วันศุกร์ที่ 29 เมษายน พ.ศ. 2565
1. ผลการดำเนินงานตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
2. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1
3. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573
4. ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการปากแบง
5. ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการเซกอง 4A และ 4B
6. การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 ผลการดำเนินงานตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 โดยในการประชุมผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 10 มกราคม 2565 รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้มอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ที่แต่งตั้งภายใต้ กบง. ติดตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติปี 2565 ตามมติ กพช. ซึ่งเมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2565 และวันที่ 9 มีนาคม 2565 กบง. และ กพช. ได้รับทราบความก้าวหน้าตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 แล้ว ตามลำดับ ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้มีการประชุมไปแล้ว 9 ครั้ง และรายงานผลดำเนินการในการประชุมผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงานอย่างต่อเนื่อง โดยในการประชุมคณะอนุกรรมการฯ เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2565 ได้เห็นชอบให้นำผลการดำเนินการของคณะอนุกรรมการฯ เสนอต่อ กบง. เพื่อทราบต่อไป
2. การดำเนินการตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 มีรายละเอียด ดังนี้
2.1. หลักการทำงานและแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติปี 2565 มีดังนี้ (1) กำหนดบทบาทการดำเนินการแต่ละหน่วยงานตามอำนาจหน้าที่ โดยกระทรวงพลังงาน (พน.) จะเป็นหน่วยหลักในการติดตามการบริหารจัดการให้มีก๊าซธรรมชาติเพียงพอจากสถานการณ์ฉุกเฉิน เนื่องจากแหล่งเอราวัณไม่สามารถผลิตก๊าซได้ตามเป้าหมายที่กำหนดภายในปี 2565 ในขณะที่การดำเนินการจัดหา/จัดสรรปริมาณนำเข้า LNG ในภาพรวมจะดำเนินการโดยสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2564 ซึ่งให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้จัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG และกำกับดูแล และ (2) กำกับการดำเนินการโดยคำนึงถึงผลกระทบค่าไฟฟ้าที่จะมีต่อประชาชนน้อยที่สุด โดยพิจารณาลำดับการเลือกใช้ชนิดเชื้อเพลิงมาบริหารจัดการก่อนและหลังตามลำดับสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนการผลิตต่ำสุด (Merit Order) ตามที่ กกพ. ให้ความเห็นชอบ
2.2. คณะอนุกรรมการฯ ได้ประชุมหารือ โดยมีผลการประชุมที่สำคัญ ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 12 เมษายน 2565 ที่ประชุมได้รับทราบรายงานการนำเข้า LNG Spot โดยสำนักงาน กกพ. รายงานว่า กกพ. ได้อนุมัติให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) นำเข้า LNG Spot จำนวน 2 ลำเรือ ในวันที่ 29 เมษายน 2565 และวันที่ 28 พฤษภาคม 2565 โดย LNG ที่จัดหาได้มีราคาต่ำกว่าราคาน้ำมันดีเซล ส่งผลให้มีความต้องการใช้น้ำมันทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าลดลงค่อนข้างมาก จากความต้องการใช้น้ำมันดีเซลสูงสุดเดิมในเดือนพฤษภาคม 2565 ที่ 19 ล้านลิตรต่อวัน และเดือนมิถุนายน 2565 ที่ 10.3 ล้านลิตรต่อวัน หลังอนุมัติการนำเข้า LNG ดังกล่าวทำให้ความต้องการใช้น้ำมันดีเซลเดือนพฤษภาคม 2565 ลดลงเหลือ 13.5 ล้านลิตรต่อวัน และเดือนมิถุนายน 2565 เหลือ 6.3 ล้านลิตรต่อวัน ซึ่งเป็นความสามารถที่ กฟผ. สามารถดำเนินการได้ในปัจจุบัน รวมทั้งอาจมีการนำเข้า LNG เพิ่มเติมได้ในอนาคต โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้มอบหมายให้สำนักงาน กกพ. จัดทำแผนการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อการผลิตไฟฟ้าที่ชัดเจน โดยเฉพาะประเด็นที่ผู้ค้าน้ำมันต้องเตรียมการเพื่อจัดหาน้ำมัน เพื่อให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องสามารถร่วมกันดำเนินการให้เป็นไป ตามแผน นอกจากนี้ คณะอนุกรรมการฯ ยังได้มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการของคณะอนุกรรมการฯ นำประเด็นที่กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้หารือกับผู้ค้าน้ำมันและเห็นว่าควรพิจารณายกเว้นสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับโรงไฟฟ้าเป็นการชั่วคราว นำเสนอต่อ กบง. และ (2) เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้รับทราบแผนการจัดหาเชื้อเพลิงในสภาวะวิกฤติราคาพลังงาน ตามที่ กกพ. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 20 เมษายน 2565 ซึ่งมีการกำหนดการนำเข้า LNG Spot ต้นทุนต่ำให้มากขึ้น โดยในเดือนพฤษภาคม 2565 จะพิจารณานำเข้า LNG Spot จำนวน 4 ลำ และมีการใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเพื่อเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า 8.1 ล้านลิตรต่อวัน ซึ่ง กกพ. จะทบทวนแผนเป็นรายเดือนโดยพิจารณาจากต้นทุนต่ำสุด ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้ขอให้สำนักงาน กกพ. จัดทำแผนการจัดหาเชื้อเพลิงในสภาวะวิกฤติราคาพลังงานอย่างชัดเจน เพื่อให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องสามารถดำเนินการร่วมกันให้เป็นไปตามแผนและลดผลกระทบที่จะเป็นภาระต่อประชาชน
3. ผลการทบทวนการบริหารจัดการเชื้อเพลิงให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ โดยมีการปรับปรุงแนวทางบริหารจัดการตาม Merit order แบ่งเป็น 2 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่ม 1 ต้นทุนต่ำ ได้แก่ (1) จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถ โดยเร่งการผลิตก๊าซจากแหล่งอาทิตย์ การทำ CO2 Relaxation และเร่งการขุดเจาะหลุม Infill เป็นต้น (2) เลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 และ (3) รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิมชีวมวล ซึ่งอยู่ระหว่างกระบวนการเปิดรับซื้อไฟฟ้า คาดว่าจะแล้วเสร็จภายในเดือนเมษายน 2565 โดยพบว่า การปรับปรุงแนวทางตาม (1) (2) และ (3) สามารถทดแทนการนำเข้า LNG Spot ได้ 0.33 ล้านตัน 0.28 ล้านตัน และ 0.17 ล้านตัน ตามลำดับ กลุ่ม 2 พิจารณาตามต้นทุน ได้แก่ (4) จัดหา LNG และ (5) เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า โดยสำนักงาน กกพ. จะมีการทบทวนแผน เป็นรายเดือน ซึ่งการปรับปรุงแนวทางตาม (4) และ (5) สามารถทดแทนการนำเข้า LNG Spot ได้ 2.162 ล้านตัน และ 1.64 ล้านตัน ตามลำดับ ทั้งนี้ เมื่อพิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ฉบับปรับปรุง ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ ได้ติดตามและให้ข้อเสนอแนะการบริหารจัดการเชื้อเพลิงทดแทนการนำเข้า LNG Spot โดยกระทรวงพลังงานสามารถจัดหาเชื้อเพลิงต้นทุนต่ำทดแทนการนำเข้าก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เพื่อชดเชยก๊าซที่จะหายไปในช่วงเปลี่ยนผ่านของแหล่งเอราวัณ 1.8 ล้านตัน และการจัดหา LNG เพื่อการแข่งขัน 2.7 ล้านตัน รวม 4.5 ล้านตัน ซึ่งสูงกว่าเป้าหมายที่กำหนด โดย ณ วันที่ 20 เมษายน 2565 สามารถจัดหาเชื้อเพลิงทดแทนสะสมได้ 2.07 ล้านตัน เทียบเท่า LNG Spot สูงกว่าแผนที่กำหนด ณ สิ้นเดือนเมษายน 2565 ที่ 1.32 ล้านตัน เทียบเท่า LNG Spot ส่งผลให้ลดการจัดหา LNG ลงและเกิดความมั่นคงทางพลังงาน อย่างไรก็ตาม จากสถานการณ์ราคา LNG Spot ที่มีแนวโน้มลดลงเมื่อเทียบกับการใช้น้ำมันดีเซลหรือน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้า กกพ. จะมีการทบทวนแผนรายเดือนเป็นระยะ ซึ่งจะมีผลต่อการกำหนดแผนการใช้น้ำมันและ LNG ที่เหมาะสมสำหรับเดือนมิถุนายน – ธันวาคม 2565 โดยหากได้ข้อสรุปสำนักงาน กกพ. จะแจ้งต่อกระทรวงพลังงานเพื่อปรับแผนต่อไป
4. การดำเนินการระยะต่อไป ประกอบด้วย (1) การติดตามการปรับปรุงแผนปฏิบัติการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ของเดือนมิถุนายน – ธันวาคม 2565 โดยสำนักงาน กกพ. จะพิจารณาสรุปผล การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ/หรือ VSPP และแจ้งต่อกระทรวงพลังงานทราบเพื่อให้การกำกับดูแลและบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเป็นไปอย่างต่อเนื่องและมีประสิทธิภาพ และ (2) การยกเว้นสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับโรงไฟฟ้าเป็นการชั่วคราว โดยเมื่อวันที่ 12 เมษายน 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้รับทราบการขอยกเว้นสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมายสำหรับการผลิตไฟฟ้าตามแผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 โดยมอบหมายให้ ธพ. ดำเนินการออกประกาศ ธพ. ว่าด้วยกำหนดชนิดและอัตรา หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการคำนวณปริมาณสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง และแจ้งมติดังกล่าวต่อผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ให้ยื่นขอความเห็นชอบเปลี่ยนแปลงปริมาณการค้าตามขั้นตอนต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1
สรุปสาระสำคัญ
1. แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) กำหนดให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานงานหมุนเวียนจากโรงไฟฟ้าขยะปริมาณ 400 เมกะวัตต์ กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ในปี 2565 โดยเมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 โดยกำหนดให้รับซื้อไฟฟ้า จากขยะชุมชนปริมาณ 400 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ปี 2567 – 2568 ต่อมาเมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 และได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอหลักการและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ปี 2565 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมภายใต้กรอบอัตราสูงสุดแล้วแต่กรณี เพื่อใช้เป็นอัตราในการประกาศรับซื้อไฟฟ้า แล้วรายงานให้ กบง. ทราบและออกระเบียบ การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ให้เป็นไปตามข้อเสนอหลักการรับซื้อไฟฟ้า จากขยะชุมชนที่ได้รับความเห็นชอบ โดยมติดังกล่าวกำหนดสำหรับโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าจำนวน 23 โครงการ ปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 215 เมกะวัตต์ ต่อมาเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย (รมว.มท.) ได้เสนอในที่ประชุม กพช. ขอให้พิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) เพิ่มเติมจากที่ กพช. ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 อีก 11 โครงการ รวมทั้งสิ้น 34 โครงการ ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าเดิม ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 โดย กพช. ได้มีมติมอบหมายให้ กบง. พิจารณาข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนเพิ่มเติมของ มท. และนำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบ ซึ่งเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน ปี 2565 เพิ่มเติม โดยมีมติเห็นชอบเพิ่มเติมโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของ อปท. มท. 11 โครงการ โดยใช้แนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564
2. กกพ. ได้วิเคราะห์อัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนเสนอต่อกระทรวงพลังงาน (พน.) พิจารณาเพื่อออกระเบียบและประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าตามนโยบาย โดยการวิเคราะห์ของ กกพ. กรณีอัตรารับซื้อไฟฟ้าตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 เปรียบเทียบกับอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง (Wholesale) รวมค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าอัตโนมัติ (Ft) ขายส่ง พบว่า (1) กรณีให้การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะชุมชนไม่เกิดผลกระทบต่อราคาค่าไฟฟ้าของประชาชนตามหลักการที่ กพช. กำหนด รัฐควรรับซื้อไฟฟ้าด้วยอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งรวมค่า Ft ขายส่ง (2) กรณีรัฐมีนโยบายสนับสนุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนให้ได้รับผลตอบแทนการลงทุนและกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ตามกรอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดที่ กพช. กำหนด จะมีต้นทุนค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นตามนโยบายของรัฐ (Policy Expense)ทั้งนี้ จากข้อมูลที่ มท. แจ้งความคืบหน้าโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจาก รมว.มท. จำนวน 32 โครงการในขณะนั้นมายังสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) พบว่า โครงการที่ได้รับความเห็นชอบ 23 โครงการ กำลังผลิตไฟฟ้า 212.07 เมกะวัตต์ จะมีผลกระทบค่าไฟฟ้า 1.127 สตางค์ต่อหน่วยต่อปี มีต้นทุนค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นจาก Policy Expense ที่อายุโครงการ 20 ปี ประมาณ 50,000 ล้านบาท และโครงการที่ได้รับความเห็นชอบ 32 โครงการ กำลังผลิตไฟฟ้า 272.98 เมกะวัตต์ จะมีผลกระทบค่าไฟฟ้า 1.586 สตางค์ต่อหน่วยต่อปี และมีต้นทุนค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นจาก Policy Expense ประมาณ 70,000 ล้านบาท
3. กรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น (สถ.) มท. ได้มีข้อเสนอให้พิจารณายกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 โดยให้โครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของ อปท. จำนวน 34 โครงการ ดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 และวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 และหากจะมีการกำหนดหลักเกณฑ์ใหม่ขอให้แจ้ง สถ. เพื่อแจ้งจังหวัดรับทราบและใช้ประกอบการศึกษาโครงการที่จะเสนอในอนาคต โดยมีความเห็นดังนี้ (1) โครงการดังกล่าวเป็นการดำเนินการตามนโยบายรัฐที่กำหนดให้การแก้ไขปัญหาขยะ มูลฝอยของประเทศเป็นวาระแห่งชาติ ซึ่งประเทศไทยมีขยะตกค้าง 5.3 ล้านตันต่อปี โดยการกำจัดขยะส่วนใหญ่ใช้วิธีฝังกลบโดยไม่มีการคัดแยกทำให้มีปัญหาในการจัดหาพื้นที่กำจัดขยะและการต่อต้านจากประชาชน ดังนั้น การจัดการโดยการเผาเพื่อผลิตพลังงานไฟฟ้าจะเป็นวิธีที่มีประสิทธิภาพและลดปริมาณขยะได้อย่างรวดเร็ว โดยหากเป็นการเผาที่ไม่ได้ผลิตพลังงานไฟฟ้าจะทำให้ อปท. มีค่ากำจัดขยะเกินกว่างบประมาณในการจัดการ และ (2) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP 2018) สนับสนุน การแปลงขยะเป็นพลังงานไฟฟ้าเพื่อแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อม โดย กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 และวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ได้มีมติกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนสำหรับ VSPP และ SPP ตามลำดับ โดย มท. ได้กำหนดแนวทางการรวมกลุ่มพื้นที่ในการจัดการมูลฝอยของ อปท. ในการศึกษาและจัดทำโครงการเสนอต่อคณะกรรมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอยของกระทรวงพิจารณา ทั้งนี้ อปท. ได้คัดเลือกเอกชนผู้ดำเนินการโดยใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ตามมติ กพช. ดังกล่าวเป็นฐานการคำนวณต้นทุนโครงการ ดังนั้น หากอ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้าตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 อปท. จะต้องทบทวนโครงการใหม่ โดยใช้เวลาดำเนินการไม่น้อยกว่า 3 – 5 ปี ซึ่งมีผลกระทบต่อการจัดการขยะที่อาจทำให้มีขยะตกค้างสะสมมากกว่า 30,658,175 ตัน
4. กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (ทส.) ได้มีความเห็นเกี่ยวกับผลประโยชน์ จากโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตไฟฟ้าของ อปท. ดังนี้ (1) โครงการดังกล่าวสนับสนุนการบรรลุเป้าหมาย ของแผนแม่บทการบริหารจัดการขยะมูลฝอยของประเทศ พ.ศ. 2559 – 2564 และร่างแผนปฏิบัติการ ด้านการจัดการขยะของประเทศ พ.ศ. 2565 – 2570 ที่ต้องการให้ขยะมูลฝอยชุมชนได้รับการจัดการอย่างถูกต้องตามหลักวิชาการไม่น้อยกว่าร้อยละ 75 ของปริมาณที่เกิดขึ้น และขยะมูลฝอยตกค้างได้รับการกำจัดอย่างถูกต้องตามหลักวิชาการร้อยละ 100 ภายในสิ้นสุดแผน โดยจะเป็นประโยชน์ต่อการแก้ไขปัญหาขยะ มูลฝอยชุมชนควบคู่กับการผลิตพลังงานไฟฟ้า โดยเฉพาะในพื้นที่ที่มีขยะมูลฝอยสะสมจำนวนมากหรือมีข้อจำกัด ในการหาพื้นที่ฝังกลบขยะ รวมทั้งสอดคล้องกับแผนปฏิบัติการการลดก๊าซเรือนกระจกของประเทศไทย พ.ศ. 2564 – 2573 สาขาพลังงาน ในส่วนของแผนงานการพัฒนาพลังงานจากขยะ ซึ่งคาดว่าจะมีศักยภาพในการผลิตไฟฟ้าประมาณ 450 เมกะวัตต์ และศักยภาพการลดก๊าซเรือนกระจก 1.63 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า (MtCO2eq) รวมถึงสาขาการจัดการของเสียชุมชน ในส่วนกิจกรรมการเผาขยะมูลฝอยในเตาเผา เพื่อผลิตพลังงาน มีศักยภาพลดก๊าซเรือนกระจก 0.46 MtCO2eq โดยสามารถเทียบเท่าการดูดกลับก๊าซ เรือนกระจกของพื้นที่ป่าที่มีอายุการเจริญเติบโตตั้งแต่ 5 – 20 ปี ซึ่งกรณีไม้โตช้าจะใช้พื้นที่ปลูกประมาณ 3,160,625 ไร่ และกรณีไม้โตเร็วจะใช้พื้นที่ปลูกประมาณ 488,688 ไร่ จึงต้องเร่งผลักดันการดำเนินงานและเพิ่มสัดส่วนของการพัฒนาพลังงานขยะให้สอดรับกับการยกระดับการบรรลุเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2050 และมุ่งสู่การปล่อยก๊าซเรือนกระจกเป็นศูนย์ (Net Zero Greenhouse Gas Emission) ภายในปี ค.ศ. 2065 รวมถึงการบรรลุเป้าหมายการมีส่วนร่วมที่ประเทศกำหนด (Nationally Determined Contribution: NDC) ที่จะถูกยกระดับเป็นร้อยละ 40 ภายในปี ค.ศ. 2030 หากได้รับการสนับสนุนด้านการเงินและเทคโนโลยีที่เหมาะสมและเพียงพอ และ (2) การพิจารณาดำเนินโครงการของ อปท. ต้องให้ความสำคัญกับสถานที่ตั้ง ความเหมาะสมของเทคโนโลยีที่ใช้กับปริมาณขยะมูลฝอยในพื้นที่ ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม มาตรการป้องกันและลดผลกระทบสิ่งแวดล้อม การยอมรับของประชาชน และผลประโยชน์ที่ อปท. จะได้รับ เพื่อให้โครงการสามารถดำเนินการได้อย่างต่อเนื่องและยั่งยืน
5. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ตามที่ กบง. เห็นชอบการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่ม การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 โดยกำหนดให้มีโรงไฟฟ้าขยะชุมชนปริมาณ 400 เมกะวัตต์ กำหนดวัน SCOD ในปี 2567 – 2568 ดังนั้นเพื่อให้เกิดความยืดหยุ่นในการกำกับติดตามการดำเนินโครงการ จึงเห็นควรกำหนดวัน SCOD สำหรับโครงการกำจัดขยะ เพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของ อปท. เป็นภายในปี 2568 – 2569 โดยให้ กกพ. กำกับติดตามการดำเนินโครงการ ให้เป็นไปตามแผนงานและสอดคล้องกับแผน PDP และแผน AEDP
6. สำนักงานโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้หารือร่วมกันและเห็นควรกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ตามกรอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 เพื่อใช้สำหรับการออกระเบียบและประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้า ปริมาณรับซื้อรวมไม่เกิน 400 เมกะวัตต์ โดยปัจจุบันโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของ อปท. ที่ได้รับความเห็นชอบจาก รมว.มท. แล้ว มีจำนวน 34 โครงการ ปริมาณเสนอขาย 282.98 เมกะวัตต์ ส่วนที่เหลืออยู่ระหว่างการดำเนินการของ มท. เพื่อให้ได้ปริมาณเสนอขายครบ 400 เมกะวัตต์ โดยมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP ปี 2565 ที่กำลังผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ อัตรา FiTF FiTV,2568 และ FiT อยู่ที่ 2.39 2.69 และ 5.08 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี มี FiT Premium 8 ปีแรก อยู่ที่ 0.70 บาทต่อหน่วย และ (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP ปี 2565 ที่กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 แต่ไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ อัตรา FiTF FiTV,2568 และ FiT อยู่ที่ 1.81 1.85 และ 3.66 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี โดยอัตรา FiTv จะปรับเปลี่ยน ตามประกาศของ กกพ.
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) โดยอัตราดังกล่าวใช้สำหรับ จำนวน 34 โครงการ ปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 282.98 เมกะวัตต์ และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เชิงพาณิชย์ (SCOD) ในปี 2568 – 2569
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ตามข้อ 1
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 3 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ประกอบด้วยโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบติดตั้งบนหลังคาบ้าน และแบบติดตั้ง บนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ต่อมาเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ปี 2558 เพื่อใช้เป็นอัตราเริ่มต้นในการแข่งขันด้านราคา จากนั้นเมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 กพช. ได้เห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ โดยมีเป้าหมายสนับสนุนให้ประเทศไทยลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิ เป็นศูนย์ (Net-Zero Carbon Emission) ภายในปี ค.ศ. 2065 – 2070 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ให้สอดคล้องกับข้อเสนอการดำเนินการระยะเร่งด่วน เพื่อเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ได้ตามเป้าหมาย ที่กำหนดไว้ในยุทธศาสตร์ระยะยาวของประเทศ โดยเมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 กบง. ได้เห็นชอบการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 ซึ่งมีแผนการดำเนินงานในระยะเร่งด่วน ได้แก่ การพิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในรูปแบบต่างๆ และปรับลดสัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วง 10 ปีข้างหน้า (ปี 2564 – 2573)
2. กระทรวงพลังงาน (พน.) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ศึกษาการทบทวนต้นทุนในการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและแนวทางการบริหารจัดการสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และ พน. ได้จัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับพลังงานหมุนเวียนที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน (Solar+BESS) ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และพลังงานลม สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2565 – 2573 ให้สอดคล้องกับแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 และสามารถบรรลุเป้าหมายลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ได้ตามที่กำหนด โดยจะช่วยลดภาระค่าใช้จ่ายภาคพลังงานของประเทศ ในช่วงที่ทั่วโลกมีสถานการณ์วิกฤตพลังงานที่ทำให้ราคาก๊าซธรรมชาติ และน้ำมันเชื้อเพลิงมีความผันผวนสูงและส่งผลกระทบต่อภาคเศรษฐกิจต่างๆ ให้น้อยลง นอกจากนี้ แนวทางดังกล่าวสอดคล้องกับแนวปฏิบัติของหลายประเทศ โดยเฉพาะยุโรปที่ได้ออกนโยบายเร่งด่วนให้เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนซึ่งเป็นการพึ่งพาตัวเองและลดการพึ่งพาการนำเข้าเชื้อเพลิงจากต่างประเทศ เพื่อให้สามารถบริหารจัดการราคาค่าไฟฟ้าในอนาคตให้มีเสถียรภาพมากขึ้นได้
3. พน. ได้ทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) (แผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม)) เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ด้านพลังงานในปัจจุบัน ศักยภาพของประเทศ ความเหมาะสมกับต้นทุนและแนวโน้มเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ให้สามารถบรรลุเป้าหมายการลด การปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ และสอดคล้องกับหลักการจัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 โดยมีหลักการสำคัญในการปรับปรุงแผน ดังนี้ (1) กำหนดลำดับประเภทพลังงานหมุนเวียนที่จะส่งเสริม (Priority) โดยมีหลักเกณฑ์การพิจารณาลำดับประเภทพลังงานหมุนเวียนที่จะส่งเสริม ดังนี้ ด้านพื้นที่ตั้งโครงการ ส่งเสริมพลังน้ำขนาดเล็ก ก๊าซชีวภาพ ขยะชุมชน และพลังงานลม ตามลำดับ ด้านความต้องการของระบบไฟฟ้า ส่งเสริม Solar+BESS และด้านราคาต้นทุน ส่งเสริมพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ชีวมวล และขยะอุตสาหกรรม ตามลำดับ (2) พิจารณาศักยภาพการพัฒนาโครงการของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง โดยพิจารณาเชื้อเพลิงที่มีศักยภาพในการจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ได้เร็ว และมีอุปสรรคในการพัฒนาโครงการต่ำ และ (3) ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจาก Solar+BESS เพื่อเป็นแนวทางส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภทที่มีความไม่แน่นอนสูงให้สามารถบริหารจัดการอย่างมีประสิทธิภาพมากขึ้น ทั้งนี้ แผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) มีสาระสำคัญของการปรับปรุงแผน คือ การปรับกำหนดวัน SCOD ให้สอดคล้องกับสถานการณ์
4. หลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 มีดังนี้ (1) รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ขนาดกำลังผลิตตามสัญญาไม่เกิน 90 เมกะวัตต์ กลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ในรูปแบบสัญญา Non-Firm สำหรับพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน พลังงานลม และก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และในรูปแบบสัญญา Partial-Firm สำหรับ Solar+BESS โดยกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้า ในรูปแบบ FiT (2) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ามีเป้าหมายและกำหนดวัน SCOD ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) (3) เปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยมีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้า 20 – 25 ปี เพื่อกระตุ้นให้เกิดการหมุนเวียนในระบบเศรษฐกิจ เกิดการลงทุนใหม่ รองรับความทันสมัยของการพัฒนาด้านเทคโนโลยี ซึ่งเป็นการคิดระยะเวลาที่ภาครัฐให้การสนับสนุนครอบคลุม Loan Repayment แล้ว (4) พน. สนพ. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้หารือร่วมกันโดยมีข้อสรุปว่า การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 จะใช้หลักเกณฑ์การคัดเลือกที่พิจารณาถึงความพร้อมทั้งด้านราคา คุณสมบัติ และเทคนิคร่วมกัน เพื่อเพิ่มความเชื่อมั่นว่าโครงการที่ได้รับคัดเลือกจะมีความเป็นไปได้สูงในการพัฒนาโครงการให้สำเร็จและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามแผนที่กำหนด ด้วยราคาที่ไม่สร้างภาระต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในระยะยาวให้ประเทศ โดยไม่ใช้วิธีการแข่งขันทางด้านราคา (Competitive Bidding) ซึ่งอาจมีปัญหากรณีที่ผู้พัฒนาโครงการไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ทันกำหนดวัน SCOD หรือมีปัญหาไม่ได้รับการยอมรับจากชุมชน ทำให้การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนไม่เป็นไปตามแผน โดยมีกรอบหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกโครงการ ดังนี้ 1) การพิจารณาด้านราคา โดย พน. จะเป็นผู้กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมกับเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าในอนาคตของเชื้อเพลิงแต่ละประเภท และเป็นราคาที่จะไม่สร้างภาระต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในระยะยาวให้แก่ประเทศ โดยผู้ยื่นข้อเสนอทุกรายต้องรับและปฏิบัติตามอัตรา ค่าไฟฟ้าที่กำหนด 2) ด้านคุณสมบัติ จะตรวจสอบคุณสมบัติตามเงื่อนไข อาทิ ผู้ยื่นข้อเสนอต้องเป็นนิติบุคคล ที่จดทะเบียนในประเทศไทย ไม่เป็นหน่วยงานรัฐหรือรัฐวิสาหกิจ มีทุนจดทะเบียนขั้นต่ำและวางหลักค้ำประกันการยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้ามูลค่าตามที่กำหนดโครงการที่ยื่นข้อเสนอต้องเป็นโครงการใหม่และไม่มีลักษณะต้องห้าม เป็นต้น โดยผู้ที่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติเท่านั้นที่จะได้รับการพิจารณาด้านเทคนิคต่อไป 3) ด้านเทคนิค มีการตรวจสอบและให้คะแนนความพร้อมด้านต่างๆ อาทิ พื้นที่ เทคโนโลยี เชื้อเพลิง การเงิน ความเหมาะสมของแผนการดำเนินงาน เป็นต้น โดยต้องมีคะแนนในแต่ละด้านและคะแนนรวมไม่น้อยกว่าเกณฑ์ขั้นต่ำที่กำหนดจึงจะได้รับการพิจารณาจัดเรียงคะแนนด้านเทคนิคเพื่อคัดเลือกต่อไป โดยผู้ที่มีคะแนนสูงสุดคือมีความพร้อมมากที่สุด จะได้รับการพิจารณาเป็นลำดับต้น จนกว่าจะครบเป้าหมายการรับซื้อ และ 4) กรณีมีผู้ยื่นข้อเสนอหลายราย ณ จุดเชื่อมโยงเดียวกัน แต่บริเวณดังกล่าวยังไม่สามารถปรับปรุงระบบส่งและจำหน่ายไฟฟ้า ให้สอดคล้องกับแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ได้นั้น จะรับซื้อไฟฟ้าเรียงตามลำดับเชื้อเพลิง ดังนี้ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์แบบ Solar+BESS และแบบติดตั้งบนพื้นดิน ทั้งนี้ กกพ. จะกำหนดรายละเอียดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าตามความเหมาะสม เพื่อให้เป็นไปตามกรอบหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกและมีผลสัมฤทธิ์ใกล้เคียงกับเป้าหมายตามแผนการ รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และ (5) เงื่อนไขการเข้าร่วมโครงการ มีดังนี้ 1) กำหนดให้กรรมสิทธิ์ในหน่วย Renewable Energy Certificate (REC) ที่เกิดขึ้นจากการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นกรรมสิทธิ์ของภาครัฐ โดยให้ระบุการครอบครองกรรมสิทธิ์ของภาครัฐไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 2) กรณีที่ ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด ให้สามารถกำหนดเงื่อนไขหักหลักประกันตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ และ 3) สำหรับเชื้อเพลิงประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลช่วยในการผลิตไฟฟ้า ยกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโครงไฟฟ้าเท่านั้น
5. จากการพิจารณาต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่แท้จริง ผลตอบแทนการลงทุน ที่เหมาะสมจากการศึกษาสมมติฐานทางการเงินและด้านเทคนิค รวมทั้งการพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานแสงอาทิตย์แบบ Solar+BESS ซึ่งมีรูปแบบการจ่ายไฟฟ้าที่ช่วยรองรับความผันผวนของระบบ ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak Load) ของประเทศ และสามารถสั่งจ่ายไฟฟ้าในเวลาที่ต้องการได้ จึงสามารถดำเนินการในรูปแบบสัญญา Partial Firm โดยกำหนดให้ระบบกักเก็บพลังงานมีความพร้อมส่งจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปริมาณพลังงานเท่ากับร้อยละ 60 ของปริมาณไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เป็นเวลา 2 ชั่วโมง (60% Contracted Capacity * 2 hrs.) โดยที่การไฟฟ้ารับซื้อทั้งหมดและสามารถสั่งจ่ายกำลังไฟฟ้าสูงสุดได้ไม่เกินร้อยละ 60 ของปริมาณไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญา และรับซื้อในอัตราที่สามารถแข่งขันกับอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ย (Grid Parity) ได้ ในส่วนของการพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานลม อาจมีอัตรารับซื้อที่สูงกว่า Grid Parity แต่ต้องไม่สูงกว่าอัตราในช่วง Peak ตามอัตราตามช่วงเวลาของการใช้ (Time of Use Tariff: TOU) เพื่อให้สอดคล้องกับลักษณะการใช้พลังงานไฟฟ้าที่มี Peak เกิดขึ้นในช่วงเย็นระหว่างเวลา 19.00 น. – 22.00 น. ทั้งนี้ พน. ได้นำแนวทางดังกล่าวมาจัดทำข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 แยกตามประเภทเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้ อัตรา FiT กำลังผลิตตามสัญญาทุกขนาดของก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) เท่ากับ 2.0724 บาท ต่อหน่วย พลังงานลม เท่ากับ 3.1014 บาทต่อหน่วย พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน เท่ากับ 2.1679 บาทต่อหน่วย และอัตรา FiT พลังงานแสงอาทิตย์แบบ Solar+BESS กำลังผลิตตามสัญญามากกว่า 10 – 90 เมกะวัตต์ เท่ากับ 2.8331 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 25 ปี โดยฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ปัจจุบันต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนลดลงอย่างต่อเนื่อง ทำให้สามารถแข่งขันกับเชื้อเพลิงประเภทฟอสซิลได้ ประกอบกับมีผู้สนใจที่จะเข้าร่วมการผลิตไฟฟ้ามากขึ้น ดังนั้น เพื่อไม่ให้เป็นภาระกับผู้ใช้ไฟฟ้ามากเกินควร อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสำหรับปี 2565 – 2573 จึงไม่ควรกำหนด FiT Premium เช่นในอดีต ที่ภาครัฐต้องการสร้างแรงจูงใจให้เกิดการลงทุน
6. ประโยชน์ที่ประเทศจะได้รับจากการดำเนินการ ได้แก่ (1) ส่งเสริมให้มีสัดส่วนการใช้พลังงานสะอาดในการผลิตไฟฟ้ามากขึ้น สอดคล้องกับนโยบายการมุ่งสู่เศรษฐกิจคาร์บอนต่ำ (Low Carbon Economy) (2) สร้างเสถียรภาพด้านราคาค่าไฟฟ้าจากการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในระยะยาวด้วยการกำหนดราคารับซื้อในระดับที่แข่งขันได้กับ Grid Parity (3) ส่งเสริมให้เกิดการสร้างงาน สร้างรายได้ เกิดการขับเคลื่อนเศรษฐกิจของประเทศจากการส่งเสริมการดำเนินธุรกิจพลังงานหมุนเวียน และ (4) สร้างแรงจูงใจให้เกิดการไหลเวียนเงินทุนจากต่างประเทศในการลงทุนธุรกิจพลังงานหมุนเวียนในประเทศไทย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า ของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม)
2. เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง
3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการออกระเบียบและประกาศ รับซื้อไฟฟ้า และกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ อาจพิจารณาทบทวนปริมาณเชื้อเพลิงรายปี ที่กำหนดไว้ได้ตามสถานการณ์หรือศักยภาพที่เหมาะสม หรือปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณา
4. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 4 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการปากแบง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว รวมทั้งเห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของโครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง ในขั้นตอน การจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า ต่อมาเมื่อวันที่ 25 เมษายน 2565 กฟผ. ได้ลงนาม Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการปากแบง ได้แก่บริษัท กัลฟ์ เอ็นเนอร์จี ดีเวลลอปเมนท์ จำกัด (มหาชน) และบริษัท China Datang Overseas Investment จำกัด และได้เจรจาจัดทำร่าง PPA กับผู้พัฒนาโครงการแล้วเสร็จ โดยได้จัดส่งให้คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) พิจารณา ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2565 โดยคณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการปากแบง และมอบหมายให้ กฟผ. เสนอ อส. ตรวจพิจารณาร่าง PPA โครงการปากแบง รวมทั้งให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน PPA โครงการปากแบงที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้วต่อไป
2. สรุปรายละเอียดโครงการปากแบง ดังนี้ ผู้พัฒนาโครงการ คือ บริษัท Pak Beng Power Company Limited (PBPC) เป็นบริษัทจดทะเบียนในสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) โดยมีผู้ถือหุ้น ได้แก่ บริษัท China Datang Overseas Investment Company Limited สัดส่วนร้อยละ 51 และบริษัท Gulf Energy Development Public Company Limited สัดส่วนร้อยละ 49 โครงการตั้งอยู่บน ลำน้ำโขง แขวงแขวงอุดมไซ ทางตอนเหนือของ สปป. ลาว เป็นโรงไฟฟ้าประเภทเขื่อนน้ำไหลผ่าน (Run-of-River) กำลังผลิตติดตั้ง 912 เมกะวัตต์ (16 x 57 เมกะวัตต์) โดยสามารถผลิตพลังงานไฟฟ้าและจำหน่ายให้ กฟผ. ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย – สปป. ลาว จำนวน 897 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 3,666 ล้านหน่วยต่อปี ระบบส่งไฟฟ้าฝั่ง สปป.ลาว แรงดัน 500 กิโลโวลต์ (kV) ความยาว 60 กิโลเมตร จากโครงการปากแบงมายัง Collective Substation และสายส่งแรงดัน 500 กิโลโวลต์ ความยาว 10 กิโลเมตร จาก Collective Substation มายังจุดส่งมอบชายแดนไทย – สปป. ลาว เพื่อเชื่อมโยงกับระบบส่งของ กฟผ. โดยระบบส่งไฟฟ้าฝั่งไทย แรงดัน 500 กิโลโวลต์ ความยาว 50 กิโลเมตร จากจุดส่งมอบชายแดนไทย – สปป.ลาว มายังสถานีไฟฟ้าแรงสูงท่าวังผา
3. สรุปสาระสำคัญของร่าง PPA โครงการปากแบง ดังนี้ (1) คู่สัญญา คือ กฟผ. และบริษัท Pak Beng Power Company Limited (Generator) อายุสัญญา 29 ปี นับจากวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) โดย Generator มีหน้าที่จัดหาเงินกู้ให้แล้วเสร็จภายใน 12 เดือน นับจากวันลงนามสัญญา หรือภายในวันที่ 1 พฤศจิกายน 2567 แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นทีหลัง (Scheduled Financial Close Date: SFCD) หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SFCD จะต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวัน (2) Generator มีหน้าที่พัฒนาโครงการให้แล้วเสร็จทันกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) คือ วันที่เกิดขึ้นช้ากว่าระหว่าง 98 เดือนนับจากวันที่ กฟผ. เริ่มก่อสร้างสายส่งฝั่งไทย (EGAT Construction Obligation Commencement Date: ECOCD) และวันที่ 1 มกราคม 2576 และ กฟผ. มีหน้าที่ก่อสร้างสายส่งฝั่งไทย ณ วันที่เกิดขึ้นช้ากว่าระหว่าง SFCD และวันที่ Generator จัดหาเงินกู้ได้ (Financial Close Date: FCD) โดยต้องดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในวันที่เกิดขึ้นช้ากว่าระหว่าง 83 เดือนนับจาก ECOCD และวันที่ 1 ตุลาคม 2574 ทั้งนี้ ฝ่ายที่ทำให้การก่อสร้างล่าช้าต้องจ่ายค่าปรับ (Liquidated Damages: LD) ตามอัตราที่กำหนด แต่หากความล่าช้านั้นเกิดจากเหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่อ้างเหตุต้องจ่ายค่า Force Majeure Offset Amount (FMOA) ตามอัตราที่กำหนด โดยจะได้รับคืนในภายหลัง ซึ่งแตกต่างจาก LD ที่ไม่มีการจ่ายคืน คุณภาพการผลิตไฟฟ้าของ Generator ต้องเป็นไปตาม Contracted Operating Characteristics (COCs) ที่ระบุไว้ใน PPA และการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่งของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable ทั้งนี้ Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าให้บุคคลที่สาม ยกเว้นตามที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ.
4. การซื้อขายไฟฟ้าและราคารับซื้อไฟฟ้า แบ่งเป็น (1) พลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อจากโครงการปากแบง ได้แก่ Primary Energy (PE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 16 ชั่วโมงต่อวัน ตั้งแต่วันจันทร์ – วันเสาร์ Secondary Energy (SE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 5.35 ชั่วโมงต่อวัน ในวันจันทร์ – วันเสาร์ และไม่เกิน 8 ชั่วโมงต่อวัน ในวันอาทิตย์ และ Excess Energy (EE) เป็นพลังงานไฟฟ้าที่เกินจาก PE และ SE โดย กฟผ. จะรับประกันซื้อ PE และ SE แต่ไม่รับประกันซื้อ EE ทั้งนี้ Generator ต้องรับประกันการผลิต PE ส่งให้ กฟผ. ไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 8 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์) ในแต่ละเดือน และเมื่อรวมทั้งปีแล้วต้องไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 10 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์) และ (2) ราคารับซื้อไฟฟ้า ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย – สปป. ลาว แบ่งเป็น 1) ระหว่างการทดสอบ 0.570 บาทต่อหน่วย 2) ระหว่าง Unit Operation Period (กฟผ. รับซื้อจากหน่วยผลิตไฟฟ้าที่ผ่านการทดสอบแล้วในช่วงก่อน COD) แบ่งเป็น PE เท่ากับ 3.5447 เซนต์สหรัฐฯ บวก 1.1343 บาทต่อหน่วย SE เท่ากับ 1.4746 บาทต่อหน่วย และ EE เท่ากับ 1.0217 บาทต่อหน่วย 3) ตั้งแต่ COD เป็นต้นไป แบ่งเป็น PE เท่ากับ 4.7263 เซนต์สหรัฐฯ บวก 1.5124 บาท ต่อหน่วย SE เท่ากับ 1.9661 บาทต่อหน่วย และ EE เท่ากับ 1.3622 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ PE จ่ายเป็นสกุลเงินเหรียญสหรัฐฯ ร้อยละ 50 และสกุลเงินบาท ร้อยละ 50 ส่วน SE และ EE จ่ายเป็นสกุลเงินบาททั้งหมด ด้านการจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้า มีดังนี้ (1) กฟผ. จะจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้าให้ Generator แต่ละปีไม่เกินจำนวนพลังงานไฟฟ้าตามเป้าหมายรายปี เท่ากับ 3,666 ล้านหน่วย แบ่งเป็น PE 2,586 ล้านหน่วย และ SE 1,080 ล้านหน่วย โดยกรณีที่ Generator มีความพร้อมผลิตไฟฟ้าเกินเป้าหมายรายปี พลังงานไฟฟ้าส่วนเกินเป้าหมายจะถูกเก็บไว้ในบัญชี และ กฟผ. จะจ่ายเงินคืนให้ Generator ในปีที่ Generator มีความพร้อมต่ำกว่าเป้าหมาย (2) กรณีที่ กฟผ. สั่งเดินเครื่องน้อยกว่าค่าพลังงานไฟฟ้าที่รับประกันซื้อรายเดือน กฟผ. ต้องจ่ายเงินเท่ากับ ที่รับประกันซื้อ และส่วนที่ซื้อไม่ครบสามารถสะสมไว้ในบัญชี Dispatch Shortfall โดย กฟผ. มีสิทธิ์ Make-up ได้ตลอดอายุสัญญา หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนที่รับประกันซื้อในสัปดาห์นั้นๆ จนครบแล้ว (3) กรณีที่มี Dispatch Shortfall กฟผ. สามารถสะสมไว้ในบัญชี และมีสิทธิ์ Make-up หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าในส่วนที่รับประกันซื้อจนครบแล้วตลอดอายุสัญญา และ (4) ในเดือนสุดท้ายของ Relevant Period ที่ 2 ที่ 4 และปีสุดท้ายของ PPA หากมี Supply Excess PE Account และ Supply Access SE Account เหลือ ให้นำมาคูณด้วยอัตราค่าไฟ Excess Energy เพื่อนำมารวมเข้าไปใน Excess Revenue Account โดยค่าใน Dispatch Shortfall Payment Account จะถูกปรับค่าโดย Excess Revenue Account และจ่ายคืนให้กับ กฟผ. และหากยังคงมีเงินคงเหลือใน Excess Revenue Account หลังการปรับค่าแล้ว ให้จ่ายเงินคืนให้ กฟผ. อีกร้อยละ 25 ของจำนวนเงินที่เหลือใน Excess Revenue Account
5. การวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน (Security) Generator ต้องวางหนังสือค้ำประกัน เพื่อเป็นหลักประกันการปฏิบัติหน้าที่ตาม PPA และการชำระหนี้ให้ กฟผ. ตลอดอายุสัญญาดังนี้ (1) Development Security (DS) คือ หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 11.64 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันลงนามสัญญา จนถึงวันก่อน FCD และ DS2 จำนวน 29.22 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน FCD จนถึงวันก่อน COD (2) Performance Security (PS) คือ หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 26.12 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันก่อนครบ 15 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 8.79 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันที่ครบ 15 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) Additional Security คือ สัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการเพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. ในวงเงิน 7,660 ล้านบาท โดย กฟผ. เป็นผู้รับผลประโยชน์ลำดับสองรองจากผู้ให้เงินกู้แก่โครงการ ซึ่ง Generator ต้องนำส่งสัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการให้ กฟผ. ก่อนหรือ ณ วัน FCD ส่วนกรณีเกิดเหตุสุดวิสัย ((Force Majeure: FM) ฝ่ายที่อ้าง FM สามารถหยุดปฏิบัติตามพันธะใน PPA ได้นานเท่าที่ FM เกิดขึ้น และจะได้รับการขยายเวลาสำหรับการปฏิบัติตามพันธะนั้นเท่ากับจำนวนวันที่เกิด FM แต่ต้องจ่าย FMOA ให้แก่อีกฝ่ายหนึ่งในอัตราที่กำหนดใน PPA โดยจะได้รับเงินคืนในภายหลังด้วยวิธีหักกลบลบหนี้กับค่าไฟฟ้ารายเดือน กรณีเกิด Political Force Majeure ฝ่ายที่ถูกกระทบมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาเมื่อใดก็ได้และต้องจ่าย Termination Payment ให้อีกฝ่ายหนึ่งตามที่กำหนดไว้ใน PPA แต่อีกฝ่ายจะมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาได้หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 15 เดือน กรณีเกิด Non-Political Force Majeure หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 24 เดือน ทั้งสองฝ่ายมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาโดยไม่มีฝ่ายใดต้องจ่าย Termination Payment ทั้งนี้ กรณี กฟผ. ไม่สามารถจัดหาที่ดินก่อสร้างระบบส่งได้ ให้ถือเป็น FM เนื่องจาก EGAT Access Rights โดย กฟผ. มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาเมื่อใดก็ได้ แต่ Generator จะบอกเลิกสัญญาได้เมื่อผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 730 วัน ทั้งนี้ กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการเมื่อมี การบอกเลิกสัญญา
6. การบอกเลิกสัญญา หากเกิดขึ้นในช่วงก่อน FCD เนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. จะคืนหลักทรัพย์ค้ำประกัน แต่หาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. จะยึดหลักทรัพย์ค้ำประกัน ทั้งนี้หากเกิดขึ้นในช่วงหลัง FCD เนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการ แต่หาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการ ด้านการยุติข้อพิพาท ให้ยุติโดยการเจรจาด้วยความสุจริต (Good Faith Discussion) ในลำดับแรก หากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนดให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) โดยใช้กฎของ United Nations Commission on International Trade Law (UNCITRAL Rule) และดำเนินกระบวนการที่ประเทศไทย โดยใช้ภาษาอังกฤษ และหากมีข้อพิพาทเกี่ยวกับ Billing หรือ Invoice หรือ Statement เกิดขึ้น ให้ยุติข้อพิพาทโดยการไกล่เกลี่ยโดยคณะกรรมการที่เป็นผู้แทนของคู่สัญญาทั้งสองฝ่ายก่อน หากไม่สำเร็จให้ยุติปัญหาโดยอนุญาโตตุลาการ ทั้งนี้ PPA นี้ใช้บังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
1. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) โครงการปากแบง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข PPA ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่าง PPA และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนาม PPA ให้อยู่ในอำนาจ การพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไข โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบอีก
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 5 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการเซกอง 4A และ 4B
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการประสานการพัฒนาด้านพลังงานไฟฟ้า สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีหนังสือถึงคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ขอให้พิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเซกอง 4A และ 4B โดยเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้า ของโครงการเซกอง 4A และ 4B และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เจรจาจัดทำ ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff Memorandum of Understanding: Tariff MOU) กับโครงการเซกอง 4A และ 4B และนำมาเสนอคณะอนุกรรมการประสานฯ พิจารณา โดยควรต้องระบุเงื่อนไขให้ผู้พัฒนาโครงการเลือกใช้วัตถุดิบและผลิตภัณฑ์ในการก่อสร้างโรงไฟฟ้า รวมถึงการใช้บุคลากร การจ้างงาน และการบริการจากประเทศไทย (Local Content Requirement) ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 30 เป็นลำดับแรก เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดกับเศรษฐกิจของประเทศ ต่อมาเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2565 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการดังกล่าวตามที่ กฟผ. เสนอ และได้มีมติเห็นชอบร่าง Tariff MOU โครงการเซกอง 4A และ 4B และมอบหมายให้ กฟผ. เสนอสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) ตรวจพิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการดังกล่าว โดยเมื่อ อส. ตรวจพิจารณาแล้วเสร็จ เห็นควรให้เจรจาร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) กับโครงการเซกอง 4A และ 4B อย่างไม่เป็นทางการคู่ขนานกันไป ระหว่างรอเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าและมอบหมายให้ กฟผ. ลงนาม Tarifff MOU ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว โดยหาก กพช. มีความเห็นแตกต่างจากร่าง Tariff MOU ที่ อส. ได้เคยตรวจพิจารณาแล้ว ให้นำไปปรับปรุงในร่าง PPA ทั้งนี้ ต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
2. สรุปรายละเอียดโครงการเซกอง 4A และ 4B ดังนี้ ผู้พัฒนาโครงการ คือ บริษัท ราช กรุ๊ป จำกัด (มหาชน) บริษัท บี.กริม เพาเวอร์ จำกัด (มหาชน) และบริษัท Lao World Engineering and Construction จำกัด โครงการตั้งอยู่บนลำน้ำเซกอง แขวงเซกอง ทางตอนใต้ของ สปป. ลาว เป็นโรงไฟฟ้าประเภทอ่างเก็บน้ำ (Reservoir Hydro Power Plant) กำลังผลิตติดตั้ง 355 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 347.30 เมกะวัตต์พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 1,472.78 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 27 ปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 1 มกราคม 2576 โดยส่งไฟฟ้าจาก สปป.ลาว มายังจุดส่งมอบชายแดนไทย – สปป. ลาว เพื่อเชื่อมต่อกับสถานีไฟฟ้าอุบลราชธานี 3 โดยมีข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ย ณ ชายแดน รวมค่าก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าในฝั่งไทยของโครงการเซกอง 4A และ 4B เท่ากับ 2.7408 บาทต่อหน่วย
3. กฟผ. และผู้พัฒนาโครงการได้ร่วมกันจัดทำร่าง Tariff MOU โครงการเซกอง 4A และ 4B โดยใช้รูปแบบเดียวกับ Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 ที่คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้เคยพิจารณาให้ความเห็นชอบ อส. ได้พิจารณาตรวจ และ กฟผ. ได้ลงนามใน Tariff MOU แล้ว โดยมีสาระสำคัญโดยสังเขป ดังนี้ (1) กฟผ. จะขอความเห็นชอบการลงนาม Tariff MOU จาก กพช. และผู้พัฒนาโครงการจะขอความเห็นชอบ จากกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของรัฐบาล สปป. ลาว โดยทั้งสองฝ่ายจะขอความเห็นชอบการลงนาม Tariff MOU ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม และแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบเป็นลายลักษณ์อักษร โดย Tariff MOU จะมีผลบังคับใช้หลังจากที่ทั้งสองฝ่ายได้รับความเห็นชอบจากหน่วยงานภาครัฐตามที่ระบุข้างต้น ยกเว้นเงื่อนไขเรื่องหลักทรัพย์ค้ำประกันที่ Tariff MOU จะมีผลบังคับใช้นับจากวันลงนาม Tariff MOU (2) Tariff MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีเหตุการณ์ใดดังต่อไปนี้เกิดขึ้นก่อน ได้แก่ เมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า หรือ Tariff MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนาม หรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ Tariff MOU ออกไป หรือทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อขอยกเลิกก่อนครบกำหนด (3) ผู้พัฒนาโครงการให้คำมั่นว่าจะเจรจากับรัฐบาล สปป. ลาว เพื่อให้ได้สัญญาสัมปทานซึ่งผ่านความเห็นชอบของ National Assembly สปป. ลาว เพื่อให้ สามารถพัฒนาโครงการและผลิตไฟฟ้าขายให้ กฟผ. อย่างถูกต้องตามกฎหมายของ สปป. ลาว และสอดคล้องกับเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) โดยทั้งสองฝ่ายจะใช้ PPA ของโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำประเภท Reservoir และประเภทเขื่อนน้ำไหลผ่าน (Run-of-River) โครงการล่าสุด เป็นพื้นฐานในการจัดทำ PPA (4) แต่ละฝ่าย จะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจากการกระทำของ อีกฝ่ายหนึ่งได้ รวมถึงการยกเลิก Tariff MOU ยกเว้นหลักทรัพย์ค้ำประกันที่วางไว้หากไม่สามารถเจรจา เพื่อลงนามใน PPA ได้ตามเงื่อนไขที่ระบุไว้ใน Tariff MOU ซึ่งผู้พัฒนาโครงการจะต้องวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน วงเงิน 35.5 ล้านบาท ก่อนหรือในวันที่ลงนาม Tariff MOU (5) สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 27 ปี นับจาก วันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) โดยอาจมีการต่ออายุสัญญาได้ หาก สปป. ลาว อนุมัติ และทั้งสองฝ่ายตกลง (6) โครงการมีกำลังผลิต 355 เมกะวัตต์ ขายให้ไทย ณ ชายแดน 347.30 เมกะวัตต์ และมีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปีของ Primary Energy (PE) 1,278.10 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) 194.68 ล้านหน่วย โดยช่วงหลัง COD กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE และช่วงก่อน COD หรือช่วง Unit Operation Period กฟผ. จะรับซื้อพลังงานไฟฟ้าที่บริษัทแจ้งพร้อมผลิต โดยใช้หลักการสั่งเดินเครื่องตามต้นทุนการผลิตต่ำสุด (Merit Order) และพิจารณาถึงความพร้อมของระบบ กฟผ. ทั้งนี้ บริษัทมีสิทธิ์แจ้งราคารายเดือนที่ต่ำกว่าราคาตามสัญญา (7) ผู้พัฒนาโครงการต้องส่งแผนบริหารจัดการน้ำรายเดือนและรายปี ของเขื่อนเซกอง 4A และ 4B เพื่อรับรองว่าจะสามารถผลิตไฟฟ้าส่งให้ กฟผ. ตามเงื่อนไขในสัญญา และจะต้องดำเนินการตาม Local Content Requirement ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 30 ของราคาค่าก่อสร้างโครงการ (8) กฟผ. และผู้พัฒนาโครงการต้องหารือการนำระบบ Generator Shedding Scheme มาใช้เพื่อรองรับการซื้อขายไฟฟ้า โดยผู้พัฒนาโครงการต้องติดตั้งและทดสอบระบบก่อนวัน Scheduled Energizing Date รวมทั้งรับผิดชอบค่าใช้จ่ายทั้งหมด ทั้งนี้ กฟผ. จะไม่บังคับใช้บทปรับและเงื่อนไขความไม่พร้อมหากมีการทำ Generator Shedding และ (9) Tariff MOU และ PPA จะถูกบังคับและตีความตามกฎหมายไทย
4. ภายหลังจาก กพช. เห็นชอบมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่าง Tariff MOU โครงการเซกอง 4A และ 4B แล้ว กฟผ. จะต้องดำเนินการลงนาม Tariff MOU ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้วกับผู้ลงทุนโครงการเซกอง 4A และ 4B และเจรจารายละเอียดของร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement: PPA) กับผู้ลงทุนโครงการเซกอง 4A และ 4B โดยยึดกรอบ Tariff MOU เป็นแนวทางในการเจรจา พร้อมทั้งนำรายละเอียดร่าง PPA ที่ได้จากการเจรจาเสนอต่อคณะอนุกรรมการประสานฯ และ อส. พิจารณาให้ความเห็นชอบในรายละเอียด เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน PPA ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการเซกอง 4A และ 4B และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการเซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว
2. เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU โครงการเซกอง 4A และ 4B ในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้อง ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 6 การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP)
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้พัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน ได้แก่ โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำ โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลม โครงการผลิตพลังงานทดแทน เพื่อการเกษตร และโครงการระบบผลิตไฟฟ้าแบบผสมผสาน โดยใช้งบประมาณภาครัฐซึ่งเป็นการดำเนินการตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อจัดหาไฟฟ้าให้กับราษฎรในพื้นที่ห่างไกลที่ระบบไฟฟ้าฐานเข้าไม่ถึงได้มีไฟฟ้าใช้ในการดำรงชีวิต และจ่ายเข้าระบบจำหน่ายของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และระบบสายส่งของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า และบริหารจัดการน้ำในพื้นที่ ซึ่งเป็นการเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย และลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศ
2. โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ พพ. ดำเนินการมีการจ่ายไฟฟ้า 2 ประเภท คือ โครงการจ่ายไฟฟ้าแบบอิสระ (Off-grid) และโครงการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้า (On-grid) โดยมีรายละเอียดดังนี้
2.1. โครงการจ่ายไฟฟ้าแบบอิสระ (Off-grid) เป็นโครงการที่ พพ. จัดหาไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนที่มีศักยภาพและเหมาะสม โดยผลิตและจ่ายไฟฟ้าแก่ประชาชน หรือหน่วยงานของรัฐในพื้นที่ห่างไกล ที่ไม่มีระบบไฟฟ้าฐาน ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 0.015 – 0.335 เมกะวัตต์ต่อแห่ง ประกอบด้วยโครงการไฟฟ้าพลังน้ำ ขนาดเล็กมาก 76 แห่ง และโครงการระบบผลิตไฟฟ้าแบบผสมผสาน 2 แห่ง รวมกำลังผลิต 3.253 เมกะวัตต์ จ่ายไฟฟ้าให้ราษฎรกว่า 6,700 ครัวเรือน อุทยานแห่งชาติ 7 แห่ง และโครงการหลวง 1 แห่ง รวมพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ประมาณ 2 ล้านหน่วยต่อปี ทดแทนการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าประมาณ 0.445 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 1,169 ตันคาร์บอนไดออกไซด์
2.2. โครงการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้า (On-grid) ประกอบด้วย ส่วนที่ 1 โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ พพ. ผลิตไฟฟ้าและบำรุงรักษา 27 แห่ง รวมกำลังผลิต 61.321 เมกะวัตต์ โดยจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้าแล้ว ดังนี้ (1) จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟภ. ในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วย จำนวน 20 แห่ง กำลังผลิต 36.464 เมกะวัตต์ ตามข้อตกลงการประชุมพิจารณาการจ่ายไฟฟ้าระหว่าง พพ. และ กฟภ. โดยดำเนินการตั้งแต่ปี 2524 – 2547 และจำหน่ายไฟฟ้าในอัตรา 2.9219 – 3.9085 บาทต่อหน่วย จำนวน 5 แห่ง กำลังผลิต 2.857 เมกะวัตต์ ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) แบบ Off-Peak และ On-Peak และ (2) จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้าของ กฟผ. ในอัตรา 2.3567 – 4.2243 บาท ต่อหน่วย จำนวน 2 แห่ง กำลังผลิต 22 เมกะวัตต์ ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) แบบ Off-Peak และ On-Peak ทั้งนี้ รวมพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ประมาณ 125 ล้านหน่วยต่อปี ทดแทนน้ำมันเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าประมาณ 27.69 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 70,800 ตันคาร์บอนไดออกไซด์ และนำส่งรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าแก่กระทรวงการคลังเป็นรายได้แผ่นดินประมาณ 200 ล้านบาทต่อปี ส่วนที่ 2 โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ก่อสร้างแล้วเสร็จเพิ่มอีก จำนวน 27 แห่ง รวมกำลังผลิต 5.001 เมกะวัตต์ ซึ่งเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับ กฟภ. รับซื้อไฟฟ้าในอัตรา 1.091 บาทต่อหน่วย คงที่ตลอดอายุโครงการ ซึ่ง พพ. ได้จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว และจะจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบต่อไป และส่วนที่ 3 โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่จะดำเนินการในปี 2565 – 2573 ตามแผน PDP จำนวน 26 แห่ง กำลังผลิตรวม 94.447 เมกะวัตต์ ประกอบด้วยโครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็ก 17 แห่ง รวมกำลังผลิต 31.017 เมกะวัตต์ และระบบผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนทุ่นลอยน้ำในพื้นที่อ่างเก็บน้ำ ของโครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็ก9 แห่ง รวมกำลังผลิต 63.430 เมกะวัตต์ โดยทุกโครงการผ่านการศึกษาความคุ้มค่าด้านเศรษฐศาสตร์แล้ว
3. การดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนของ พพ. มีปัญหาอุปสรรค และข้อเสนอการดำเนินการ ดังนี้ ส่วนที่ 1 การนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า โดยโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จำนวน 20 แห่ง และโครงการที่ กพช. มีมติให้รับซื้อไฟฟ้า จำนวน 27 แห่ง นั้น โครงการที่มีกำลังผลิตรวมต่อแห่งตั้งแต่ 1,000 กิโลโวลต์แอมแปร์ขึ้นไปต้องขอรับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า และต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 และตามประกาศ กกพ. เรื่อง การนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าประเภทใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า พ.ศ. 2553 ตามชนิดเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า อย่างไรก็ดี เมื่อจำหน่ายไฟฟ้าแล้ว พพ. ไม่สามารถแบ่งรายได้ดังกล่าวนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าได้ เนื่องจากไม่ชัดเจนว่าราคาจำหน่ายไฟฟ้าในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วย รวมเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าด้วยหรือไม่ รายได้ที่ส่วนราชการได้รับไว้ทั้งหมดจึงต้องนำส่งคลังเป็นรายได้แผ่นดินตามกฎหมายการเงินการคลัง ดังนั้น พพ. จึงมีข้อเสนอกำหนดให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า 1.091 บาทต่อหน่วย เป็นอัตราที่รวมเงินส่วนที่ต้องนำส่งเข้ากองทุนฯ ตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าไว้ด้วย ดังนี้ (1) การผลิตไฟฟ้าจากพลังน้ำ ประกอบด้วย ค่าพลังงานไฟฟ้า 1.071 บาทต่อหน่วย และเงินนำส่งเข้ากองทุนฯ 0.02 บาทต่อหน่วย และ (2) การผลิตไฟฟ้าจากพลังลมหรือแสงอาทิตย์ ประกอบด้วย ค่าพลังงานไฟฟ้า 1.081 บาทต่อหน่วย และเงินนำส่งเข้ากองทุนฯ 0.01 บาทต่อหน่วย และส่วนที่ 2 โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน ที่ พพ. จะดำเนินการในปี 2565 – 2573 ตามแผน PDP จำนวน 26 แห่ง เมื่อก่อสร้างแล้วเสร็จยังไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ เนื่องจากยังไม่มีนโยบายให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการดังกล่าว ดังนั้น พพ. จึงเห็นควรให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วยตลอดอายุโครงการ โดยเป็นโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่ครอบคลุมเงินส่วนที่ต้องนำส่งเข้ากองทุนฯ ตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า เพื่อให้การดำเนินการโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนตามแผน PDP บรรลุผลสำเร็จ และเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนของประเทศได้ตามเป้าหมายที่กำหนด
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็น ดังนี้ (1) การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดย พพ. เป็นโครงการที่สอดคล้องกับแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) และสนับสนุนนโยบายภาครัฐตามเป้าหมายลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์เป็นศูนย์ (Net-Zero Carbon Emission) ภายในปี ค.ศ. 2065 – 2570 รวมทั้งเป็นโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดที่มีราคาต่ำ และ (2) เห็นควรพิจารณาให้กรรมสิทธิ์ Renewable Energy Certificate (REC) ที่เกิดจากการผลิตไฟฟ้า จากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดย พพ. เป็นกรรมสิทธิ์ของภาครัฐ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าที่รับซื้อจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดย กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วยตลอดอายุโครงการ เป็นโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่รวมเงินส่วนที่ต้องนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ ในการผลิตไฟฟ้าไว้ด้วยแล้ว ดังนี้
2. มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ พพ. ดำเนินการตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) จำนวน 26 แห่ง กำลังผลิตรวม 94.447 เมกะวัตต์ ในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วยตลอดอายุโครงการ โดยเป็นโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่รวมเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าไว้ด้วยแล้ว
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
ที่มา http://www.eppo.go.th/index.php/th/component/k2/item/18092-cepa-prayut46#s4
