กบง. ผ่านร่าง 4 แผนหลักด้านพลังงาน “ไฟฟ้า-ทดแทน-อนุรักษ์-ก๊าซ” ไฟเขียวดึงกองทุนอนุรักษ์ฯมาเร่งออกสถานีชาร์จEV

0
5590

วันนี้ (21 ก.พ.2563) ที่ประชุม กบง. เห็นชอบร่างแผนด้านพลังงานที่ปรับปรุงใหม่ 4 ฉบับ ทั้งแผนผลิตไฟฟ้า (PDP) แผนพลังงานทดแทน (AEDP) แผนอนุรักษ์พลังงาน (EEP) และแผนด้านก๊าซ Gas Plan เพื่อสนับสนุนนโยบาย Energy For All ผุดโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อแก้ปัญหาเศรษฐกิจฐานราก พร้อมเตรียมนำเสนอต่อ กพช. พร้อมไฟเขียวดึงกองทุนอนุรักษ์พลังงานมาเร่งออกสถานีชาร์จไฟรถ EV และนำกลไกราคาไบโอดีเซลมาจูงใจผู้ใช้ให้ถึงเป้า

          นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เป็นประธานการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 ที่กระทรวงพลังงาน โดยที่ประชุมได้เห็นชอบร่างแผนด้านพลังงานสำคัญ 4 แผนที่ได้ปรับปรุงใหม่ ได้แก่ ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ.2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1) ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกพ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP 2018) ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 -2580 (EEP 2018) และร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ   พ.ศ. 2561 -2580 (Gas Plan 2018) และมีวาระสำคัญ ดังนี้

          – ร่างแผน PDP 2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ใช้หลักการและสมมติฐานตาม PDP 2018 โดยคงเป้าหมายกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ไว้ตลอดช่วงแผนถึงปี 2580 ที่ 56,431 เมกะวัตต์ ทำให้การกำลังการผลิตไฟฟ้าทั้งสิ้นที่ปลายแผน PDP คงเดิมที่ 77,211 เมกะวัตต์ แต่จะปรับเปลี่ยนแผนการจ่ายไฟฟ้าของโรงฟ้าพลังงานหมุนเวียน และโรงไฟฟ้าหลักที่ใช้ฟอสซิล เพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายรัฐบาลและสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป อาทิ (1) ปรับเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ใหม่) ในบางประเภทเชื้อเพลิง โดยมีเป้าหมายรวมคงเดิมที่ 18,696 เมกะวัตต์ ลดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์ลง และเพิ่มเป้าหมายโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กของ กฟผ. 69 เมกะวัตต์ ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) (2) เพิ่มนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก     (ชีวมวล), ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย), ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และ Solar hybrid เข้าระบบตั้งแต่ปี 2563–2567 มีกำลังผลิตรวม 1,933 เมกะวัตต์ (3) ชะลอโรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐภาคใต้ ปีละ 60 เมกกะวัตต์ จากปี 2564– 2565 ไปเป็นปี 2565–2566 ปีละ 60 เมกะวัตต์ (4) เร่งรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานลม จากเดิมปี 2577 มาเป็นปี 2565 (5) ใช้ตามสมมติฐานเดิม PDP 2018 ในการรับซื้อโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (ที่ไม่ใช่โรงไฟฟ้าชุมชน) ภายหลังปี 2567 ซึ่งค่าไฟฟ้าเฉลี่ย PDP2018 อยู่ที่ 3.5799 บาท/kWh PDP2018 Rev.1 อยู่ที่ 3.6366 บาท/kWh หรือเพิ่มขึ้น 0.0567 บาท/kWh

          – ร่าง AEDP 2018 ปรับเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนในภาคการผลิตไฟฟ้า ตามนโยบาย Energy For All ในการสร้างโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยในปี 2563–2567 จะมีพลังงานชีวมวล, ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย),    ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และ Solar hybrid กำลังผลิตรวม 1,933 เมกกะวัตต์ ปรับลดสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพตามทิศทางการใช้พลังงานในอนาคต คงเป้าหมายสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายไม่น้อยกว่าร้อยละ 30 ในปี 2580 และยังคงเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเท่าเดิมที่ 18,696 เมกะวัตต์

          – ร่าง EEP 2018 ยังคงรักษาระดับเป้าหมายการลดความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity: EI) ลงร้อยละ 30 ภายในปี 2580 เมื่อเทียบกับปี 2553 สามารถลดการใช้พลังงาน 49,064 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) โดยใช้ 3 กลยุทธ์คือ ภาคบังคับด้านกฎระเบียบ ภาคส่งเสริมด้วยการจูงใจทางการเงิน และภาคสนับสนุนด้านพัฒนาบุคลาการ การวิจัยและพัฒนา มุ่งสู่ 5 กลุ่มเป้าหมาย สาขาอุตสาหกรรม ธุรกิจการค้า บ้านอยู่อาศัย เกษตรกรรม และการขนส่ง โดยเป็นการเพิ่มภาคเกษตรกรรมเข้ามาเพื่อสร้างการมีส่วนร่วม ทั้งนี้ คาดว่าจะก่อให้เกิดผลประหยัดพลังงานของประเทศในช่วงปี 2561–2580 รวม 54,371 ktoe คิดเป็นมูลค่าเงินที่จะประหยัดได้ราว 815,571 ล้านบาท ช่วยลดการจัดหาโรงไฟฟ้าได้ประมาณ 4,000 เมกะวัตต์ และลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ได้ประมาณ 170 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า (Mt-CO2)

          – ร่าง Gas Plan 2018 ความต้องการใช้ก๊าซในภาพรวมในปี 2580 เพิ่มขึ้นเฉลี่ย 0.7% ต่อปี หรืออยู่ที่ 5,348 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยมีแนวโน้มการใช้เพิ่มขึ้นในภาคการผลิตไฟฟ้าและภาคอุตสาหกรรม ขณะที่ความต้องการใช้ในโรงแยกก๊าซและภาคขนส่งลดลง ทั้งนี้สถานการณ์ก๊าซธรรมชาติได้เปลี่ยนแปลงไปจาก Gas Plan เดิมโดยก๊าซธรรมชาติในประเทศสามารถผลิตได้ต่อเนื่องหลังจากการประมูลแหล่งก๊าซบงกชและเอราวัณเป็นผลสำเร็จ ทำให้ความต้องการก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ที่ต้องจัดหาเพิ่มเติมตามร่างแผนใหม่ในช่วงปลายแผนอยู่ที่ระดับ 26 ล้านตันต่อปี น้อยกว่าเดิมที่คาดไว้ที่ 34 ล้านตันต่อปี ในปี 2580 ความต้องการใช้ในการผลิตไฟฟ้า คาดว่าจะอยู่ที่ 3,603 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน สำหรับการจัดหาก๊าซฯ สำหรับโรงไฟฟ้าขนอม โรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี และโรงไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP2018 Rev.1 มีความจำเป็นต้องเตรียม LNG Terminal ในภาคใต้ (5 ล้านตันต่อปี ) ในปี 2570 และการจัดหาก๊าซธรรมชาติผ่านโครงข่ายท่อบนบกจะเพียงพอใช้ถึงปี 2562 ทั้งนี้ ตั้งแต่ปี 2563 เป็นต้นไป ต้องมีการจัดหา LNG เพิ่มเติมให้เพียงพอกับความต้องการใช้ก๊าซฯ ซึ่งต้องมีการบริหารจัดการระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมต่อไป

          ที่ประชุม กบง. ยังได้เห็นชอบ แนวทางการส่งเสริมพื้นที่ติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้า (EV Mapping) โดยกรอบนโยบายครอบคลุมพื้นที่ชุมชน สถานีบริการน้ำมัน ห้างสรรพสินค้า อาคารพาณิชย์ อาคารสำนักงาน ถนนสายหลักระหว่างเมือง สำหรับผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่อาศัยอยู่ในพื้นที่นั้น หรือรองรับที่เดินทางมาจากเมืองอื่น โดยให้ภาครัฐและเอกชนสามารถยื่นขอรับการสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานได้ เพื่อให้มีจำนวนสถานีเพิ่มขึ้น สร้างความเชื่อมั่นผู้ใช้รถ EV และกระตุ้นตลาด EV ในภาพรวม รวมทั้ง เห็นชอบ ผลการศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า และความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับระบบขนส่งสาธารณะ (Mass Transit) โดยเป็นอัตราค่าไฟฟ้าแบบคงที่ตลอดทั้งวัน มีค่าเท่ากับอัตราค่าพลังงานไฟฟ้า ช่วงเวลา Off Peak ของผู้ใช้ไฟฟ้าตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบันประเภท 2.2 กิจการขนาดเล็ก อัตราตามช่วงเวลา (Time Of Use (TOU) หรือเท่ากับ 2.6369 บาทต่อหน่วย (สำหรับแรงดันไฟฟ้าน้อยกว่า 22 kV) โดยให้เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป

          นอกจากนี้ ที่ประชุม กบง. เห็นชอบ แนวทางการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล จากส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลปัจจุบัน ยังไม่จูงใจให้ผู้บริโภคเปลี่ยนมาใช้ดีเซล บี10 โดยราคาส่วนต่าง ดีเซลบี 10 ถูกกว่า ดีเซลบี 7 อยู่ 2 บาท และดีเซลบี 20 ถูกกว่า ดีเซลบี 10 อยู่ 1 บาท ทำให้ปริมาณการใช้น้ำมันกลุ่มดีเซลและไบโอดีเซล ยังไม่เป็นไปตามแผนที่กำหนด จึงปรับราคาส่วนต่างของดีเซลบี 10 ให้ถูกกว่าดีเซลบี 7 อยู่ 3 บาท และดีเซลบี 20 ถูกกว่าดีเซลบี 10 แค่ 0.50 บาท หรือคิดเป็นส่วนต่าง ดีเซลบี 20 ถูกกว่าดีเซลบี 7 อยู่ 3.50 บาท สำหรับผู้ประกอบการกำหนดค่าการตลาด ให้ดีเซล บี 10 มีค่าการตลาด 1.85 บาท ส่วนดีเซล บี 20 เหลือ 1.55 บาท และดีเซล บี 7 เหลือ 1.50 บาท เพื่อเป็นแรงจูงใจให้ผู้ประกอบการจำหน่าย ดีเซลบี 10 อีกทางหนึ่ง