![Super User](http://www.gravatar.com/avatar/8f29cc35bfcee5e137109c704783b4c7?s=100&default=https%3A%2F%2Feppo.go.th%2Fcomponents%2Fcom_k2%2Fimages%2Fplaceholder%2Fuser.png)
Super User
กบง.ครั้งที่75 -วันพุธที่ 16 มกราคม พ.ศ. 2562
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 1/2562 (ครั้งที่ 75)
วันพุธที่ 16 มกราคม พ.ศ. 2562 เวลา 09.00 น.
2. การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ
3. สรุปผลการตรวจสอบการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2561
4. การขอผ่อนผันนำเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงฝากกระทรวงการคลัง
5. แนวทางการดำเนินการกับกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายเพทาย หมุดธรรม)
แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 ได้มีมติเห็นชอบ
ขอความร่วมมือให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับผิดชอบโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคา
ขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน (ครัวเรือนรายได้น้อย ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร และอื่นๆ) ตั้งแต่วันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 เป็นต้นไป จนกว่าจะมีแนวทางอื่นมาทดแทน ต่อมา กบง. เมื่อวันที่
8 พฤศจิกายน 2561 มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ขอความร่วมมือ ปตท. ให้ขยายเวลาการสนับสนุนโครงการบรรเทาผลกระทบฯ เฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ออกไปอีก 6 เดือน คือ ตั้งแต่วันที่
1 มกราคม 2562 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2562 ภายในกรอบวงเงิน 250 ล้านบาท และให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) นำเสนอแนวทางช่วยเหลือกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหารที่เหมาะสม ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2562 เป็นต้นไป
2. เมื่อวันที่ 12 พฤศจิกายน 2561 ธพ. ได้มีหนังสือถึง ปตท. เพื่อขอความอนุเคราะห์ให้ ปตท. ช่วยเหลือค่าใช้จ่ายโครงการบรรเทาผลกระทบฯ เฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2561 และต่อมาเมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2561 ปตท. ได้มีหนังสือถึงปลัดกระทรวงพลังงาน แจ้งมติคณะกรรมการ ปตท. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2561 เห็นชอบให้ขยายเวลาการสนับสนุนโครงการบรรเทาผลกระทบฯ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2562 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2562 ภายในกรอบวงเงิน 125 ล้านบาท ทั้งนี้
ความช่วยเหลือของ ปตท. จะสิ้นสุดในวันที่ 31 มีนาคม 2562 ธพ. จะขอความอนุเคราะห์ ปตท. ขยายระยะเวลาการช่วยเหลือออกไปถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2562 ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2561
3. ตามที่ กบง. ได้มอบหมาย สนพ. ให้นำเสนอแนวทางช่วยเหลือในส่วนของก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน สนพ. ขอเรียนว่า ในร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ในวัตถุประสงค์ ข้อที่ 3 บรรเทาผลกระทบจากการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับผู้มีรายได้น้อยและผู้ด้อยโอกาส ที่กระทรวงพลังงานเสนอต่อคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2559 ในขั้นตอนการพิจารณาของคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) เสร็จ
เมื่อวันที่ 21 มีนาคม 2561 ได้ตัดวัตถุประสงค์ข้อนี้ออก ส่งผลให้ร่าง พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ นี้ ไม่สามารถช่วยเหลือก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนได้ ซึ่งแนวทางการช่วยเหลือต่อไปกระทรวงพลังงานต้องผลักดันให้ช่วยเหลือผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐต่อไป
มติของที่ประชุม มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานขอความร่วมมือบริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) ขยายระยะเวลาการสนับสนุนโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน เฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2561
เรื่องที่ 2 การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ
สรุปสาระสำคัญ 1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 ได้มีมติเห็นชอบ
ให้ปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ จากเดิมอยู่ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2561 และขอความร่วมมือให้ ปตท. คงราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขตกรุงเทพฯ/ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 1 ปี นับตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2561 และเมื่อครบ 1 ปีแล้ว ให้ปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุน ต่อมาเมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2561 ปตท. ได้มีหนังสือว่าคณะกรรมการ ปตท. ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายเวลาการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2561 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2561 ภายในกรอบวงเงิน 2,900 ล้านบาท
2. เมื่อวันที่ 12 พฤศจิกายน 2561 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้มีหนังสือ
ขอความร่วมมือให้ ปตท. ขยายระยะเวลาการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะออกไปจนถึงวันที่ 15 พฤษภาคม 2562 ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 ต่อมาเมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2561 ปตท. ได้มีหนังสือถึงปลัดกระทรวงพลังงาน แจ้งว่าคณะกรรมการ ปตท. ได้มติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2562 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2562 ภายในกรอบวงเงิน 1,050 ล้านบาท และให้ยุติการสมัครเข้าร่วมโครงการตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2562 เป็นต้นไป โดย ปตท. จะขอให้มีการจัดตั้งคณะทำงานร่วมกับหน่วยงานของกระทรวงพลังงานและภาครัฐที่เกี่ยวข้องเพื่อหารือและเร่งกำหนดแนวทางทดแทนการช่วยเหลือรูปแบบเดิม
มติของที่ประชุม 1. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ขอความร่วมมือบริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) ขยายระยะเวลาการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะออกไปจนถึงวันที่ 15 พฤษภาคม 2562 ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561
2. มอบหมายให้ปลัดกระทรวงพลังงานจัดตั้งคณะทำงานร่วมเพื่อพิจารณาแนวทางการช่วยเหลือต่อไป
เรื่องที่ 3 สรุปผลการตรวจสอบการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2561
สรุปสาระสำคัญ 1. ระเบียบกระทรวงพลังงาน ว่าด้วยการฝากและการเบิกจ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
พ.ศ. 2556 ข้อ 26 กำหนดให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงานจัดให้มีการตรวจสอบภายในเกี่ยวกับการดำเนินงานกองทุน การรับ-จ่ายและการควบคุมภายในของโครงการที่ได้รับเงินจากกองทุนแล้วรายงานให้ปลัดกระทรวงพลังงาน อย่างน้อยปีละหนึ่งครั้ง เพื่อนำเสนอคณะกรรมการทราบ และคำสั่งกระทรวงพลังงาน เรื่อง แต่งตั้งผู้ตรวจสอบภายในกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ให้แต่งตั้งผู้ตรวจสอบภายในสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) เป็นผู้ตรวจสอบภายในกองทุนน้ำมันฯ เพื่อตรวจสอบการดำเนินงานกองทุนน้ำมันฯ แล้วรายงานให้ปลัดกระทรวงพลังงาน เพื่อนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.)
2. เมื่อวันที่ 11 ธันวาคม 2561 สบพน. ได้รายงานสรุปผลการตรวจสอบการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ ปีงบประมาณ 2561 ต่อปลัดกระทรวงพลังงาน สรุปได้ดังนี้ (1) การเบิก-จ่ายเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของกรมสรรพสามิต พบว่าได้ดำเนินการตามขั้นตอนการเบิกจ่ายเงินให้ผู้ที่มีสิทธิได้รับเงินชดเชยหรือเงินคืน
แต่สรุปไม่ได้ระบุอัตราและประกาศ กบง. ไว้ ซึ่ง สบพน. ได้ประสานขอข้อมูลเพื่อใช้ประกอบการเบิกจ่ายเงินแล้ว (2) การเบิกจ่ายและติดตามการใช้จ่ายเงินงบบริหารของ สบพน. และกรมสรรพสามิต พบว่าการเบิกจ่ายเงินเป็นไปตามแผนการใช้จ่ายเงินที่ได้รับอนุมัติ และมีการส่งคืนเงินเหลือจ่ายพร้อมดอกผลให้กองทุนน้ำมันฯ ภายในระยะเวลาตามที่ระเบียบฯ กำหนดไว้ (3) การเบิกจ่ายและติดตามการใช้จ่ายเงินโครงการ ของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) รวม 7 โครงการ ได้แก่ โครงการที่ได้รับอนุมัติปีงบประมาณ 2561 จำนวน 4 โครงการ โดยมี ธพ. เป็นผู้รับผิดชอบ 3 โครงการ มีการทำสัญญาจ้างและเบิกจ่ายเงินแล้ว มีโครงการที่ สนพ. รับผิดชอบ 1 โครงการ ปัจจุบันอยู่ระหว่างขอยกเลิกโครงการ และโครงการที่สิ้นสุดโครงการและส่งเงินคืนกองทุนน้ำมันฯ แล้ว 3 โครงการ แบ่งเป็นโครงการที่ ธพ. รับผิดชอบ1 โครงการ และ สนพ. รับผิดชอบ 2 โครงการ มีการเบิกจ่ายเงินและส่งคืนดอกผลให้กองทุนน้ำมันฯ แล้ว (4) หน่วยงานที่ได้รับเงินจากกองทุนน้ำมันฯ มีการจัดทำรายงานการรับ-จ่ายเงินส่งให้ สบพน. ภายในวันที่ 15 ของเดือนถัดไปเป็นประจำทุกเดือน ตามที่ระเบียบฯ กำหนด (5) มีการบันทึกบัญชีการเบิก-จ่ายเงิน และการคืนเงินคงเหลือพร้อมดอกผลของงบบริหารและงบโครงการ การบันทึกรายการเข้าระบบ GFMIS ซึ่งเป็นไปตาม ที่กรมบัญชีกลางกำหนดไว้ และ (6) มีระบบการควบคุมภายในเกี่ยวกับการเบิกจ่ายเงินงบบริหารและโครงการที่เหมาะสม ดังนั้น ผลการตรวจสอบในภาพรวมสรุปได้ว่า กองทุนน้ำมันฯ มีการเบิกเงินงบบริหารและโครงการเป็นไปตามแผนการใช้เงินที่ได้รับอนุมัติ มีการปฏิบัติงานเป็นไปตามระเบียบกระทรวงพลังงานว่าด้วยการฝากและการเบิกจ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2556 มีความเสี่ยงด้านการปฏิบัติงาน ด้านการเงิน และด้านการปฏิบัติตามกฎระเบียบอยู่ในระดับต่ำ และ มีการควบคุมภายในด้านการเบิก-จ่ายเงินและติดตามการใช้จ่ายเงินอยู่ในระดับที่เหมาะสม
มติของที่ประชุม ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 การขอผ่อนผันนำเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงฝากกระทรวงการคลัง สรุปสาระสำคัญ 1. คณะกรรมการนโยบายการบริหารทุนหมุนเวียน ได้ออกประกาศกำหนดให้ทุนหมุนเวียน
เปิดบัญชีและนำเงินฝากที่กรมบัญชีกลาง กระทรวงการคลัง ซึ่งรวมถึงกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต่อมาเมื่อวันที่
8 มิถุนายน 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติมอบหมายให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ขอยกเว้นการเปิดบัญชีและนำเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปฝากที่กรมบัญชีกลาง และขอฝากเงินกับธนาคารพาณิชย์และสถาบันการเงินเฉพาะกิจของรัฐต่อไป และเมื่อวันที่ 17 กรกฎาคม 2561 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กบง. ได้มีหนังสือถึงกรมบัญชีกลาง เพื่อขอยกเว้นการเปิดบัญชีและการนำเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปฝากที่กรมบัญชีกลาง และขอฝากเงินกับธนาคารพาณิชย์และสถาบันการเงินเฉพาะกิจของรัฐ ตามมติ กบง. ต่อมาเมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2561 กรมบัญชีกลางได้มีหนังสือถึง สนพ. แจ้งว่าเมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2561 คณะกรรมการนโยบายการบริหารทุนหมุนเวียนได้มีมติเห็นชอบให้นำเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปจัดหาผลประโยชน์ได้ในวงเงิน 3,000 ล้านบาท เพื่อไว้ใช้จ่ายเป็นค่าใช้จ่ายในการบริหารกองทุนน้ำมันฯ สำหรับเงินส่วนที่เหลือให้นำฝากกระทรวงการคลัง และ กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2561 ได้มีมติมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ จัดทำหนังสือขอผ่อนผันการเปิดบัญชีและนำเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปฝากที่กรมบัญชีกลาง โดยให้สามารถฝากเงินกับธนาคารพาณิชย์และสถาบันการเงินเฉพาะกิจของรัฐ
2. เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2561 สนพ. ได้มีหนังสือถึงกรมบัญชีกลางเพื่อขอผ่อนผันการดำเนินการตามมติคณะกรรมการนโยบายการบริหารทุนหมุนเวียนเมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2561 โดยได้ชี้แจงว่า กองทุนน้ำมันฯ มีภาระค่าใช้จ่ายในการรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศ กรณีที่ราคาน้ำมันในตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้น และค่าใช้จ่ายในการบริหารกองทุนน้ำมันฯ ทั้งนี้ หากสามารถนำเงินกองทุนน้ำมันฯ ทั้งหมดไปฝากไว้กับธนาคารพาณิชย์และสถาบันการเงินเฉพาะกิจของรัฐแทนการฝากเงินกับกรมบัญชีกลาง จะทำให้มีรายรับจากดอกเบี้ยเงินฝากมาช่วยเพิ่มฐานะกองทุนน้ำมันฯ ให้มีกรอบวงเงินสำหรับการรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศเพิ่มขึ้น ต่อมาเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 กรมบัญชีกลางได้มีหนังสือถึง สนพ. แจ้งว่าเมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2561 คณะกรรมการนโยบายการบริหารทุนหมุนเวียน ได้มีมติเห็นชอบให้ผ่อนผันการนำเงินกองทุนน้ำมันฯ ฝากกระทรวงการคลัง โดยให้ สบพน. สามารถนำเงินกองทุนไปฝากธนาคารประเภทประจำ 3 เดือน ตามแผนการจัดหาประโยชน์ที่ดำเนินการอยู่ได้ และให้ สบพน. แจ้งแผนการนำเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปจัดหาผลประโยชน์ส่งให้กรมบัญชีกลางพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนวันครบกำหนดการฝากเงินในแต่ละรายการ ทั้งนี้ สนพ. ได้มีหนังสือแจ้ง สบพน. แล้วเมื่อวันที่ 7 มกราคม 2562
มติของที่ประชุม ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ 1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ได้พิจารณา
แนวทางการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญา และได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการดำเนินการกับ SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ไปพิจารณาดำเนินการในรายละเอียด ต่อมาเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มที่ 1 ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 - 2561 (ต่ออายุสัญญา) และกลุ่มที่ 2 ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 - 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการลังงาน (กกพ.) พิจารณาปรับปรุงรูปแบบสัญญา Firm ของ SPP ระบบ Cogeneration ให้สามารถลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ และพิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การขอลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบล่วงหน้า ทบทวนการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับ IPP และ SPP และหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำรองให้มีความเหมาะสม
2. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของ กลุ่มที่ 1 จากเดิมตั้งแต่ปี 2560 - 2561 เป็น 2559 - 2561 และราคารับซื้อไฟฟ้ากรณี SPP ระบบ Cogeneration ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง กลุ่มที่ 1 (ต่ออายุสัญญา) และกลุ่มที่ 2 (สร้างโรงไฟฟ้าใหม่) โดยใช้ราคาถ่านหินอ้างอิงตามประกาศของ กฟผ. ณ อัตราแลกเปลี่ยน 34 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ สำหรับเงื่อนไขอื่น ให้ยึดตามมติ กพช. วันที่ 30 พฤษภาคม 2559 และ SPP ระบบ Cogeneration สามารถใช้เครื่องจักรและอุปกรณ์เดิมที่ได้มีการปรับปรุงหรือเปลี่ยนแปลงก่อนวันสิ้นสุดอายุสัญญา หรือสามารถปรับปรุงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าให้ทัดเทียมกับการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ โดยไม่ต้องก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ทั้งหมด แต่จะต้องดำเนินการตามข้อกำหนดเหมือนกับกรณีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ และจะไม่ได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้าในส่วนของค่าพลังไฟฟ้า (CP1= 0) ทั้งนี้ มอบ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการดำเนินการได้ ในกรณีมีปัญหาในทางปฏิบัติ ยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้าหากจะมีการเปลี่ยนแปลงจะต้องนำเสนอ กพช. ต่อมาเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของ SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มที่ 1 (ต่ออายุสัญญา) จากเดิมสิ้นสุดสัญญาภายในปี 2560 - 2561 เป็นภายในปี 2559 - 2561 และมอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทบทวนหลักการพร้อมทั้งเสนอราคาและแนวทางที่เหมาะสมในการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มที่ 2 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 - 2568 ทั้งเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติและถ่านหิน และนำเสนอ กบง. ก่อนเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ กบง. เมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2561 ได้มีมติยืนยันมติ กบง. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 เรื่องการปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของกลุ่มที่ 1 (ต่ออายุสัญญา) และเห็นชอบแนวทางการต่ออายุสัญญาจำนวน 25 โรง ปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 704 MW และมอบหมายให้ กกพ. และ สนพ. ร่วมกันกำหนดแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ทั้ง 25 โรง ตามประเภทเชื้อเพลิง และนำเสนอ กพช. ต่อไป
3. เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2561 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2561 เรื่องการปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของ SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มที่ 1 (ต่ออายุสัญญา) และเห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562-2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ทั้งนี้ เมื่อพิจารณาตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 พบว่ามีโรงไฟฟ้าที่เข้าเงื่อนไขจำนวน 16 โรง นอกจากนี้โรงไฟฟ้าที่กำลังจะหมดอายุสัญญา และไม่สามารถดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ทัน เห็นควรมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการต่ออายุสัญญาภายใต้หลักการตามมติ กพช. วันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ในกลุ่มที่ 1 (ต่ออายุสัญญา)
มติของที่ประชุม เห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา ดังนี้
1. กลุ่มต่ออายุสัญญา สำหรับโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561
1.1เห็นควรให้เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาการปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของ SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มต่ออายุสัญญาให้ครอบคลุม SPP ระบบ Cogeneration เป็นปี 2559 – 2561 เพื่อให้สอดคล้องตามเจตนารมณ์ของมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม
1.2เห็นควรให้กำหนดโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าให้สอดคล้องกับเชื้อเพลิงที่ใช้ผลิตไฟฟ้า และให้ใช้โครงสร้างราคารับซื้อสำหรับโรงไฟฟ้าที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงตามที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 และเสนอให้ กพช. พิจารณา
2. กลุ่มก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ สำหรับโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568
2.1เห็นควรให้ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ โดยใช้เชื้อเพลิงตามสัญญาเดิมและได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้าสอดคล้องกับประเภทเชื้อเพลิง ทั้งนี้ สำหรับโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติให้ได้รับอัตรารับซื้อตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 และเห็นควรให้ใช้โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าที่ใช้
ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง ตามที่ กบง. ได้ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 และเสนอให้ กพช. พิจารณา
2.2สำหรับโรงไฟฟ้าที่กำลังจะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2562 - 2564 และไม่สามารถดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ทัน เห็นควรเสนอ กพช. พิจารณามอบหมายคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาต่ออายุสัญญาโรงไฟฟ้าภายใต้หลักการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 เพื่อให้สามารถก่อสร้างโรงไฟฟ้าได้ตามมติดังกล่าว
กบง.ครั้งที่74 -วันจันทร์ที่ 24 ธันวาคม พ.ศ. 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 27/2561 (ครั้งที่ 74)
วันจันทร์ที่ 24 ธันวาคม พ.ศ. 2561 เวลา 13.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
2. รายงานการตรวจสอบงบการเงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงประจำปีงบประมาณ 2560
3. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
4. ข้อกำหนดพื้นที่ตั้งโครงการโรงไฟฟ้าขยะของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP)
5. การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
7. แนวทางการดำเนินโครงการโซลาร์ภาคประชาชน
8. การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ
9. ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ฉบับใหม่
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายเพทาย หมุดธรรม)
แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผน
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
สนพ. ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบเบรนท์ และดับบิวทีไอ มีทิศทางปรับตัวลดลง ปัจจัยหลักมาจากการผลิตน้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศสหรัฐอเมริกาที่เพิ่มสูงขึ้นกว่าประเทศรัสเซียและประเทศซาอุดิอาระเบีย ประกอบกับความกังวลในสงครามการค้าระหว่างประเทศสหรัฐอเมริกา และประเทศจีน และการปรับขึ้นอัตราดอกเบี้ยของธนาคารกลางประเทศสหรัฐอเมริกาเป็นร้อยละ 2.50 ซึ่งอาจส่งผลให้เศรษฐกิจชะลอตัวและมีความต้องการใช้น้ำมันลดลง ทั้งนี้ปัจจัยที่คาดว่าจะส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบปรับตัวเพิ่มสูงขึ้นได้แก่ กลุ่มประเทศผู้ส่งออกน้ำมัน (โอเปค) และประเทศนอกกลุ่มโอเปค ได้ทำข้อตกลงว่าจะปรับลดกำลังการผลิตลงอีกอย่างน้อย 1.25 ล้านบาร์เรลต่อวัน โดยข้อตกลงนี้จะเริ่มดำเนินการในเดือนมกราคม 2562 เป็นต้นไป ส่วนมาตรการคว่ำบาตรประเทศอิหร่านของประเทศสหรัฐอเมริกา ถึงแม้ว่าประเทศสหรัฐฯ จะมีมาตรการผ่อนปรนให้หลายประเทศสามารถนำเข้าน้ำมันดิบจากประเทศอิหร่านได้ แต่ยังไม่ส่งผลให้อิหร่านส่งออกน้ำมันดิบได้เพิ่มขึ้น ในระยะสั้นคาดการณ์ว่าราคาน้ำมันดิบในเดือนธันวาคม 2561 ถึงเดือนมกราคม 2562 จะยังคงทรงตัวในทิศทางที่ลดลง (2) ราคาก๊าซ LPG มีแนวโน้มปรับตัวลดลง จากปรากฏการณ์เอลนีโญทำให้ภูมิภาคเอเชียเหนือมีอากาศอุ่นขึ้นในช่วงฤดูหนาวส่งผลให้ความต้องการใช้ก๊าซ LPG เพื่อให้ความอบอุ่นลดลง โดยราคา CP ณ วันที่ 20 ธันวาคม 2561 อยู่ที่ 409.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ลดลงจากเดือนก่อน 123 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน สำหรับปัจจัยที่ต้องจับตามอง ได้แก่ สงครามการค้าระหว่างประเทศสหรัฐอเมริกาและประเทศจีน ซึ่งจะส่งผลอย่างมากต่อความต้องการใช้น้ำมันและราคาก๊าซ LPG (3) ราคา LNG เดือนธันวาคม 2561 คาดการณ์ว่าจะยังคงปรับตัวลดลงจากปัจจัยข้างต้น ส่วนปัจจัยที่ต้องจับตามองที่คาดว่าจะส่งผลต่อราคา LNG ที่อาจปรับตัวลดลง ได้แก่ โครงการผลิต LNG ใหม่ของประเทศรัสเซียซึ่งคาดว่าจะผลิตได้เร็วขึ้นกว่าแผน 1 ปี และการคาดการณ์สภาพอากาศที่จะหนาวเย็นลงของประเทศสหรัฐอเมริกา ทั้งนี้คาดการณ์ว่าราคา LNG ยังคงปรับตัวลดลง และ (4) โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 21 ธันวาคม 2561 โดยมีโครงสร้างราคา ดังนี้ ค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ 2.72 บาทต่อลิตร สูงกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสมอยู่ 0.92 บาทต่อลิตร ส่วนค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 อยู่ที่ 2.77 บาทต่อลิตร สูงกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสมอยู่ 0.92 บาทต่อลิตร โดยค่าการตลาดเฉลี่ยทุกผลิตภัณฑ์อยู่ที่ 2.75 บาทต่อลิตร อยู่ในระดับสูงกว่าค่าการตลาดเฉลี่ยที่เหมาะสมประมาณ 0.90 บาทต่อลิตร
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานการตรวจสอบงบการเงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงประจำปีงบประมาณ 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เป็นทุนหมุนเวียนตามมาตรา 4 ของพระราชบัญญัติการบริหาร
ทุนหมุนเวียน พ.ศ. 2558 และตามมาตรา 29 กองทุนน้ำมันฯ ต้องจัดทำรายงานการเงินประจำปีงบประมาณ
จัดส่งให้สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) หรือบุคคลที่ สตง. ให้ความเห็นชอบเป็นผู้สอบบัญชีของ
กองทุนน้ำมันฯ ทุกรอบปีบัญชี ให้ผู้สอบบัญชีของทุนหมุนเวียนที่ไม่มีสถานะเป็นนิติบุคคลทำรายงานการสอบบัญชีเสนอต่อคณะกรรมการบริหารภายใน 150 วันนับแต่วันสิ้นปีบัญชี ให้คณะกรรมการบริหารนำส่งรายงานการเงินพร้อมด้วยรายงานการสอบบัญชีของผู้สอบบัญชีต่อกระทรวงการคลังภายใน 30 วันนับตั้งแต่วันที่ได้รับรายงานจากผู้สอบบัญชี
2. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2560 สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.)
ได้จัดส่งรายงานการเงินประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2560 ให้ สตง. เพื่อตรวจสอบงบการเงินดังกล่าว และเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2561 สตง. ได้มีหนังสือถึงประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อจัดส่งรายงานของผู้สอบบัญชีและงบการเงินของกองทุนน้ำมันฯ สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2560 ที่ สตง. ตรวจสอบเรียบร้อยแล้ว ซึ่งถูกต้องตามมาตรฐานและนโยบายการบัญชีภาครัฐที่กระทรวงการคลังประกาศใช้และไม่มีประเด็นที่เป็นข้อสังเกตจากการตรวจสอบงบการเงิน เพื่อเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบก่อนนำส่งรายงานของผู้สอบบัญชีและงบการเงินฯ ต่อกระทรวงการคลังต่อไป
มติของที่ประชุม ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สรุปสาระสำคัญ 1. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกมีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนื่อง ราคาน้ำมันตลาดโลกปิดตลาด ณ วันที่ 21 ธันวาคม 2561 น้ำมันดิบดูไบ น้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซล อยู่ที่ 53.56 56.64 และ 65.76 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล อัตราแลกเปลี่ยน ณ วันที่ 21 ธันวาคม 2561 อยู่ที่ 32.8047 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาไบโอดีเซลช่วงวันที่ 17 - 23 ธันวาคม 2561 อยู่ที่ลิตรละ 21.36 บาท และราคาเอทานอล ณ เดือนธันวาคม 2561 อยู่ที่ลิตรละ 23.31 บาท ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 23 ธันวาคม 2561 มีสินทรัพย์รวม 43,329 ล้านบาท หนี้สินรวม 13,829 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 29,500 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 34,198 ล้านบาท และบัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 4,698 ล้านบาท
2. โครงสร้างราคาน้ำมัน ณ วันที่ 24 ธันวาคม 2561 ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นดังนี้ (1) อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 8.5800 2.6200 2.6200 -0.2800 -5.8800 0.7000 และ -4.0000 บาทต่อลิตร ตามลำดับ (2) ค่าการตลาด อยู่ที่ 3.9938 2.7684 2.9302 2.4869 2.7417 2.7175 และ 2.7149 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และ (3) ราคาขายปลีก อยู่ที่ 34.56 27.15 26.88 24.14 19.94 26.29 และ 21.29 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ประมาณการสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ในเดือนธันวาคม 2561 มีรายรับ
ในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลประมาณ 1,808 ล้านบาทต่อเดือน มีรายรับจากกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วประมาณ 1,282 ล้านบาทต่อเดือน และภาพรวมกองทุนน้ำมันฯ มีรายรับ 3,102 ล้านบาทต่อเดือน
3. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกที่มีแนวโน้มราคาลดลงอย่างต่อเนื่อง เพื่อลดค่าใช้จ่ายระหว่างการเดินทางช่วงปีใหม่เป็นระยะเวลา 2 สัปดาห์ ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอให้ปรับลดเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอลและกลุ่มน้ำมันดีเซล ลงในอัตรา 0.50 บาทต่อลิตร โดยส่งผลให้ราคาขายปลีกลดลงประมาณ 1 บาทต่อลิตร ซึ่งจะส่งผลให้ค่าการตลาดเฉลี่ยของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล และ
ค่าการตลาดเฉลี่ยของน้ำมันทั้งหมด อยู่ที่ 2.37 และ 2.31 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ซึ่งจากการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ทุกผลิตภัณฑ์ ดังกล่าวจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลง 630 ล้านบาทต่อเดือน จาก 3,102 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายรับ 2,472 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอลและกลุ่มน้ำมันดีเซล ดังนี้
น้ำมันเบนซิน 8.08 บาท/ลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 2.12 บาท/ลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 2.12 บาท/ลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 -0.78 บาท/ลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 -6.38 บาท/ลิตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.20 บาท/ลิตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 -4.50 บาท/ลิตร ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 25 ธันวาคม 2561 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 4 ข้อกำหนดพื้นที่ตั้งโครงการโรงไฟฟ้าขยะของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) สรุปสาระสำคัญ 1. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการและเหตุผลในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ดังนี้
(1) กำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ การส่งเสริมเป็นลักษณะ Non-Firm โดยอัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชนไม่ควรสูงกว่าเพดานของอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการประเภท SPP Hybrid Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 และการรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยจะต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmap หรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล และกำหนดให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 (2) เห็นชอบอัตราและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10-50 เมกะวัตต์ โดย FiTF FiTV,2560 และ FiT(1) เป็น 1.81 1.85 และ 3.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี (โดยอัตรา FiT จะใช้สำหรับโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2560 โดยภายหลังจากปี 2560 นั้น อัตรา FiTv จะเพิ่มขึ้นต่อเนื่องตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation)) โดยต้องเป็นโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจาก คณะรัฐมนตรีหรือเป็นโครงการภายใต้แผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของกระทรวงมหาดไทย ทั้งนี้ ผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าต้องมีสัญญาในการรับขยะชุมชนเป็นเชื้อเพลิงหรือเชื้อเพลิง RDF จากหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง เช่น องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นรูปแบบพิเศษ เป็นต้น เพื่อยืนยันปริมาณที่เหมาะสมและสอดคล้องกับการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุโครงการ สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะต้องเป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท. รูปแบบพิเศษ นอกจากนี้ มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP และมอบให้ กกพ. และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกับกระทรวงมหาดไทย กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงแผนแม่บทการจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของประเทศ และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP
2. เมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2561 กรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น (สถ.) กระทรวงมหาดไทย
ได้ประชุมหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT เพิ่มเติม ในโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของ อปท. ซึ่งที่ประชุมได้มีมติให้นำเรียนรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณากรณีกรรมสิทธิ์ที่ดินของสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าในการรับซื้อไฟฟ้า
จากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP เนื่องจากมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ได้กำหนดเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าว่าสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะต้องเป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท.รูปแบบพิเศษ แต่ปัจจุบันโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตไฟฟ้าที่มีแผนงานมอบหมายให้เอกชนดำเนินการ มีข้อจำกัดในเรื่องขนาดพื้นที่ดินที่เป็นบ่อขยะเดิมซึ่งเป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. มีขนาดพื้นที่ไม่เพียงพอ ทำให้มีความจำเป็นในการจัดหาที่ดินของภาคเอกชนเพื่อดำเนินโครงการดังกล่าว จึงเห็นควรกำหนดเพิ่มเติมให้สถานที่ตั้งโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตไฟฟ้าเป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชนได้ ต่อมาเมื่อวันที่ 31 ตุลาคม 2561 กระทรวงพลังงานได้ประชุมหารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องประกอบด้วย สถ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และได้มีมติมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสำนักงาน กกพ. ประสาน สถ. จัดทำหลักการและเหตุผลในการขอปรับปรุงเงื่อนไขเรื่องสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า โดยให้นำเสนอ กบง. เพื่อทราบและเพื่อพิจารณานำเสนอ กพช. ต่อไป
3. สถ. ได้มีหนังสือเสนอหลักการและเหตุผลในการขอปรับปรุงเงื่อนไขเรื่องสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าดังกล่าว สรุปได้ดังนี้ (1) หากสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะต้องเป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท. รูปแบบพิเศษ จะส่งผลให้มีข้อจำกัดในเรื่องขนาดพื้นที่ที่เป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. มีขนาดพื้นที่ไม่เพียงพอในการสร้างโรงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้า จำเป็นต้องจัดหาที่ดินของภาคเอกชนเพื่อดำเนินโครงการ (2) การพิจารณาให้ความเห็นชอบให้เอกชนดำเนินการหรือร่วมดำเนินการกำจัดขยะมูลฝอยกับ อปท. กระทรวงมหาดไทยจะพิจารณาเงื่อนไขเบื้องต้นของโรงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าคือ ต้องใช้เชื้อเพลิงจากขยะเท่านั้น ไม่ใช้เชื้อเพลิงประเภทอื่น และต้องใช้เชื้อเพลิงจากการรวมกลุ่มพื้นที่ในการจัดการมูลฝอย (Clusters) ในลำดับต้น ซึ่งต้องมีการทำความตกลง (MOU) กันอย่างชัดเจน หากจำเป็นต้องนำขยะจากนอกกลุ่มพื้นที่ฯ มาเป็นเชื้อเพลิงต้องเสนอคณะกรรมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอยจังหวัดที่เกี่ยวข้องพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อน ดังนั้น แม้สถานที่ตั้งโรงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าจะอยู่ในที่ดินของเอกชน อปท. ก็สามารถควบคุมการใช้เชื้อเพลิงจากขยะได้ และ (3) สถ. ได้เสนอรูปแบบการลงทุนโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้า ดังนี้ (3.1) แบบ BOO (Build Own and Operate) โดยเอกชนเป็นผู้ลงทุนก่อสร้างและเป็นผู้ประกอบการโรงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าโดยไม่ต้องโอนกรรมสิทธิ์ให้กับ อปท. ดังนั้น หากก่อสร้างโรงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าบนที่ดิน อปท. ก็อาจมีปัญหาเกี่ยวกับเรื่องกรรมสิทธิ์ที่ดินได้ในอนาคต และ (3.2) แบบ BOT (Build Operate and Transfer) และ BOOT (Build Own Operate and Transfer) โดยเอกชนเป็นผู้ลงทุนก่อสร้างและเป็นผู้ประกอบการโรงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าที่ต้องโอนกรรมสิทธิ์ให้กับ อปท. เมื่อสิ้นสุดสัญญาการดำเนินโครงการ การโอนกรรมสิทธิ์รวมถึงสิ่งปลูกสร้างและทรัพย์สินอื่นๆ ในที่ดิน ซึ่งจะทำให้ราชการได้รับประโยชน์จากรูปแบบการลงทุนดังกล่าว จึงเห็นควรกำหนดเพิ่มเติมให้สถานที่ตั้งโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าเป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชนได้
มติของที่ประชุม เห็นชอบการปรับปรุงเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมขนในรูปแบบ Feed in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ให้สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าเป็นกรรมสิทธิ์ขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) หรือองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นรูปแบบพิเศษ (อปท. รูปแบบพิเศษ) หรือเอกชน โดยมีแนวทางการดำเนินโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าดังนี้ 1. กรณีที่มีรูปแบบการลงทุนแบบ BOT (Build Operate and Transfer) และ BOOT (Build Own Operate and Transfer) ให้ดำเนินการโครงการในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท. หรือ อปท. รูปแบบพิเศษ
2. กรณีที่มีรูปแบบการลงทุนแบบ BOO (Build Own and Operate) ให้ดำเนินการโครงการ
ในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชน
โดยการดำเนินโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าให้พิจารณารูปแบบการลงทุน
ในแบบ BOT เป็นลำดับแรก หากไม่สามารถดำเนินการโครงการในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท.หรือ อปท. รูปแบบพิเศษได้แล้ว จึงพิจารณารูปแบบการลงทุนในแบบ BOO ต่อไปโดยการดำเนินโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าให้พิจารณารูปแบบการลงทุนในแบบ BOT เป็นลำดับแรก หากไม่สามารถดำเนินการโครงการในที่ดินที่เป็นกรรมสิทธิ์ของ อปท.หรือ อปท. รูปแบบพิเศษได้แล้ว จึงพิจารณารูปแบบการลงทุนในแบบ BOO ต่อไป
เรื่องที่ 5 การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล สรุปสาระสำคัญ 1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 ได้มีมติเห็นชอบแนวทาง
การบรรเทาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวล โดยให้สามารถสมัครใจในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกเปลี่ยนรูปแบบเป็น Feed-in Tariff (FiT) ได้ โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับการไฟฟ้าคู่สัญญา พิจารณาดำเนินการเพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็น FiT ได้ และเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 กบง. ได้มีมติมอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อทบทวนหลักการพร้อมทั้งเสนอราคารับซื้อไฟฟ้าและแนวทางการบรรเทาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวลอย่างเหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า และเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป และ กบง. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 มีมติเห็นชอบตามที่สำนักงาน กกพ. เสนอโดยให้ใช้หลักการ Net Present Value (NPV) ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 และขอแก้ไขมติดังกล่าว ใน 3 ประเด็น ดังนี้ (1) ปรับปรุงการคำนวณในตารางระยะเวลาที่ปรับลดอายุสัญญาจากที่ กบง. มีมติเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 (2) ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ไม่ควรที่จะมีการต่ออายุสัญญาอีก และ (3) ขอเพิ่มกรณีโครงการที่ยังไม่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เมื่อเปลี่ยนสัญญาไปใช้อัตรา FiT (ประเภท Firm) ให้มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ทั้งนี้ ได้มอบหมายให้สำนักงาน กกพ. ไปตรวจสอบข้อมูลเพิ่มเติมในส่วนของ SPP ที่ได้รับผลกระทบจริงตามข้อร้องเรียนเป็นรายโครงการ รวมทั้งวิเคราะห์ผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นจากการรับซื้อไฟฟ้าของ SPP Hybrid Firm และให้นำเสนอ กบง. พิจารณาอีกครั้ง
2. เมื่อวันที่ 24 กรกฎาคม 2561 กกพ. มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อนำเสนอสรุปผลการตรวจสอบข้อมูลเพิ่มเติมในส่วนของ SPP ที่ได้รับผลกระทบจริงตามข้อร้องเรียนเป็นรายโครงการ รวมทั้งวิเคราะห์ผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นจากการรับซื้อไฟฟ้าของ SPP Hybrid Firm โดยสรุปได้ดังนี้
2.2 ผลการตรวจสอบรายโครงการของสำนักงาน กกพ. มีดังนี้ (1) ผู้ประกอบการ 9 โครงการมีงบขาดทุน ซึ่งใช้เชื้อเพลิงจำพวกแกลบ เปลือก/เศษไม้ และทะลายปาล์ม ยกเว้น 1 ราย ที่ใช้เชื้อเพลิงเป็นน้ำมันยางดำที่มีผลกำไร (2) ผู้ประกอบการแจ้งความเดือดร้อนเนื่องจากได้รับผลกระทบจาก VSPP ที่ได้เปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ FiT แล้ว (อัตรา 4.24 - 4.54 บาทต่อหน่วย) สามารถซื้อเชื้อเพลิงชีวมวลได้ในราคาที่สูงกว่า โดยผู้ประกอบการ
ที่เดือดร้อนได้รับค่าไฟฟ้าตามหลักการ Avoided cost ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ที่อ้างอิงราคาเชื้อเพลิงต่างๆ โดยในปี 2560 มีค่าไฟฟ้าเฉลี่ย ดังนี้ อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติประมาณ 2.7 - 2.8 บาทต่อหน่วย อ้างอิงราคาถ่านหิน ประมาณ 2.7 บาทต่อหน่วย อ้างอิงราคาน้ำมันเตาและก๊าซฯ ประมาณ 3.3 - 3.5 บาทต่อหน่วย และราคาขายส่งกรณี VSPP Non-Firm เฉลี่ยช่วง Peak และ Off - peak ประมาณ 2.73 บาทต่อหน่วย และ (3) มีความแข่งขันสูงขึ้นในการจัดหาและซื้อเชื้อเพลิงชีวมวลที่ต้องแข่งขันกับ VSPP แบบ FiT ไม่มีสัญญาระยะยาว และราคาเชื้อเพลิงชีวมวลมีแนวโน้มสูงขึ้น ส่งผลต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้า นอกจากนี้ทำให้ SPP สัญญา Firm บางรายถูกปรับตามสัญญา เนื่องจากไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ตามปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญา (Contracted Capacity) 2.2 ผลการตรวจสอบรายโครงการของสำนักงาน กกพ. มีดังนี้ (1) ผู้ประกอบการ 9 โครงการมีงบขาดทุน ซึ่งใช้เชื้อเพลิงจำพวกแกลบ เปลือก/เศษไม้ และทะลายปาล์ม ยกเว้น 1 ราย ที่ใช้เชื้อเพลิงเป็นน้ำมันยางดำที่มีผลกำไร (2) ผู้ประกอบการแจ้งความเดือดร้อนเนื่องจากได้รับผลกระทบจาก VSPP ที่ได้เปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ FiT แล้ว (อัตรา 4.24 - 4.54 บาทต่อหน่วย) สามารถซื้อเชื้อเพลิงชีวมวลได้ในราคาที่สูงกว่า โดยผู้ประกอบการที่เดือดร้อนได้รับค่าไฟฟ้าตามหลักการ Avoided cost ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ที่อ้างอิงราคาเชื้อเพลิงต่างๆ โดยในปี 2560 มีค่าไฟฟ้าเฉลี่ย ดังนี้ อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติประมาณ 2.7 - 2.8 บาทต่อหน่วย อ้างอิงราคาถ่านหิน ประมาณ 2.7 บาทต่อหน่วย อ้างอิงราคาน้ำมันเตาและก๊าซฯ ประมาณ 3.3 - 3.5 บาทต่อหน่วย และราคาขายส่งกรณี VSPP Non-Firm เฉลี่ยช่วง Peak และ Off - peak ประมาณ 2.73 บาทต่อหน่วย และ (3) มีความแข่งขันสูงขึ้นในการจัดหาและซื้อเชื้อเพลิงชีวมวลที่ต้องแข่งขันกับ VSPP แบบ FiT ไม่มีสัญญาระยะยาว และราคาเชื้อเพลิงชีวมวลมีแนวโน้มสูงขึ้น ส่งผลต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้า นอกจากนี้ทำให้ SPP สัญญา Firm บางรายถูกปรับตามสัญญา เนื่องจากไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ตามปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญา (Contracted Capacity)
2.3 ข้อวิเคราะห์ผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นจากการรับซื้อไฟฟ้าของ SPP Hybrid Firm ดังนี้ (1) ผู้ประกอบการ SPP Hybrid Firm ส่วนใหญ่มีแหล่งเชื้อเพลิงตนเองซึ่งเป็นชีวมวลและขยะ ได้แก่ โรงงานน้ำตาล โรงคัดแยกขยะและกำจัดขยะมูลฝอย ดำเนินธุรกิจปลูกไม้โตเร็วและเป็นผู้ผลิต Woodchip (2) ภาครัฐหยุดรับซื้อไฟฟ้าแบบ Adder มาตั้งแต่เดือนธันวาคม 2557 และก่อนหน้านั้นมีบางพื้นที่ที่ติดปัญหาศักยภาพระบบไฟฟ้า (Grid Capacity) ของ กฟผ. ไม่รองรับ เช่น พื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ทำให้ไม่มีการรับซื้อไฟฟ้าตั้งแต่ในช่วงปี 2556 เป็นต้นมา ส่งผลให้ผู้ยื่นข้อเสนอโดยเฉพาะผู้ประกอบการโรงงานน้ำตาลซึ่งมีความพร้อมของโรงไฟฟ้าและมีแหล่งเชื้อเพลิงของตนเองเสนออัตราค่าไฟฟ้าที่ต่ำ รวมทั้งในพื้นที่ที่มีเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าสูงมีการแข่งขันสูง เช่น ภาคใต้ ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ และ (3) ผู้ประกอบการ SPP Hybrid Firm ได้รับทราบปัญหาและนโยบายของรัฐที่ให้สิทธิ VSPP ชีวมวลได้เปลี่ยนอัตราเป็นแบบ FiT ในปี 2559 ตั้งแต่ก่อนการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการ SPP Hybrid Firm ในเดือนสิงหาคม 2560 โดยผู้ประกอบการเป็นฝ่ายตัดสินใจเข้าร่วมยื่นการประมูลแข่งขันราคาโครงการ SPP Hybrid Firm และเป็นฝ่ายยื่นเสนอราคาส่วนลดจากราคาเพดานที่รัฐตั้งไว้ (3.66 บาทต่อหน่วย) ซึ่งต่างกับกรณีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ในอดีตที่รัฐเป็นฝ่ายกำหนดราคาไว้ โดยสัญญา Firm มีโครงสร้างราคาตามหลักการ Avoided cost ของ กฟผ. ซึ่งอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติเป็นส่วนใหญ่ และสัญญา Non-Firm อ้างอิงราคาค่าไฟฟ้าขายส่งและ Ft ขายส่ง
3. เมื่อวันที่ 12 กันยายน 2561 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ประชุมหารือร่วมกับสำนักงาน กกพ. และชมรม SPP ชีวมวล และได้มอบหมายให้ ชมรม SPP ชีวมวลสอบถามสมาชิก SPP ว่ามีรายใดบ้าง
ที่ประสงค์จะเปลี่ยนเป็น FiT ภายใต้สมมติฐานเริ่มได้รับอัตรา FiT วันที่ 1 มกราคม 2562 และให้สำนักงาน กกพ. มีหนังสือถึงผู้ที่ผ่านการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล เพื่อขอรับทราบความคิดเห็นกรณีที่ SPP ชีวมวลที่มีสัญญาเดิม จะเปลี่ยนแปลงอัตรารับซื้อไฟฟ้าเป็นรูปแบบ FiT 4.24 บาทต่อหน่วย (ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์) และ 3.66 บาทต่อหน่วย (มากกว่า 10 เมกะวัตต์) โดยจะต้องเปลี่ยนเป็นสัญญาแบบ Firm เมื่อได้รับอัตราแบบ FiT และจะไม่มีการต่ออายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายหลังครบอายุสัญญา
4. เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2561 สำนักงาน กกพ. มีหนังสือถึงผู้ผ่านการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวลตามข้อสั่งการดังกล่าว จำนวน 15 โครงการ ซึ่งต่อมาได้มีหนังสือตอบแจ้งความเห็นมายังสำนักงาน กกพ. สรุปได้ดังนี้ (1) SPP ชีวมวลที่มีสัญญาเดิมไม่ได้ขอเปลี่ยนแปลงในช่วงที่สามารถแจ้งความประสงค์เปลี่ยนเป็น FiT ได้ จึงไม่มีสิทธิที่จะเปลี่ยนแปลงรูปแบบสัญญา (2) การปรับราคา SPP ชีวมวลที่มีสัญญาเดิม เป็น FiT จะทำให้ความต้องการเชื้อเพลิงชีวมวลและความสามารถในการซื้อเชื้อเพลิงชีวมวลสูงขึ้น ส่งผลให้ราคาชีวมวลและส่งผลต่อต้นทุนการผลิตกระแสไฟฟ้าของโครงการสูงขึ้น (3) โครงการ SPP ชีวมวลที่มีสัญญาเดิมและโครงการ SPP Hybrid Firm มีต้นทุนค่าเชื้อเพลิงไม่แตกต่างกัน การปรับราคา SPP ชีวมวลที่มีสัญญาเดิมให้ได้รับ FiT 3.66 บาทต่อหน่วย มีราคาสูงกว่าราคารับซื้อไฟฟ้าของ SPP Hybrid Firm ทำให้ SPP ชีวมวลที่มีสัญญาเดิม มีความสามารถในการซื้อเชื้อเพลิงมากกว่า ดังนั้น หากปรับ FiT ให้ SPP ชีวมวลที่มีสัญญาเดิม ก็ควรปรับ FiT ให้โครงการ SPP Hybrid Firm ด้วย (4) การเลือกปรับ SPP ชีวมวลที่มีสัญญาเดิมเป็น FiT อาจเป็นการเลือกปฏิบัติโดยไม่เป็นธรรมและอาจเกิดความเสียหายต่อ SPP รายอื่น และ (5) รัฐควรปรับราคารับซื้อไฟฟ้า SPP ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ให้ทุกโครงการ เพื่อแก้ไขปัญหาความเดือดร้อน ส่งเสริมให้เกิดความเป็นธรรมและส่งเสริมการแข่งขันในกิจการพลังงาน และเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2561 ชมรม SPP ชีวมวลมีหนังสือแจ้งว่า SPP ชีวมวลจำนวนรวม 42 โครงการ ประสงค์จะเปลี่ยนรูปแบบสัญญาเป็น FiT 18 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 356.3 เมกะวัตต์ เลือกอยู่สัญญาเดิม 16 โครงการ 281.3 เมกะวัตต์ โดยมีรายละเอียดดังนี้ (1) COD แล้ว สัญญา Firm จำนวน 17 โครงการ เลือกเปลี่ยนเป็น FiT 12 โครงการ เลือกอยู่สัญญาเดิม 5 โครงการ (2) COD แล้ว สัญญา Non-Firm จำนวน 19 โครงการ เลือกเปลี่ยนเป็น FiT 5 โครงการ เลือกอยู่สัญญาเดิม 8 โครงการ ไม่ตอบแบบสอบถาม 6 โครงการ (3) ยังไม่ COD สัญญา Firm จำนวน 1 โครงการ เลือกอยู่สัญญาเดิม และ (4) ยังไม่ COD สัญญา Non-Firm จำนวน 5 โครงการ เลือกเปลี่ยนเป็น FiT 1 โครงการ เลือกอยู่สัญญาเดิม 2 โครงการ ไม่ตอบแบบสอบถาม 2 โครงการ
มติของที่ประชุม มอบหมายสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานไปพิจารณาทางเลือกอื่นในการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล กรณีไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็นแบบ Feed-in Tariff (FiT) ได้ และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ 1. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการ อัตรา และเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า โดยให้ กกพ. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกับกระทรวงมหาดไทย กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงแผนแม่บทการจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของประเทศ และนำเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้า นอกจากนี้ กพช. ได้มีมติ มอบให้ กบง. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ทั้ง SPP และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)) จากเดิมที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบได้ โดยสามารถพิจารณาเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมจนครบเป้าหมายตามที่ กพช. กำหนดไว้ สามารถพิจารณากำหนดปริมาณรับซื้อโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นรายพื้นที่ภายใต้กรอบเป้าหมายที่ กพช. กำหนดไว้ และสามารถพิจารณาปรับแผนการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนรายปีให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 (AEDP 2015) และปริมาณของแต่ละเชื้อเพลิงที่อาจเปลี่ยนแปลงไป
2. เมื่อวันที่ 28 สิงหาคม 2561 องค์การบริหารส่วนจังหวัดนนทบุรี (อบจ.นนทบุรี) มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและประธาน กกพ. ขอให้พิจารณาสนับสนุนการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตพลังงานไฟฟ้าจากขยะชุมชน สำหรับ SPP และได้รายงานความคืบหน้าการดำเนินโครงการว่า ได้ดำเนินโครงการตามขั้นตอนแห่งพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 แล้วเสร็จ โดยมีผลการพิจารณาคัดเลือกให้กลุ่มบริษัท เอสพีพี ซิค จำกัด และบริษัท ซุปเปอร์ เอิร์ธ เอนเนอร์ยี 1 จำกัด เป็นผู้ผ่านการคัดเลือกให้ร่วมลงทุน และได้สรุปผลการคัดเลือกเอกชนเสนอสำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจพิจารณาและเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบให้ อบจ.นนทบุรี ลงนามในสัญญาต่อไป ซึ่งคาดว่าจะเสร็จสิ้นกระบวนการทั้งหมดได้ภายในปี 2561 ต่อมาเมื่อวันที่ 17 กันยายน 2561 พพ. มีหนังสือถึงสำนักงาน กกพ. ว่าเห็นควรให้พิจารณาประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนตามปริมาณกำลังการผลิตติดตั้งที่คงเหลือจากแผน AEDP 2015 จำนวน 52.52 เมกะวัตต์ (จากเป้าหมาย 500 เมกะวัตต์) โดยแจ้งว่าสถานภาพโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะที่ผูกพันกับภาครัฐแล้ว ณ เดือนพฤษภาคม 2561 จำนวน 43 แห่ง กำลังผลิตติดตั้งรวม 361.08 เมกะวัตต์ เมื่อรวมโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าที่มีความพร้อมสามารถดำเนินการในระยะแรก (Quick Win Projects) (VSPP) จำนวน 12 แห่ง กำลังผลิตติดตั้งรวม 86.40 เมกะวัตต์ รวมทั้งสิ้น 447.48 เมกะวัตต์
3. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2561 กรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น (สถ.) กระทรวงมหาดไทย มีหนังสือแจ้งยืนยันรายละเอียดโครงการและการจัดเรียงลำดับโครงการตามความก้าวหน้า จำนวน 4 โครงการ ดังนี้
(1) โครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการระบบกำจัดขยะมูลฝอย ของ อบจ.นนทบุรี กำลังผลิตติดตั้ง 20 เมกะวัตต์ ซึ่งคณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบโครงการเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2559 ปัจจุบันได้ผลการคัดเลือกเอกชนแล้ว (2) โครงการกำจัดมูลฝอยด้วยระบบเตาเผาขนาดไม่น้อยกว่า 1,000 ตันต่อวัน ที่ศูนย์กำจัดมูลฝอยหนองแขม กำลังผลิตติดตั้ง 30 เมกะวัตต์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยเห็นชอบเมื่อวันที่ 12 กุมภาพันธ์ 2561 ปัจจุบันอยู่ระหว่างคัดเลือกเอกชน (3) โครงการกำจัดมูลฝอยด้วยระบบเตาเผาขนาดไม่น้อยกว่า 1,000 ตันต่อวัน ที่ศูนย์กำจัดมูลฝอยอ่อนนุช กำลังผลิตติดตั้ง 30 เมกะวัตต์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย เห็นชอบเมื่อวันที่ 12 กุมภาพันธ์ 2561 ปัจจุบันอยู่ระหว่างคัดเลือกเอกชน และ (4) โครงการสร้างระบบการจัดการขยะเพื่อผลิตเป็นเชื้อเพลิง RDF ของเทศบาลนครนครศรีธรรมราช กำลังผลิตติดตั้ง 19.8 เมกะวัตต์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวง มหาดไทย เห็นชอบโครงการเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2561 ปัจจุบันอยู่ระหว่างจัดทำร่างขอบเขตของงาน (TOR)
4.สำนักงาน กกพ. ได้วิเคราะห์ผลกระทบค่าไฟฟ้าในปี 2563 จากโครงการผลิตไฟฟ้าจาก
ขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP ตลอดอายุสัญญาโครงการ 20 ปี คำนวณเป็นค่าปัจจุบันสุทธิ ณ ปี 2563 โดยวิธี Levelized Cost of Electricity (LCOE) สรุปได้ดังนี้ (1) กรณีที่ 1 Plant Factor ร้อยละ 70 กรณีรับซื้อ 52.52 เมกะวัตต์ และ 99.8 เมกะวัตต์ ผลกระทบค่าไฟฟ้า +0.45 และ +0.85 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ โดยใช้สมมติฐานการวิเคราะห์อัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะ กำลังการผลิตติดตั้งมากกว่า 3 เมกะวัตต์ ของ สนพ. (2) กรณีที่ 2 Plant Factor ร้อยละ 60 กรณีรับซื้อ 52.52 เมกะวัตต์ และ 99.8 เมกะวัตต์ ผลกระทบค่าไฟฟ้า +0.38 และ +0.73 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ คำนวณจากปริมาณที่มีการขายไฟฟ้าเข้าระบบจริงของโรงไฟฟ้า VSPP ที่ใช้เชื้อเพลิงขยะ กำลังการผลิตติดตั้งมากกว่า 6 เมกะวัตต์ ของเทศบาลนครขอนแก่นและ (3) กรณีที่ 3 Plant Factor ร้อยละ 36.53 กรณีรับซื้อ 52.52 เมกะวัตต์ และ 99.8 เมกะวัตต์ ผลกระทบค่าไฟฟ้า +0.23 และ +0.44 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ คำนวณตามรายงานผลการศึกษาและวิเคราะห์โครงการศึกษาความเหมาะสมการกำจัดมูลฝอยด้วยระบบเตาเผาขนาดไม่น้อยกว่า 1,000 ตันต่อวัน ที่ศูนย์กำจัดมูลฝอยอ่อนนุช กำลังการผลิตติดตั้งมากกว่า 30 เมกะวัตต์ ของมหาวิทยาลัยเทคโนโลยีพระจอมเกล้าพระนครเหนือ (กรกฎาคม 2560)
5.กกพ. ได้มีความเห็นว่าโครงการของกระทรวงมหาดไทยที่ สถ. แจ้งมา เป็นโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีและอยู่ภายใต้แผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย หากสามารถเร่งดำเนินการให้แล้วเสร็จก็จะสร้างความเชื่อมั่นให้กับการลงทุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP ซึ่งมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่ถูกกว่า VSPP (Quick Win Projects) ช่วยลดภาระการสนับสนุนทางการเงินที่จะส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าโดยตรง และเมื่อพิจารณาปริมาณเมกะวัตต์คงเหลือตามแผน AEDP โครงการของ อบจ.นนทบุรี มีความเหมาะสมเป็นลำดับแรก เนื่องจากคณะรัฐมนตรีได้ให้ความเห็นชอบและได้ผลการคัดเลือกเอกชนแล้ว และเป็นโครงการลำดับแรกตามที่ สถ. ยืนยันการจัดเรียงลำดับโครงการ โดยโครงการมีกำลังผลิตติดตั้ง 20 เมกะวัตต์ ซึ่งเป็นไปตามปริมาณเมกะวัตต์ติดตั้งคงเหลือตามแผน AEDP สำหรับ 3 โครงการที่เหลือให้พิจารณาตามความพร้อมในโอกาสต่อไป ทั้งนี้ให้พิจารณาตามความพร้อมในเรื่องการจัดหาเอกชนร่วมลงทุนและปริมาณรับซื้อไฟฟ้าต้องอยู่ภายใต้กรอบตามแผน PDP และแผน AEDP
6.สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างการจัดทำประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP โดยคาดว่าจะสามารถประกาศรับซื้อไฟฟ้าได้ภายในปี 2562 โดยมติ กพช. กำหนดให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (วัน SCOD) ภายในปี 2563 แต่เนื่องจากการพัฒนาโครงการมีขั้นตอนที่ต้องดำเนินการให้เป็นไปตามกฎหมายว่าด้วยการให้เอกชนเข้าร่วมงานหรือดําเนินการในกิจการของรัฐ และกฎหมายสิ่งแวดล้อม ที่จะต้องมีการรับฟังความคิดเห็นของประชาชนและผู้มีส่วนได้เสีย รวมทั้งการพัฒนาโครงการกำจัดขยะที่ใช้เทคโนโลยีโรงไฟฟ้าพลังความร้อนซึ่งต้องใช้ระยะเวลาอย่างน้อย 2 ปี ดังนั้น สำนักงาน กกพ. จึงเห็นว่าควรเลื่อนกำหนดวัน SCOD ตามที่มติ กพช. กำหนดไว้ จากภายในปี 2563 เป็นภายในปี 2565 โดยยังคงอัตรารับซื้อไฟฟ้าตามมติเดิม และระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าเชิงพาณิชย์ (วัน COD)
มติของที่ประชุม 1. เห็นชอบให้กำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าของโครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการระบบกำจัดขยะมูลฝอยขององค์การบริหารส่วนจังหวัดนนทบุรี ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 20 เมกะวัตต์ ในประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ในระยะแรก และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเร่งดำเนินการประกาศรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการที่มีความพร้อมในระยะถัดไป ทั้งนี้ ต้องเป็นไปตามแผน PDP และแผน AEDP
2. เห็นชอบให้เลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP ที่มีกำหนดวัน SCOD ภายในปี 2563 เป็นภายในปี 2565 โดยยังคงอัตรารับซื้อไฟฟ้าตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 และระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD)
เรื่องที่ 7 แนวทางการดำเนินโครงการโซลาร์ภาคประชาชน สรุปสาระสำคัญ 1. วันที่ 6 กันยายน 2561 คณะกรรมการขับเคลื่อนและเร่งรัดการดำเนินงานตามนโยบายรัฐบาล (กขร.) ได้มีหนังสือถึงนายกรัฐมนตรีเพื่อรายงานสรุปผลการประชุม กขร. ครั้งที่ 5/2561 โดยมีการติดตามเร่งรัดการดำเนินการตามนโยบายรัฐบาล 5 เรื่อง มีเรื่องที่เกี่ยวข้องกับกระทรวงพลังงานคือ โครงการโซลาร์ภาคประชาชน ซึ่งนายกรัฐมนตรีได้สั่งการให้ส่วนราชการรับประเด็นความเห็นและมติของที่ประชุม กขร. เพื่อพิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง ต่อมาเมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2561 กขร. ได้นำสรุปผลการประชุมดังกล่าวรายงานรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อติดตามเร่งรัดการดำเนินการโครงการโซลาร์ภาคประชาชน ซึ่งมีวัตถุประสงค์เพื่อส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าใช้เองในภาคประชาชนอย่างเสรี สามารถขายไฟฟ้าได้ในอัตรารับซื้อที่ไม่เป็นภาระค่าไฟฟ้า สร้างรายได้แก่ภาคประชาชนในรูปแบบการออมเงิน พัฒนา Platform การซื้อขายที่อำนวยความสะดวกในการดำเนินการแก่ประชาชน รวมทั้งมีระบบติดตามการผลิตและการใช้เพื่อติดตามข้อมูลในอนาคต
2. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้จัดทำนโยบายโครงการโซลาร์ภาคประชาชน ควบคู่กับการจัดทำแผน PDP2018 โดยจะนำหลักการจากแผน PDP มาใช้กำหนดนโยบายต่อไป เช่น รูปแบบการซื้อขาย ราคารับซื้อ ระเบียบหลักการต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยมีข้อเสนอดังนี้ (1) ต้องศึกษาราคารับซื้อที่จะก่อให้เกิดการแข่งขันและสนับสนุนให้เกิดการซื้อขายกันเอง (ควรรับซื้อที่ราคาขายส่งของ กฟผ. และมีส่วนลด) ซึ่งจะเปิดโอกาสให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย
(การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.)/การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.)) มีทางเลือกในการรับซื้อไฟฟ้าจากภาคประชาชนได้โดยไม่ต้องมีข้อผูกพันที่จะรับซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในราคาสูง และ (2) ปัจจุบันยังไม่มีระบบซื้อขายไฟฟ้าระหว่างผู้ใช้ไฟฟ้า (Peer to Peer) ดังนั้น การขายไฟฟ้าและซื้อไฟฟ้าระหว่างผู้ใช้ไฟฟ้า จำเป็นต้องมีระบบสำหรับการซื้อขาย รวมถึงการปรับข้อกฎหมายต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง ซึ่ง กพข. ได้มีความเห็น ดังนี้ (1) โครงการโซลาร์ภาคประชาชน เน้นการผลิตไฟฟ้าใช้เองในบ้านและอาคารเป็นหลัก จะช่วยส่งเสริมให้เกิดการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์เพื่อเป็นแหล่งพลังงานทางเลือกสำรองเพื่อการเตรียมการรองรับการขาดแคลนพลังงานในอนาคต นอกจากนี้ยังช่วยลดค่าใช้จ่ายและเพิ่มรายได้ให้แก่ภาคประชาชน (2) ควรพิจารณาประเด็นอื่นๆ เพิ่มเติม เช่น ราคาซื้อขายไฟฟ้า ความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ต้นทุนการติดตั้งและความคุ้มค่า การใช้ Battery Storage ร่วมกับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (3) ควรให้กระทรวงมหาดไทย (กรมโยธาธิการและผังเมือง) ศึกษากรณีการติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคา (Solar Rooftop) ว่าจะขัดกับพระราชบัญญัติควบคุมอาคาร พ.ศ. 2522 หรือไม่ และอาจต้องมีการแก้ไขกฎหมายหรืแอระเบียบที่เกี่ยวข้อง และ (4) ควรมีหน่วยงานกลางในการเป็นศูนย์บริการเบ็ดเสร็จ (One Stop Service: OSS) ทั้งนี้ กขร. มีมติเห็นควรให้กระทรวงพลังงานเป็นเจ้าภาพหารือร่วมกับกระทรวงมหาดไทยดำเนินการจัดทำโครงการโซลาร์ภาคประชาชนในส่วนที่เกี่ยวข้องให้อยู่ในแผน PDP เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 ต่อมาเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2561 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้สั่งการให้ประธาน กกพ. เร่งดำเนินการตามข้อสั่งการ
3. สถานะรับซื้อไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ตามแผน AEDP ณ เดือนกันยายน 2561 จากเป้าหมาย 6,000 เมกะวัตต์ มีพันธะผูกพันกับภาครัฐแล้ว 6,704 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 3,250 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น (1) โซลาร์ฟาร์ม 474 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 2,694 เมกะวัตต์ (2) โซลาร์รูฟท๊อป 3,131 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 130 เมกะวัตต์ และ (3) โซลาร์ราชการฯ 99 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 130 เมกะวัตต์ โดยมีข้อมูลการผลิตไฟฟ้าจากเซลล์แสงอาทิตย์บนหลังคา (Solar PV Rooftop) ในปัจจุบัน จาก 6,810 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 336.58 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น (1) การรับซื้อ Solar PV Rooftop แบบ FiT ปี 2556 จำนวน 1,619 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 93.69 เมกะวัตต์ กำหนดวัน COD ภายใน 31 ธันวาคม 2556 (2) การรับซื้อ Solar PV Rooftop แบบ FiT ปี 2558 (รับซื้อเพิ่มให้ครบ 100 เมกะวัตต์) จำนวน 4,513ราย กำลังผลิตติดตั้ง 35.89 เมกะวัตต์ กำหนดวัน COD ภายใน 31 ธันวาคม 2558 รวมข้อ (1) และ (2) ปริมาณรับซื้อไฟฟ้า 129.58 เมกะวัตต์และ (3) Solar PV Rooftop (Pilot Project) ปี 2559 (ไม่ขายเข้าระบบ-พพ.) จำนวน 184 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 6 เมกะวัตต์ (4) Solar PV Rooftop (Self Consumptions) จำนวน 461 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 161 เมกะวัตต์ และ (5) Solar PV Rooftop (Private PPA) จำนวน 33 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 40 เมกะวัตต์ รวมปริมาณไฟฟ้าที่ไม่ขายเข้าระบบตามข้อ (3) – (5) 207 เมกะวัตต์
4. โครงการโซลาร์ภาคประชาชนตามข้อเสนอของกระทรวงพลังงาน แบ่งเป็น 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1 การรับซื้อไฟฟ้าจากภาคครัวเรือนที่ติดแผงโซลาร์บนหลังคาเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าใช้เองเป็นหลัก และขายไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการใช้เข้าสู่ระบบได้ และ ระยะที่ 2 การซื้อขายไฟฟ้าระหว่างผู้ใช้ไฟฟ้า (Peer to Peer) โดยผ่านระบบสำหรับการซื้อขายไฟฟ้า ทั้งนี้ กกพ. ได้มีความเห็นว่าควรดำเนินการตามอำนาจของ กกพ. ในประเด็นราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการโซลาร์ภาคประชาชนที่ไม่เป็นภาระต่อค่าไฟฟ้าโดยได้พิจารณาจากสมมติฐานที่สำนักงาน กกพ. ได้นำเสนอที่อัตรารับซื้อไฟฟ้า 1.8, 2.0, 2.8 และ 3.8 บาทต่อหน่วย และมีมติเห็นชอบราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินในอัตราไม่เกิน 1.68 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ซึ่งเป็นอัตรารับซื้อที่ไม่กระทบต่อค่าไฟฟ้าในปี 2562 เนื่องจากการซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ จะนำไปทดแทนต้นทุนการผลิตไฟฟ้าหน่วยสุดท้ายระยะสั้น (Short Run Marginal Cost : SRMC) ตามข้อมูลของ กฟผ. สำหรับการจัดตั้งหน่วยงานกลางการเป็นศูนย์บริการเบ็ดเสร็จ (One Stop Service: OSS) ได้สั่งการให้สำนักงาน กกพ. ศึกษาและเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการดำเนินการเรื่องดังกล่าวแล้ว โดยมีกรอบแนวคิดในการดำเนินโครงการโซลาร์ภาคประชาชน ระยะที่ 1 ดังนี้ (1) กลุ่มเป้าหมายเป็นภาคครัวเรือน (ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านที่อยู่อาศัย ติดตั้งน้อยกว่า 10 kVA หรือกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 kWp) สามารถติดแผงโซลาร์บนหลังคาเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าใช้เองเป็นหลักและขายไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการใช้เข้าสู่ระบบได้ (2) ปริมาณรับซื้อไม่เกิน 100 MWp โดยแบ่งเป็นพื้นที่ กฟน. 30 เมกะวัตต์ และ กฟภ. 70 เมกะวัตต์ ในปี 2562 (3) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินในอัตราไม่เกิน 1.68 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ซึ่งเป็นอัตรารับซื้อที่ไม่กระทบต่อค่าไฟฟ้าในปี 2562 และ (4) ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี
มติของที่ประชุม เห็นชอบกรอบแนวคิดในการดำเนินโครงการโซลาร์ภาคประชาชน ระยะที่ 1 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเสนอ ดังนี้
1. กลุ่มเป้าหมายเป็นภาคครัวเรือน (ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านที่อยู่อาศัย ติดตั้งน้อยกว่า 10 kVA หรือกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 kWp) สามารถติดแผงโซลาร์บนหลังคาเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าใช้เองเป็นหลักและขายไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการใช้เข้าสู่ระบบได้
2. ปริมาณรับซื้อไม่เกิน 100 MWp โดยแบ่งเป็นพื้นที่การไฟฟ้านครหลวง 30 MW และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค 70 MW ในปี 2562
3. ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินในอัตราไม่เกิน 1.68 บาท/kWh ซึ่งเป็นอัตราต้นทุนการผลิตไฟฟ้าหน่วยสุดท้ายระยะสั้น (Short Run Marginal Cost : SRMC) ตามข้อมูลของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
4. ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี
เรื่องที่ 8 การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ สรุปสาระสำคัญ 1. เนื่องจากก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าของประเทศ ดังนั้น การกำกับดูแลเรื่องการจัดหา ราคา และอัตราค่าบริการก๊าซฯ จากแหล่งต่างๆ จึงเป็นเรื่องที่สำคัญเพราะจะกระทบไปยังผู้บริโภคปลายทาง ดังนั้น เมื่อวันที่ 12 พฤศจิกายน 2561 กระทรวงพลังงาน ในการประชุมหารือร่วมกัน
โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และมีสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เข้าร่วมประชุม ได้เห็นควรให้แต่งตั้ง “คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ” ภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อทำหน้าที่รวบรวม ศึกษา วิเคราะห์สัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติ ปริมาณการจัดหา ราคาและความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ
ในระยะสั้นและระยะยาว พัฒนาฐานข้อมูลเพื่อใช้ในการวางแผนการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ในอนาคต รวมทั้งกำหนดแนวทาง หลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการบริหารจัดการการเรียกรับก๊าซธรรมชาติ
จากแหล่งในประเทศ การนำเข้าจากประเทศเมียนมาและก๊าซธรรมชาติที่ถูกทำให้เหลว (LNG) ทั้งในระยะสั้นและระยะยาวเพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ
2. ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอให้แต่งตั้ง “คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ภายใต้ กบง. โดยมีปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นประธานอนุกรรมการ ผู้อำนวยการสำนักนโยบายปิโตรเลียมและปิโตรเคมี สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ และอนุกรรมการประกอบด้วย ดังนี้ (1) อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติหรือผู้แทน (2) เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน หรือผู้แทน (3) ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานหรือผู้แทน (4) ผู้แทนสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน และอนุกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ ประกอบด้วย ดังนี้ (1) ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และ (2) ผู้แทนกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ โดยคณะอนุกรรมการมีอำนาจและหน้าที่ ดังนี้ (1) รวบรวม วิเคราะห์ปริมาณการจัดหา ราคาและความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศในระยะสั้นและระยะยาว รวมถึงการพัฒนาฐานข้อมูลเพื่อใช้ในการวางแผนการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ในอนาคต (2) กำหนดแนวทาง หลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการบริหารจัดการในเรื่องการเรียกรับก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศ การนำเข้าจากประเทศเมียนมาและการนำเข้าก๊าซธรรมชาติที่ถูกทำให้เหลว (LNG) ทั้งในระยะสั้นและระยะยาวเพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ (3) รายงานผลการดำเนินงานต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (4) แต่งตั้งคณะทำงานเพื่อช่วยปฏิบัติงานได้ตามความจำเป็น (5) เชิญผู้ที่เกี่ยวข้องเข้าชี้แจง จัดส่ง รวมถึงการให้ข้อมูลหรือเอกสารต่างๆ ที่เกี่ยวข้องตามความเหมาะสม และ (6) ปฏิบัติงานอื่นๆ ตามที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานมอบหมาย
มติของที่ประชุม เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานลงนามในคำสั่งแต่งตั้งต่อไป
เรื่องที่ 9 ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ฉบับใหม่ สรุปสาระสำคัญ 1. เมื่อวันที่ 23 เมษายน 2561 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้รับทราบเหตุผลและความจำเป็นในการปรับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า รวมทั้งรับทราบหลักการสำคัญและแนวทางในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ฉบับใหม่ โดยกระทรวงพลังงาน (พน.) ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้พิจารณาทบทวนและปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย เพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายรัฐบาล แผนยุทธศาสตร์ชาติ 20 ปี และแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ต่อมา พน. ได้มอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการจัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นต่อร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ฉบับใหม่ ในภูมิภาคต่างๆ จำนวน 5 ครั้ง ในเดือนธันวาคม 2561 โดยมีผู้เข้าร่วมทั้งสิ้น 1,873 คน ทั้งนี้ สนพ. ได้นำผลการรับฟังความคิดเห็นใน 5 ภูมิภาคมาปรับปรุงร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ฉบับใหม่ และเสนอต่อคณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (คณะอนุกรรมการฯ) เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2561 โดยคณะอนุกรรมการฯ เห็นชอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ฉบับใหม่ พร้อมข้อเสนอแนะของคณะอนุกรรมการฯ นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณาให้ความเห็นชอบ
2. ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าสามารถแบ่งออกได้เป็น 2 ระดับ ดังนี้ (1) ความต้องการไฟฟ้า
ในระบบ 3 การไฟฟ้า (System demand) เป็นภาพรวมการใช้ไฟฟ้าทั้งหมดของผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีการเชื่อมต่อกับระบบไฟฟ้าของประเทศไทย ไม่รวมถึงผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองหรือขายตรง ทั้งนี้ คาดการณ์ความต้องการไฟฟ้าในระบบ 3 การไฟฟ้า ณ ปี 2580 อยู่ที่ประมาณ 53,997 เมกะวัตต์ (2) ความต้องการไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าไทย (Country demand) เป็นการขยายกรอบของผู้ใช้ไฟฟ้าให้กว้างขึ้นกว่าระบบ 3 การไฟฟ้า โดยรวมถึงผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองหรือขายตรง ซึ่งมีอัตราการเติบโตของการใช้ไฟฟ้าเท่ากับอัตราการเติบโตของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอุตสาหกรรม ทั้งนี้ คาดการณ์ความต้องการไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าไทย ณ ปี 2580 อยู่ที่ประมาณ 61,965 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ สถานะกำลังผลิตไฟฟ้าและความต้องการไฟฟ้า ในปี 2580 มีกำลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญา (Existing contract capacity) รวมเท่ากับ 37,154 เมกะวัตต์ หากนำมาพิจารณาถึงกำลังผลิตที่เชื่อถือได้แล้ว (Reliable) จะอยู่ที่ประมาณ 27,229 เมกะวัตต์ ซึ่งจะพบว่ากำลังผลิตไฟฟ้าที่เชื่อถือได้ต่ำกว่าความต้องการไฟฟ้าที่คาดการณ์ไว้ 53,997 เมกะวัตต์ อยู่ประมาณ 26,768 เมกะวัตต์ ที่จะต้องมีการจัดสรรโรงไฟฟ้าให้เพียงพอต่อไป
3. การจัดทำร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ฉบับใหม่ สรุปได้ดังนี้
3.1 แนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ฉบับใหม่ จะจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าที่เชื่อถือได้ ได้แก่ (1) โรงไฟฟ้าหลักประเภทฟอสซิลใหม่และโรงไฟฟ้าตามข้อผูกพันการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ จัดสรรโรงไฟฟ้าหลักในแต่ละภูมิภาค โดยคำนึงถึงการใช้ศักยภาพเชื้อเพลิงและโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่ในแต่ละภูมิภาคเพื่อลดการลงทุนเพิ่มเติม ไม่เพิ่มภาระข้อผูกพันของโรงไฟฟ้าหลักในระยะยาว รวมทั้งคำนึงถึงความเสี่ยงที่จะเกิดจาก Disruptive Technology รักษาระดับกำลังผลิตไฟฟ้าในระบบไฟฟ้าหลักไม่ให้น้อยลงกว่าเดิม และพิจารณาเพิ่มโรงไฟฟ้าหลักในพื้นที่เขตนครหลวง เพื่อลดการพึ่งพากำลังผลิตไฟฟ้าจากภาคอื่นๆ และ (2) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนและการอนุรักษ์พลังงาน จะพิจารณาจัดหากำลังผลิตไฟฟ้าเพื่อให้สามารถรองรับรูปแบบพฤติกรรมของผู้ใช้ไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงไปรวมถึงการเปลี่ยนแปลงของ Disruptive Technology ด้านพลังงานไฟฟ้าที่จะเกิดขึ้น และยังคงสอดคล้องกับข้อตกลงในการประชุมรัฐภาคีอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ สมัยที่ 21 (COP21)
3.2 การจัดสรรกำลังผลิตที่เชื่อถือได้เพื่อให้เพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในปี 2580 ประกอบด้วย 4 ส่วนหลัก ได้แก่ (1) โรงไฟฟ้าตามนโยบายการส่งเสริมของภาครัฐ โดยส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ได้แก่ ขยะชุมชน เป็นต้น และโรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ (2) โรงไฟฟ้าหลักประเภทเชื้อเพลิงฟอสซิล โดยจัดสรรโรงไฟฟ้าหลักเพื่อความมั่นคงรายภูมิภาคแบ่งเป็น 7 ภูมิภาค ได้แก่ ภาคเหนือ ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ภาคตะวันออก ภาคตะวันตก ภาคกลาง ภาคใต้ และเขตนครหลวง ทั้งนี้ กฟผ. ยังเป็นผู้รักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า (3) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) ประกอบด้วย ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ โซล่าร์ภาคประชาชน โซล่าร์ลอยน้ำและพลังน้ำ รวมทั้งพลังงานหมุนเวียนอื่นๆ โดยมีเป้าหมายการรับซื้อเป็นรายปีตามแผน AEDP และรักษาระดับราคาไฟฟ้าขายปลีกไม่ให้สูงขึ้น และ (4) การอนุรักษ์พลังงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน (EEP) สามารถพิสูจน์ความเชื่อมั่นด้วยคุณภาพและสามารถแข่งขันด้วยราคาไม่เกินกว่า Grid Parity
3.3 สรุปสาระสำคัญร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ ฉบับใหม่ ดังนี้ (1) จัดทำข้อมูลความต้องการไฟฟ้าทั้งในระบบ 3 การไฟฟ้า และความต้องการไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าไทย โดยข้อมูลที่ใช้จัดทำร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ ฉบับใหม่ คือ ข้อมูลความต้องการไฟฟ้าในระบบ 3 การไฟฟ้า (2) ต้นทุนการอนุรักษ์พลังงานต้องสามารถแข่งขันกับโรงไฟฟ้าได้และสามารถพิสูจน์ได้ถึงผลประหยัด (3) คำนึงถึงความมั่นคงในทุกภูมิภาคและเขตนครหลวงมีความสมดุลทางไฟฟ้ามากขึ้น (4) มีกำลังผลิตที่เชื่อถือได้ (Reliable Capacity) เพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้า ครอบคลุมกรณีโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่สุดของแต่ละภูมิภาคหยุดเดินเครื่องฉุกเฉิน (5) กำลังผลิตไฟฟ้า ณ สิ้นปี 2560 อยู่ที่ 46,090 เมกะวัตต์ กำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ในช่วงปี 2561 – 2580 อยู่ที่ 56,431 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ในช่วงปี 2561 – 2580 มีกำลังผลิตไฟฟ้าที่ปลดออกจากระบบ 25,310
เมกะวัตต์ รวมกำลังผลิตไฟฟ้าทั้งสิ้นถึงปี 2580 อยู่ที่ 77,211 เมกะวัตต์ (6) สัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติมีสัดส่วนมากที่สุดอยู่ที่ร้อยละ 53 รองลงมาคือ พลังงานหมุนเวียน ถ่านหินและลิกไนต์ พลังน้ำต่างประเทศ การอนุรักษ์พลังงาน และเชื้อเพลิงอื่นๆ อยู่ที่ร้อยละ 20 12 9 6 และ 0.06 ตามลำดับ (7) การปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ณ ปี 2580 อยู่ที่ 103,845 พันตัน หรือ 0.287 กิโลกรัม CO2 ต่อหน่วย และ (8) ค่าไฟฟ้าขายปลีก ณ ปี 2580 อยู่ที่ 3.61 บาทต่อหน่วย
4. เมื่อวันที่ 17 ธันวาคม 2561 ฝ่ายเลขานุการฯ ได้นำเสนอร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ ฉบับใหม่ ต่อคณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน โดยคณะกรรมการปฏิรูปฯ ได้เห็นชอบ
ในหลักการของร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ฉบับใหม่ โดยมีข้อสังเกตให้ไปดำเนินการจัดทำแผนพลังงานอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องตามขั้นตอนต่อไป
มติของที่ประชุม เห็นชอบร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ฉบับใหม่ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
กบง.ครั้งที่73 -วันพฤหัสบดีที่ 15 พฤศจิกายน พ.ศ. 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 26/2561 (ครั้งที่ 73)
วันพฤหัสบดีที่ 15 พฤศจิกายน พ.ศ. 256 เวลา15.00 น.
1. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายเพทาย หมุดธรรม)
แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผน
เรื่องที่ 1 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกมีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนื่อง ราคาน้ำมันตลาดโลกปิดตลาด ณ วันที่ 14 พฤศจิกายน 2561 น้ำมันดิบดูไบ น้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซล อยู่ที่ 64.45 67.78 และ 82.78 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับลดลงจากวันที่ 8 พฤศจิกายน 2561 อยู่ที่ 6.19 6.57 และ 5.61 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ อัตราแลกเปลี่ยน ณ วันที่ 14 พฤศจิกายน 2561 อยู่ที่ 33.0740 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาไบโอดีเซลช่วงวันที่ 12 - 18 พฤศจิกายน 2561 อยู่ที่ลิตรละ 21.81 บาท และราคาเอทานอล ณ เดือนพฤศจิกายน 2561 อยู่ที่ลิตรละ 23.31 บาท ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 11 พฤศจิกายน 2561 มีสินทรัพย์รวม 39,770 ล้านบาท หนี้สินรวม 16,369 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 23,401 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 28,428 ล้านบาท และบัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 5,027 ล้านบาท
2. โครงสร้างราคาน้ำมัน ณ วันที่ 15 พฤศจิกายน 2561 ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นดังนี้ (1) อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 8.0800 2.1200 2.1200 -0.7800 -6.3800 0.2000 และ -2.5000 บาทต่อลิตร ตามลำดับ (2) ค่าการตลาด อยู่ที่ 3.2706 2.5534 2.7195 2.5250 3.2630 2.4728 และ 2.7842 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และ (3) ราคาขายปลีก อยู่ที่ 35.96 28.85 28.58 25.84 20.64 29.29 และ 26.29 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ประมาณการสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ในเดือนพฤศจิกายน 2561 มีรายรับในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลประมาณ 1,289 ล้านบาทต่อเดือน มีรายรับจากกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วประมาณ 340 ล้านบาทต่อเดือน ภาพรวมกองทุนน้ำมันฯ มีรายรับ 1,639 ล้านบาทต่อเดือน และกลุ่มก๊าซ LPG มีรายจ่ายประมาณ 522 ล้านบาทต่อเดือน
3. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกที่มีแนวโน้มราคาลดลงอย่างต่อเนื่อง จึงทำให้ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเริ่มขยับสูงขึ้น ดังนั้น เพื่อให้ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันอยู่ในระดับที่เหมาะสม และราคาขายปลีกน้ำมันสะท้อนกับแนวโน้มราคาน้ำมันตลาดโลกที่ลดลง ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังนี้ (1) แนวทางที่ 1 ปรับลดราคาขายปลีกน้ำมัน ในช่วงระยะเวลาน้ำมันขาลง ให้ส่งผ่านไปยังประชาชนโดยลดราคาขายปลีกน้ำมันทั้งหมด และหากราคาขายปลีกน้ำมันยังมีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนื่อง ควรมีการกำหนดราคาขายปลีกขั้นต่ำในระดับที่เหมาะสมไว้ หากราคาขายปลีกต่ำกว่าราคาขั้นต่ำที่กำหนดไว้ ให้เริ่มเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ต่อไป และ (2) แนวทางที่ 2 เก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ทั้งหมด ในช่วงระยะเวลาน้ำมันขาลง และหากราคาน้ำมันยังมีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนื่อง ควรมีการกำหนดระดับเพดานเงินกองทุนสูงสุดหรืออัตราเงินส่งเข้ากองทุนเฉลี่ยทุกผลิตภัณฑ์สูงสุดที่เหมาะสมไว้ หากเงินกองทุนหรืออัตราเงินส่งเข้ากองทุนเฉลี่ยสูงกว่าที่กำหนดไว้ ให้เริ่มลดราคาขายปลีกน้ำมันต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล และกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้
น้ำมันเบนซิน เดิม 8.08 บาท/ลิตร ใหม่ 8.58 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.50 บาท/ลิตร
น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 เดิม 2.12 บาท/ลิตร ใหม่ 2.62 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.50 บาท/ลิตร
น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 เดิม 2.12 บาท/ลิตร ใหม่ 2.62 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.50 บาท/ลิตร
น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 เดิม -0.78 บาท/ลิตร ใหม่ -0.28 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.50 บาท/ลิตร
น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 เดิม -6.38 บาท/ลิตร ใหม่ -5.88 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.50 บาท/ลิตร
เฉลี่ยถ่วงน้ำหนักกลุ่มน้ำมันเบนซิน และแก๊สโซฮอล เดิม 1.43 บาท/ลิตร ใหม่ 1.93 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.50 บาท/ลิตร
น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เดิม 0.20 บาท/ลิตร ใหม่ 0.70 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.50 บาท/ลิตร
น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เดิม -2.50 บาท/ลิตร ใหม่ -2.00 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.50 บาท/ลิตร
โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน รับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2561 เป็นต้นไป
กบง.ครั้งที่72 -วันพฤหัสบดีที่ 8 พฤศจิกายน พ.ศ. 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 25/2561 (ครั้งที่ 72)
วันพฤหัสบดีที่ 8 พฤศจิกายน พ.ศ. 2561 เวลา 13.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
3. โครงการช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยที่ประกอบอาชีพขับรถจักรยานยนต์สาธารณะ
4. แนวทางการส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20
5. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายเพทาย หมุดธรรม)
แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผน
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
สนพ. ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบเบรนท์ มีทิศทางปรับตัวลดลง ปัจจัยหลักมาจากการที่รัฐมนตรีพลังงานประเทศซาอุดิอาระเบียได้ให้สัมภาษณ์ว่าพร้อม ที่จะผลิตน้ำมันดิบเพิ่มขึ้นเพื่อทดแทนปริมาณน้ำมันดิบที่หายไปจากมาตรการคว่ำบาตรประเทศอิหร่าน ของประเทศสหรัฐอเมริกา เมื่อวันที่ 4 พฤศจิกายน 2561 ที่ผ่านมา อย่างไรก็ตาม ประเทศสหรัฐฯ มีมาตรการผ่อนปรนให้หลายประเทศสามารถนำเข้าน้ำมันดิบจากประเทศอิหร่านได้ โดยประเทศจีนและอินเดียสามารถนำเข้าน้ำมันดิบจากประเทศอิหร่านได้ประมาณร้อยละ 50 จากปริมาณที่เคยนำเข้า ประกอบกับสงครามทางการค้าระหว่างประเทศจีนและประเทศสหรัฐฯ มีแนวโน้มผ่อนคลายลง เนื่องจากผลการเลือกตั้งสภาผู้แทนราษฎร กลางเทอมของสหรัฐฯ ซึ่งพรรคเดโมแครตครองเสียงข้างมากในสภาฯ ทั้งนี้ ปัจจัยที่ต้องจับตามองคือการที่ประเทศซาอุดิอาระเบียได้หารือกับประเทศรัสเซียเกี่ยวกับการปรับลดปริมาณการผลิตน้ำมันดิบลงในปีหน้า อย่างไรก็ดี ในระยะสั้นคาดการณ์ว่าราคาน้ำมันดิบในเดือนพฤศจิกายน 2561 จะปรับตัวลดลง (2) ราคาก๊าซ LPG มีแนวโน้มปรับตัวลดลง โดยราคา CP เดือนพฤศจิกายน 2561 อยู่ที่ 532.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ลดลงจากเดือนก่อนหน้า 122.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) ราคา LNG เดือนตุลาคม 2561 ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อนหน้า เนื่องจากมีแหล่งผลิตใหม่จากประเทศออสเตรเลีย และมีแหล่งผลิตที่อยู่ระหว่างดำเนินการในประเทศสหรัฐฯ อีก 2 แหล่ง ส่วนราคา LNG เดือนพฤศจิกายน 2561 คาดการณ์ว่าจะยังคงปรับตัวลดลงจากปัจจัยข้างต้น (4) ราคาถ่านหินเดือนตุลาคม 2561 อยู่ที่ 109 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ลดลงจากเดือนก่อน แต่ทั้งนี้ ราคาถ่านหินในช่วงปลายปีมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้น เนื่องจากปัจจัย อาทิ เหมืองถ่านหินขนาดใหญ่ในเมืองเฉินตูประเทศจีนเกิดอุบัติเหตุ ประกอบกับธนาคารโลกไม่อนุมัติงบประมาณสนับสนุนการก่อสร้างเหมืองถ่านหินในประเทศโคโซโว รวมถึงนโยบายการควบคุมมลพิษของประเทศจีนทำให้มีการส่งออกถ่านหินลดลง และเข้าใกล้ฤดูหนาวทำให้หลายประเทศมีความต้องการถ่านหินมากขึ้น และ (5) โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 8 พฤศจิกายน 2561 ค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ 1.92 บาทต่อลิตร สูงกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสมซึ่งอยู่ที่ 1.80 บาทต่อลิตร ส่วนค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 อยู่ที่ 2.42 บาทต่อลิตร สูงกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสมซึ่งอยู่ที่ 1.85 บาทต่อลิตร โดยค่าการตลาดเฉลี่ยทุกผลิตภัณฑ์อยู่ที่ 2.15 บาทต่อลิตร อยู่ในระดับสูงกว่าค่าการตลาดเฉลี่ยที่เหมาะสมประมาณ 0.30 บาทต่อลิตร
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 ได้มีมติเห็นชอบ ขอความร่วมมือให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับผิดชอบโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน (ครัวเรือนรายได้น้อย ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร และอื่นๆ) ตั้งแต่วันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 เป็นต้นไป จนกว่าจะมีแนวทางอื่นมาทดแทน และการประชุมคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 29 สิงหาคม 2560 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการจัดประชารัฐสวัสดิการตามที่กระทรวงการคลังเสนอ โดยให้ ความช่วยเหลือผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐในวงเงินส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มจากร้านค้าตามที่กระทรวงพลังงานกำหนดจำนวน 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน (ใช้ 1 ครั้งต่อ 3 เดือน) กำหนดเริ่มใช้บัตรสวัสดิการแห่งรัฐ เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2560 ซึ่งการดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าวซ้ำซ้อนกับแนวทางการให้ความช่วยเหลือเฉพาะกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อยในโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน ที่ ปตท. ให้ความช่วยเหลืออยู่ กระทรวงพลังงานจึงได้มีหนังสือแจ้ง ปตท. ยกเลิกการช่วยเหลือและระงับการใช้สิทธิ์เฉพาะกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย (18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน) ในโครงการบรรเทาผลกระทบฯ ส่วนการช่วยเหลือร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร (150 กิโลกรัมต่อเดือน) ปตท. ยังคงดำเนินการตามเดิมในอัตรากิโลกรัมละ 2.50 บาท ผลจากการช่วยเหลือชดเชยส่วนต่างจากโครงการดังกล่าวตั้งแต่วันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2561 คิดเป็นปริมาณก๊าซ LPG 510.94 ล้านกิโลกรัม จำนวนเงินชดเชย 1,546.94 ล้านบาท และต่อมาเมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2561 ปตท. ได้มีหนังสือแจ้งว่าคณะกรรมการบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้มีมติเห็นชอบขยายระยะเวลาการสนับสนุนช่วยเหลือโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน เฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2561 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2561 ภายในวงเงิน 500 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 โครงการช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยที่ประกอบอาชีพขับรถจักรยานยนต์สาธารณะ
สรุปสาระสำคัญ
1. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในตลาดโลกมีความผันผวน ส่งผลกระทบต่อค่าครองชีพ ของประชาชน รองนายกรัฐมนตรี (นายสมคิด จาตุศรีพิทักษ์) ได้มอบหมายให้กระทรวงพลังงานศึกษาแนวทาง การช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยที่ประกอบอาชีพขับรถจักรยานยนต์สาธารณะ และเป็นผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ขึ้นทะเบียนกับกรมบัญชีกลาง ต่อมากรมการขนส่งทางบกได้แจ้งจำนวนผู้ที่ได้รับใบอนุญาตขับรถจักรยานยนต์สาธารณะทั่วประเทศ จำนวน 183,896 ราย แยกเป็น กรุงเทพฯ 101,391 ราย (ร้อยละ 55) และภูมิภาค 82,525 ราย (ร้อยละ 45) โดยกรมบัญชีกลางตรวจสอบจำนวนผู้ที่ได้รับใบอนุญาตขับรถจักรยานยนต์สาธารณะทั่วประเทศ จำนวน 183,896 ราย เป็นผู้ที่มีรายได้น้อยที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 40,096 ราย แบ่งเป็นในเขตกรุงเทพฯ จำนวน 8,660 ราย คิดเป็นร้อยละ 22 ของผู้ได้รับสิทธิ์ (หรือร้อยละ 8.5 ของผู้ได้รับใบอนุญาตขับรถจักรยานยนต์สาธารณะในเขตกรุงเทพฯ) และส่วนภูมิภาค จำนวน 31,436 ราย คิดเป็นร้อยละ 78 ของผู้ได้รับสิทธิ์ (หรือร้อยละ 37.8 ของผู้ได้รับใบอนุญาตขับรถจักรยานยนต์สาธารณะในส่วนภูมิภาค) แนวทางการให้ความช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยที่ประกอบอาชีพขับรถจักรยานยนต์สาธารณะ โดยให้ส่วนลดราคาน้ำมันกลุ่มแก๊สโซฮอลหรือน้ำมันเบนซิน จำนวนลิตรละ 3 บาท ไม่เกิน 5 ลิตรต่อคนต่อวัน หรือไม่เกิน 150 ลิตรต่อคนต่อเดือน วงเงินช่วยเหลือไม่เกิน 450 บาทต่อคนต่อเดือน โดยผู้ใช้สิทธิ์จะต้องใช้เครื่องรูดบัตร (EDC) ณ สถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงที่เข้าร่วมโครงการโดยต้องชำระค่าน้ำมันราคาปกติเต็มจำนวนไปก่อน จึงจะได้เงินช่วยเหลือคืนตามที่จ่ายจริง (Cashback) ไม่เกิน 450 บาท ณ ต้นเดือนถัดไป 1.5em;"> 2. กรมธุรกิจพลังงานได้เสนอแนวทางการดำเนินการช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยที่ประกอบอาชีพ ขับรถจักรยานยนต์สาธารณะ ดังนี้ (1) ขอความร่วมมือให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สนับสนุนโครงการช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยที่ประกอบอาชีพขับรถจักรยานยนต์สาธารณะ ระยะเวลา 6 เดือน ตั้งแต่วันที่ 17 ธันวาคม 2561 ถึงวันที่ 16 มิถุนายน 2562 โดยประเมินจำนวนเงินให้ความช่วยเหลืออยู่ที่ประมาณ 18 ล้านบาทต่อเดือน และ (2) กรมธุรกิจพลังงานจะหารือกรมบัญชีกลางเพื่อขอใช้เงินงบประมาณในโครงการประชารัฐสวัสดิการ ให้ความช่วยเหลือผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ แทนการช่วยเหลือจาก ปตท.
มติของที่ประชุม
มอบหมายกรมธุรกิจพลังงานหารือกระทรวงการคลังเพื่อหาแนวทางการช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยที่ประกอบอาชีพขับรถจักรยานยนต์สาธารณะผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ และรายงานความคืบหน้าให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานทราบต่อไป
เรื่องที่ 4 แนวทางการส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2561 ได้มีมติเห็นชอบ เรื่อง การส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 ดังนี้ (1) สนับสนุนการผลิตและการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 (ที่มีสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลไม่น้อยกว่าร้อยละ 19 และไม่เกินร้อยละ 20 โดยปริมาตร) ให้มีราคาต่ำ เพื่อลดภาระต้นทุนค่าบริการขนส่งและค่าโดยสารสาธารณะ จึงมีมติให้กรมสรรพสามิต กระทรวงการคลัง พิจารณาเรียกเก็บภาษีสรรพสามิตสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ในอัตรา 5.152 บาทต่อลิตร โดยใช้หลักเกณฑ์เดียวกับน้ำมัน
แก๊สโซฮอลซึ่งจัดเก็บภาษีเฉพาะน้ำมันที่ผลิตจากฟอสซิล ในส่วนน้ำมันที่ได้รับจากเชื้อเพลิงชีวภาพจะยกเว้นภาษี
(2) เพื่อลดผลกระทบของการลดอัตราภาษีสรรพสามิตสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่อประมาณการรายรับของงบประมาณแผ่นดินประจำปี 2561 และ 2562 จึงมีมติให้กรมสรรพสามิตพิจารณาเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.13 บาทต่อลิตร เป็น 5.980 บาทต่อลิตร และ (3) เพื่อไม่ให้ผู้ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้รับผลกระทบจากการเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิต จึงมีมติให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง จ่ายเงินชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 0.13 บาทต่อลิตร ต่อมาการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 25 มิถุนายน 2561 ได้มีมติเห็นชอบเรื่องโครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ดังนี้ (1) หลักเกณฑ์การกำหนดราคา
ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 และ (2) การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ถูกกว่าราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 3 บาทต่อลิตร
2. การดำเนินการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ที่ผ่านมามี ดังนี้ (1) ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 จำนวน 8 ราย ได้จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ผู้ประกอบการขนส่ง จำนวน 80 แห่ง โดยมีรถขนส่งจำนวน 2,100 คัน และเรือจำนวน 64 ลำ โดยมีปริมาณที่ได้รับความเห็นชอบจำหน่าย 13.105 ล้านลิตร
ต่อเดือน (2) ตั้งแต่วันที่ 2 กรกฎาคม 2561 ถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2561 มีปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 10.446 ล้านลิตร ดูดซับไบโอดีเซล 2.088 ล้านลิตร เทียบเท่าน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) 1,816 ตัน คิดเป็นจำนวนเงินชดเชย 32.467 ล้านบาท และ (3) การขยายฐานลูกค้าไปสู่กลุ่มรถโดยสารสาธารณะขององค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพ (ขสมก.) และบริษัท ขนส่ง จำกัด (บขส.) ได้มีการเปิดตัวการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ในรถของ ขสมก. และ บขส. เมื่อวันที่ 26 ตุลาคม 2561 โดยเป็นการทดลองใช้ในรถของ ขสมก. จำนวน 5 คัน และ บขส. จำนวน 3 คัน ระยะเวลาในการทดลอง 1 เดือน ซึ่งหลังจากพ้นระยะการทดลองใช้แล้วจะขยายฐานการใช้ในรถสาธารณะ ดังนี้ (1) รถ ขสมก. จำนวน 2,105 คัน (รถโดยสารธรรมดา รถโดยสารปรับอากาศ สีน้ำเงิน และรถโดยสาร EURO) ปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อยู่ที่ 5,040,000 ลิตรต่อเดือน ดูดซับไบโอดีเซลปริมาณ 1.008 ล้านลิตรต่อเดือน เทียบเท่า CPO 877,000 ตันต่อเดือน และ (2) รถ บขส. จำนวน 515 คัน
(ยังไม่รวมรถร่วมโดยสารปรับอากาศ) ปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อยู่ที่ 2,100,000 ลิตรต่อเดือน
ดูดซับไบโอดีเซลปริมาณ 0.420 ล้านลิตรต่อเดือน เทียบเท่า CPO 365,000 ตันต่อเดือน ปัจจุบันการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ในปี 2561 เฉลี่ย 63.03 ล้านลิตรต่อวัน ใช้ไบโอดีเซลอยู่ที่ 4.22 ล้านลิตรต่อวัน เทียบเท่า CPO 110,000 ตันต่อเดือน
3. ปัจจุบันมีมาตรการที่กำหนดให้ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 มีราคาถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 3 บาทต่อลิตร ในขณะที่ผู้ประกอบการขนส่งซื้อน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในราคาที่ได้ส่วนลดอยู่แล้ว ซึ่งหากเปลี่ยนมาใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 จะได้ส่วนลดเพิ่มขึ้นประมาณ 1.00 - 1.50 บาทต่อลิตร และการเปลี่ยนมาใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 ในช่วงแรกจะมีค่าใช้จ่ายในการเปลี่ยนถ่ายน้ำมันเครื่องและไส้กรองน้ำมันเชื้อเพลิงประมาณ 10,000 บาทต่อคัน ดังนั้น หากมีการเพิ่มส่วนต่างราคาเป็น 5 บาทต่อลิตร เป็นเวลา 3 เดือน จะทำให้ผู้ประกอบการได้รับส่วนลดเพิ่มขึ้น ประมาณ 18,000 บาทต่อคันต่อ 3 เดือน (จากการใช้ประมาณ 3,000 ลิตรต่อคันต่อเดือน) ซึ่งจูงใจให้ผู้ประกอบการเข้าร่วมโครงการมากยิ่งขึ้น
มติของที่ประชุม เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 จากชดเชย
2.50 บาทต่อลิตร เป็นชดเชย 4.00 บาทต่อลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 5 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 3 เดือน และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ออกประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานเพื่อให้มีผลบังคับใช้ ตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2561 ถึงวันที่
28 กุมภาพันธ์ 2562
เรื่องที่ 5 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สรุปสาระสำคัญ 1. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกมีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนื่อง ราคาน้ำมันตลาดโลกปิดตลาด ณ วันที่ 7 พฤศจิกายน 2561 น้ำมันดิบดูไบ น้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซล อยู่ที่ 70.64 74.35 และ 88.39 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับลดลงจากวันที่ 1 พฤศจิกายน 2561 2.76 4.09 และ 3.52 เหรียญสหรัฐฯ
ต่อบาร์เรล ตามลำดับ อัตราแลกเปลี่ยน ณ วันที่ 7 พฤศจิกายน 2561 อยู่ที่ 33.0779 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาไบโอดีเซลช่วงวันที่ 5 พฤศจิกายน - 11 พฤศจิกายน 2561 อยู่ที่ลิตรละ 22.30 บาท และราคาเอทานอล
ณ เดือนพฤศจิกายน 2561 อยู่ที่ลิตรละ 23.31 บาท ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 4 พฤศจิกายน 2561 มีสินทรัพย์รวม 39,582 ล้านบาท หนี้สินรวม 16,388 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 23,194 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 28,105 ล้านบาท และบัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 4,911 ล้านบาท
2. โครงสร้างราคาน้ำมัน ณ วันที่ 8 พฤศจิกายน 2561 ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นดังนี้ (1) อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 7.6800 1.7200 1.7200 -1.1800 -6.7800 0.2000 และ -2.5000 บาทต่อลิตร ตามลำดับ (2) ค่าการตลาด อยู่ที่ 3.2961 2.4250 2.5914 2.5163 3.6441 1.9198 และ 2.2762 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และ (3) ราคาขายปลีก อยู่ที่ 36.84 29.45 29.18 26.44 20.94 29.59 และ 26.59 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ประมาณการสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ในเดือนพฤศจิกายน 2561 มีรายรับ
ในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลประมาณ 929 ล้านบาทต่อเดือน มีรายรับจากกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วประมาณ 340 ล้านบาทต่อเดือน และภาพรวมกองทุนน้ำมันฯ มีรายรับ 1,279 ล้านบาทต่อเดือน
3. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกที่มีแนวโน้มราคาลดลงอย่างต่อเนื่อง เพื่อให้กองทุนน้ำมันฯ
มีเงินสะสมสำหรับสถานการณ์ที่ราคาน้ำมันตลาดโลกมีความผันผวน ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอให้ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 ขึ้น 0.30 บาทต่อลิตร โดยราคาขายปลีกไม่เปลี่ยนแปลง ซึ่งจะส่งผลให้ค่าการตลาดเฉลี่ยของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล และค่าการตลาดเฉลี่ยของน้ำมันทั้งหมด อยู่ที่ 2.27 และ 2.04 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ซึ่งจากการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล ดังกล่าวจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับเพิ่มขึ้น 279 ล้านบาทต่อเดือน จาก 1,311 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายรับ 1,590 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล ดังนี้
น้ำมันเบนซิน เดิม 7.68 บาท/ลิตร ใหม่ 8.08 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.40 บาท/ลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 เดิม 1.72 บาท/ลิตร ใหม่ 2.12 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.40 บาท/ลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 เดิม 1.72 บาท/ลิตร ใหม่ 2.12 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.40 บาท/ลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 เดิม -1.18 บาท/ลิตร ใหม่ -0.78 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.40 บาท/ลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 เดิม -6.78 บาท/ลิตร ใหม่ -6.38 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.40 บาท/ลิตร โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน รับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 9 พฤศจิกายน 2561 เป็นต้นไป
ประกาศกบง.ฉบับที่ 5 พ.ศ. 2562
กพช.ครั้งที่ 15 วันจันทร์ที่ 23 เมษายน พ.ศ. 2561
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2561 (ครั้งที่ 15)
เมื่อวันจันทร์ที่ 23 เมษายน พ.ศ. 2561 เวลา 13.30 น.
ณ ตึกภักดีบดินทร์ ทำเนียบรัฐบาล
1. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
2. แนวทางในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่
3. เงื่อนไขการประมูล (TOR) แหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี พ.ศ. 2565 – 2566
4. เรื่องที่ฝ่ายเลขานุการฯ ขอแจ้งให้ที่ประชุมรับทราบ
5. การปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือนกุมภาพันธ์ 2561 ภาครัฐมีภาระผูกพันทั้งสิ้น 9,855 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น เชื้อเพลิงขยะ 399 เมกะวัตต์ ชีวมวล 4,045 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 455 เมกะวัตต์ พลังน้ำขนาดเล็ก 91 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,522 เมกะวัตต์ แสงอาทิตย์ 3,245 เมกะวัตต์ และอื่นๆ (เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) 97 เมกะวัตต์ โดยการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทั้งหมดคิดเป็นร้อยละ 64.55 ของเป้าหมาย AEDP ปี 2579 ทั้งนี้ ภาระผูกพันที่ภาครัฐได้รับซื้อ จำนวน 9,855 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้ว 7,104 ราย รวม 7,562 เมกะวัตต์ โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่าง COD 141 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 1,795 เมกะวัตต์ และโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว 51 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 498 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ ยังมีส่วนของโครงการที่เอกชนผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อใช้เอง (IPS) อีก 976 เมกะวัตต์ ซึ่งเมื่อรวมกับส่วนที่มีภาระผูกพันข้างต้น (รวมอื่นๆ เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) จะมีปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนรวมทั้งสิ้น 10,830 เมกะวัตต์
2. สถานการณ์รับซื้อไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง แบ่งเป็น (1) ขยะ ได้แก่ ขยะชุมชน มีโครงการผูกพันกับภาครัฐเป็นการรับซื้อแบบ Adder ทั้งหมด 43 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 361 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมาย 139 เมกะวัตต์ และขยะอุตสาหกรรม มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 7 ราย เป็นการรับซื้อแบบ FiT ทั้งหมด กำลังผลิตติดตั้งรวม 38 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมาย 12 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อให้ทันกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562 (2) ชีวมวล มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 254 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 4,045 เมกะวัตต์ มีโครงการที่เอกชนผลิตเพื่อใช้เองอีก 26 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 581 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 4,626 เมกะวัตต์ คงเหลือ 944 เมกะวัตต์ (3) ก๊าซชีวภาพ มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 191 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 455 เมกะวัตต์ มีโครงการที่เอกชนผลิตเพื่อใช้เองอีก 19 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 48 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 503 เมกะวัตต์ คงเหลือ 777 เมกะวัตต์ (4) พลังน้ำขนาดเล็ก มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 59 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 91 เมกะวัตต์ คงเหลือ 285 เมกะวัตต์ (5) พลังงานลม มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 36 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,522 เมกะวัตต์ คงเหลือ 1,480 เมกะวัตต์ และ (6) พลังงานแสงอาทิตย์ มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 6,702 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 3,245 เมกะวัตต์ มีส่วนที่ผลิตเพื่อใช้เอง 15 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 40 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 3,285 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 2,715 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 แนวทางในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1.เมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 คณะรัฐมนตรีมีมติรับทราบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 โดยเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (Power Development Plan) ของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015) แต่เนื่องจากสถานการณ์การใช้ไฟฟ้าที่ผ่านมามีการเปลี่ยนแปลงไปจากค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ใช้จัดทำแผน PDP 2015 จึงควรต้องมีการปรับปรุงข้อมูลให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน ดังนั้น กระทรวงพลังงาน จึงเห็นควรให้มีการปรับปรุงแผน PDP 2015 เพื่อให้การวางแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงไปโดยสะท้อนแนวนโยบายของรัฐบาลและการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจที่คาดว่าจะเกิดขึ้นในอนาคต รวมถึงพิจารณาการพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าให้เหมาะสมกับความต้องการใช้ไฟฟ้าและศักยภาพการผลิตในแต่ละภูมิภาค ซึ่งสอดคล้องกับแนวทางของแผนปฏิรูปด้านพลังงานของคณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน รวมทั้งคำนึงถึงความเชื่อมโยงระหว่างการลงทุนในการผลิตไฟฟ้าความมั่นคงของระบบส่งไฟฟ้าเพื่อให้การบริหารจัดการของระบบไฟฟ้าเกิดความคุ้มค่าสูงสุด
2. หลักการสำคัญในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่ จะให้ความสำคัญในประเด็นต่างๆ ดังนี้ (1) ด้านความมั่นคงทางพลังงาน (Security) โดยให้ความสำคัญกับความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศ ครอบคลุมระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจำหน่ายไฟฟ้า รายพื้นที่ เพื่อตอบสนองปริมาณความต้องการไฟฟ้าเพื่อรองรับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ โดยจะสอดคล้องกับอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ อัตราเพิ่มของประชากร และอัตราการขยายตัวของเขตเมืองในระดับประเทศและระดับภูมิภาค มีการกระจายสัดส่วนเชื้อเพลิง (Fuel Diversification) ที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าให้มีความเหมาะสมเพื่อลดความเสี่ยงการพึ่งพิงเชื้อเพลิงชนิดใดชนิดหนึ่ง มีโรงไฟฟ้าเพื่อความมั่นคงในระดับที่เหมาะสม รวมทั้งการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าสมาร์ทกริด (Smart grid) เพื่อรองรับการพัฒนาระบบไฟฟ้าขนาดเล็กแบบกระจายศูนย์ (Decentralized Generation: DG) โดยระบบ Smart grid จะช่วยเพิ่มประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และสามารถบริหารจัดการด้านการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ (2) ด้านเศรษฐกิจ (Economy) โดยคำนึงถึงต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าที่มีต้นทุนต่ำ เพื่อลดภาระผู้ใช้ไฟฟ้า และไม่เป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมของประเทศในระยะยาว และมีการปรับปรุงการบริหารจัดการต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของประเทศอย่างมีประสิทธิภาพ และเป็นไปตาม Merit Order (3) ด้านสิ่งแวดล้อม (Ecology) คำนึงถึงการลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม โดยมีเป้าหมายในการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ต่อหน่วยการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าในปลายแผนไม่เกิน 0.319 กิโลกรัมของก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (kgCO2/kWh) ส่งเสริมระบบไฟฟ้าแบบไมโครกริด (Micro Grid) ในพื้นที่ห่างไกล พื้นที่นิคมอุตสาหกรรมหรือเขตเศรษฐกิจพิเศษ ให้เหมาะสมสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในแต่ละพื้นที่ เพื่อใช้ทรัพยากรในพื้นที่ให้เกิดประโยชน์สูงสุดและลดภาระการลงทุนระบบส่งไฟฟ้า รวมทั้งส่งเสริมประสิทธิภาพในระบบไฟฟ้า (Efficiency) ทั้งด้านการผลิตไฟฟ้าและด้านการใช้ไฟฟ้า การส่งเสริมให้เกิดการตอบสนองด้านการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) เพื่อเพิ่มศักยภาพในการลดความต้องการไฟฟ้าสูงสุดเพื่อเป็นประโยชน์ต่อการจัดการสภาวะวิกฤตด้านพลังงานไฟฟ้า สามารถชะลอการสร้างโรงไฟฟ้าและลดการนำเข้าพลังงานจากต่างประเทศ
3. แนวทางในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่ มีดังนี้ (1) จัดทำ ค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า (Load Forecast) ของประเทศและรายภูมิภาคในระยะยาวใหม่ (2) จัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยเป็นรายภูมิภาค และจัดทำแผนระบบไฟฟ้าสำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้เพื่อสร้างความมั่นคงในพื้นที่ ซึ่งจะประเมินกำลังผลิตไฟฟ้า (Supply) ของทั้งประเทศและรายภูมิภาค เพื่อจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่ (Candidate Power Plant) เพิ่มเติมจากโรงไฟฟ้าที่มีข้อผูกพันแล้วในปัจจุบัน (Existing Capacity, มี PPA และตอบรับซื้อแล้ว) ทั้งนี้ จะพิจารณาปัจจัยในการจัดสรรโรงไฟฟ้า ได้แก่ ต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าและการผลิตไฟฟ้า ความสามารถของระบบส่งไฟฟ้าที่เชื่อมต่อระหว่างภูมิภาค การพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าใหม่ที่จะมารองรับเพื่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของทั้งประเทศและระหว่างภูมิภาค ให้สอดรับกับการพัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อรองรับประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน (AEC) และการพัฒนา ASEAN Power Grid ศักยภาพพลังงานหมุนเวียนรายภูมิภาค ผลการประหยัดพลังงานไฟฟ้ารายภูมิภาค ศักยภาพการตอบสนองด้านการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) การประเมินพื้นที่ที่มีศักยภาพในการทำ Smart Micro Grid/Smart City/Energy Storage System (ESS) เช่น พื้นที่ห่างไกลหรือพื้นที่ปลายสาย และพื้นที่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมหรือเขตเศรษฐกิจพิเศษ รวมทั้ง การจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่ให้เกิดความเหมาะสมกับศักยภาพและข้อจำกัดรายพื้นที่ (3) บริหารจัดการกิจการด้านพลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ให้สอดคล้องกับแนวทางการบริหารจัดการใหม่ตามแนวทางประชารัฐ ภายใต้ความร่วมมือกันของการไฟฟ้า ส่วนภูมิภาค (กฟภ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และเครือข่ายวิสาหกิจชุมชนของ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ รวมถึงบูรณาการการทำงานร่วมกันทั้งจากภาครัฐ ชุมชนและเอกชน ส่งเสริมอุตสาหกรรมการปลูกพืชพลังงานในอนาคต ใช้ทรัพยากรของท้องถิ่นให้เกิดประโยชน์อย่างเต็มที่ และกระจายอำนาจให้ชุมชน เพื่อให้ชุมชนในพื้นที่มีความรู้สึกเป็นเจ้าของและรักษาระบบไฟฟ้า และ (4) สร้างการมีส่วนร่วมของภาคประชาชน โดยเปิดให้มีการรับฟังความเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย ต่อร่างแผน PDP ฉบับใหม่ ทั้งในส่วนกลางและส่วนภูมิภาค ก่อนเสนอให้ กพช. และคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 เงื่อนไขการประมูลแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี 2565-2566
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (นายวีระศักดิ์ พึ่งรัศมี) เป็นผู้นำเสนอและชี้แจงต่อที่ประชุม โดยมีสรุปสาระสำคัญเพื่อทราบความพร้อมของกระทรวงพลังงานในการดำเนินการเปิดประมูลแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี 2565 – 2566 ดังนี้
(1) สัมปทานปิโตรเลียมที่รัฐบาลไทยออกให้แก่ผู้รับสัมปทานในอ่าวไทยภายใต้พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ซึ่งเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติหลักของประเทศ มีสองกลุ่ม คือ กลุ่มที่ 1 กลุ่มแหล่ง ก๊าซธรรมชาติเอราวัณ ดำเนินงานโดยบริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด ในสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 1/2515/5 (แปลงสำรวจหมายเลข 10 และ 11) และสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 2/2515/6 (แปลงสำรวจหมายเลข 12 และ 13) มีอัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติตามสัญญาซื้อขายที่ 1,240 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยสัมปทานจะสิ้นสุดอายุในวันที่ 23 เมษายน 2565 และกลุ่มที่ 2 กลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติบงกช ดำเนินงานโดยผู้รับสัมปทานหลักคือ บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) ในสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 5/2515/9 (แปลงสำรวจหมายเลข 15) และสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 3/2515/7 (แปลงสำรวจหมายเลข 16 และ 17) มีอัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติตามสัญญาซื้อขายที่ 870 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 5/2515/9 จะสิ้นสุดอายุในวันที่ 23 เมษายน 2565 และสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 3/2515/7 จะสิ้นสุดอายุในวันที่ 7 มีนาคม 2566 ณ เดือนธันวาคม 2560 แหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติทั้งสองกลุ่มมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยประมาณ 2,265 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือประมาณร้อยละ 75 ของปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย (ไม่รวมก๊าซธรรมชาติจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย)
(2) คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 และเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ได้มีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงานคัดเลือกผู้ดำเนินการรายใหม่ โดยการเปิดให้มีการประมูลแข่งขันยื่นข้อเสนอเป็นการทั่วไป เป็นการล่วงหน้าก่อนที่สัมปทานจะสิ้นอายุ ซึ่งกระทรวงพลังงานได้ดำเนินการตามมติ กพช. และได้นำเสนอแนวทางการบริหารจัดการการประมูลต่อ กพช. เมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561 และในการประชุมครั้งนี้ กระทรวงพลังงาน ขอนำเสนอเรื่องเพื่อทราบ 1 เรื่อง ได้แก่ การรายงานความพร้อมในการเปิดประมูล และเรื่องเพื่อพิจารณา 2 เรื่อง ได้แก่ ข้อกำหนดและเงื่อนไขของการประมูล และหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกผู้ชนะการประมูล
(3) ความพร้อมในการเปิดประมูล ซึ่งกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติเป็นผู้ดำเนินการและเตรียมการตามนโยบายในข้อ 2 ประกอบด้วย
(3.1)การออกกฎหมายและประกาศที่เกี่ยวข้อง โดยกระทรวงพลังงานได้จัดทำกฎหมายลำดับรองตามความในพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 7) พ.ศ. 2560 และประกาศต่าง ๆ เพื่อรองรับการประมูล ดังนี้ (1) ประกาศคณะกรรมการปิโตรเลียม เรื่อง หลักเกณฑ์และวิธีการกำหนดพื้นที่ที่จะดำเนินการสำรวจหรือผลิตปิโตรเลียมในรูปแบบของสัมปทาน สัญญาแบ่งปันผลผลิต หรือสัญญาจ้างบริการ (2) ประกาศกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ เรื่อง การกำหนดเขตพื้นที่แปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทย สำหรับการให้ยื่นขอสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียม เพื่อกำหนดพื้นที่แปลงสำรวจหมายเลข 10 11 12 และ 13 (กลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ) เป็นแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G1/61 และกำหนดพื้นที่แปลงสำรวจหมายเลข 15 16 และ 17 (กลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติบงกช) เป็นแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G2/61 (3) ประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง การกำหนดให้ดำเนินการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมสำหรับแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G1/61 ในรูปแบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต (4) ประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง การกำหนดให้ดำเนินการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมสำหรับแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G2/61 ในรูปแบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต (5) กฎกระทรวงกำหนดแบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต พ.ศ. 2561(6) กฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไข การขอและการได้รับสิทธิเป็นผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิต พ.ศ. 2561 (7) กฎกระทรวงการนำส่งค่าภาคหลวงสำหรับผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิต พ.ศ. 2561 (8) กฎกระทรวงกำหนดค่าธรรมเนียมสำหรับสัมปทาน สัญญาแบ่งปันผลผลิต และสัญญาจ้างบริการ พ.ศ. 2561 และ (9) ประกาศกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ เรื่อง ข้อตกลงการส่งมอบสิ่งติดตั้ง
(3.2)การจัดทำชุดข้อมูล (Data Package) และจัดเตรียมห้องศึกษาข้อมูล (Data Room) เพื่อให้ผู้เข้าประมูลใช้ศึกษาข้อมูลประกอบการยื่นข้อเสนอการประมูล ซึ่งปัจจุบันได้ดำเนินการแล้วเสร็จพร้อมสำหรับการประมูลแล้ว
(3.3)การจัดทำเอกสารสำหรับการประมูล ประกอบด้วย (1) ร่างประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการยื่นคำขอการพิจารณา และการได้รับสิทธิเป็นผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตจำนวน 2 ประกาศ แยกสำหรับแปลงสำรวจ G1/61 และ G2/61 (2) แผนที่แปลงสำรวจ (3) เอกสารข้อแนะนำสำหรับผู้ประมูล (Instruction to Bidders) (4) เอกสารเชิญชวนให้ยื่นข้อเสนอ (Invitation for Proposal, IFP) – ข้อกำหนด หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการยื่นคำขอ การพิจารณา และการได้รับสิทธิเป็นผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตในแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข .... และ (5) เอกสารสรุปข้อสนเทศ (Information Memorandum) โดยเอกสารหมายเลข (2) – (5) จะเป็นเอกสารแนบท้ายประกาศหมายเลข (1)
(4) ข้อกำหนดและเงื่อนไขของการประมูล มีดังนี้
(4.1) ข้อกำหนดเรื่องปริมาณการผลิตและขายก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำ โดยกำหนดปริมาณ ก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำจากแปลงสำรวจหมายเลข G1/61 และ G2/61 ในอัตรา 800 และ 700 ล้านลูกบาศก์ฟุต ต่อวัน ตามลำดับ เป็นระยะเวลา 10 ปี เพื่อให้สอดคล้องกับความจำเป็นของโรงแยกก๊าซตามโครงสร้างด้านพลังงานและเศรษฐกิจของประเทศ และผลการประเมินปริมาณทรัพยากรปิโตรเลียม ทั้งนี้ ผู้เข้าประมูลที่ได้รับคัดเลือกจะมีพันธะในการต้องผลิตและขายก๊าซธรรมชาติให้ได้ตามปริมาณขั้นต่ำ และกระทรวงพลังงานได้กำหนดบทปรับกรณีที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามข้อกำหนด
(4.2) กำหนดสูตรราคาก๊าซธรรมชาติ ซึ่งผู้เข้าประมูลที่ได้รับคัดเลือกจะมีพันธะที่ต้องผลิตและขายก๊าซธรรมชาติในราคา (Pr) ซึ่งคำนวณจากสูตรราคาดังกล่าว ตลอดระยะเวลาของสัญญาแบ่งปันผลผลิต
(4.3) เงื่อนไขหลักที่ใช้ในการประมูลแข่งขัน ได้แก่ 1) ให้ผู้เข้าประมูลเสนอค่าคงที่สำหรับราคาก๊าซธรรมชาติ (Price Constant, Pc) ซึ่งใช้คำนวณราคาก๊าซธรรมชาติ (Pr) ตามสูตรราคา โดยกระทรวงพลังงานมุ่งหวังให้ได้ข้อเสนอค่าคงที่สำหรับราคาก๊าซธรรมชาติที่ต่ำกว่าราคาเฉลี่ยของราคาก๊าซธรรมชาติ แหล่งบงกชเหนือ และบงกชใต้ จึงได้สงวนสิทธิที่จะไม่พิจารณาข้อเสนอของผู้เข้าประมูลที่เสนอค่าคงที่สำหรับราคาก๊าซธรรมชาติที่สูงกว่า 214.26 บาทต่อล้านบีทียู (ซึ่งเป็นค่าเฉลี่ยของราคาก๊าซธรรมชาติแหล่งบงกชเหนือ และบงกชใต้ในปี 2559) และ 2) ให้ผู้เข้าประมูลเสนอร้อยละของปิโตรเลียมส่วนที่เป็นกำไรที่รัฐจะได้รับ โดยต้องไม่ต่ำกว่าร้อยละ 50 ตามที่กฎหมายกำหนด
(4.4) เงื่อนไขอื่น ๆ ที่ใช้ในการประมูลแข่งขัน ได้แก่ 1) ข้อเสนอผลประโยชน์พิเศษต่าง ๆ เช่น โบนัสการลงนาม โบนัสการผลิต และผลประโยชน์พิเศษอื่น ๆ ตามที่ผู้เข้าประมูลเสนอ และ 2) ข้อเสนอสัดส่วนการจ้างพนักงานไทย ซึ่งผู้ประมูลต้องเสนอสัดส่วนการจ้างพนักงานไทย โดยต้องไม่ต่ำกว่าร้อยละ 80 (สิ้นปีที่ 1) และไม่ต่ำกว่าร้อยละ 90 (สิ้นปีที่ 5)
(5) หลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกผู้ชนะการประมูล มีดังนี้
(5.1) การพิจารณาคุณสมบัติเบื้องต้น เนื่องจากพื้นที่แปลงสำรวจหมายเลข G1/61 และ G2/61 เป็นพื้นที่ที่มีความซับซ้อนทางโครงสร้างธรณีวิทยา และเป็นแหล่งก๊าซธรรมชาติหลัก ที่สร้างความมั่นคงด้านพลังงานแก่ประเทศ จึงมีความจำเป็นที่จะต้องให้ได้ผู้ดำเนินงานที่มีความสามารถและมีความพร้อมด้านการเงิน ทั้งนี้ ผู้ที่ผ่านการพิจารณาคุณสมบัติเบื้องต้นเท่านั้นจึงจะมีสิทธิเข้าสู่กระบวนการยื่นข้อเสนอด้านเทคนิคและผลประโยชน์ตอบแทนรัฐในการประมูลต่อไป
(5.2) การพิจารณาข้อเสนอด้านเทคนิคและผลประโยชน์ตอบแทนรัฐ เมื่อผู้เข้าประมูลได้ยื่นคำขอสิทธิเป็นผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตพร้อมทั้งยื่นข้อเสนอด้านเทคนิคและผลประโยชน์ตอบแทนรัฐ และได้แสดงถึงการมีคุณสมบัติตามมาตรา 24 แห่งพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 (และที่แก้ไขเพิ่มเติม) แล้ว กระทรวงพลังงานจะพิจารณาข้อเสนอดังกล่าวตามเกณฑ์การพิจารณา ดังนี้ 1) การพิจารณาข้อเสนอด้านเทคนิค จะพิจารณาจากแผนงานช่วงเตรียมการ แผนงานการสำรวจ และแผนการพัฒนาแหล่งปิโตรเลียม ซึ่งจะต้องมีความสอดคล้องกับข้อกำหนดปริมาณการผลิตและขายก๊าซขั้นต่ำ โดยสมมติฐานที่ใช้จะต้องสมเหตุสมผลและปฏิบัติได้จริง และ 2) การพิจารณาข้อเสนอด้านผลประโยชน์ตอบแทนรัฐจะพิจารณาเปรียบเทียบให้คะแนนข้อเสนอของผู้เข้าประมูลในหัวข้อหลัก 4 ข้อ ได้แก่ (1) ข้อเสนอค่าคงที่สำหรับราคา ก๊าซธรรมชาติ (Pc) (2) ข้อเสนออัตราร้อยละของปิโตรเลียมส่วนที่เป็นกำไร (3) ข้อเสนอผลประโยชน์พิเศษต่าง ๆ และ (4) ข้อเสนอสัดส่วนการจ้างพนักงานไทย โดยจะมีน้ำหนักการให้คะแนนในแต่ละหัวข้ออยู่ที่ร้อยละ 65, 25, 6 และ 4 ตามลำดับ
(6) ในการประชุมครั้งนี้ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กระทรวงพลังงานขอเสนอประเด็นเพื่อรับทราบและให้ความเห็นชอบ 4 ข้อ คือ ข้อที่ 1 ขอให้ กพช. รับทราบความพร้อมในการเปิดประมูลแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี 2565 – 2566 ข้อที่ 2 การพิจารณาข้อกำหนดและเงื่อนไขต่างๆ ของการประมูล ข้อที่ 3 การพิจารณาหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกผู้ชนะการประมูล และข้อที่ 4 การที่กระทรวงพลังงาน จะดำเนินการเปิดประมูลแปลงสำรวจ G1/61 และ G2/61 โดยออกประกาศเชิญชวนผู้เข้าร่วมประมูลในวันที่ 24 เมษายน 2561
มติของที่ประชุม
1. รับทราบความพร้อมในการเปิดประมูลแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี 2565 – 2566 (แปลงสำรวจ G1/61 และแปลงสำรวจ G2/61) ในข้อ (3)
2. รับทราบหลักการของข้อกำหนดและเงื่อนไขของการประมูล ในข้อ (4)
3. รับทราบหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกผู้ชนะการประมูล ในข้อ (5) โดยมีความเห็นให้กระทรวงพลังงานรับไปประกอบการพิจารณาดำเนินการดังนี้
3.1 การเปรียบเทียบให้คะแนนข้อเสนอของผู้เข้าประมูลในหัวข้อหลัก 4 ข้อ ได้แก่ 1) ข้อเสนอค่าคงที่สำหรับราคาก๊าซธรรมชาติ (Pc) 2) ข้อเสนออัตราร้อยละของปิโตรเลียมส่วนที่เป็นกำไร 3) ข้อเสนอผลประโยชน์พิเศษต่าง ๆ และ 4) ข้อเสนอสัดส่วนการจ้างพนักงานไทย ให้มีน้ำหนักคะแนนอยู่ที่ร้อยละ 65, 25, 5 และ 5 ตามลำดับ
3.2 กระทรวงพลังงานควรพิจารณาข้อกำหนดให้หน่วยงานของรัฐมีส่วนลงทุนร่วมด้วยได้ (State Participation) ในสัดส่วนไม่เกินกว่าร้อยละ 25
4. รับทราบการดำเนินการของกระทรวงพลังงานในการเปิดประมูลแปลงสำรวจ G1/61 และ G2/61 โดยออกประกาศเชิญชวนผู้เข้าร่วมประมูลในวันที่ 24 เมษายน 2561
เรื่องที่ 4 เรื่องที่ฝ่ายเลขานุการฯ ขอแจ้งให้ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. การมอบหมายให้รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรีเป็นกรรมการใน กพช. ตามคำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) ที่ 54/2557 ลงวันที่ 6 มิถุนายน 2557 ได้แต่งตั้ง กพช. และต่อมาได้มีการปรับปรุงองค์ประกอบ กพช.ตามคำสั่งหัวหน้า คสช. ที่ 2/2558 และ 33/2558 และคำสั่งหัวหน้า คสช. ที่ 13/2560 ลงวันที่ 7 มีนาคม 2560 ได้แต่งตั้งรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายออมสิน ชีวะพฤกษ์) เป็นกรรมการใน กพช. ต่อมาเมื่อวันที่ 23 พฤศจิกายน 2560 รัฐบาลได้มีการปรับคณะรัฐมนตรี ส่งผลให้รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายออมสิน ชีวะพฤกษ์) พ้นจากความเป็นรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี และพ้นจากการเป็นกรรมการ กพช. ดังนั้น เมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561 หัวหน้า คสช. จึงได้มีคำสั่งหัวหน้า คสช. ที่ 3/2561 แต่งตั้งรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายกอบศักดิ์ ภูตระกูล) เป็นกรรมการใน กพช. แทน
2. เมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้า ลง 0.15 บาทต่อลิตร และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กพช. ออกประกาศ กพช. เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2561 เพื่อให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันถัดจากวันประกาศในราชกิจจานุเบกษาเป็นต้นไป ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 18 เมษายน 2561 นายกรัฐมนตรีในฐานะประธาน กพช. ได้ลงนามในประกาศ กพช. และเมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 ประกาศ กพช. ดังกล่าว ได้ประกาศลงราชกิจจานุเบกษา โดยมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2561 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 การปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริม การอนุรักษ์พลังงานของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้า ลง 0.15 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 2 ปี โดยมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2561 และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 ได้มีมติเห็นชอบการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง โดยมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2561 โดยใช้เกรดน้ำมันยูโร 4 (Euro 4) เป็นฐานการคำนวนแทนเกรดน้ำมันยูโร 3 เพื่อให้สอดคล้องกับพื้นฐานของตลาดโลก ซึ่งจะส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันฯ สําหรับน้ำมันดีเซล น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 ลดลง 0.41 0.43 และ 0.61 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ซึ่งจะทำให้โครงสร้างราคาน้ำมันสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงมากขึ้นเหมาะสมกับสภาวะตลาดในปัจจุบัน มีความโปร่งใสและเป็นธรรมต่อทุกภาคส่วน และเมื่อประกอบกับการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานลง 0.15 บาทต่อลิตร และลดภาษีมูลค่าเพิ่มลงอีก 0.04 บาท ต่อลิตร จะทำให้ราคาขายส่งน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลดลงประมาณ 0.60 บาทต่อลิตร
2. การเผยแพร่โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงผ่านเว็บไซต์ของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะเสนอเฉพาะส่วนที่เป็นราคาขายส่ง โดยไม่เผยแพร่ในส่วนของค่าการตลาดน้ำมันฯ แต่ให้มีการใช้ค่าการตลาดน้ำมันฯ เฉพาะในหน่วยงานภาครัฐใช้สำหรับติดตามสภาวะการแข่งขัน เพื่อไม่ให้เกิดความสับสนและเป็นการชี้นำตลาด สำหรับผู้บริโภคหรือประชาชนทั่วไปยังคงสามารถเข้าดูราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงของผู้ค้าน้ำมันแต่ละรายผ่านทางเว็บไซต์ สนพ. เช่นเดิม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ