกพ. สามารถปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ทั้ง SPP และ VSPP) เฉพาะโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าหรือมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว แต่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนดเนื่องจากเหตุสุดวิสัย ให้ กกพ. สามารถเลื่อนกำหนด SCOD ใหม่ได้ โดยให้กรอบการขยายเวลา SCOD เท่ากับระยะเวลาที่เกิดเหตุสุดวิสัยจริง และต้องรายงานให้ กบง. และ กพช. ทราบเป็นระยะ
มติของที่ประชุม
1. มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ทั้งผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)) จากเดิมที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ดังต่อไปนี้
1.1 สามารถพิจารณาเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมจนครบเป้าหมายตามที่ กพช. กำหนดไว้
1.2 สามารถพิจารณากำหนดปริมาณรับซื้อโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นรายพื้นที่ (เช่น การกำหนดเป้าหมายรายภูมิภาค) ภายใต้กรอบเป้าหมายที่ กพช. กำหนดไว้แล้ว
1.3 สามารถพิจารณาปรับแผนการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนรายปีให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) และปริมาณของแต่ละเชื้อเพลิงที่อาจเปลี่ยนแปลงไป
2. มอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ทั้ง SPP และ VSPP) จากเดิมที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเฉพาะในกรณีที่โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าหรือมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว แต่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนดในกรอบระยะเวลาที่ กพช. กำหนด เนื่องจากเหตุสุดวิสัย โดยให้ กกพ. สามารถพิจารณาเลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ใหม่ได้ โดยให้กรอบการขยายระยะเวลา SCOD เท่ากับระยะเวลาที่เกิดเหตุสุดวิสัยจริง และจะต้องรายงานผลการดำเนินการให้ กบง. และ กพช. ทราบเป็นระยะ
เรื่องที่ 9 ความก้าวหน้าโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 กพช. ได้พิจารณาแนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ” สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบในหลักการให้ กฟภ. และบริษัท พีอีเอ เอ็นคอม อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐสำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ในส่วนของการผลิตไฟฟ้าชีวมวล มีปริมาณรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 12 เมกะวัตต์ โดยร่วมกับบริษัทชุมชนประชารัฐ/วิสาหกิจชุมชน และให้รายงานผลการดำเนินงานต่อ กบง. และมอบให้ กบง. พิจารณาในการดำเนินการในส่วนของการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) โดยมีปริมาณการรับซื้อไม่เกิน 30 เมกะวัตต์ (2) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานและ กกพ. โดยความเห็นชอบของ กบง. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ โดยคำนึงถึงความเป็นธรรมและเพียงพอในการรองรับวัตถุประสงค์ของแนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ” และ (3) มอบหมายให้ กฟผ. บริหารต้นทุนการผลิตไฟฟ้าเพื่อให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ โดยให้มีผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าน้อยที่สุด
2. ความก้าวหน้าการดำเนินโครงการฯ ใน 3 พื้นที่ สรุปได้ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าชีวมวล อำเภอเมือง จังหวัดนราธิวาส กำลังผลิตติดตั้ง 9.9 เมกะวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. 6.3 เมกะวัตต์ ใช้เทคโนโลยี Direct-Fired ผลิตไอน้ำส่งผ่านกังหันไอน้ำ เงินลงทุน 755 ล้านบาท (2) โรงไฟฟ้าชีวมวล อำเภอแม่ลาน จังหวัดปัตตานี กำลังผลิตติดตั้ง 3.0 เมกะวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. 2.85 เมกะวัตต์ ใช้เทคโนโลยี Gasification ผลิตก๊าซจากชีวมวลส่งให้ Gas Engine เงินลงทุน 400 ล้านบาท และ (3) โรงไฟฟ้าชีวมวล อำเภอบันนังสตา จังหวัดยะลา กำลังผลิตติดตั้ง 3.0 เมกะวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟภ. 2.85 เมกะวัตต์ ใช้เทคโนโลยี Gasification เงินลงทุน 400 ล้านบาท โดยโรงไฟฟ้าชีวมวลทั้ง 3 แห่ง ใช้เศษไม้ยางพาราเป็นเชื้อเพลิงหลัก และจะจัดสรรเงินร้อยละ 10 ของกำไรสุทธิกลับคืนให้แก่ชุมชนในพื้นที่ ทั้งนี้ กระทรวงพลังงาน ได้มอบหมายให้ พพ. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ ซึ่งคาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จภายในเดือนพฤษภาคม 2560 และนำเสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบ จากนั้น กฟภ. และบริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ จะดำเนินการจัดหาที่ดินก่อสร้าง/เทคโนโลยี/แหล่งทุน และจัดตั้งบริษัทร่วมทุน รวมทั้งการขอใบอนุญาตต่างๆ โดยคาดว่าจะเริ่มก่อสร้างโรงไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งได้ในช่วงไตรมาสแรกของปี 2561 เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟภ. ในเดือนพฤษภาคม 2562 สำหรับโรงไฟฟ้าจังหวัดยะลาและจังหวัดปัตตานี และในเดือนมกราคม 2563 สำหรับโรงไฟฟ้าจังหวัดนราธิวาส
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ