นายอรรถพล ฤกษ์พิบูลย์ รมว.พลังงาน กล่าวภายหลังเป็นประธานการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ว่า กพช.เห็นชอบหลักเกณฑ์กำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติใหม่ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง เพื่อสร้างความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซฯ ทุกภาคส่วน ส่งผลให้ราคาก๊าซฯ ที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซ รวมถึงก๊าซที่ใช้ผลิตก๊าซหุงต้ม (LPG) ใช้ต้นทุนเท่ากับราคาเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย
ขณะที่ก๊าซฯ สำหรับการผลิตไฟฟ้า ภาคขนส่ง (NGV) และภาคอุตสาหกรรมจะใช้ราคา Pool Price ซึ่งเป็นราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของก๊าซจาก 3 แหล่ง ได้แก่ อ่าวไทย เมียนมา และก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) นำเข้า โดยราคาก๊าซฯ จากอ่าวไทยที่เข้าโรงแยกก๊าซจะมีราคาสูงกว่าราคาก๊าซณ จากอ่าวไทยที่นำมาคำนวณใน Pool Price 10% ซึ่งโรงแยกก๊าซธรรมชาติเป็นผู้รับภาระส่วนต่างราคา โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 1 ม.ค.69 เป็นต้นไป เพื่อเปิดโอกาสให้สามารถทบทวนโครงสร้างราคาได้หากสถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติเปลี่ยนแปลงหรือมีผลกระทบต่อการดำเนินงานของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ
พร้อมเห็นชอบให้บริษัท พีอี แอลเอ็นจี จำกัด ซึ่งเป็นบริษัทร่วมทุนระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กับบริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด ติดตั้งอุปกรณ์ Topside หรืออุปกรณ์สูบถ่ายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) จากเรือขนส่ง LNG เข้าสู่สถานี LNG ณ ท่าเทียบเรือที่ 2 ของสถานีแอลเอ็นจี มาบตาพุด แห่งที่ 2 จังหวัดระยอง วงเงินลงทุน 3,385 ล้านบาท ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2571 พร้อมมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาการส่งผ่านภาระการลงทุนไปยังผู้ใช้พลังงานเฉพาะเท่าที่จำเป็น
ปัจจุบันสถานี LNG แห่งที่ 2 มีอุปกรณ์ Topside ติดตั้งอยู่เฉพาะท่าเทียบเรือที่ 1 ขณะที่ท่าเทียบเรือที่ 2 เป็นท่าเรือเปล่าที่ก่อสร้างรองรับการติดตั้งไว้ตามแผนเดิม อย่างไรก็ตามตั้งแต่สถานีเปิดให้บริการในปี 65 ปริมาณเรือ LNG ที่เข้ามาเทียบท่าที่ 1 สูงกว่าที่คาดการณ์ ส่งผลให้ต้องมีการซ่อมบำรุงใหญ่เร็วกว่ากำหนด กพช.จึงเห็นควรเร่งติดตั้งอุปกรณ์ Topside ที่ท่าเทียบเรือที่ 2
และยังเห็นชอบกรอบหลักการโครงการโซลาร์ฟาร์มชุมชน (Community-based Solar Power Generation Project) รวมถึงอัตรารับซื้อไฟฟ้าและแนวทางการกำหนดส่วนลดค่าไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่เข้าร่วมโครงการ โดยรูปแบบโครงการจะเป็นโซลาร์ฟาร์มขนาดไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวมกำลังการผลิตไม่เกิน 1,500 เมกะวัตต์ โดยการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) จะเป็นผู้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการ ด้วยอัตรา Feed-in Tariff (FiT) ในอัตรา 2.1679 บาทต่อหน่วย สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะเวลา 25 ปี รูปแบบ Non-Firm
ทั้งนี้ กฟภ.เป็นผู้นำส่งและจำหน่ายไฟฟ้าที่ผลิตได้จากโครงการไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยในพื้นที่ชุมชนที่โครงการตั้งอยู่ โดย กฟภ.จะให้ส่วนลดไฟฟ้ากับครัวเรือนในชุมชนที่มีโรงไฟฟ้าได้รับการคัดเลือกมาแล้วมากกว่า 1 เดือน สูตรการคำนวณส่วนลดค่าไฟฟ้าคำนึงถึงอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการและค่าใช้จ่ายต่าง ๆ ที่เกี่ยวข้องกับการให้บริการโครงข่ายระบบไฟฟ้าแล้ว
สำหรับการกำหนดพื้นที่ชุมชนที่เหมาะสมสำหรับการดำเนินโครงการฯ จะต้องคำนึงถึงศักยภาพด้านพื้นที่ที่ใช้ในการพัฒนาโครงการให้สอดคล้องกับขนาดกำลังการผลิต ปริมาณและรูปแบบการใช้ไฟฟ้า (Load Profile) ของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยในพื้นที่ชุมชนให้สอดคล้องกับรูปแบบการผลิตไฟฟ้าของโครงการ คำนึงการกระจายประโยชน์ให้กับผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางปริมาณใช้ไฟไม่เกิน 200 หน่วยต่อเดือนเป็นสำคัญ
ส่วนการคัดเลือกเอกชนผู้พัฒนาโครงการในแต่ละพื้นที่ชุมชนจะพิจารณาจากความพร้อมด้านคุณสมบัติและเทคนิค โดยใช้หลักการยื่นข้อเสนอก่อนได้สิทธิ์การพิจารณาก่อน (First Come First Served: FCFS) เพื่อให้เชื่อมั่นได้ว่าเอกชนที่ได้รับคัดเลือกจะมีความสามารถในการพัฒนาโครงการให้สำเร็จและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามแผนที่กำหนดไว้ ตลอดจนสามารถดำเนินโครงการอย่างมีประสิทธิภาพได้ตลอดอายุสัญญา ผู้ยื่นข้อเสนอแต่ละรายมีสิทธิได้รับการคัดเลือกให้เป็นผู้พัฒนาโครงการได้สูงสุดไม่เกิน 30 เมกะวัตต์ เอกชนผู้ที่ได้รับการคัดเลือกเป็นผู้พัฒนาโครงการต้องเข้าร่วมทุนกับบริษัทในเครือของ กฟภ.ก่อนลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ทั้งนี้ บริษัทในเครือของ กฟภ. จะถือหุ้นในบริษัทร่วมทุนด้วยสัดส่วน ร้อยละ 10 ตลอดอายุสัญญา
กพช.ยังเห็นชอบแนวทางการดำเนินการสำหรับกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองหรือเพื่อจำหน่ายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชน (IPS) เพื่อตอบรับการเติบโตอย่างรวดเร็วของกลุ่ม IPS โดยมีแนวทางการดำเนินการ 3 กลุ่มหลัก ดังนี้
1.กลุ่มที่สามารถพิจารณาอนุญาตได้ต่อเนื่อง ครอบคลุม
- กลุ่มที่สามารถพิจารณาอนุญาตได้อย่างต่อเนื่องทันที ได้แก่ โครงการผลิตไฟฟ้าใช้เอง (Self-Consumption) ทุกเชื้อเพลิงที่ประกอบกิจการในพื้นที่ผู้ใช้ไฟฟ้า (On-site)
- โครงการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชน (Private PPA) เฉพาะพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar Rooftop)
2.กลุ่มที่อยู่ระหว่างการพิจารณาอนุญาต ครอบคลุม
- โครงการ Self-Consumption ทุกเชื้อเพลิงนอกพื้นที่ผู้ใช้ไฟฟ้า (Off-site)
- โครงการ Private PPA ทุกเชื้อเพลิงที่ไม่ใช่ Solar Rooftop (ทั้ง On-site และ Off-site)
- ผู้รับใบอนุญาตรายเดิมที่ยื่นขอต่ออายุ/ เปลี่ยนแปลง (ลด/เท่าเดิม) / โอน-ควบรวมกิจการในภายหลัง
โดยในกลุ่ม 2 นี้จะพิจารณาอนุญาตเฉพาะกรณีที่สำนักงาน กกพ. ได้รับคำขออนุญาตตาม พ.ร.บ.กกพ.พ.ศ.2550 มาตรา 47 และ 48 แล้ว หรือเป็นโครงการได้รับอนุมัติ/อนุญาต/สิทธิจากรัฐ (เช่น CoP ขั้นต้น, BOI, อ.1, ร.ง.4) ก่อนวันที่ 30 ธ.ค.68
3.กลุ่มชะลอการรับคำขออนุญาตชั่วคราว ครอบคลุมโครงการที่มีลักษณะเดียวกับกลุ่มที่ 4.1 และ 4.2 แต่เป็นโครงการที่สำนักงาน กกพ. ยังไม่ได้รับคำขออนุญาต และโครงการยังไม่ได้รับอนุมัติ/อนุญาต/สิทธิจากรัฐก่อนวันที่ 30 ธ.ค.68 จะถูกชะลอการรับคำขอไว้ก่อนเป็นการชั่วคราว จนกว่าจะมีหลักเกณฑ์หรือนโยบายใหม่ที่ชัดเจน
ทั้งนี้ กพช.อนุมัติตามแนวทาง 3 กลุ่มดังกล่าวไปก่อนจนกว่าจะมีหลักเกณฑ์หรือนโยบายใหม่ชัดเจน โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ดำเนินการร่วมกันเพื่อเสนอแนวทางที่เหมาะสมในด้านนโยบายและหลักเกณฑ์ที่เกี่ยวข้องในการกำกับดูแลกลุ่ม IPS ต่อไป
นอกจากนั้น กพช.ยังเห็นชอบหลักการแก้ไข พ.ร.ฎ.กำหนดผู้ใช้พลังงานไฟฟ้า พ.ศ.2512 เพิ่มกลุ่มผู้ใช้พลังงานไฟฟ้าประเภท Data Center ตั้งแต่ 200 เมกะวัตต์ขึ้นไปให้สามารถเป็นลูกค้าตรง (Direct Customer) ของ กฟผ. เพื่อยกระดับโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานของประเทศ เพื่อรองรับการเติบโตของเศรษฐกิจดิจิทัล การขยายตัวของอุตสาหกรรม Data Center และการลงทุนด้านเทคโนโลยีขั้นสูงในประเทศไทย โดย กฟผ.จะสามารถจ่ายไฟฟ้าจากระบบส่งที่มีความมั่นคงสูงให้กับผู้ประกอบการรายใหญ่โดยตรง ซึ่งช่วยลดความเสี่ยงจากเหตุไฟฟ้าดับ ลดการลงทุนซ้ำซ้อน และเพิ่มประสิทธิภาพการใช้โครงสร้างพื้นฐานของประเทศ