มติกบง. (348)
กบง. ครั้งที่63 - วันพุธที่ 25 กรกฎาคม พ.ศ. 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 16/2561 (ครั้งที่ 63)
เมื่อวันพุธที่ 25 กรกฎาคม พ.ศ. 2561 เวลา 12.30 น.
1. รายงานความคืบหน้าการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่
2. แนวทางสำหรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ระยะยาวจากประเทศโมซัมบิกของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
4. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 รายงานความคืบหน้าการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 เมษายน 2561 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติรับทราบแนวทางในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่ (แผน PDP ฉบับใหม่) โดยการจัดทำ PDP ฉบับใหม่ มีแนวทางในการดำเนินงานที่สำคัญ ดังนี้ (1) จัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า (Load Forecast) ของประเทศและรายภูมิภาคในระยะยาวใหม่ (2) บริหารจัดการกิจการด้านพลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ให้สอดคล้องกับแนวทางการบริหารจัดการใหม่ตามแนวทางประชารัฐ (3) สร้างการมีส่วนร่วมของภาคประชาชน โดยเปิดรับฟังความเห็นต่อร่างแผน PDP เพื่อรวบรวมความคิดเห็นและข้อเสนอแนะเสนอให้ กพช. และคณะรัฐมนตรี (ครม.) พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป (4) จัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ โดยจัดทำแผนเป็นรายภูมิภาคและจัดทำแผนระบบไฟฟ้าสำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ประเมินกำลังผลิตไฟฟ้า (Supply) ของทั้งประเทศและรายภูมิภาค เพื่อจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่ ทั้งนี้ ขั้นตอน และกรอบระยะเวลาการจัดทำแผนในการดำเนินงานในการจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ คาดว่าจะเสนอให้ กพช. พิจารณาแผน PDP ฉบับใหม่ ภายในเดือนกันยายน 2561
2. สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้จัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า (Load Forecast) ในภาพรวมของประเทศและรายภูมิภาค และจัดให้มีการเสวนาแลกเปลี่ยนประเด็น (Open Forum) เพื่อรับทราบข้อแนะนำ (Inputs) เกี่ยวกับการจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ จากผู้มีส่วนได้เสียทุกภาคส่วน จำนวน 9 ครั้ง รวมทั้งมีการวิเคราะห์ Existing Capacity ของโรงไฟฟ้าต่างๆ ทั้งนี้ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการกำหนดสมมติฐานและเงื่อนไขในการจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่ (New Supply) เป็นรายภาค โดยพิจารณาแหล่งผลิตไฟฟ้าให้มีความเหมาะสมกับศักยภาพเชื้อเพลิงในแต่ละพื้นที่ให้สามารถรองรับความต้องการไฟฟ้าได้อย่างเพียงพอ ซึ่งหลักการสำคัญในการพิจารณา ได้แก่ กำลังผลิตไฟฟ้าในพื้นที่รายภาคจะต้องสมดุลกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ โดยมุ่งเน้นการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้าโดยการพัฒนา/ปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าเพื่อเพิ่มความสามารถในการส่งผ่านพลังงานไฟฟ้าระหว่างภูมิภาค โดยแผน PDP ฉบับใหม่ จะพิจารณากรอบระยะเวลาออกเป็นช่วงละ 5 ปี ตลอดระยะเวลาของแผน 20 ปี เพื่อให้เกิดความยืดหยุ่นในการดำเนินงาน และเพื่อเตรียมความพร้อมสำหรับการลงทุนซึ่งจะสามารถตอบสนองต่อสภาพเศรษฐกิจและสิ่งแวดล้อมได้อย่างมีประสิทธิภาพ ทั้งนี้ การพิจารณาจัดสรรโรงไฟฟ้าเพื่อความมั่นคงในพื้นที่และโรงไฟฟ้าเพื่อการแข่งขันนั้น จะมีหลักการพิจารณาที่สำคัญ โดยคำนึงถึงการใช้ทรัพยากรที่มีอยู่ให้เกิดประโยชน์สูงสุด ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าเพื่อความมั่นคง ต้องอยู่ใกล้ศูนย์กลางการส่งจ่ายพลังงาน (Load Center) และสามารถส่งจ่ายไฟฟ้าได้หลายทิศทาง และต้องเป็นโรงไฟฟ้าที่รักษาเสถียรภาพของระบบส่งไฟฟ้า (Grid Stability) ได้ เช่น ลดความแปรปรวนของคุณภาพไฟฟ้า รวมถึงกรณีเกิดเหตุฉุกเฉิน เป็นต้น รวมทั้งต้องสามารถรองรับการผลิตไฟฟ้ารูปแบบใหม่ได้ ต้องสามารถควบคุมแรงดันหรือความถี่ได้ ระบบมีความยืดหยุ่น เช่น สามารถหยุดเดินเครื่องได้บ่อย Start Up ได้รวดเร็ว Ramp Rate ขึ้นหรือลงได้อย่างรวดเร็ว รองรับการเดินเครื่อง (Minimum Generation) ที่ต่ำสุด เป็นต้น (2) โรงไฟฟ้าเพื่อการแข่งขัน ต้องมีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม มีการแข่งขัน มีมาตรการด้านอนุรักษ์พลังงาน (EE) ด้านสมาร์ทกริด (Smart Grid) และด้านการส่งเสริมการผลิตเองใช้เอง (Prosumer) ซึ่งถือเป็นส่วนหนึ่งของการแข่งขัน (Virtual Power Plant) ที่อาจช่วยในการลดการก่อสร้างโรงไฟฟ้า รวมทั้งศักยภาพเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้าต้องมีความเหมาะสมเพียงพอในแต่ละพื้นที่ สามารถรองรับระบบได้ในกรณีเกิดเหตุฉุกเฉินได้ และการแข่งขันต้องมีความหลากหลายทั้งจากการแข่งขันระหว่างเชื้อเพลิง การดำเนินการตามมาตรการที่ช่วยส่งเสริมการประหยัดพลังงาน การส่งเสริมพลังงานทดแทนที่มีต้นทุนต่ำ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 และเมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี (ครม.) เห็นชอบให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป และให้นำเสนอขอความเห็นชอบเพื่อลงนามสัญญาซื้อขาย LNG จาก กพช. โดยเมื่อ กพช. ให้ความเห็นชอบแล้ว จะรายงานให้ ครม. เพื่อรับทราบต่อไป ซึ่งต่อมา เมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2556 กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือถึง ปตท. แจ้งว่า ปตท. สามารถดำเนินการลงนาม Heads of Agreement (HOA) ในลักษณะ Non - legally binding กับโครงการ Mozambique LNG Area1 ได้ เพื่อจัดหา LNG ระยะยาว ในปริมาณ 2.625 ล้านตันต่อปี เป็นระยะเวลา 20 ปี โดยมีกำหนดส่งมอบ (เดิม) ในปี 2561/2562 แต่เนื่องจากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกได้ปรับตัวลดลงอย่างมากตั้งแต่ช่วงปลายปี 2557 เป็นต้นมา ทำให้โครงการ Mozambique LNG Area1 ไม่สามารถประกาศการตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (Final Investment Decision : FID) ได้ตามกำหนดเดิมในสัญญา HOA (วันที่ 31 ธันวาคม 2557)
2. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กพช. ได้เห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (แผน Gas Plan 2015) ที่สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558-2579 (แผน PDP 2015; New Base Case) ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้รับทราบแผน Gas Plan 2015 (กรณีปรับปรุงครั้งที่ 2 (พ.ศ. 2559)) และเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ได้รับทราบการปรับปรุงแผน Gas Plan ครั้งล่าสุด
3. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ร่วมกับสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) พิจารณารายละเอียดและความจำเป็นของร่างสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับบริษัท MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE. LTD. ก่อนนำมาเสนอที่ประชุม กบง. อีกครั้ง ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 18 กรกฎาคม 2561 กบง. ได้รับทราบการกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อกำหนดสัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติเก่า/ใหม่ (Legacy/Competitive Demand Supply และการกำหนดตลาดเพื่อเปิดให้มีการแข่งขัน และเห็นชอบหลักการกลไกบริหารการจัดหา LNG ดังนี้(1) การจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์ (Portfolio) เป็นการจัดหาก๊าซสำหรับตลาด Competitive Demand และ Competitive Supply ผู้จัดหา (Shipper) สามารถจัดหา LNG ได้ตามปริมาณและราคาที่ต้องการ เพื่อประโยชน์ในการค้าของตนเอง ซึ่งอาจเป็นตลาดในประเทศหรือต่างประเทศก็ได้ โดยที่ผู้จัดหาไม่สามารถขอนำปริมาณและราคา LNG ดังกล่าวมาคิดรวมในราคา Pool ได้ เป็นการจัดหาที่ผู้จัดหาต้องรับความเสี่ยงทั้งด้านปริมาณและราคาเอง ซึ่งสามารถจัดหาก๊าซฯ ด้วยสัญญา Spot สัญญาระยะสั้น หรือสัญญาระยะยาวได้โดยไม่ต้องขอความเห็นชอบจาก กพช. (2) การจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงความมั่นคง เป็นการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อป้อนให้กับตลาด Legacy Demand และ Competitive Supply ซึ่งเป็นกรณีที่ประเทศ มีความต้องการใช้ LNG และสามารถส่งผ่านราคาไปคิดรวมในราคา Pool Gas หรือ Power Pool ได้ ผู้จัดหาจะต้องได้รับความเห็นชอบจากภาครัฐก่อนจึงจะดำเนินการได้ และเพื่อให้เกิดการแข่งขันที่จะทำให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุดในการจัดหา LNG ของประเทศ ให้ดำเนินการ ดังนี้ 1) การจัดหาด้วยสัญญาแบบ Spot หรือสัญญาระยะสั้น ให้หน่วยงานที่ได้รับมอบหมายเป็นผู้ดำเนินการจัดหา โดยมีเงื่อนไขว่า กรณีราคา LNG ไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S ให้ดำเนินการนำเข้าได้โดยไม่ต้องขออนุมัติ ส่วนกรณีอื่นๆ ให้ เสนอ สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) พิจารณาอนุมัติ 2) การจัดหาด้วยสัญญาระยะยาว ให้มีเงื่อนไขว่า ให้กระทรวงพลังงานเสนอขอความเห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซฯ และเงื่อนไขประกอบการจัดหา LNG (ปริมาณและระยะเวลาในสัญญา) ต่อ กพช. และให้หน่วยงานของรัฐดำเนินการจัดหา ซึ่งอาจใช้วิธีการเจรจาหรือวิธีการประมูลคัดเลือก (Bidding) 3) ในกรณีที่ประเทศเกิดความจำเป็นต้องใช้ LNG เป็นการเร่งด่วนแล้ว ให้หน่วยงานที่จัดซื้อ LNG เชิงพาณิชย์นำ LNG มาใช้ในประเทศเป็นลำดับแรก ภายใต้เงื่อนไขการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ และราคาเป็นไปตามราคาตลาดโลก 4) มอบหมายให้ กบง. เป็นผู้พิจารณาการจัดหา LNG ของ ปตท. ว่าเป็นการจัดหาเพื่อประโยชน์เชิงความมั่นคงหรือจัดหาเพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์
4. สาระสำคัญในสัญญา LNG SPA โครงการ Mozambique LNG Area1 (1) ข้อมูลทั่วไปของโครงการ Mozambique LNG Area 1 คือ มีแผนพัฒนาโครงการผลิต LNG ซึ่งตั้งอยู่ Afungi peninsula ในเมือง Cabo Delgado ประเทศโมซัมบิก ผู้ถือหุ้นในโครงการฯ ประกอบด้วย บริษัท Anadarko บริษัท Mitsui บริษัท Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (ENH) บริษัท Bharat Petroleum บริษัท ONGC Videsh Ltd (OVL) บริษัท BREML ซึ่งเป็นบริษัทร่วมทุน OVL และบริษัท Oil India JV และบริษัท ปตท.สผ. โดยในระยะแรก โครงการฯ มีแผนจะพัฒนาแหล่งก๊าซ Golfinho-Atum ในพื้นที่สัมปทาน Area1 มีปริมาณก๊าซสำรอง 2P ประมาณ 15 Tcf และพัฒนาโครงการผลิต LNG จำนวน 2 หน่วยการผลิต มีกำลังการผลิตรวม 12 ล้านตันต่อปี ปัจจุบันโครงการฯ อยู่ระหว่างการเจรจาและสรุปสัญญา LNG (LNG SPA/HOA) กับลูกค้าที่มีศักยภาพหลายราย รวมถึง ปตท. ปริมาณรวม 8 - 9 ล้านตันต่อปี ทั้งนี้ โครงการฯ มีแผนกำหนดประกาศ FID ภายในปี 2561 และคาดว่าจะเริ่มผลิต LNG ได้ในปี 2566/2567 โดยในอนาคตมีแผนที่จะพัฒนาแหล่งก๊าซ Prosperidade ซึ่งมีปริมาณก๊าซสำรอง 2P ประมาณ 17.5 Tcf ในพื้นที่ร่วมพัฒนากับพื้นที่สัมปทาน Area 4 และจะเพิ่มหน่วยการผลิต LNG ในระยะถัดไป (2) เงื่อนไขหลักในสัญญา LNG SPA และเงื่อนไขเพิ่มเติมในฐานะผู้ซื้อรายแรก (First mover) ปตท. ในฐานะเป็นผู้ซื้อรายแรกที่สรุปการเจรจาสัญญา LNG SPA (First mover) โครงการฯ ให้เงื่อนไขเพิ่มเติมจากสัญญา LNG SPA กับ ปตท. ไว้ว่าหากผู้ขายตกลงทำสัญญาขาย LNG ให้ผู้ซื้อรายอื่นด้วยเงื่อนไขราคาที่ต่ำกว่าที่ ปตท. ได้รับ ผู้ขายจะต้องเปิดเจรจาเงื่อนไขราคาใหม่กับ ปตท. เปิดโอกาสให้เจรจาจัดหา LNG ด้วยเทอมส่งมอบแบบ FOB ภายใต้สัญญานี้ หากผู้ขายทำสัญญา FOB กับผู้ซื้อรายอื่น
5. สรุปผลการเจรจาราคาซื้อขาย LNG กับโครงการ Mozambique LNG Area1 เนื่องจากสถานการณ์ ตลาด LNG เป็นตลาดของผู้ซื้อ จึงเป็นโอกาสของ ปตท. ในการเจรจากับโครงการ Mozambique LNG Area1 เพื่อขอปรับลดราคาลง จากที่เคยตกลงไว้ตามสัญญา HOA ให้สะท้อนสภาวะตลาดให้มากขึ้น ปตท. บรรลุข้อตกลงราคาใหม่กับโครงการ Mozambique LNG Area1 โดยราคาสุดท้ายที่ตกลงนั้นปรับลดลงจากราคาเดิมในสัญญา HOA เฉลี่ยประมาณ 2.07 - 2.87 $/MMBtu และปรับลดต่ำกว่าระดับราคาของ PETRONAS ทุกระดับราคาน้ำมัน เฉลี่ยประมาณ 0.17 - 0.18 $/MMBtu (เปรียบเทียบที่ระดับราคาน้ำมัน JCC ที่ 20 - 100 $/bbl และ Henry Hub ที่ 3.5 $/MMBtu)
6. สถานการณ์การจัดหาและการใช้ก๊าซธรรมชาติ (1) ความต้องการการใช้ก๊าซธรรมชาติต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ จากการติดตามการดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (กรณีปรับปรุงครั้งที่ 2 (พ.ศ. 2559)) พบว่าในปี 2560 และในปี 2561 (เดือนมกราคม – พฤษภาคม 2561) มีการใช้ก๊าซฯ เฉลี่ย 4,721 และ 4,662 พันล้านบีทียูต่อวัน ซึ่งต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ประมาณร้อยละ 6 และ 9 ตามลำดับ (2) ปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (ที่มีสัญญาในปัจจุบันและคาดว่าจะมีสัญญาในอนาคต) ยังเพียงพอสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงไฟฟ้าของ กฟผ. และโรงไฟฟ้า IPP บางส่วน ตามสัญญาซื้อและขายของ ปตท. ทั้งนี้ ในส่วนของการนำเข้า LNG ในอนาคตจะเป็นการนำเข้าเพื่อสนับสนุนโรงไฟฟ้า IPP บางส่วน โรงไฟฟ้า SPP ภาคอุตสาหกรรมและ NGV (3) เมื่อวันที่ 18 กรกฎาคม 2561 กบง. มีมติรับทราบหลักเกณฑ์การจำแนกตลาดก๊าซธรรมชาติเป็น 3 ตลาด คือ 1) ตลาดสำหรับ Legacy Demand และ Legacy Supply ซึ่งเป็นตลาดที่ ปตท. เป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติ และนำมารวมใน Pool ราคาก๊าซธรรมชาติ เพื่อส่งขายให้กับกลุ่มผู้ใช้ คือ GSP โรงไฟฟ้าของ กฟผ. โรงไฟฟ้า IPP และ SPP ที่มีสัญญาอยู่ในปัจจุบัน 2) ตลาดสำหรับ Legacy Demand และ Competitive Supply เป็นตลาดที่ต้องนำ LNG มาเพื่อป้อนในส่วนที่ไม่เพียงพอต่อความต้องการของผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติกลุ่ม GSP โรงไฟฟ้าของ กฟผ. โรงไฟฟ้า IPP และ SPP ที่มีสัญญาอยู่ในปัจจุบัน ซึ่งสามารถส่งผ่านราคาก๊าซธรรมชาติที่จัดหาได้เข้าไปที่ Pool Gas หรือ Power Pool ได้ และ 3) ตลาดสำหรับ Competitive Demand และ Competitive Supply เป็นตลาดที่เปิดให้เกิดการแข่งขันอย่างเต็มที่ที่ผู้ซื้อผู้ขายก๊าซธรรมชาติสามารถเลือกได้อย่างเสรี ราคาจะเป็นไปตามตกลงระหว่างผู้จัดหาและผู้ใช้ในกลุ่มของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ใหม่และโรงไฟฟ้า SPP ที่จะลงนามสัญญาใหม่ รวมถึงความต้องการก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรมและก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) โดยที่มีการกำกับจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)
7. การพิจารณาของ สนพ. และ ชธ. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 กบง. ได้มอบหมายให้ ชธ. ร่วมกับ สนพ. พิจารณารายละเอียดและความจำเป็นของร่างสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับบริษัท MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE. LTD. ก่อนนำมาเสนอที่ประชุม กบง. อีกครั้ง ต่อมาเมื่อวันที่27 เมษายน 2561 ปตท. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานเรื่อง แนวทางการจัดหาและซื้อ LNG ระยะยาวของ ปตท. โดย ปตท. ได้ขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาการจัดหาและซื้อ LNG ระยะยาวจากโครงการ Mozambique LNG Area 1 ประเทศโมซัมบิกของ ปตท. ว่าจะให้เป็นการจัดหาเพื่อความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ (ให้นำราคาไปรวมในราคา Pool) หรือพิจารณาดำเนินการจัดหาและซื้อ LNG จากโครงการฯ เพื่อการพาณิชย์ (Portfolio) และขอให้นำเสนอ กพช. พิจารณากำหนดแนวทางการจัดหาและซื้อ LNG ระยะยาวของ ปตท. ดังกล่าว ทั้งนี้ สนพ. และ ชธ. ได้หารือในประเด็นที่ ปตท. ร้องขอ โดยที่ประชุมได้พิจารณาจากข้อมูลการซื้อและขายก๊าซฯ ตามสัญญาของ ปตท. และการจำแนกตลาดก๊าซธรรมชาติแล้วพบว่า (1) ปริมาณการจัดหาก๊าซฯ ตามสัญญาของ ปตท. ที่มีอยู่ในปัจจุบันมีเพียงพอกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับกลุ่ม Legacy Demand ได้จนถึงปี 2571 การนำเข้า LNG จากประเทศโมซัมบิก อาจทำให้เกิดความเสี่ยงต่อภาระ Take or Pay เนื่องจากความต้องการใช้ก๊าซฯ ของประเทศลดลง (2) การจัดหาก๊าซฯ จากประเทศโมซัมบิก หากพิจารณาเป็น Competitive Supply ก็สามารถดำเนินการได้เนื่องจากความต้องการก๊าซฯ สำหรับกลุ่ม Competitive Demand มีตั้งแต่ปี 2561 เป็นต้นไป (3) ภายหลังปี 2572 ถ้าจะจัดหาก๊าซฯ เข้า Pool ก็สามารถนำปริมาณก๊าซฯ จาก Portfolio มาประมูลหรือขายเข้า Pool ได้ ดังนั้น เพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ที่ประชุมจึงเห็นควรให้การจัดหา LNG ของ ปตท. จากโครงการ Mozambique LNG Area 1 ประเทศโมซัมบิก สามารถจัดหาเพื่อประโยชน์เชิงความมั่นคงได้ ในปี 2572 เป็นต้นไป อย่างไรก็ตาม หาก ปตท. จะจัดหา LNG จากแหล่งดังกล่าวเพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์ก็สามารถดำเนินการได้ทันที เนื่องจากมีตลาดในกลุ่ม Competitive Demand รองรับอยู่แล้ว
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ ปตท. จัดหา LNG ระยะยาวจากประเทศโมซัมบิก เพื่อประโยชน์ในการค้า LNG เชิงพาณิชย์ (portfolio LNG trader) ทั้งในตลาดในประเทศและต่างประเทศ ทั้งนี้ มอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอความเห็นของ กบง. ต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2560 กพช. ได้เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการ ก๊าซธรรมชาติ และได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง ดังนี้ (1) มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการเพื่อเตรียมความพร้อม ทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหา LNG ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด โดยหลักเกณฑ์ในการนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 (2) การบริหารจัดการการจัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าให้แยกเป็น 2 กลุ่ม คือ 1) Shipper รายเดิม (ปตท.) จัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าปัจจุบัน โดยใช้ราคา Pool Gas และ2) Shipper รายใหม่ คือ กฟผ. จัดหา LNG ให้กับโรงไฟฟ้าที่กำหนด โดยใช้ราคา LNG ของ กฟผ. ในฐานะ Shipper (3) มอบหมายให้ ปตท. แยกธุรกิจท่อส่งก๊าซฯ โดยให้เป็นการแยกทางบัญชีก่อนแล้วแยกเป็นหน่วยธุรกิจหรือนิติบุคคลในลำดับต่อไป โดยให้หน่วยธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ดังกล่าวทำหน้าที่เป็นผู้บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission System Operator : TSO) ที่มีการบริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ โดยให้ TSO มีการกำหนด Code of Conduct ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ด้วยเช่นกัน (4) มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) กำกับ ติดตาม รวมถึงบริหาร ดูแลความมั่นคงของการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งจากอ่าวไทย จากการนำเข้าจากต่างประเทศทางระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และจากการนำเข้า LNG โดยในส่วนของ LNG ให้ ชธ. ศึกษาแนวทางการกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อติดตามและกำกับดูแลการจัดหา LNG ที่เหมาะสมทั้งในด้านราคาและปริมาณ เพื่อรองรับการแข่งขันในกรณีที่มีผู้จัดหา/นำเข้า LNG หลายราย (5) มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาจัดทำโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับนโยบายการส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ และ (6) สำหรับการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ในฐานะศูนย์สั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า มอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับ กฟผ. ศึกษาหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าให้สอดคล้องรองรับโครงสร้างการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคต โดยคำนึงถึงต้นทุนการส่งผ่านค่าไฟฟ้า ประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้า และการสั่งการเดินเครื่องที่ไม่มีการเลือกปฏิบัติ
2. ความก้าวหน้าการดำเนินงาน กฟผ. มีดังนี้ (1) การเตรียมความพร้อมตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ดังนี้ 1) สัญญาจัดหา LNG (Term contract) ซึ่งได้รับอนุมัติร่างสัญญาแม่บทซื้อขาย LNG และเอกสารประกวดราคาจัดหา LNG จากคณะกรรมการ กฟผ. เมื่อวันที่ 25 มิถุนายน 2561 ปัจจุบันอยู่ระหว่างเสนออัยการสูงสุตรวจพิจารณา โดย กฟผ. คาดว่าจะลงนามสัญญาจัดหาฯ ได้ ภายในเดือนกุมภาพันธ์ 2562 2) สัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG ของ บจ. พีทีที แอลเอ็นจี โดยอยู่ระหว่างเสนอขออนุมัติจากคณะกรรมการ กฟผ. คาดว่าจะลงนามสัญญาภายในปี 2561 3) สัญญาใช้ความสามารถในการให้บริการระบบท่อส่งก๊าซฯ ของ บมจ.ปตท. อยู่ระหว่างเสนอขออนุมัติจากคณะกรรมการ กฟผ. คาดว่าลงนามสัญญาภายในปี 2561 4) สัญญาซื้อขาย ก๊าซธรรมชาติกับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่กำหนดอยู่ระหว่างจัดทำสัญญา คาดว่าลงนามสัญญาภายในปี 2561 และ 5) สัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่กำหนด อยู่ระหว่างจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้า ของ กฟผ. ที่กำหนดให้รับ LNG ของ กฟผ. เพื่อเสนอขออนุมัติจาก กกพ. คาดว่าลงนามสัญญาภายในปี 2561 (2) การพิจารณานำก๊าซ LNG มาใช้กับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่กำหนด (ตั้งแต่ปี 2562เป็นต้นไป) ดังนี้ 1) พิจารณาโรงไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูงสุดในปัจจุบัน ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม วังน้อย ชุดที่ 4 ขนาด 750 เมกะวัตต์ Heat Rate 6,700 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และ/หรือ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมบางปะกง ชุดที่ 5 ขนาด 710 เมกะวัตต์ Heat Rate 6,900 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และ/หรือ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครใต้ทดแทน ระยะที่ 1 ขนาด 1,220 เมกะวัตต์ Heat Rate 6,300 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง 2) พิจารณาลงนามสัญญาจัดหา LNG อายุสัญญา 4 – 8 ปี ราคาไม่สูงกว่าราคาต่ำสุดของสัญญา LNG ระยะยาวของไทยในปัจจุบัน โดยได้รับหลักเกณฑ์ในการจัดสรรก๊าซฯ จากผู้ให้บริการสถานีแปรสภาพก๊าซธรรมชาติเหลวเป็นก๊าซฯ และผู้ให้บริการระบบท่อส่งก๊าซฯ ตามที่กำหนดไว้ใน TPA Code
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการเตรียมการสำหรับการเป็นผู้จัดหา LNG รายใหม่ของ กฟผ. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดยให้ กฟผ. ดำเนินการดังนี้
(1) จัดทำสัญญาเช่าท่าเรือ สัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561
(2) จัดทำสัญญาการใช้บริการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561
(3) เตรียมการจัดหา LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561
(4) เริ่มการนำเข้า LNG ในปริมาณไม่เกิน 1.5 ล้านตัน ภายในปี 2562
2. เห็นชอบการขอส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ เมื่อ กฟผ. ดำเนินการดังนี้
(1) กฟผ. ต้องคัดเลือกโรงไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูงสุด (Heat rate ต่ำสุด) ในการผลิตไฟฟ้าจาก LNG ที่ กฟผ. จัดหา
(2) ราคา LNG ที่ กฟผ. จัดหา ต้องไม่สูงกว่าราคา LNG ต่ำที่สุดตามสัญญาจัดหา LNG ระยะยาวของ ปตท. ที่มีอยู่ในปัจจุบัน
(3) สัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. จะต้องไม่น้อยกว่าสัดส่วนของ ปตท.
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 4 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2557 กพช. ได้เห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) ราคาพลังงานต้องสะท้อนต้นทุนแท้จริง (2) กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงใช้เพื่อการรักษาเสถียรภาพราคาและส่งเสริมพลังงานทดแทน (3) ลดการชดเชยข้ามประเภทเชื้อเพลิง (Cross subsidy) (4) ค่าการตลาดควรอยู่ในระดับที่เหมาะสม และ (5) เก็บเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละประเภทในอัตราที่ใกล้เคียงกันตามค่าความร้อน
2. เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 กบง. ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงค่าการตลาดเฉลี่ยน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมที่ 1.85 บาทต่อลิตร และวันที่ 8 มิถุนายน 2561 เห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ ระยะสั้น ใช้กลไกของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อรักษาระดับค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม และปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล์ให้สภาพคล่องกองทุนในน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลมีค่าใกล้ศูนย์ (กลยุทธ์ ศูนย์-สุทธิ) ระยะยาว ปรับราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลให้สะท้อนค่าความร้อน
3. ราคาน้ำมันตลาดโลกปิดตลาด ณ วันที่ 25 กรกฎาคม 2561 น้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 71.60 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 83.20 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 85.57 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันวันที่ 23 - 29 กรกฎาคม 2561 ลิตรละ 26.17 บาท ราคาเอทานอลเดือนสิงหาคม 2561 ลิตรละ 23.40 บาท โดยกองทุนน้ำมันจ่ายเงินชดเชยสำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ที่ 2.63 8.98 และ 0.13 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล E85 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ 2.52 5.37 และ 1.73 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ซึ่งค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล E85 อยู่ในระดับสูงกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสม และส่งผลให้มีรายจ่ายจากกองทุนน้ำมันในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลที่ 38 ล้านต่อเดือน (รายจ่ายจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงรวมอยู่ที่ 291 ล้านบาทต่อเดือน) ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ 2 แนวทาง คือ แนวทางที่ 1 ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ให้เข้าใกล้ “ศูนย์-สุทธิ” และแนวทางที่ 2 ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ให้ “สะท้อนค่าความร้อน” โดยพิจารณาถึงค่าการตลาดที่เหมาะสม และไม่ส่งผลกระทบต่อราคาขายปลีก และ หากค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ในระดับสูง ให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับลดอัตราเงินชดเชยกองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจาก 0.13 บาทต่อลิตร เป็นเก็บเงินเข้ากองทุนฯ 0.01 บาท/ลิตร และให้กองทุนน้ำมันฯ รักษาส่วนต่างราคา น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ให้ถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 3 บาทต่อลิตร รวมทั้งรายงานให้ กบง. ทราบ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของ น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล E85 ดังนี้
น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ปัจจุบัน (วันที่ 25 กรกฎาคม 2561) เท่ากับ -2.63 บาท/ลิตร ใหม่(วันที่ 26 กรกฎาคม 2561) เท่ากับ -2.43 บาท/ลิตร
น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 ปัจจุบัน (วันที่ 25 กรกฎาคม 2561) เท่ากับ -8.98 บาท/ลิตร ใหม่(วันที่ 26 กรกฎาคม 2561) เท่ากับ -8.78 บาท/ลิตร
2. เห็นชอบร่าง ประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานได้ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 26 กรกฎาคม 2561 เป็นต้นไป
3. เห็นชอบปรับลดอัตราเงินชดเชยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจาก 0.13 บาทต่อลิตร เป็นเก็บเงินเข้ากองทุนฯ 0.01 บาทต่อลิตร ในช่วงราคาน้ำมันดีเซลลดลง และให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในเดือนกรกฎาคม 2561
กบง. ครั้งที่ 45 - วันศุกร์ที่ 20 ตุลาคม 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 12/2560 (ครั้งที่ 45)
เมื่อวันศุกร์ที่ 20 ตุลาคม 2560 เวลา 13.30 น.
1. แนวทางดำเนินการโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟ Net Billing ปี 2560
2. การปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
3. การทบทวนแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2561
4. แนวทางดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 แนวทางดำเนินการโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟ Net Billing ปี 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. หลังจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ออกประกาศเพื่อขยายระยะเวลาเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า โครงการนำร่อง (Pilot Project) โดยขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อระบบฯ จากกำหนดเดิมวันที่ 31 มีนาคม 2560 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2560 พบว่า ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2560 สถานการณ์เชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ภายใต้โครงการนำร่องการส่งเสริมติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี มีการเชื่อมต่อแล้วรวมทั้งสิ้น 180 ราย กำลังการผลิตรวม 5.63 เมกะวัตต์ (กฟน. 153 ราย กำลังการผลิต 3.93 เมกะวัตต์ และ กฟภ. 27 ราย กำลังการผลิต 1.70 เมกะวัตต์) ซึ่งกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้รายงานผลการศึกษาวิเคราะห์โครงการนำร่องฯ ในมุมมองการจัดทำนโยบายในประเด็นเกี่ยวกับมาตรการสนับสนุน มาตรการเสริม และข้อเสนอแนะเชิงนโยบาย ต่อที่ประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 เพื่อทราบ และในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2560 พพ. ได้เสนอเรื่อง แนวทางดำเนินการโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรีต่อ กบง. เพื่อพิจารณา ซึ่งที่ประชุมได้มีมติมอบให้ พพ. ภายใต้คณะทำงานกำหนดแนวทางฯ รับไปทบทวนและพิจารณาเพิ่มเติมในประเด็นที่มีข้อสังเกตต่างๆ ของที่ประชุม เช่น การพิจารณาขนาดติดตั้ง เงื่อนไขการเข้าร่วมโครงการของกลุ่มขนานเครื่อง อัตราการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกิน และวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) เป็นต้น
2. คณะทำงานกำหนดแนวทางฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2560 และเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2560 ได้มีการทบทวนแนวทางดำเนินโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี ได้ข้อสรุปดังนี้ (1) หลักการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี ประกอบด้วย ส่งเสริมให้มีการติดตั้งโซลาร์รูฟโดยเน้นให้มีการผลิตไฟฟ้าใช้เองเป็นหลัก เพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าของตนเอง ลดภาระภาครัฐ และลดความต้องการไฟฟ้าในช่วงกลางวัน มีการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินในราคาต่ำกว่าค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ย ซึ่งจะช่วยให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าของประเทศลดลง และกำหนดปริมาณการรับซื้อให้เหมาะสมกับเป้าหมาย AEDP และนโยบายการเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานหมุนเวียนของรัฐบาล โดยมีการทบทวนราคารับซื้อและปริมาณรับซื้ออย่างต่อเนื่อง (2) รูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินเป็นแบบ Net Billing โดยคำนวณตามรอบบิลรายเดือน ซึ่งมีข้อดี เช่น สามารถกำหนดราคาไฟฟ้าส่วนเกินได้ บริหารจัดการบัญชีได้ง่าย และตรวจวัดไฟไหลย้อนได้ เป็นต้น (3) กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ารวม 305.63 เมกะวัตต์ ดังนี้ 1) ผู้เข้าร่วมโครงการนำร่องฯ ที่มีสัญญากับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายภายในวันที่ 31 สิงหาคม 2560 จำนวน 180 ราย จะได้รับสิทธิ์ตามที่ติดตั้งแล้ว แยกต่างหากรวม 5.63 เมกะวัตต์ และ 2) รับซื้อไฟฟ้าในเฟสแรกจำนวน 300 เมกะวัตต์ แบ่งการรับซื้อในกลุ่มอาคารธุรกิจ/โรงงาน ประมาณร้อยละ 87 (จำนวน 260 เมกะวัตต์) และกลุ่มบ้านอยู่อาศัย ร้อยละ 13 (จำนวน 40 เมกะวัตต์) ในกรณีเป้าหมายของบ้านอยู่อาศัยหรืออาคาร/โรงงาน ไม่เต็มตามเป้าหมายให้สามารถถัวปริมาณที่เหลือไปอีกกลุ่มได้ แต่ต้องอยู่ในพื้นที่ดำเนินการของการไฟฟ้านั้น (4) ขนาดกำลังการผลิตติดตั้งให้เป็นไปตามพิกัดของมิเตอร์วัดหน่วยไฟฟ้าและตามระเบียบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย เรื่องการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า(5) อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกิน พิจารณาจากสัดส่วนประเภทผู้ใช้ไฟฟ้า และการวิเคราะห์ผลตอบแทนการลงทุนโซลาร์รูฟไฟฟ้าส่วนที่ใช้เอง (self – consumed) และไฟฟ้าส่วนเกิน (excess) โดยกำหนด 3 ราคา คงที่ ระยะเวลาส่งเสริม 25 ปี ดังนี้ 1) บ้านอยู่อาศัย อัตรารับซื้อไฟฟ้า 2.00 บาท/หน่วย 2) อาคารธุรกิจ/โรงงาน (ขนาดติดตั้ง 1 MWp) อัตรารับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาท/หน่วย 3) อาคารธุรกิจ/โรงงาน (ขนาดติดตั้ง 1 MWp) อัตรารับซื้อไฟฟ้า 0.50 บาท/หน่วย ซึ่งจากการวิเคราะห์ผลตอบแทนการลงทุนโซลาร์รูฟอย่างเสรีตามอัตราการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินดังกล่าวจะทำให้บ้านอยู่อาศัยได้รับผลตอบแทน IRR ร้อยละ 7.4 และคืนทุนภายในเวลาประเมาณ 11 ปี อาคาร/โรงงาน ขนาดติดตั้ง 1 เมกะวัตต์ หากได้รับสิทธิประโยชน์สูงสุดร้อยละ 50 จาก BOI จะทำให้ได้รับผลตอบแทน IRR ร้อยละ 18.3 และคืนทุนภายในเวลาประมาณ 5.5 ปี หากไม่ได้รับสิทธิประโยชน์จาก BOI จะทำให้ได้รับผลตอบแทน IRR ร้อยละ 8.1 และคืนทุนภายในเวลาประมาณ 10.5 ปี และหากได้รับสิทธิประโยชน์บางส่วน ผลตอบแทนก็จะลดลงตามสัดส่วน และอาคาร/โรงงาน 1 เมกะวัตต์ ที่ 0.50 บาท/หน่วย หากได้รับสิทธิประโยชน์สูงสุดร้อยละ 50 จาก BOI จะทำให้ได้รับผลตอบแทน IRR ร้อยละ 18.6 และคืนทุนภายในเวลาประมาณ 5.4 ปี หากไม่ได้รับสิทธิประโยชน์จาก BOI จะทำให้ได้รับผลตอบแทน IRR ร้อยละ 8.1 และคืนทุนภายในเวลาประมาณ 10.4 ปี และหากได้รับสิทธิประโยชน์บางส่วน ผลตอบแทนก็จะลดลงตามสัดส่วน และ (5) การเข้าร่วมโครงการ มอบ กกพ. พิจารณาจัดทำหลักเกณฑ์ ระเบียบ ประกาศการเข้าร่วมโครงการ และคัดเลือกผู้เข้าร่วมโครงการโดยวิธีการคัดเลือกแบบมาก่อนได้ก่อน (Fist Come First Serve) เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมและโปร่งใส
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอความเห็น ดังนี้ (1) เห็นควรให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และ กกพ. ปรับปรุงเงื่อนไขและกฎระเบียบต่างๆ เพื่ออำนวยความสะดวกแก่ผู้เข้าร่วมโครงการแบบ One Stop Service (2) เห็นควรให้ กกพ. และการไฟฟ้าแจ้งผู้เข้าร่วมโครงการฯ ทราบ ในกรณีที่จะมีการคิดค่าใช้จ่าย ค่าเชื่อมโยงไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2549 ซึ่งในปัจจุบันยังไม่มีการเรียกเก็บค่าใช้จ่ายดังกล่าว โดย กพช. เห็นชอบแนวทางการกำหนดค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนให้การไฟฟ้าเรียกเก็บค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้า ดังต่อไปนี้ 1) ผู้ผลิตไฟฟ้าที่ไม่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า 2) มีกำลังการผลิตรวมกันสูงกว่า 20 เมกะวัตต์ เพื่อใช้เอง หรือมีกำลังการผลิตรวมกันสูงกว่า 6 เมกะวัตต์ เพื่อขายให้การไฟฟ้า 3) ขอเดินเครื่องเชื่อมโยงกับระบบของการไฟฟ้าทั้งโดยตรงหรือที่เชื่อมโยงผ่านโรงไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า และ 4) ได้รับอนุญาตจากการไฟฟ้า อันเกี่ยวกับเงื่อนไขด้านเทคนิคทางวิศวกรรม และ ความปลอดภัยของระบบไฟฟ้าเพื่อการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า แต่ปัจจุบันยังไม่มีการเรียกเก็บค่าใช้จ่ายดังกล่าว แต่หาก กกพ. จะพิจารณาทบทวนการกำหนดค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนให้แล้วเสร็จ ผู้เชื่อมโยงระบบจะต้องเสียค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าตามประกาศของการ กกพ. ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้มีโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟ Net Billing ปี 2560 โดยมีรายละเอียดดังนี้
1.1 รูปแบบการส่งเสริมเป็นแบบ Net Billing
1.2 ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า ปริมาณรวม 305.63 เมกะวัตต์ โดยแบ่งปริมาณและพื้นทีดำเนินการ ดังนี้
1.2.1 ผู้เข้าร่วมโครงการนำร่องฯ จำนวน 180 ราย ปริมาณรวม 5.63 เมกะวัตต์ ที่มีสัญญากับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายภายในวันที่ 31 สิงหาคม 2560 จะได้รับสิทธิ์เข้าร่วมโครงการโดยให้มีผลตั้งแต่มีการแก้ไขสัญญาแบบมีการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินแล้วเสร็จ
1.2.2 ผู้เข้าร่วมสมัครใหม่ ปริมาณรวม 300 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น
1) พื้นที่การไฟฟ้านครหลวง ปริมาณรวม 150 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น บ้านอยู่อาศัย 20 เมกะวัตต์ และ อาคาร/โรงงาน 130 เมกะวัตต์
2) พื้นที่การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ปริมาณรวม 150 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น บ้านอยู่อาศัย 20 เมกะวัตต์ และ อาคาร/โรงงาน 130 เมกะวัตต์
ทั้งนี้ หากปริมาณเป้าหมายการส่งเสริมสำหรับบ้านอยู่อาศัย หรืออาคาร/โรงงาน เหลือ ให้อีกกลุ่มสามารถใช้สิทธิ์ปริมาณที่เหลือได้ แต่ต้องอยู่ในพื้นที่ระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายนั้นๆ
1.3 ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง ให้ใช้ตามข้อกำหนดและตามระเบียบเรื่องการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค โดยมอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน จัดทำหลักเกณฑ์ต่อไป
1.4 อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกิน กำหนดอัตรารับซื้อส่วนเกิน 3 อัตรา เป็นอัตราคงที่ ระยะเวลาส่งเสริม 25 ปี ดังนี้
1.4.1 บ้านอยู่อาศัย อัตรารับซื้อไฟฟ้า 2.00 บาท/หน่วย
1.4.2 อาคาร/โรงงาน ขนาดติดตั้ง 1 MWp อัตรารับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาท/หน่วย
1.4.3 ผอาคาร/โรงงาน ขนาดติดตั้ง 1 MWp อัตรารับซื้อไฟฟ้า 0.50 บาท/หน่วย
1.5 การเข้าร่วมโครงการ เห็นควรมอบคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จัดทำหลักเกณฑ์ ระเบียบ ประกาศการเข้าร่วมโครงการ โดยคัดเลือกแบบมาก่อนได้ก่อน (First Come First Serve) อย่างเป็นธรรมและโปร่งใส
1.6 บ้านอยู่อาศัย อาคาร/โรงงาน ที่ขนานเครื่องแล้ว (เชื่อมต่อเข้าระบบไฟฟ้าแล้ว) ให้มีสิทธิ์เข้าร่วมโครงการได้ แต่ต้องยื่นสมัครและปฏิบัติตามประกาศการเข้าร่วมโครงการฯ ของ กกพ.
1.7 กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ให้ผู้ผ่านการคัดเลือกเข้าร่วมโครงการดำเนินการเชื่อมต่อกับระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ภายในวันที่ 31 มีนาคม 2562
2. เห็นชอบให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 2 การปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2560 ได้มีมติมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ศึกษาการกำหนดกรอบราคาสำหรับติดตามการแข่งขันกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ และ ศึกษาผลกระทบของการอ้างอิงราคา CP หรือ CP Spot (รายวัน) หรือ CP Spot (วันสุดท้ายของเดือน) หรือ CP Spot (เฉลี่ย 30 วัน) กรณีราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่อยู่ในช่วงปรับราคาขึ้นหรือปรับราคาลง
2. แนวทางการปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น ปัจจุบันราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับภาคเชื้อเพลิงถูกคำนวณตามหลักเกณฑ์ Import Parity จากการอ้างอิงราคานำเข้า CP + X โดย CP (Contract Price) คือ ราคาประกาศเปโตรมิน ณ ราสทานูรา ซาอุดีอาระเบีย ด้วยสัดส่วนระหว่างโพรเพนและบิวเทน 50:50 ณ เดือนที่คำนวณราคา และ X คือ ค่าใช้จ่ายดำเนินการนำเข้า ซึ่งประกอบด้วยค่าขนส่ง (จากราสทานูรา ประเทศซาอุดีอาระเบีย มายังศรีราชา ประเทศไทย) ค่าประกันภัย ค่าการสูญเสีย และค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ อย่างไรก็ดี การอ้างอิงราคาเนื้อก๊าซ LPG ตลาดโลกด้วยราคา CP ยังมีข้อจำกัดอยู่บ้าง กล่าวคือ CP เป็นราคาประกาศรายเดือน ซึ่งเปลี่ยนแปลงทุกวันที่ 1 ของเดือน ไม่สามารถสะท้อนราคาซื้อขายจริงระหว่างเดือนได้ดีเท่าที่ควร ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้เปลี่ยนหลักเกณฑ์การอ้างอิงราคาก๊าซ LPG นำเข้าจากเดิมที่อ้างอิงด้วยราคา CP ที่ประกาศรายเดือนเป็นอ้างอิงด้วยราคา LPG cargo จากข้อมูล Spot Cargo ( FOB Arab Gulf ) ของ Platts เฉลี่ยรายสัปดาห์แทน เนื่องจากราคา LPG cargo มีการประกาศเป็นรายวันซึ่งสามารถสะท้อนภาวะการซื้อขายในตลาดจร (spot market) ได้รวดเร็วขึ้น ขณะที่ในระยะยาว ราคา LPG cargo ก็ยังมีการเคลื่อนไหวสอดคล้องกับราคา CP ด้วยเช่นกัน โดยข้อเสนอหลักเกณฑ์ใหม่ใช้ค่าเฉลี่ยของ LPG cargo เป็นรายสัปดาห์ในการคำนวณราคา ณ โรงกลั่นเพื่อให้ราคาขายปลีกอ้างอิงปลายทางไม่ผันผวนมากจนเกินไป
3. แนวทางการปรับปรุงกลไกการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปัจจุบันในภาวะการณ์ที่ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกอยู่ในระดับสูงซึ่งส่งผลกระทบถึงผู้บริโภคปลายทาง กบง. ได้ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีก โดยในช่วงสามเดือนที่ผ่านมา ราคา CP ปรับขึ้นจาก 440 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ในเดือนสิงหาคม 2560 เป็น 490 และ 577.5 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ในเดือนกันยายนและตุลาคม 2560 ตามลำดับ ซึ่งการรักษาเสถียรภาพราคาปลีกปลายทางทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีภาระการชดเชยเพิ่มสูงขึ้นจาก 510 ล้านบาทต่อเดือนในเดือนสิงหาคม 2560 เป็นชดเชย 913 ล้านบาทต่อเดือนในเดือนตุลาคม 2560 ส่งผลให้ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ลดลงจากประมาณ 6,500 ล้านบาทในช่วงต้นเดือนสิงหาคม 2560 เป็นอยู่ที่ 5,148 ล้านบาท ณ วันที่ 15 ตุลาคม 2560 และคาดการณ์ว่าฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG จะอยู่ที่ระดับประมาณ 4,300 ล้านบาทในช่วงสิ้นเดือนตุลาคมนี้ การรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกดังกล่าวอาจทำได้อีกเพียงสี่เดือนที่ระดับการชดเชยปัจจุบัน ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้กำหนดเพดานการอุดหนุน (Subsidy Cap) โดยจำกัดวงเงินการชดเชยราคาในแต่ละเดือนให้ไม่เกินร้อยละ 5ของฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ ปัจจุบัน (รวมบัญชีน้ำมันและบัญชี LPG) เช่น ณ วันที่ 15 ตุลาคม 2560 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 37,532 ล้านบาท ดังนั้นการชดเชยราคาในเดือนตุลาคม 2560 ต้องไม่เกินร้อยละ 5 คือ 1,876 ล้านบาท
4. แนวทางการปรับปรุงกรอบราคาสำหรับติดตามการแข่งขัน เนื่องจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติใช้ ก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นทรัพยากรในประเทศมาผลิตก๊าซ LPG ทำให้ก๊าซ LPG ที่ผลิตได้มีต้นทุนต่ำกว่าก๊าซ LPG ที่นำเข้าอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งส่งผลให้ผู้นำเข้าก๊าซ LPG ไม่สามารถสู้ราคากับโรงแยกก๊าซธรรมชาติได้ ดังนั้นเพื่อให้ต้นทุนก๊าซ LPG จากทุกแหล่งจัดหามีต้นทุนที่ใกล้เคียงกันและแข่งขันกันได้ภายใต้ระบบการค้าเสรี ปัจจุบันจึงมีการเก็บส่วนต่างราคากรณีราคา CP+X สูงกว่าต้นทุนก๊าซ LPG จากกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติเกิน 0.67 บาทต่อกิโลกรัม (10 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม) และชดเชยกรณีราคา CP+X ต่ำกว่าต้นทุนก๊าซ LPG จากกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติเกิน 0.67 บาทต่อกิโลกรัม นอกจากนี้ กรอบราคาสำหรับติดตามการแข่งขัน ± 0.67 บาทต่อกิโลกรัม ยังทำหน้าที่เป็นกันชน (buffer) ลดผลกระทบที่เกิดจากส่วนต่างระหว่างราคานำเข้า CP+X ที่รัฐกำหนดสำหรับการอ้างอิง และราคานำเข้าจริงของผู้ค้าก๊าซ กล่าวคือ หากรัฐกำหนด CP+X สูงกว่าราคานำเข้าจริงมากจะส่งผลให้กลุ่มโรงแยกก๊าซฯ ไม่สามารถแข่งขันได้เนื่องจากถูกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนผลิตและจัดหา (กองทุนฯ #1) มากกว่าที่ควรจะเป็น และในทางกลับกันผู้นำเข้าจะไม่สามารถแข่งขันได้หรือไม่มีผู้นำเข้าเลย หากรัฐกำหนด CP+X อ้างอิงต่ำกว่าราคานำเข้าจริงมากเกินควร ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้คงกรอบราคาสำหรับติดตามการแข่งขันที่ ± 0.67 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไป เพื่อส่งเสริมการแข่งขันเสรี และช่วยบรรเทาปัญหาส่วนต่างราคา CP+X ที่รัฐกำหนดซึ่งอาจแตกต่างจากราคานำเข้าจริง
5. แนวทางการปรับปรุงการกำหนดค่าการตลาด ค่าการตลาดของก๊าซ LPG ที่ปัจจุบันกำหนดอยู่ที่ 3.2566 บาทต่อกิโลกรัม เป็นตัวเลขที่ใช้มาเป็นระยะเวลายาวนานมากกว่าสิบปี อาจจะไม่สะท้อนความเป็นจริง ในปัจจุบัน นอกจากนี้ค่าการตลาดดังกล่าวสะท้อนถึงธุรกิจในภาคครัวเรือน (ก๊าซหุงต้มบรรจุถัง) มากกว่าจะเป็น ภาคขนส่ง (สถานีบริการ) ซึ่งมีค่าใช้จ่ายในการดำเนินการแตกต่างกันโดยสิ้นเชิง ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้ศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ของทั้งภาคครัวเรือนและภาคขนส่งที่สะท้อนต้นทุนการดำเนินการที่แท้จริงในแต่ละ ภาคธุรกิจ เพื่อใช้ติดตามราคาขายปลีกที่เหมาะสม
6. ราคาขายปลีกก๊าซ LPG และอัตรากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงส่วนขายปลีก กลไกการอ้างอิงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ปัจจุบันเกิดจากการคำนวณราคาขายส่งบวกค่าการตลาดที่คงที่ (3.2566 บาทต่อกิโลกรัม) หรือกล่าวได้ว่า ราคาขายปลีกเกิดจากการคำนวณ มิใช่ราคาขายปลีกที่เกิดจากกลไกตลาด แตกต่างจากน้ำมันเชื้อเพลิงประเภทอื่นที่ภาครัฐอ้างอิงราคาขายปลีกโดยตรงจากข้อมูลของผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงซึ่งเกิดจากระบบตลาดที่ใช้การแข่งขันเป็นกลไกกำหนดราคา การกำหนดราคาขายปลีกจากการคำนวณและให้ข้อมูลดังกล่าวต่อสื่อมวลชนทุกต้นเดือนจึงอาจเป็นการชี้นำราคา ทำให้กลไลตลาดไม่สามารถดำเนินไปได้ ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้ปรับกลไก การอ้างอิงราคาก๊าซ LPG จากเดิมที่ใช้ราคาขายปลีกจากการคำนวณ เป็นการใช้ราคาขายปลีกที่ผู้ค้าเป็นผู้กำหนดเองตามกลไกตลาด โดยภาครัฐทำหน้าที่ติดตามค่าการตลาดให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม รวมถึงงดการให้ข้อมูลราคาขายปลีกต่อสื่อมวลชนเพื่อป้องกันการชี้นำราคา อีกทั้งขอความร่วมมือกรมการค้าภายใน กระทรวงพาณิชย์ คงราคาแนะนำขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนไว้ที่ราคาสูงสุดเพื่อเป็นเพดานราคาขายปลีกก๊าซ LPG ถ้าในช่วงราคาตลาดโลกปรับตัวลดลงจะทำให้เกิดการแข่งขันด้านราคาขายปลีกมากขึ้น ในส่วนการปรับอัตรากองทุนน้ำมันฯ (กองทุนฯ #2) ของก๊าซ LPG เฉพาะในกรณีที่มีความจำเป็นเท่านั้น เช่น กรณีที่ราคาตลาดโลกมีความผันผวนมาก หรือกรณีที่ค่าการตลาดของผู้ค้าสูงเกินควร เป็นต้น เพื่อให้กลไกตลาดเข้ามามีบทบาทเพิ่มขึ้น สอดคล้องกับน้ำมันเชื้อเพลิงประเภทอื่นที่มิได้ปรับอัตรากองทุนน้ำมันฯ เป็นประจำทุกเดือน
7. แนวทางปรับปรุงกลไกติดตามการแข่งขันหลังเปิดเสรี จากการสำรวจเบื้องต้น พบว่าราคาขายปลีก ก๊าซ LPG ของสถานีบริการอยู่ต่ำกว่าราคาขายปลีกของร้านค้าก๊าซหุงต้มค่อนข้างมาก ซึ่งส่วนหนึ่งเกิดจาก ค่าการตลาดที่แตกต่างกัน แต่อีกหนึ่งปัจจัยเกิดจากระดับการแข่งขันที่แตกต่างกันของธุรกิจก๊าซหุงต้มและธุรกิจสถานีบริการ อย่างไรก็ดี ปัจจุบันภาครัฐมีการเก็บข้อมูลราคาขายปลีกก๊าซ LPG ของภาคครัวเรือน (ขนาดถัง 15 กิโลกรัม) จากการสำรวจของพลังงานจังหวัด (พนจ.) เท่านั้น โดยยังมิได้มีกลไกการติดตามราคาก๊าซ LPG ของสถานีบริการ ทำให้ไม่มีข้อมูลสำหรับวิเคราะห์สถานการณ์การแข่งขันในภาคขนส่งหลังการเปิดเสรี ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้มีการติดตามราคาขายปลีกก๊าซ LPG ทั้งภาคขนส่งและภาคครัวเรือน จากทั้งการสำรวจตรงของ พนจ. และการรวบรวมข้อมูลจากผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบเปลี่ยนหลักเกณฑ์การอ้างอิงราคาก๊าซ LPG นำเข้าจากเดิมที่อ้างอิงด้วยราคา CP ที่ประกาศรายเดือนเป็นอ้างอิงด้วยราคา LPG cargo จากข้อมูล Spot Cargo ( FOB Arab Gulf ) ของ Platts เฉลี่ย รายสัปดาห์แทน
ทั้งนี้ การเผยแพร่ข้อมูลโครงสร้างราคาก๊าซ LPG อ้างอิงจะเปลี่ยนแปลงจากเดิมที่เป็นข้อมูลรายเดือนเป็นข้อมูลรายสัปดาห์ที่เปลี่ยนแปลงทุกวันจันทร์ (หรือวันทำการวันแรกของสัปดาห์)
2. เห็นชอบกำหนดเพดานการอุดหนุนราคาก๊าซ LPG (Subsidy Cap) โดยจำกัดปริมาณเงินการชดเชยราคาสูงสุดในแต่ละเดือนให้ไม่เกินร้อยละ 5 ของฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของเดิม (ทั้งบัญชีน้ำมันและบัญชีก๊าซ LPG)
3. เห็นชอบปรับกลไกการอ้างอิงราคาก๊าซ LPG จากเดิมที่ใช้ราคาขายปลีกจากการคำนวณด้วยโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ LPG เป็นการใช้ราคาขายปลีกของผู้ค้าแทน
4. มอบหมายสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ดังนี้
(1) จัดเตรียมระบบประเมินผลการปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซ LPG เป็นรายสัปดาห์
(2) รวบรวมข้อมูลราคาขายปลีกก๊าซ LPG ของภาคครัวเรือนและภาคขนส่งในเขตกรุงเทพฯ จากผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงตามมาตรา 7
(3) เตรียมการศึกษาค่าการตลาดที่เหมาะสมของก๊าซ LPG ทั้งในภาคครัวเรือนและภาคขนส่ง
5. มอบหมายกรมธุรกิจพลังงานรวบรวมและตรวจสอบปริมาณและราคานำเข้าก๊าซ LPG ของผู้ค้าก๊าซเพื่อเปรียบเทียบกับราคา ณ โรงกลั่นที่คำนวณตามหลักเกณฑ์ Import Parity และรายงาน กบง. ต่อไป
6. มอบหมายสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (พลังงานจังหวัด) ทำการสำรวจและเก็บข้อมูลราคาขายปลีกก๊าซ LPG ของสถานีบริการ ทุกจังหวัดทั่วประเทศ
7. มอบหมายผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงตามมาตรา 7 แจ้งราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนและภาคขนส่งต่อสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน
เรื่องที่ 3 การทบทวนแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2561
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 17 พฤศจิกายน 2557 ได้อนุมัติกรอบแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง งบบริหาร ปีงบประมาณ 2558 – 2561 ของ 5 หน่วยงาน ได้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมสรรพสามิต กรมศุลกากร สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) เป็นจำนวนเงิน 153,152,200 บาท และงบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2558 – 2561 เป็นจำนวนเงินปีละ 300 ล้านบาท
2. เมื่อวันที่ 18 กันยายน 2560 คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (อบน.) ได้พิจารณาแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันฯ ปีงบประมาณ 2561 และได้มีมติให้ สป.พน. สนพ. กรมสรรพสามิต กรมศุลกากร และ สบพน. หารือกับฝ่ายเลขานุการฯ เพื่อทบทวนแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันฯ ให้มีความเหมาะสม โดยให้พิจารณาผลการเบิกจ่ายจริงของปีที่ผ่านมา และนำเสนอ อบน. ในการประชุมครั้งต่อไป นอกจากนี้ ได้เห็นชอบงบค่าใช้จ่ายอื่น วงเงิน 300 ล้านบาท เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลาง และอนุมัติให้ดำเนินงาน 5 โครงการ ได้แก่ โครงการศึกษาสภาวะการแข่งขันในตลาดค้าปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับยานยนต์ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ของ สนพ. และอีก 4 โครงการของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้แก่ โครงการพัฒนาระบบฐานข้อมูลสถานที่เก็บและปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงสำรองของประเทศ โครงการจัดตั้งศูนย์สอบและทะเบียนผู้ปฏิบัติงานตามกฎหมายควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง โครงการจัดตั้งศูนย์ทดสอบแบบไม่ทำลาย (NDT) และโครงการศึกษาการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศไทย (Strategic Petroleum Reserve: SPR) รวม 5 โครงการ เป็นเงิน 43,915,157 บาท และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กบง. พิจารณาอนุมัติต่อไป
3. เมื่อวันที่ 22 กันยายน 2560 อบน. ได้มีมติอนุมัติเงินงบบริหาร ปีงบประมาณ 2561 ของ 5 หน่วยงาน เป็นจำนวนเงินรวม 16,698,100 บาท โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2560 เป็นต้นไป และมอบหมายให้กรมสรรพสามิตจัดทำรายละเอียดข้อมูลและเหตุผลความจำเป็นประกอบในคำขอจัดซื้อครุภัณฑ์คอมพิวเตอร์ เพื่อนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2560 กบง. ได้พิจารณาแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2561 โดยได้มีมติรับทราบผลการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันฯ ปีงบประมาณ 2560 และอนุมัติในหลักการแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันฯ ปีงบประมาณ 2561 โดยมอบหมายให้ อบน. ไปทบทวนรายละเอียดเงินงบบริหารและงบค่าใช้จ่ายอื่นให้สอดคล้องกับวัตถุประสงค์การใช้จ่ายเงินของกองทุนน้ำมันฯ และให้นำกลับมาเสนอ กบง. อีกครั้ง
4. สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการฯ กบง. และ อบน. ได้ประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้จัดเตรียมข้อมูลภารกิจของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องกับกองทุนน้ำมันฯ เพื่อประกอบการทบทวนคำขอจัดตั้งงบประมาณของ 5 หน่วยงาน และคำขอรับเงินสนับสนุนสำหรับดำเนินงาน 5 โครงการ ว่าสอดคล้องกับวัตถุประสงค์การใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันฯ ตามระเบียบกระทรวงพลังงานว่าด้วยการฝากและการเบิกจ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2556 หมวด 2 การจ่ายเงิน ข้อ 9 กำหนดให้เงินกองทุนน้ำมันฯ สามารถใช้จ่ายได้ตามวัตถุประสงค์ของกองทุน จำนวน 6 ข้อ โดยในส่วนของแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันฯ แบ่งเป็น 2 ส่วน คือ (1) งบบริหาร เป็นการใช้จ่ายเงินตามวัตถุประสงค์ข้อ 9 (3) “เป็นค่าใช้จ่ายในการบริหารกองทุน ภายในวงเงินประมาณการรายจ่ายประจำปีที่คณะกรรมการหรือคณะอนุกรรมการอนุมัติ ตามประเภทรายจ่าย ดังนี้ (3.1) ค่าจ้างชั่วคราว (3.2) ค่าตอบแทนใช้สอยและวัสดุ (3.3) ค่าครุภัณฑ์ (3.4) ค่าใช้จ่ายอื่นๆ ตามที่คณะกรรมการหรือคณะอนุกรรมการเห็นชอบโดยให้การถัวจ่ายเงินกองทุนในทุกประเภทรายจ่ายเป็นไปตามที่คณะกรรมการหรือคณะอนุกรรมการอนุมัติ” (2) งบค่าใช้จ่ายอื่น เป็นเงินสำรองกองกลาง สามารถใช้จ่ายเงินได้ตามวัตถุประสงค์ 3 ข้อ คือ ข้อ 9 (4) “เป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินการใดๆ เพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง” ข้อ 9 (5) “ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการใดๆ เพื่อให้การเก็บเงินเข้ากองทุนหรือการจ่ายเงินชดเชยจากกองทุนเป็นไปอย่างครบถ้วนและมีประสิทธิภาพ” และข้อ 9 (6) “เป็นค่าใช้จ่ายอื่นๆ ตามที่คณะกรรมการหรือคณะอนุกรรมการเห็นชอบ” ต่อมาเมื่อวันที่ 9 ตุลาคม 2560 สป.พน. ได้มีหนังสือถึงฝ่ายเลขานุการฯ เพื่อขอยกเลิกคำของบประมาณกองทุนน้ำมันฯ ปีงบประมาณ 2561 ดังนั้น คงเหลือ 4 หน่วยงาน ที่มีภารกิจในการบริหารกองทุนน้ำมันฯ ตามระเบียบกระทรวงพลังงานว่าด้วยการฝากและการเบิกจ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2556 หมวด 2 การจ่ายเงิน ข้อ 9 (3) ได้แก่ สนพ. กรมสรรพสามิต กรมศุลการกร และ สบพน.
5. อบน. ในการประชุมเมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2560 ได้พิจารณาการทบทวนคำขอตั้งงบประมาณรายจ่ายจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2561 โดยแบ่งเป็น 2 ส่วน คือ (1) งบบริหาร ของ 4 หน่วยงาน ซึ่งตั้งขอรับเงินในปีงบประมาณ 2561 เป็นจำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 10,063,800 บาท ประกอบด้วย สนพ. จำนวน 1.03920 ล้านบาท กรมสรรพสามติ จำนวน 6.6498 ล้านบาท กรมศุลกากร จำนวน 1.0301 ล้านบาท และ สบพน. จำนวน 0.9919 ล้านบาท ซึ่ง อบน. ได้พิจารณาแล้วมีความเห็นว่า ค่าใช้จ่ายในการบริหารกองทุนน้ำมันฯ ของทุกหน่วยงานเกี่ยวกับภารกิจการบริหารกองทุนน้ำมันฯ และอัตราค่าใช้จ่ายดังกล่าวเป็นไปตามระเบียบของกระทรวงการคลัง ส่วนการขอจัดซื้อครุภัณฑ์คอมพิวเตอร์ของกรมสรรพสามิต ให้เป็นไปตามข้อกำหนดตามเกณฑ์ราคากลางของกระทรวงดิจิตัลฯ และดำเนินการจัดซื้อให้ถูกต้องตามระเบียบกระทรวงการคลังว่าด้วยการจัดซื้อจัดจ้างและการบริหารพัสดุภาครัฐ พ.ศ. 2560 หรือระเบียบราชการอื่นที่เกี่ยวข้อง (2) งบค่าใช้จ่ายอื่น เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลาง โดยตามมติ อบน. เมื่อวันที่ 18 กันยายน 2560 ได้เห็นชอบงบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2561 จำนวน 300 ล้านบาท เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลาง และอนุมัติในหลักการให้หน่วยงานดำเนินโครงการ จำนวน 5 โครงการ รวมเป็นเงิน 43,915,157 ซึ่งในการประชุม อบน. เมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2560 ธพ. ได้แจ้งขอยกเลิกคำขอรับการสนับสนุนเงินงบค่าใช้จ่ายอื่น 1 โครงการ คือ โครงการจัดตั้งศูนย์ทดสอบแบบไม่ทำลาย (DNT) วงเงิน 14,000,000 บาท จึงทำให้เหลือโครงการที่ตั้งของบประมาณ 4 โครงการ ประกอบด้วย (1) โครงการศึกษาสภาวะการแข่งขันในตลาดค้าปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับยานยนต์ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ในวงเงิน 5,396,545 บาท ระยะเวลา 15 เดือน (2) โครงการพัฒนาระบบฐานข้อมูลสถานที่เก็บและปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงสำรองของประเทศดำเนินการโดย ธพ. วงเงิน 4,500,000 บาท ระยะเวลา 12 เดือน (3) โครงการจัดตั้งศูนย์สอบและทะเบียนผู้ปฏิบัติงานตามกฎหมายควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิงดำเนินการโดย ธพ. วงเงิน 7,294,600 บาท ระยะเวลา 8 เดือน และ (4) โครงการศึกษาการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศไทย (Strategic Petroleum Reserve: SPR) ดำเนินการโดย ธพ. วงเงิน 12,724,012 บาท ระยะเวลา 9 เดือน ซึ่งที่ประชุมได้มีการพิจารณารายละเอียดคำของบประมาณทั้ง 2 ส่วน อย่างรอบคอบแล้ว ได้มีมติเห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันฯ ปีงบประมาณ 2561 ประกอบด้วย งบบริหาร ของ 4 หน่วยงาน เป็นจำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 10,063,800 บาท โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2560 เป็นต้นไป และงบประมาณทุกรายจ่ายให้สามารถนำมาถัวจ่ายได้ทุกรายการ และงบค่าใช้จ่ายอื่น จำนวน 300,000,000 บาท เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลางของปีงบประมาณ 2561 และอนุมัติให้ดำเนินโครงการจำนวน 4 โครงการ จำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 29,915,157 บาท
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปีงบประมาณ 2561 ดังนี้
1. งบบริหาร ของ 4 หน่วยงาน เป็นจำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 10,063,800 บาท โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2560 เป็นต้นไป และงบประมาณทุกรายจ่ายให้สามารถนำมาถัวจ่ายได้ทุกรายการ
2. งบค่าใช้จ่ายอื่น จำนวน 300,000,000 บาท เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลางของปีงบประมาณ 2561 และอนุมัติให้ดำเนินโครงการจำนวน 4 โครงการ จำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 29,915,157 บาท ดังนี้
2.1 โครงการศึกษาสภาวะการแข่งขันในตลาดค้าปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับยานยนต์ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน วงเงิน 5,396,545 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 15 เดือน นับถัดจากวันที่ลงนามในสัญญา
2.2 โครงการพัฒนาระบบฐานข้อมูลสถานที่เก็บและปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงสำรองของประเทศ ของกรมธุรกิจพลังงาน วงเงิน 4,500,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 12 เดือน นับจากวันที่ลงนามในสัญญา
2.3 โครงการจัดตั้งศูนย์สอบและทะเบียนผู้ปฏิบัติงานตามกฎหมายควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง ของกรมธุรกิจพลังงาน วงเงิน 7,294,600 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 8 เดือน นับตั้งแต่วันที่ได้รับอนุมัติ
2.4 โครงการศึกษาการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศไทย (Strategic Petroleum Reserve: SPR) วงเงิน 12,724,012 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 9 เดือน นับตั้งแต่วันที่สัญญาระบุให้เริ่มทำงาน
ทั้งนี้ กรอบวงเงินคงเหลือของงบค่าใช้จ่ายอื่น มอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นผู้พิจารณาอนุมัติต่อไป
เรื่องที่ 4 แนวทางดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งที่ 1/2558 (ครั้งที่ 1) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 ดังนี้ โดยให้ กลุ่มที่ 1 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561 เห็นควรให้ได้รับการต่ออายุสัญญาเดิมออกไปอีก 3-5 ปี โดยรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมเข้าสู่ระบบของ กฟผ. ในปริมาณที่น้อยสุด ด้วยสัญญาที่เหมาะสมและเป็นธรรม เนื่องจากกลุ่มนี้ไม่สามารถเตรียมการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงได้ทันภายในระยะ 2-3 ปี ทั้งนี้ จะต้องมีการปรับปรุงอัตรารับซื้อไฟฟ้าใหม่ให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า สะท้อนต้นทุนที่เกิดขึ้นจริงจากการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น และเมื่อสิ้นสุดการขยายสัญญาแล้ว ให้ดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ในลักษณะเดียวกับกลุ่มที่ 2 โดยมีอายุสัญญาไม่เกิน 20 ปี และกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าไม่ให้สูงกว่าที่รับซื้อจากโรงไฟฟ้า IPP และให้ กลุ่มที่ 2 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 เห็นควรให้ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียง เฉพาะโรงไฟฟ้าที่มีสถานที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม หรือกลุ่มโรงงานขนาดใหญ่ที่มีการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำหรือน้ำเย็นปริมาณมากเท่านั้น โดยโรงไฟฟ้าใหม่จะต้องมีขนาดกำลังการผลิตเหมาะสมกับปริมาณความต้องการใช้ไอน้ำของลูกค้า ในนิคมอุตสาหกรรม โดยมีอายุสัญญาไม่เกิน 20 ปี และกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าไม่ให้สูงกว่าที่รับซื้อจากโรงไฟฟ้า IPP และรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมเข้าสู่ระบบของ กฟผ. ในปริมาณที่น้อยที่สุดไม่เกินร้อยละ 20 ของกำลังการผลิตตามสัญญาเดิมที่เคยขายเข้าระบบ ด้วยสัญญาที่เหมาะสมและเป็นธรรม ทั้งนี้ จะต้องมีการปรับปรุงระเบียบที่มีความรัดกุมสามารถกำกับดูแลโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ให้ดำเนินการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำเป็นไปตามวัตถุประสงค์ของการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration โดยมีประสิทธิภาพการใช้เชื้อเพลิงปฐมภูมิสูงกว่าโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ซึ่งมีการก่อสร้างใหม่และมีการผลิตไฟฟ้าอย่างเดียว โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับหลักการและแนวทางที่ กพช. ให้ความเห็นชอบ ไปพิจารณาดำเนินการในรายละเอียดเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติต่อไป
2. สมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ได้มีหนังสือถึงนายกรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2558 ร้องเรียนขอให้ทบทวนมติ กพช. เรื่องแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ในประเด็นต่างๆ พร้อมทั้งมีข้อเสนอแนวทางการดำเนินการ ดังนี้ (1) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า ตามที่ กพช. ได้มีมติ เป็นปริมาณที่ต่ำกว่าความเหมาะสมอย่างมาก ควรมีการปรับเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเข้าสู่ระบบของ กฟผ. เป็นไม่เกิน 60 เมกะวัตต์ (2) อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ตามมติ กพช. เป็นการใช้ประโยชน์โรงไฟฟ้าไม่คุ้มค่า เนื่องจากโรงไฟฟ้ามีอายุการใช้งานประมาณ 30 ปี จึงขอปรับเพิ่มอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเป็น 25 ปี (3) ราคารับซื้อไฟฟ้า ตามที่ กพช. ได้มีมติ เป็นราคาที่ไม่เป็นธรรมและต่ำกว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของ SPP และได้เสนอแนวทางการกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า โดยโครงสร้างราคาอ้างอิงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภทสัญญา Firm ปี 2553 โดยมีการปรับลดอัตราต่างๆ ลง เช่น ค่าพลังไฟฟ้า ให้มีส่วนลดร้อยละ 10 จากสูตรราคาตามระเบียบปี 2553 และค่าพลังงานไฟฟ้า ให้มีการปรับลดอัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) ลงเป็น 7,900 BTU/kWh ซึ่ง กพช. ในการประชุมครั้งที่ 2/2559 (ครั้งที่ 7) เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ได้พิจารณาแนวทางการดำเนินการกับข้อร้องเรียนของ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญา โดยได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 โดยกลุ่มที่ 1 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561 (ต่ออายุสัญญา) ให้มีระยะเวลาสัญญา 3 ปี ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 60 เมกะวัตต์ และไม่เกินกว่าปริมาณขายไฟฟ้าตามสัญญาเดิม โดยราคารับซื้อไฟฟ้า ณ ราคาก๊าซ 263 บาทต่อล้านบีทียู อยู่ที่ 2.375 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง กลุ่มที่ 2 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) ให้มีระยะเวลาสัญญา 25 ปี ปริมาณรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 30 เมกะวัตต์ และไม่เกินร้อยละ 30 ของกำลังผลิตสุทธิ (Net Generation) ไฟฟ้ารวมไอน้ำ และจะต้องไม่เกินกว่าปริมาณขายไฟฟ้าตามสัญญาเดิมอัตรารับซื้อไฟฟ้าอยู่ที่ 2,8186 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง โดยมอบหมายให้ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 ตามแนวทางข้างต้น
3. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) มีหนังสือถึง สนพ. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2560 แจ้งว่า มีปัญหาในการดำเนินการต่ออายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับบริษัท โกลว์ พลังงาน จำกัด (มหาชน) (โครงการ1) เนื่องจาก กฟผ. ตรวจสอบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของบริษัทพบว่าสิ้นสุดอายุสัญญาตั้งแต่เดือนกันยายน 2559 ซึ่งไม่ตรงตามเงื่อนไขตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ทั้งนี้ กฟผ. และบริษัทอยู่ระหว่างการดำเนินการเข้าสู่กระบวนการระงับข้อพิพาท โดยการนำเสนออนุญาโตตุลาการเพื่อพิจารณาชี้ขาดวันสิ้นสุดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และ กฟผ. ได้มีหนังสือสอบถามแนวทางการดำเนินการต่ออายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของบริษัทไปยังสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ซึ่งคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2560 แจ้งให้ทราบว่า กกพ. ได้มีการประชุมหารือแนวทางต่ออายุสัญญาบริษัท โกลว์ พลังงาน จำกัด (มหาชน) (โครงการ1) และได้มีข้อเสนอแนะแนวทางการแก้ไข ดังนี้ (1) ในระหว่างที่ กฟผ. และบริษัทอยู่ระหว่างการดำเนินการเข้าสู่กระบวนการระงับข้อพิพาทในประเด็นเรื่องวันสิ้นสุดอายุสัญญา เห็นควรให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าจากบริษัทไปพลางก่อนเพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อการจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำให้กับภาคอุตสาหกรรมของประเทศ (2) กกพ. เห็นควรให้เสนอต่อกระทรวงพลังงานพิจารณานำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาให้การสิ้นสุดอายุสัญญาของโครงการกลุ่มที่ 1 ครอบคลุมในปี 2559 – 2561 จากเดิมกำหนดไว้ปี 2560 – 2561 โดย สนพ. รับทราบในการประชุมคณะอนุกรรมการกำกับดูแลการจัดหาไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนว่า กกพ. มีปัญหาในการทางปฏิบัติในการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ต่อมาสำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือถึง สนพ. เมื่อวันที่ 19 กันยายน 2560 แจ้งผลการประชุมหารือ เรื่องแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาโดย กกพ. ความเห็นว่า ควรสนับสนุนการปรับปรุงระยะเวลาสิ้นสุดอายุสัญญาของ SPP ระบบ Cogeneration จากปี 2560 – 2568 เป็นปี 2559 – 2568 เพื่อให้ครอบคลุม SPP ระบบ Cogeneration ที่หมดอายุสัญญาในปี 2559 เห็นชอบหลักการในการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงเพื่อให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง และ เห็นควรสนับสนุนแนวทางทางเลือกสำหรับโครงการ SPP ระบบ Cogeneration ที่มีความประสงค์จะใช้เครื่องจักรอุปกรณ์เดิม โดยการเปลี่ยนชิ้นส่วนสำคัญบางชิ้นส่วน (Re-powering) ทั้งนี้ จะต้องปรับอัตรา CP1 = 0 สำหรับเงื่อนไขอื่นๆ ให้เป็นไปตามโรงไฟฟ้าที่ก่อสร้างใหม่ทุกประการ
4. กกพ. ได้ดำเนินการตามมติ กพช. ในวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 แล้วพบว่ามีประเด็นปัญหาในการดำเนินการและข้อเสนอการดำเนินการเพิ่มเติมสรุปได้ดังนี้ กลุ่มที่ 1 (ต่ออายุสัญญา) : บริษัท โกลว์ พลังงาน จำกัด (มหาชน) (โครงการ1) ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 แต่เมื่อมีการตรวจสอบสัญญาแล้วพบว่าสิ้นสุดอายุสัญญา ในปี 2559 ทั้งนี้เกิดจากความเข้าใจคลาดเคลื่อนเกี่ยวกับการนับวันเริ่มต้นสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของ กฟผ. และ บริษัท และกลุ่มที่ 2 (สร้างโรงไฟฟ้าใหม่) : กกพ. พบว่ามติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 มีการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ที่อ้างอิงเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ยังขาดความชัดเจนว่าจะสามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงได้หรือไม่ นอกจากนี้มี SPP ระบบ Cogeneration บางราย เสนอให้มีทางเลือกสำหรับ SPP ระบบ Cogeneration ที่สามารถใช้เครื่องจักรและอุปกรณ์เดิมที่ได้มีการปรับปรุงหรือเปลี่ยนแปลงก่อนวันสิ้นสุดอายุสัญญาแล้วไม่ต้องก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ แต่จะรับซื้อไฟฟ้าในอัตราที่ต่ำลง ซึ่ง สนพ. ได้จัดประชุมหารือร่วมกับ กกพ. และสมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนเมื่อวันที่ 14 กันยายน 2560 และวันที่ 3 ตุลาคม 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) SPP ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559 ไม่สามารถต่ออายุสัญญาได้ เนื่องจากมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ยังไม่ครอบคลุมโรงไฟฟ้าที่สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559 จึงเห็นควรเสนอให้ กพช. ปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของกลุ่มที่ 1 จากเดิมตั้งแต่ปี 2560 - 2561 เป็น 2559 – 2561 และ (2) กรณี SPP ระบบ Cogeneration ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง ที่ประชุมพิจารณาแล้วเห็นว่าหาก จะมีการกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าให้สะท้อนต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงถ่านหินโดยเฉพาะ จะทำให้ราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP ระบบ Cogeneration ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงมีราคาโดยรวมต่ำกว่าการรับซื้อไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration จากก๊าซธรรมชาติ จึงเห็นควรกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้ากรณีใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง โดยใช้หลักการเดียวกันกับการกำหนดราคารับซื้อ SPP ระบบ Cogeneration ที่อ้างอิงก๊าซธรรมชาติ โดยกำหนดอัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) เท่ากับ SPP ระบบ Cogeneration ที่มีการประกาศรับซื้อในรอบปี 2553 รวมทั้งเห็นควรเพิ่มให้ค่าขนส่งถ่านหิน (Freight Charge) (EP3) ซึ่งสรุปได้ว่าราคารับซื้อไฟฟ้าอยู่ที่ 2.54 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง เพื่อให้ครอบคลุมกลุ่มที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559 – 2561 สนพ. เห็นควรกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงสำหรับกลุ่มนี้ด้วย โดยใช้หลักการเดียวกันกับการกำหนดราคารับซื้อ SPP ระบบ Cogeneration ที่อ้างอิงก๊าซธรรมชาติ ซึ่งสรุปได้ว่าราคารับซื้อไฟฟ้าอยู่ที่ 1.24 บาทต่อกิโลวัตต์ – ชั่วโมง (ณ ราคาถ่านหิน 84.97 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน = 2,888.98 บาทต่อตัน) กรณีข้อเสนอทางเลือกสำหรับ SPP ระบบ Cogeneration สามารถใช้เครื่องจักรและอุปกรณ์เดิมที่ได้มีการปรับปรุงหรือเปลี่ยนแปลงก่อนวันสิ้นสุดอายุสัญญา หรือสามารถปรับปรุงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าให้ทัดเทียมกับการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ โดยอาจไม่จำเป็นต้องก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ทั้งหมด รวมทั้งที่ประชุมมีความเห็นว่าเห็นควรให้ SPP ระบบ Cogeneration สามารถสมัครใจเลือกใช้เครื่องจักรและอุปกรณ์เดิมที่ได้มีการปรับปรุงหรือเปลี่ยนแปลงก่อนวันสิ้นสุดอายุสัญญา หรือสามารถปรับปรุงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าให้ทัดเทียมกับการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ โดยไม่จำเป็นต้องก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ แต่จะต้องดำเนินการตามข้อกำหนดเหมือนกับกรณีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ และจะไม่ได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้าในส่วนของค่าพลังไฟฟ้า (CP1= 0) เนื่องจากอัตรานี้ประเมินจากปริมาณเงินลงทุนในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ และ สนพ. ได้เสนอแนวทางแก้ไขปัญหาและข้อเสนอการดำเนินการเพิ่มเติมต่อ กบง. เพื่อพิจารณา
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางแก้ไขปัญหาและข้อเสนอการดำเนินการเพิ่มเติม ดังนี้
1. ปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของกลุ่มที่ 1 จากเดิมตั้งแต่ปี 2560 - 2561 เป็น 2559 – 2561
2. ราคารับซื้อไฟฟ้า กรณี SPP ระบบ Cogeneration ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง ดังนี้
3. SPP ระบบ Cogeneration สามารถใช้เครื่องจักรและอุปกรณ์เดิมที่ได้มีการปรับปรุงหรือเปลี่ยนแปลงก่อนวันสิ้นสุดอายุสัญญา หรือสามารถปรับปรุงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าให้ทัดเทียมกับการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ โดยไม่ต้องก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ทั้งหมด แต่จะต้องดำเนินการตามข้อกำหนดเหมือนกับกรณีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ และจะไม่ได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้าในส่วนของค่าพลังไฟฟ้า (CP1= 0)
4. มอบคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานสามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการดำเนินการได้ ในกรณีมีปัญหาในทางปฏิบัติ ยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้าหากจะมีการเปลี่ยนแปลงจะต้องนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ทั้งนี้ ให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ผู้แทนบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (นายเทวินทร์ วงศ์วานิช) สรุปสาระสำคัญ ให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 และคณะรัฐมนตรี (ครม.) ในการประชุมวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 เห็นชอบให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป และให้นำเสนอขอความเห็นชอบเพื่อลงนามสัญญาซื้อขาย LNG จาก กพช. ในลำดับต่อไป โดยเมื่อ กพช. ให้ความเห็นชอบแล้ว จะรายงานให้ ครม. เพื่อรับทราบต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2556 กระทรวงพลังงาน ให้ความเห็นว่า ปตท. สามารถลงนาม Heads of Agreement (HOA) ในลักษณะ Non – legally binding กับโครงการ Mozambique LNG Area1 ได้ เพื่อจัดหา LNG ระยะยาว ในปริมาณ 2.625 ล้านตันต่อปี เป็นระยะเวลา 20 ปี โดยมีกำหนดส่งมอบ (เดิม) ในปี 2561/2562 แต่เนื่องจากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกได้ปรับตัวลดลงอย่างมากตั้งแต่ช่วงปลายปี 2557 เป็นต้นมา ทำให้โครงการ Mozambique LNG Area1 ไม่สามารถประกาศตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (Final Investment Decision : FID) ได้ตามกำหนดเดิมในสัญญา HOA (วันที่ 31 ธันวาคม 2557)
2. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 เห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมาติ พ.ศ. 2558 – 2579 (แผน Gas Plan 2015) ที่สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579(แผน PDP 2105; New Base Case) และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 รับทราบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 (กรณีปรับปรุงครั้งที่ 2 (พ.ศ. 2559)) และรับทราบปรับปรุงแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติครั้งล่าสุด เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ต่อมาเมื่อวันที่ 22 กันยายน 2560 ปตท. ได้รายงานต่อที่ประชุมระหว่างรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานกับ ปตท. ว่าการเจรจาสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับโครงการ Mozambique LNG Area1 แล้วเสร็จ
3. สถานการณ์และแนวโน้มราคา LNG ในตลาดโลก โดยในปี 2559 ปริมาณอุปทาน LNG ในตลาดโลก เพิ่มขึ้นเป็น 265 ล้านตัน จากในปี 2558 ซึ่งอยู่ที่ 250 ล้านตัน จากโครงการผลิต LNG แหล่งใหม่จากประเทศออสเตรเลีย สหรัฐอเมริกา มาเลเซีย และแองโกลา เป็นต้น ที่ทยอยเข้าสู่ตลาดอย่างต่อเนื่อง ในขณะที่ความต้องการซื้อ LNG ส่วนใหญ่ยังคงมาจากประเทศผู้ซื้อในภูมิภาคเอเชีย คิดเป็นร้อยละ 73 ของปริมาณความต้องการ LNG ทั่วโลก ทั้งนี้ ราคา Spot LNG ในไตรมาสที่ 2 ยังคงตัวอยู่ที่ระดับประมาณ 5 – 6 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู แต่จากการผลักดันนโยบายการลดมลพิษทางอากาศของประเทศเกาหลีใต้และประเทศจีน ส่งผลให้ปริมาณความต้องการ LNG เพิ่มสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ และเป็นปัจจัยสนับสนุนสำคัญให้ราคา Spot LNG ไม่ปรับลดลง แม้ว่าตลาดจะมีอุปทานเพิ่มมากขึ้น ทั้งนี้บริษัทผู้เชี่ยวชาญ อาทิ บริษัท Wood Mackenzie บริษัท FGE Energy และบริษัท Poten Partners มีความเห็นว่าตลาด LNG ว่ายังอยู่ในสภาวะที่มีอุปทานสูงกว่าอุปสงค์ (supply surplus) จนถึงปี 2565 – 2566 สำหรับประเทศไทยตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปรับปรุงเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ยังมีความต้องการ LNG ตั้งแต่ปี 2566 เป็นต้นไป สูงขึ้นอย่างต่อเนื่องมากกว่า 18 ล้านตันต่อปี ถึงแม้ว่า ปตท. มีการลงนามสัญญา LNG ระยะยาวจำนวน 4 สัญญากับบริษัท Qatargas บริษัท Shell บริษัท BP และบริษัท PETRONAS ปริมาณรวม 5.2 ล้านตันต่อปี ประเทศไทยยังมีความจำเป็นต้องจัดหา LNG ในสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ก๊าซฯ ภายในประเทศ และเป็นการเพิ่มความมั่นคงทางพลังงานให้ประเทศอีกด้วย
4. สาระสำคัญในสัญญา LNG SPA กับ Mozambique ผู้ขายคือ MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE.LTD ปริมาณซื้อขาย 2.625 ล้านตันต่อปี (มี Ramp up ในช่วง 12 เดือนแรกหลังจาก Commercial Start Date) กำหนด (Commercial Start Date) กำหนดส่งมอบตามสัญญาฯ ไม่เกินวันที่ 30 มิถุนายน 2567 อายุสัญญา 20 ปี (คู่สัญญาเห็นชอบร่วมกันในการขยายอายุสัญญา) แหล่งก๊าซที่ใช้ผลิต LNG ในระยะแรก แหล่งก๊าซ Golfinho-Atum ในพื้นที่สัมปทาน Mozambique Area 1 ประเทศโมซัมบิก เป็นต้น นอกจากนี้สัญญา LNG SPA มีเอกสาร แนบท้ายที่เกี่ยวข้อง จำนวน 3 ฉบับ ประกอบด้วย สัญญา Concessionaire Guarantee หนังสือ Notice and Acknowledgement และแบบฟอร์มสัญญา Deed of Transfer and Accession
5. จากสถานการณ์ LNG ในตลาดโลกปัจจุบันที่เป็นตลาดของผู้ซื้อซึ่งทำให้ผู้ซื้อมีอำนาจต่อรองสูง จึงเป็นช่วงเวลาเหมาะสมที่ประเทศไทยจะจัดหา LNG ระยะยาวเพิ่มเติมจากโครงการ Mozambique LNG Area1 ก่อนที่ตลาดจะกลับมาเป็นของผู้ขายอีกครั้งในปี 2565 ดังนั้น ปตท. จึงได้ดำเนินการเจรจากับบริษัท MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE.LTD เพื่อขอปรับลดราคาลงจากที่เคยตกลงไว้ตามสัญญา HOA ให้สะท้อนสภาวะตลาดให้มากขึ้น สรุปว่าราคาสุดท้ายที่ตกลง คือ ปรับลดลงจากราคาเดิมในสัญญา HOA เฉลี่ยประมาณ 2.07 – 2.87 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และปรับลดต่ำกว่าระดับราคาของ PETRONAS ทุกระดับราคาน้ำมัน เฉลี่ยประมาณ 0.17 – 0.18 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู (เปรียบเทียบที่ระดับราคาน้ำมัน JCC ที่ 20 – 100 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และ Henry Hub ที่ 3.5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ทั้งนี้ การลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG SPA) กับ MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE.LTD PTE.LTD เพื่อจัดหา LNG ระยะยาวจากโครงการ Mozambique LNG Area1 เป็นการตกลงสัญญาซื้อขายที่มีผลผูกพันระยะยาว และมีมูลค่าสูงคิดเป็นมูลค่าตลอดอายุสัญญาฯ (ปริมาณ 2.625 ล้านตันต่อปี คิดเป็นมูลค่าสัญญา 20 ปี ประมาณ 19,000 – 20,000 ล้านเหรียญสหรัฐฯหรือเท่ากับประมาณ 6.46 – 6.8 แสนล้านบาท) คิดที่ราคา lNG บนระดับราคาน้ำมัน JCC ที่ 20 – 100 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และ Henry Hub ที่ 3 – 5 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ที่อัตราแลกเปลี่ยน 34 บาทต่อเหรียญสหรัฐ)
6. กรมเชื้อเพลิงธรรมชิตได้เสนอความเห็นต่อการซื้อขาย LNG ระหว่าง ปตท. MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE.LTD PTE.LTD ประกอบด้วย (1) ราคา LNG SPA จากโครงการ Mozambique LNG Area1 อยู่ในระดับที่ต่ำกว่าราคาอื่นๆ ในสัญญาระยะยาวของบริษัท ปตท. ได้แก่บริษัท Qatargas บริษัท Shell บริษัท BP และบริษัท PETRONAS รวมถึงอยู่ในระดับต่ำเทียบกับสัญญาอื่นๆ ในตลาด LNG ที่มีการตกลงในช่วงเดียวกัน (2) ปัจจุบัน ปตท. มีการลงนามสัญญา LNG ระยาวจำนวน 4 สัญญาจากบริษัท Qatargas บริษัท Shell บริษัท BP และบริษัท PETRONAS ปริมาณรวม 5.2 ล้านต่อปี และเมื่อรวมกับปริมาณ LNG จากโครงการ Mozambique LNG Area1 จำนวน 2.625 ล้านตันต่อปี จะมีปริมาณรวมทั้งหมด 7.825 ล้านตันต่อปี ซึ่ง LNG จากโครงการดังกล่าวจะถูกส่งเข้าประเทศไทยครั้งแรกในปี 2566 เมื่อเทียบสัดส่วนความต้องการ LNG ณ ปี 2566 สัดส่วนการจัดหา LNG แบบสัญญาระยะยาวคิดเป็นร้อยละ 39 ซึ่งสอดคล้องกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติภายในประเทศ และเป็นการเพิ่มความมั่นคงทางพลังงานให้ประเทศอีกด้วย และ (3) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติได้มีข้อสังเกตว่า ปตท. ควรคำนึงถึงคุณภาพของ LNG เช่น ค่าความร้อน (Heating Value) ให้เหมาะสมกับคุณภาพก๊าซธรรมชาติที่ใช้ภายในประเทศในปัจจุบัน รวมทั้งฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นดังนี้ (1) โครงการ Mozambique LNG Area1 มีปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติขนาดใหญ่ (มากกว่า 75 TCF) (2) การขนส่ง LNG จากประเทศโมซัมบิกมาถึงประเทศไทยใช้เวลาประมาณ 12 – 15 วัน ซึ่งใกล้เคียงกับการขนส่ง LNG จากเอเชียตะวันออกกลาง (3) ราคาที่สามารถต่อรองได้จากโครงการ Mozambique LNG Area1 ถือเป็นข้อเสนอที่ต่ำที่สุดในสัญญาระยะยาวของ ปตท. และอยู่ในระดับต่ำเทียบกับสัญญาอื่นๆ ในตลาด LNG ที่มีการตกลงในช่วงเดียวกัน และ (4) ประเทศไทยมีโอกาสเข้าร่วมพัฒนาและขยายธุรกิจ การค้า และการลงทุนกับประเทศโมซัมบิก เนื่องจากประเทศโมซัมบิกอยู่ระหว่างพัฒนาประเทศในหลายด้าน จึงเห็นควรให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) นำเสนอร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE, LTD. ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติร่วมกับสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน พิจารณารายละเอียดและความจำเป็นของร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE. LTD. ก่อนนำมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานอีกครั้ง
1. ตามที่ ได้มีการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในวันที่ 5 กันยายน 2560 ซึ่งที่ประชุมได้มีการพิจารณาเรื่องการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล และในการประชุมดังกล่าวได้เชิญผู้แทนสำนักงานอัยการสูงสุดเข้าร่วมประชุมด้วย ซึ่งต่อมาผู้แทนสำนักงานอัยการสูงสุด (นายโกเมธ ทองภิญโญชัย) ได้มีหนังสือให้ความเห็นและข้อสังเกตเกี่ยวกับการพิจารณาเรื่องการแก้ไขปัญหา ความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวลมายังประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้มีหนังสือสอบถามความเห็นเรื่องดังกล่าวกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในฐานะเป็นคู่สัญญากับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล เพื่อใช้เป็นข้อมูลประกอบการพิจารณาในการประชุม กบง. ในวันที่ 4 ตุลาคม 2560
2. กฟผ. ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เมื่อวันที่ 16 ตุลาคม 2560 ชี้แจง 2 ประเด็น ดังนี้ (1) ประเด็นเกี่ยวกับการขอความเห็นชอบต่อ กบง. เพื่อแก้ไขเปลี่ยนแปลงลักษณะรูปแบบของโครงการแบบ Adder เป็นรูปแบบ Feed in Tariff (FiT) โดยข้อเท็จจริงของการขอแก้ไขเปลี่ยนแปลงลักษณะรูปแบบของโครงการ โดยอ้างเหตุไม่เป็นธรรมและความเดือดร้อนผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล รวมทั้งปัญหาเกี่ยวกับภาระต้นทุนจากการปรับเพิ่มขึ้นของค่าดำเนินการฯ อย่างต่อเนื่องนั้น เหตุตามที่อ้างเหล่านั้นไม่ได้เกิดขึ้นเนื่องจากความผิดของ กฟผ. ซึ่งเป็นคู่สัญญา และ (2) ประเด็นเกี่ยวกับให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาเงื่อนไขยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า รวมทั้งหน่วยงานของรัฐในฐานะคู่สัญญาได้แสดงความยินยอมหรือไม่ ซึ่งตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า กรณีประเภทสัญญา Firm สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กเฉพาะการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนก่อนปี พ.ศ. 2550 ข้อ 16 หลักค้ำประกันการยกเลิกสัญญาก่อนครบกำหนดอายุสัญญา และสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กตามระเบียบรับซื้อไฟฟ้าฯ ตั้งแต่ปี พ.ศ. 2550 เป็นต้นไป ข้อ 17 หลักค้ำประกันการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหลังวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า (COD) กำหนดเงื่อนไขให้บริษัทต้องยื่นหลักค้ำประกันก่อนวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า เพื่อใช้เป็นหลักค้ำประกันในการปฏิบัติตามสัญญาจนครบกำหนดอายุสัญญา ซึ่ง กฟผ. จะคืนหลักค้ำประกันให้บริษัท เมื่อ 1) ครบอายุสัญญา หรือ 2) กฟผ. ได้รับการชดใช้ความเสียหายจากการที่บริษัทปฏิบัติผิดสัญญาครบถ้วนแล้ว หรือ 3) กฟผ. เป็นฝ่ายผิดสัญญา ทั้งนี้ หากมีการยกเลิกสัญญาโดยมิใช่ความผิดของฝ่ายใดฝ่ายหนึ่ง อาจทำให้ กฟผ. และคู่สัญญาไม่สามารถปฏิบัติตามข้อสัญญาดังกล่าวมาแล้ว ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้นำเสนอ กบง. เพื่อทราบและขอให้ กบง. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ จัดส่งความเห็นของ กฟผ. ให้ กกพ. ต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานหารือกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย พิจารณาหาแนวทางในการดำเนินงานเกี่ยวกับหลักการค้ำประกันและการแก้ไขสัญญาสัญญากับผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) ชีวมวลเพื่อให้เกิดความเป็นธรรม และรัฐไม่เสียผลประโยชน์
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาตามขอบเขตอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และหากมีประเด็นเชิงนโยบายที่จะขอรับทราบความชัดเจนใดๆ จากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ขอให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานจัดทำหนังสือถึงฝ่ายเลขานุการฯ เพื่อขอให้นำเสนอเรื่องการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
กบง. ครั้งที่ 56 - วันพุธที่ 2 พฤษภาคม 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 9/2561 (ครั้งที่ 56)
เมื่อวันพุธที่ 2 พฤษภาคม 2561 เวลา 14.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
3. แนวทางการดำเนินงานมาตรการ Demand Response
4. การกำหนดเพดานวงเงินสูงสุดของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
5. รายงานผลกระทบจากการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
6. แนวทางการดำเนินนโยบายตามที่ กบง. ได้มีมติไว้แล้ว
7. แนวทางดำเนินการกับรถ NGV สาธารณะ
8. แนวทางการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในช่วงเดือนพฤษภาคม 2561 มีทิศทางปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากความตึงเครียดทางการเมืองจากมาตรการคว่ำบาตรอิหร่านของสหรัฐฯ และเหตุความไม่สงบทางการเมืองของประเทศเวเนซุเอลา (2) ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในช่วงเดือนพฤษภาคม 2561 มีทิศทางปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากปริมาณการส่งออกน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอลของประเทศจีนลดลง และปริมาณความต้องการของประเทศซาอุดิอาระเบียเพิ่มสูงขึ้น (3) ราคาก๊าซ LPG มีทิศทางปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยมีปัจจัยมาจากราคาโพรเพน (C3) และบิวเทน (C4) ปรับตัวเพิ่มขึ้น และปริมาณความต้องการของประเทศไต้หวันและเกาหลีใต้เพิ่มสูงขึ้น (4) ราคาถ่านหินในช่วงเดือนเมษายน 2561 มีการปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยมีปัจจัยมาจากปริมาณความต้องการของประเทศอินเดีย ปากีสถาน และเกาหลีใต้เพิ่มสูงขึ้น รวมถึงปริมาณการผลิตของประเทศจีนลดลง (5) ราคาก๊าซ LNG ในช่วงเดือนเมษายน 2561 ราคา Asian Spot มีแนวโน้มปรับตัวลดลง เนื่องจากความต้องการโดยรวมของทวีปเอเชียปรับตัวลดลง และ (6) สถานการณ์ไฟฟ้าในประเทศ ช่วงเดือนมกราคม - กุมภาพันธ์ 2561 มีกำลังการผลิตไฟฟ้าอยู่ที่ 42,299 เมกะวัตต์ มีปริมาณการผลิตไฟฟ้าอยู่ที่ 31,085 ล้านหน่วย และมีปริมาณความต้องการใช้ไฟฟ้าอยู่ที่ 28,227 ล้านหน่วย ทั้งนี้ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak) อยู่ที่ 29,968 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 24 เมษายน 2561 แต่คาดการณ์ว่า Peak ในปี 2561 จะสูงสุดอยู่ที่ประมาณ 30,300 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
กระทรวงพลังงาน ได้กำหนดเป้าหมายเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน เป็นร้อยละ 30 ของการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายในปี 2579 ทั้งในรูปของพลังงานไฟฟ้า ความร้อน และเชื้อเพลิงชีวภาพ ภายใต้แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558-2579 (Alternative Energy Development Plan : AEDP 2015) ซึ่งมีเป้าหมายในการผลิตไฟฟ้า จำนวน 5,588.24 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ความร้อนจำนวน 25,088.00 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และเชื้อเพลิงชีวภาพจำนวน 8,712.43 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ โดยในปี 2561 มีแผนและความก้าวหน้าการดำเนินงาน ดังนี้ (1) การใช้พลังงานทดแทนผลิตไฟฟ้า มีแผนการติดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนรายเทคโนโลยี ได้แก่ ขยะชุมชน ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) พลังงานน้ำขนาดเล็ก พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และพลังน้ำขนาดใหญ่ โดยมีเป้าหมายสะสมถึงสิ้นปี 2561 จำนวน 11,204.83 เมกะวัตต์ คิดเป็นร้อยละ 3.56 ของการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนต่อพลังงานทั้งหมด และ ณ เดือนมกราคม 2561 มีผล การดำเนินการติดตั้งสะสม จำนวน 10,244.01 เมกะวัตต์ คิดเป็นร้อยละ 3.58 ของการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนต่อพลังงานทั้งหมด (2) การใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน มีเป้าหมายตามแผน AEDP 2015 ในการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน ได้แก่ ขยะ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และพลังงานแสงอาทิตย์ จำนวน 7,622.61 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ คิดเป็นร้อยละ 9.07 ของการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อพลังงานทั้งหมด และ ณ เดือนมกราคม 2561 มีการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน จำนวน 621.76 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ คิดเป็นร้อยละ 8.80 ของการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อพลังงานทั้งหมด และ (3) การใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ ในภาคขนส่ง มีเป้าหมายตามแผน AEDP 2015 ในการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพในภาคขนส่ง รวม 2,072.39 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ได้แก่ เอทานอล จำนวน 4.22 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 785.55 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และไบโอดีเซล จำนวน 4.09 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 1,286.84 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และ ณ เดือนมกราคม 2561 มีการใช้เอทานอล จำนวน 3.97 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 62.77 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และ ไบโอดีเซล จำนวน 4.30 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 114.90 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) คิดเป็นร้อยละ 2.52 ของการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพต่อพลังงานทั้งหมด ทั้งนี้ ความคืบหน้าการดำเนินงานตาม AEDP 2015 ไตรมาสที่ 1 ปี 2561 มีเป้าหมายเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน ตามแผน AEDP 2015 เป็นร้อยละ 15.10 ซึ่งผลการดำเนินการเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน ณ เดือนมกราคม 2561 สามารถดำเนินการเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน ได้เป็นร้อยละ 14.90 และคาดการณ์ผลการดำเนินการ ณ สิ้นปี 2561 จะสามารถเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนได้ไม่น้อยกว่าร้อยละ 15.10
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 แนวทางการดำเนินงานมาตรการ Demand Response
สรุปสาระสำคัญ
1. วันที่ 8 ธันวาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้รับทราบมาตรการความร่วมมือลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response: DR) และอัตราค่าไฟฟ้าตามมาตรการส่งเสริมการลดการใช้ไฟฟ้า (DR Rate) ของ กกพ. และรับทราบแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทยในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 ซึ่งเป็นการพัฒนาโครงการนำร่อง โดยมีวัตถุประสงค์ในการศึกษา ทดสอบ วิจัย ความเหมาะสมทางด้านเทคนิคและความคุ้มค่าของการลงทุนในการนำไปใช้พัฒนาในระยะต่อไป ซึ่งมีแนวทางการดำเนินการประกอบด้วย 3 เสาหลัก ได้แก่ เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านความต้องการไฟฟ้าและระบบบริหารจัดการพลังงาน (DR & EMS) เสาหลักที่ 2 ระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (RE Forecast) และเสาหลักที่ 3 ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กและระบบกักเก็บพลังงาน (Micro Grid & ESS) ทั้งนี้ เสาหลักที่ 1 DR & EMS ได้มอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้รับผิดชอบหลัก โดยมีเป้าหมายลดการสร้างโรงไฟฟ้าประเภทจ่ายไฟฟ้าเฉพาะช่วง Peak (Peaking Plant) 350 เมกะวัตต์ ภายในปี 2563
2. การดำเนินมาตรการ DR ได้เริ่มมาตั้งแต่ปี 2557 รวมทั้งสิ้น 5 ครั้ง โดยใช้วิธีแบบสมัครใจ (Voluntary) เรียกว่ามาตรการแบบ Emergency Demand Response Program (EDRP) โดยกำหนดอัตราชดเชยที่จ่าย ผันแปรตามปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ผู้เข้าร่วมโครงการลดได้ ซึ่งเป็นมาตรการที่เหมาะสำหรับใช้ในระยะแรก เพื่อจูงใจให้ผู้เข้าร่วมโครงการได้ทดลองปรับเปลี่ยนพฤติกรรม และทำความเข้าใจกับการบริหารจัดการความต้องการใช้ไฟฟ้าด้วยตนเอง ส่วนการดำเนินมาตรการ DR ในปี 2561 กกพ. ได้เห็นชอบการดำเนินโครงการนำร่องการใช้มาตรการ DR ในรูปแบบ Critical Peak Pricing (CPP) โดยนำหลักการของอัตราค่าไฟฟ้าตามช่วงเวลาของการใช้ (Time of Use: TOU) ซึ่งจะแบ่งช่วงเวลาออกเป็น 3 ช่วง คือ 1) Critical Peak 2) Peak และ 3) Off-peak โดยผู้ใช้ไฟฟ้าที่เข้าร่วมมาตรการจะจ่ายไฟฟ้าตามอัตรา CPP ซึ่งมีรายละเอียดสรุปดังนี้ (1) คุณสมบัติผู้เข้าร่วมโครงการต้องเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 4 แบบ TOU ทั่วประเทศที่มีมิเตอร์ AMR (2) เป้าหมายการดำเนินมาตรการจะสามารถลดการใช้ไฟฟ้าสูงสุด 100 เมกะวัตต์ (3) ช่วงเวลาที่ใช้มาตรการใช้สำหรับค่าไฟฟ้าเดือนสิงหาคม 2561 (4) อัตราค่าไฟฟ้าตามมาตรการ CPP สำหรับปี 2561 แบ่งออกเป็น 1) ระดับแรงดัน มากกว่า 69 กิโลโวลต์ ค่าพลังงานไฟฟ้า Critical Peak Peak และ Off-Peak อยู่ที่ 9.1617 3.2131 และ 2.6107 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ตามลำดับ2) ระดับแรงดัน 12 ถึง 24 กิโลโวลต์ ค่าพลังงานไฟฟ้า Critical Peak Peak และ Off-Peak อยู่ที่ 9.3424 3.2765 และ 2.6295 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ตามลำดับ และ 3) ระดับแรงดันน้อยกว่า 12 กิโลโวลต์ ค่าพลังงานไฟฟ้า Critical Peak Peak และ Off-Peak อยู่ที่ 9.6659 3.3900 และ 2.6627 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ตามลำดับ และ (5) แผนการดำเนินมาตรการ มีดังนี้ 1) ช่วงเดือนพฤษภาคม 2561 กกพ. เห็นชอบมาตรการและอัตรา CPP สำหรับ ปี 2561 และให้การไฟฟ้านำไปประกาศ 2) ช่วงเดือนมิถุนายนถึงเดือนกรกฎาคม 2561 การไฟฟ้า ประกาศประชาสัมพันธ์โครงการนำร่อง และประกาศอัตรา CPP ประชาสัมพันธ์และทำความเข้าใจมาตรการกับผู้ใช้ไฟฟ้า รวมถึงเปิดรับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการและตรวจสอบคุณสมบัติผู้สมัคร เก็บข้อมูล และตอบรับเข้าร่วมโครงการ 3) เดือนสิงหาคม 2561 ดำเนินโครงการนำร่องมาตรการ CPP และ 4) เดือนตุลาคม 2561 ประเมินผลการดำเนินมาตรการ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 การกำหนดเพดานวงเงินสูงสุดของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายการบริหารทุนหมุนเวียน (คณะกรรมการฯ) อาศัยอำนาจตามพระราชบัญญัติการบริหารทุนหมุนเวียน 2558 มาตรา 11 (4) และ (6) ได้เสนอคณะรัฐมนตรีตราเป็นพระราชกฤษฎีกาการกำหนดจำนวนเงินสะสมสูงสุด และการนำทุนหรือผลกำไรส่วนเกินของทุนหมุนเวียนส่งคลังเป็นรายได้แผ่นดิน พ.ศ. 2561 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 27 มกราคม 2561 ซึ่งเป็นวันนับถัดจากวันที่ประกาศในพระราชกิจจานุเบกษา ดังนี้ (1) มาตรา 5 ให้ทุนหมุนเวียนจัดทำข้อมูลเพื่อใช้ประกอบในการคำนวณจำนวนเงินสะสมสูงสุด และการนำทุนหรือกำไรส่วนเกินส่งคลังเป็นรายได้แผ่นดิน ซึ่งรวมถึงกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (2) มาตรา 6 การคำนวณจำนวนเงินสะสมสูงสุดของทุนหมุนเวียน ให้คำนวณจากค่าใช้จ่าย 3 ปี (ปีปัจจุบันและย้อนหลังอีก 2 ปี) (3) มาตรา 7 ให้นำจำนวนเงินสะสมสูงสุดที่คำนวณได้ ไปหักออกจากเงินคงเหลือ ณ วันต้นปีบัญชีที่คำนวณ และ (4) มาตรา 8 หากทุนหมุนเวียนใดมีทุนหรือผลกำไรเกินกว่าจำนวนเงินสะสมสูงสุด ให้เสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาเรียกให้ทุนหมุนเวียนนำทุนส่วนเกินส่งคลังเป็นรายได้แผ่นดินต่อไป
2. เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2561 สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) ได้นำเรื่องดังกล่าวเสนอคณะกรรมการ สบพน. เพื่อขอยกเว้นการบังคับใช้พระราชกฤษฎีกาดังกล่าวกับกองทุนน้ำมันฯ เนื่องจาก กองทุนน้ำมันฯ จัดตั้งขึ้นโดยมีวัตถุประสงค์เพื่อรักษาระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศในกรณีที่เกิดวิกฤตราคาน้ำมันผันผวนรุนแรงซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานและด้านการพัฒนาเศรษฐกิจของประเทศ ดังนั้น การดำเนินการตามพระราชกฤษฎีกาฉบับนี้ อาจขัดกับหลักการดังกล่าวข้างต้น คณะกรรมการฯ จึงเห็นชอบให้ สบพน. นำเรื่องเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อขอยกเว้นการบังคับใช้พระราชกฤษฎีกาดังกล่าวกับกองทุนน้ำมันฯ
3. เมื่อวันที่ 11 เมษายน พ.ศ.2561 สบพน. ได้มีการหารือกับ สนพ. กรมบัญชีกลาง และผู้ที่เกี่ยวข้อง เพื่อคำนวณจำนวนเงินสะสมสูงสุด สำหรับปีบัญชี 2561 ซึ่งคำนวณจากรายจ่ายจริงในปีบัญชี 2559 - 2560 และประมาณการใช้จ่ายเงินชดเชยสำหรับปีบัญชี 2561 ภายใต้สมมติฐานดังนี้ (1) กรณีที่ 1 รายจ่ายจริง 6 เดือน ที่ผ่านมาบวกประมาณการจากรายจ่ายอีก 6 เดือน โดยใช้ข้อมูลรายจ่ายตาม Fact Sheet ที่ สนพ. ประมาณการสำหรับเดือน เมษายน 2561 คูณด้วย 6 เดือน (2) กรณีที่ 2 รายจ่ายจริง 6 เดือนที่ผ่านมาบวกประมาณการจากรายจ่ายอีก 6 เดือน โดยใช้ข้อมูลรายจ่ายตาม Fact Sheet ที่ สนพ.ประมาณการ เฉลี่ยเดือน ตุลาคม 2560 - มีนาคม 2561 คูณด้วย 6 เดือน และ (3) กรณีที่ 3 รายจ่ายจริงของปี 2560 ซึ่งกรมบัญชีกลางได้ให้ความเห็นว่าการจัดทำ ประมาณการเบิกจ่ายเงินดังกล่าวสมเหตุผล และเห็นว่าผลการคำนวณเงินสะสมสูงสุดสำหรับปีบัญชี 2561 กองทุนน้ำมันฯ ไม่มีเงินส่วนเกินที่ต้องนำส่งเป็นรายได้แผ่นดิน และเมื่อวันที่ 30 เมษายน 2561 สบพน. ได้รายงาน ความคืบหน้าในการดำเนินการต่อคณะกรรมการ สบพน. ซึ่งที่ประชุมรับทราบและให้ สบพน. รายงาน กบง. เพื่อทราบ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานผลกระทบจากการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบผลการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2561 เป็นต้นไป โดยสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ณ วันที่ 30 เมษายน 2561 มีดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบดูไบ น้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 69.97 83.82 และ 86.26 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ เมื่อเทียบกับวันที่ 20 เมษายน 2561 ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับลดลง 0.38 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ส่วนน้ำมันเบนซิน 95 และ น้ำมันดีเซลปรับเพิ่มขึ้น 1.76 และ 0.56 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ (2) อัตราแลกเปลี่ยน อยู่ที่ 31.6806 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ โดยปรับเพิ่มขึ้นจากวันที่ 20 เมษายน 2561 เท่ากับ 0.2490 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ (3) ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันอยู่ที่ 23.40 บาทต่อลิตร (4) ราคาเอทานอล ณ เดือนเมษายน 2561 อยู่ที่ 23.59 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 29 เมษายน 2561 มีทรัพย์สินรวม 36,735 ล้านบาท หนี้สินรวม 6,000 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 31,865 ล้านบาท โดยแยกเป็นของน้ำมัน 30,735 ล้านบาท และก๊าซ LPG 1,130 ล้านบาท
2. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกและการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ส่งผลให้โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงระหว่างวันที่ 21 เมษายน 2561 – 1 พฤษภาคม 2561 เป็นดังนี้ (1) โครงสร้างราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 (E10) ราคา ณ โรงกลั่น ลดลง 0.4386 บาทต่อลิตร ทำให้มีการปรับราคาขายปลีกทั้งหมด 3 ครั้ง ได้แก่ วันที่ 21 เมษายน 2561 ลดลง 0.30 บาทต่อลิตร วันที่ 25 เมษายน 2561 เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร และวันที่ 1 พฤษภาคม 2561 เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร ซึ่งหากไม่มีการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ราคาขายปลีกจะสูงกว่าระดับปัจจุบัน 0.47 บาทต่อลิตร (2) โครงสร้างราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 ราคา ณ โรงกลั่น ลดลง 0.6176 บาทต่อลิตร ทำให้มีการปรับราคาขายปลีกทั้งหมด 3 ครั้ง ได้แก่ วันที่ 21 เมษายน 2561 ลดลง 0.30 บาทต่อลิตร วันที่ 25 เมษายน 2561 เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร และวันที่ 1 พฤษภาคม 2561 เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร ซึ่งหากไม่มีการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ราคาขายปลีกจะสูงกว่าระดับปัจจุบัน 0.68 บาทต่อลิตร และ (3) โครงสร้างราคาน้ำมันดีเซล ราคา ณ โรงกลั่น ลดลง 0.3771 บาทต่อลิตร ทำให้มีการปรับราคาขายปลีกทั้งหมด 3 ครั้ง ได้แก่ วันที่ 21 เมษายน 2561 ลดลง 0.30 บาทต่อลิตร วันที่ 25 เมษายน 2561 เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร และวันที่ 1 พฤษภาคม 2561 เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร ซึ่งหากไม่มีการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ราคาขายปลีก จะสูงกว่าระดับปัจจุบัน 0.42 บาทต่อลิตร
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 แนวทางการดำเนินนโยบายตามที่ กบง. ได้มีมติไว้แล้ว
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 วันที่ 11 มกราคม 2561 วันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 และวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2561คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ได้มีมติหรือมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการในเรื่องต่างๆ และเสนอ กบง. เพื่อทราบหรือพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ยังมีเรื่องจำนวน 5 เรื่องที่รอดำเนินการตามที่ กบง. ได้มอบหมาย ดังนี้ (1) แนวทางการให้ความช่วยเหลือร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร (2) กลไกการบริหารนโยบายพลังงาน โดยคณะกรรมการบริหารนโยบาย พลังงาน (3) การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล (4) มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานที่รอเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และ (5) โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 จากการดำเนินงานที่ผ่านมามีเรื่องที่สามารถเสนอ กบง. ได้จำนวน 2 เรื่อง ดังนี้
6.1 การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 กบง. ได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทบทวนหลักการพร้อมทั้งเสนอราคารับซื้อไฟฟ้าและแนวทาง การบรรเทาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวลอย่างเหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า และเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณาต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2561 กกพ.ได้พิจารณาเรื่องดังกล่าว โดยมีมติเห็นควรเสนอ กบง. พิจารณาโดยใช้หลักการ NPV ตามที่ กบง. มีมติเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 แต่ขอแก้ไข ดังนี้ (1) มติ กบง. ข้อ 3 ปรับปรุงการคำนวณในตารางระยะเวลา ที่ปรับลด เนื่องจากตารางระยะเวลาที่ปรับลดเดิมใช้ได้ระหว่างวันที่ 22 กันยายน 2560 – 31 ธันวาคม 2560 และให้สอดคล้องกับวันที่เริ่มใช้อัตรา FiT ดังนี้ 1) กรณี SPP รายที่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่ กพช. มีมติ 2) กรณี SPP รายที่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Non Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าแบบ Firm โดยกำหนดในวันที่ 1 ตุลาคม 2561 เป็นวันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าแบบ Firm และให้ กฟผ. นำวันดังกล่าวไปใช้คำนวณระยะเวลาปรับลด และ 3) กรณี SPP รายที่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (ทั้งประเภทสัญญา Firm และ Non - Firm) การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ แบบ Firm ทั้งนี้ กฟผ. ได้ปรับปรุงการคำนวณตารางระยะเวลาที่ปรับลดอายุสัญญามาแล้ว (2) มติ กบง. ข้อ 4 ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ไม่ควรที่จะมีการต่ออายุสัญญาอีก และ (3) มติ กบง. ข้อ 5 ขอเพิ่มกรณีโครงการที่ยังไม่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เมื่อเปลี่ยนสัญญาไปใช้อัตรา FiT (ประเภท Firm) ให้มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ
2. สรุปมติ กบง. ที่ กกพ. ขอแก้ไขใหม่ ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ รวมทั้งโครงการ SPP ที่ได้มีการเปลี่ยนสัญญาเป็น VSPP ไปแล้ว แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ VSPP Semi - Firm ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 โดยไม่ได้รับ FiT Premium (อัตรา 4.24 บาทต่อหน่วย) ทั้งนี้ โครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป ส่วนโครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm อยู่ จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm ทั้งนี้อนุญาตให้โครงการ VSPP ที่เคยเปลี่ยนสัญญามาจาก SPP แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถเปลี่ยนสัญญา และ/หรือคู่สัญญา ไปเป็น SPP แบบ Firm ได้ (2) โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ SPP Hybrid Firm ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (อัตรา 3.66 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm (3) ให้มีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้เดิม (กรณีสัญญา Firm) หรือเท่ากับ 20 ปี (กรณีสัญญา Non-Firm) ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว และปรับลดระยะเวลาซื้อไฟฟ้าที่ประเมินตามหลักการ NPV คงเดิม ดังนี้ 1) กรณี SPP รายที่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่ กพช. มีมติ 2) กรณี SPP รายที่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Non Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าแบบ Firm โดยกำหนดในวันที่ 1 ตุลาคม 2561 เป็นวันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าแบบ Firm และให้ กฟผ. นำวันดังกล่าวไปใช้คำนวณระยะเวลาปรับลด และ 3) กรณี SPP รายที่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (ทั้งประเภทสัญญา Firm และ Non-Firm) การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ แบบ Firm (4) ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ไม่ควรที่จะมีการต่ออายุสัญญาอีก (5) ทั้งนี้ การเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT สำหรับโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้ว ให้มีผลตั้งแต่วันที่ กพช. มีมติ แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm ซึ่งต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm ให้มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายกระแสไฟฟ้าแบบ Firm สำหรับกรณีโครงการที่ยังไม่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เมื่อเปลี่ยนสัญญาไปใช้อัตรา FiT (ประเภท Firm) ให้มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ โดยให้ฝ่ายเลขานุการฯ ทำหนังสือแจ้งมติมายัง กกพ. โดยไม่ต้องรอการรับรองรายงานการประชุมของ กพช. และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้โรงไฟฟ้าชีวมวลทุกโรง หากเลือกสิทธิที่จะอยู่ในรูปแบบเดิม ตามเงื่อนไขเดิม หรือปรับเปลี่ยนไปเป็นรูปแบบ FiT แล้ว จะไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการขายไฟฟ้าได้อีกต่อไป และ (6) ให้ กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าคู่สัญญา พิจารณาดำเนินการเพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็น FiT ได้ เช่น เงื่อนไขการยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันในการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิม การวางหลักค้ำประกันให้สอดคล้องกับสัญญา SPP Firm ในปัจจุบัน การส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้า การคำนวณระยะเวลาปรับลดกรณีโครงการที่มีปัญหาด้านเทคนิคในการปฏิบัติตามสัญญา Firm เกินกว่ากรอบระยะเวลาที่กำหนด และอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการแนวทางการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวลตามที่สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเสนอ (สกพ.) และมอบหมายให้ สกพ. ไปตรวจสอบข้อมูลเพิ่มเติม ในส่วนของ SPP ที่ได้รับผลกระทบจริงตามข้อร้องเรียนเป็นรายโครงการ รวมทั้งวิเคราะห์ผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นจากการรับซื้อไฟฟ้าของ SPP Hybrid Firm และให้นำเสนอ กบง. พิจารณาอีกครั้ง
6.2 การทบทวนความจำเป็นของคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. จำนวน 13 คณะ
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2561 กบง. ได้มีการหารือเรื่อง กลไกการบริหารนโยบายพลังงานโดยคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ซึ่ง สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กบง. ได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบว่า คณะอนุกรรมการฯ ภายใต้ กบง. จำนวน13 คณะ ยังมีคณะที่ปฏิบัติหน้าที่อย่างต่อเนื่องอยู่ 8 คณะ ส่วนอีก 5 คณะ ไม่มีการดำเนินการประชุมตั้งแต่ปี 2559 ดังนั้น จึงขอเสนอให้ที่ประชุมฯ พิจารณายกเลิกคณะอนุกรรมการที่ไม่มีการดำเนินการ และที่ประชุมได้มีมติมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เวียนหนังสือขอความเห็นจากกรรมการ กบง. เกี่ยวกับการปฏิบัติหน้าที่ของคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. จำนวน 13 คณะ ว่าคณะอนุกรรมการชุดใดยังคงมีความจำเป็นเพื่อช่วยในการปฏิบัติงานของ กบง. และให้รวบรวมนำเสนอ กบง. ต่อไป ซึ่งผลการเวียนถามความเห็นกรรมการ กบง. จำนวน 10 ท่าน (ไม่รวมประธานฯ) มีกรรมการแจ้งความเห็นจำนวน 6 ท่าน สรุปได้ว่า มีคณะอนุกรรมการจำนวน 8 คณะ ที่ควรปฏิบัติหน้าที่ต่อ ได้แก่ (1) คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (2) คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (3) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน (4) คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) (5) คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (6) คณะอนุกรรมการประสานนโยบายและความร่วมมือพหุภาคีด้านพลังงานกับต่างประเทศ (7) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล และ (8) คณะอนุกรรมการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอให้ยกเลิกคณะอนุกรรมการฯ ที่เหลือจำนวน 5 คณะ ดังนี้ (1) คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตพลังงานจากขยะ (2) คณะอนุกรรมการแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อส่งเสริมการพัฒนาการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (3) คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม (4) คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางปฏิรูปกฎหมายเกี่ยวกับกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และ (5) คณะอนุกรรมการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ยกเลิกคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน จำนวน 5 คณะ ดังนี้
1. คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตพลังงานจากขยะ
2. คณะอนุกรรมการแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อส่งเสริมการพัฒนาการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3. คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม
4. คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางปฏิรูปกฎหมายเกี่ยวกับกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
5. คณะอนุกรรมการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน
เรื่องที่ 7 แนวทางดำเนินการกับรถ NGV สาธารณะ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 กบง. ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบให้ลอยตัวราคาขายปลีก NGV ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร แบบมีเงื่อนไข โดยตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 ถึงวันที่ 15 กรกฎาคม 2559 ขอความร่วมมือให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) กำหนดเพดานราคาขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปที่ 13.50 บาทต่อกิโลกรัม และตั้งแต่วันที่ 16 กรกฎาคม 2559 เป็นต้นไป ให้ปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปให้สะท้อนต้นทุน และขอความร่วมมือให้ ปตท. คงราคาขายปลีก NGV ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถโดยสารสาธารณะต่อไปและปรับเพิ่มวงเงินช่วยเหลือสำหรับกลุ่มรถโดยสารสาธารณะเดิมที่ได้รับวงเงิน 9,000 บาทต่อเดือน เป็น 10,000 บาทต่อเดือน และกลุ่มรถสาธารณะเดิมที่ได้รับ 35,000 บาทต่อเดือน เป็น 40,000 บาทต่อเดือน โดยให้ช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะไปจนกว่าจะมีกลไกถาวรอื่นมาดูแลแทน (2) เห็นชอบการปรับค่าขนส่ง NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตร จากสถานีหลักตามระยะทางจริงโดยใช้อัตราค่าขนส่ง NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตร จากสถานีหลักที่ 0.0150 บาทต่อกิโลกรัมต่อกิโลเมตรในการคำนวณ แต่สูงสุดไม่เกิน 4.00 บาทต่อกิโลกรัม มีผลตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 เป็นต้นไป โดยให้ ปตท. ไปร่วมหารือกับ สนพ. ถึงแนวทางการทยอยปรับค่าขนส่งดังกล่าวเพื่อให้เหมาะสมกับสถานการณ์ต่อไป
2. การปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนค่าความร้อนที่เปลี่ยนแปลงไป ตั้งแต่เดือนธันวาคม 2559 ปตท. ได้ปรับขึ้นค่าความร้อนควบคุมของ NGV ภายใต้กรอบกฎหมายปัจจุบัน จาก 35,947 บีทียูต่อกิโลกรัม เป็น 38,500 บีทียูต่อกิโลกรัม ทำให้ราคาขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปที่ได้มีการปรับลอยตัวตามต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ ถูกปรับราคาให้สะท้อนค่าความร้อนที่เพิ่มขึ้นตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้ ปัจจุบันราคา ขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปอยู่ที่ 13.5681 บาทต่อกิโลกรัม ในขณะที่ราคาขายปลีกสำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก.ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ยังคงถูกกำหนดที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะไม่ได้มีการปรับให้สะท้อนค่าความร้อนที่เปลี่ยนแปลงไป ปตท. จึงมีภาระต้นทุนที่เพิ่มขึ้นนอกเหนือจากภาระส่วนลดที่รับผิดชอบอยู่เดิม ปตท. จึงมีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เพื่อขอปรับขึ้นราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะให้สะท้อนค่าความร้อน NGV ที่เปลี่ยนแปลงไป เพิ่มขึ้นอีก 0.62 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งเมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2561 และ 18 เมษายน 2561 สนพ. ได้ประชุมหารือเพื่อขอความเห็นกับ ธพ. และกรมการขนส่งทางบก ซึ่งกรมการขนส่งทางบกมีความเห็นว่าจะนำเสนอต่อรัฐมนตรีช่วยว่าการกระทรวงคมนาคมก่อนจะแจ้งความเห็นต่อ สนพ. ซึ่งปัจจุบันอยู่ระหว่างดำเนินการของกรมการขนส่งทางบก
3. มาตรการการให้ส่วนลดราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ ปัจจุบันมีจำนวนบัตรส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ ที่ใช้งานทั้งสิ้น 86,222 ใบ มีภาระส่วนลดฯในปี 2560 เท่ากับ 2,280 ล้านบาท และภาระส่วนลดฯสะสมตั้งแต่ปี 2555 ถึงปี 2560 เท่ากับ 11,566 ล้านบาท ซึ่ง ปตท. เป็นผู้รับภาระในส่วนนี้ทั้งหมด และโครงการบัตรส่วนลดราคาขายปลีก NGV จะสิ้นสุดในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 ตามที่กระทรวงพลังงานได้ขอความร่วมมือให้ ปตท. คงราคาขายปลีกรถโดยสารสาธารณะที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม ปตท. จึงขอยุติการสนับสนุนมาตรการการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาและมีความเห็น ดังนี้ (1) การปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะขึ้นอีก 0.62 บาท ต่อกิโลกรัม เพื่อให้สะท้อนค่าความร้อนที่เปลี่ยนแปลงไป ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาแล้วเห็นว่าการปรับราคาขายปลีกดังกล่าวไม่ส่งผลให้ต้นทุนเชื้อเพลิงของผู้ประกอบการสูงขึ้นเมื่อเทียบกับต้นทุนก่อนการปรับปรุงคุณภาพ ก๊าซ NGV (2) สำหรับมาตรการการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะของ ปตท. ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วขอเสนอแนวทางการดำเนินการ 3 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ขอความร่วมมือ ปตท. ให้ช่วยเหลือมาตรการการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะต่อไป จนกว่าจะมีกลไกอื่นถาวรมาดูแล แนวทางที่ 2 เห็นควรให้ยุติมาตรการดังกล่าวตามที่ ปตท. เสนอ โดยให้ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะให้สะท้อนต้นทุนในระยะเวลา 1 ปี โดยขอความร่วมมือให้ ปตท. รับภาระส่วนลดไปจนกว่าราคาขายปลีก NGV จะสะท้อนต้นทุน และแนวทางที่ 3 เห็นควรให้ยุติมาตรการดังกล่าวตามที่ ปตท. เสนอ โดยภาครัฐหาแหล่งเงินอื่นหรือมาตรการอื่นมาช่วยเหลือต่อไป ซึ่งอาจจะใช้เงินงบประมาณแผ่นดินมาอุดหนุน ผ่านโครงการบัตรสวัสดิการแห่งรัฐของกระทรวงการคลัง โดยขอให้กระทรวงการคลังรับไปดำเนินการในส่วน ที่เกี่ยวข้องต่อไป หรือใช้เงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งวัตถุประสงค์ตามพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอาจจะยังไม่เอื้อให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อการนี้ได้ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่ารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานอาจเสนอนายกรัฐมนตรีพิจารณาใช้อำนาจตาม ม. 44 ของรัฐธรรมนูญเพื่อให้สามารถใช้เงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจ่ายเป็นเงินอุดหนุนชดเชย NGV สำหรับกลุ่มรถโดยสารสาธารณะ และมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการในส่วนของบัตรส่วนลด และให้กระทรวงพลังงาน เป็นผู้ตรวจสอบและเบิกจ่ายเงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้แก่ ปตท.
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ จากเดิมอยู่ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2561 และขอให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ประชาสัมพันธ์ชี้แจงและสร้างความเข้าใจให้ผู้บริโภคได้รับทราบอย่างทั่วถึง
2. ขอความร่วมมือให้ 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 ปีแล้วให้ปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุน
เรื่องที่ 8 แนวทางการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20)
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกมีความผันผวนและสถานการณ์น้ำมันปาล์มดิบมีภาวะล้นตลาดกระทรวงพลังงานจึงมีแนวทางการช่วยเหลือโดยส่งเสริมให้มีการจำหน่ายน้ำมันดีเซล B20 ให้กับรถเฉพาะกลุ่ม โดยมีเป้าหมายในการจำหน่ายอยู่ที่ร้อยละ 25 ของปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B7 ในปัจจุบัน ดังนั้น กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) จึงได้ประมาณการความต้องการใช้จากจำนวนผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 จำนวน 5 ราย ที่แจ้งความประสงค์เข้าร่วมโครงการเพื่อจำหน่ายให้กับผู้ประกอบการ fleet รถบรรทุก จำนวน 22 ราย โดยมีปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ที่ 3.056 ล้านลิตรต่อเดือน (0.101 ล้านลิตรต่อวัน) ส่งผลให้สามารถดูดซับ B100 ได้เพิ่มขึ้นจากเดิม 0.013 ล้านลิตรต่อวัน (เทียบเท่า CPO 11 ตันต่อวัน หรือ 330 ตันต่อเดือน) โดยเป้าหมายของโครงจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20) อยู่ที่ร้อยละ 25 ของการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ซึ่งจะอยู่ที่ประมาณ 16 ล้านลิตรต่อวัน ส่งผลให้สามารถดูดซับ B100 ได้เพิ่มขึ้นจากเดิม 2.1 ล้านลิตรต่อวัน (เทียบเท่า CPO 1,800 ตันต่อวัน หรือ 54,000 ตันต่อเดือน)
2. ธพ. และ สนพ. ได้มีการหารือกับกรมสรรพสามิตและสำนักงานเศรษฐกิจการคลังเกี่ยวกับการกำหนดอัตราภาษีสรรสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 รวมถึงได้มีการหารือกับผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 เกี่ยวกับการสนับสนุนโครงการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ในรถบรรทุกขนาดใหญ่ ซึ่งสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้ (1) อัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ปัจจุบันหลักการกำหนดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันเชื้อเพลิง จะเก็บเฉพาะน้ำมันที่ผลิตจากฟอสซิล ในส่วนน้ำมันที่ได้จากเชื้อเพลิงชีวภาพ (เอทานอล ไบโอดีเซล) จะได้รับการยกเว้นภาษี ซึ่งปัจจุบันอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) ถูกกำหนดไว้ที่อัตรา 5.85 บาทต่อลิตร ดังนั้น เพื่อให้คงหลักการเดิมในการกำหนดอัตราภาษี การปรับสัดส่วนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วให้มีสัดส่วนไบโอดีเซล (B100) เพิ่มมากขึ้นจากร้อยละ 7 เป็นร้อยละ 20 นั้น จะทำให้ปริมาณน้ำมันดีเซลที่ผสมจากเดิมร้อยละ 93 ลดลงเป็นร้อยละ 80 เมื่อคำนวณอัตราภาษีสรรพสามิตตามสัดส่วนน้ำมันดีเซลแล้วจะทำให้อัตราภาษีสรรพสามิต จาก 5.85 บาทต่อลิตร ลดลงอยู่ที่ 5.0323 บาทต่อลิตร (2) ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ปัจจุบันราคา ไบโอดีเซลอยู่ที่ 23.40 บาทต่อลิตร ราคาดีเซลหมุนเร็วพื้นฐานอยู่ที่ 17.44 บาทต่อลิตร ทำให้ต้นทุนน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) อยู่ที่ 17.83 บาทต่อลิตร ในขณะที่ผู้ค้าน้ำมันกำหนดราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) ที่ 28.29 บาท ต่อลิตร ถ้าภาครัฐสนับสนุนให้มีการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 จะทำให้ต้นทุนอยู่ที่ 18.63 บาทต่อลิตร ซึ่งมีต้นทุนสูงกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) ประมาณ 0.80 บาทต่อลิตร แต่เนื่องจากปัจจุบันน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ยังไม่ได้รับการยอมรับจากสมาคมยานยนต์และกรมธุรกิจพลังงานยังไม่มีประกาศคุณลักษณะน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 อีกทั้งรถที่ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 จะมีค่าใช้จ่ายเปลี่ยนถ่ายน้ำมันเครื่อง การสึกหรอของเครื่องยนต์ที่สูงกว่าการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) ดังนั้น เพื่อส่งเสริมให้มีการเริ่มจำหน่าย ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ในรถบรรทุกขนาดใหญ่ รัฐควรสร้างแรงจูงใจด้านราคา โดยแบ่งเป็น 2 ช่วง ดังนี้ ช่วง 1 เริ่มต้น กำหนดให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) ประมาณ 3 บาทต่อลิตร คาดว่าการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 จะอยู่ที่ 1.5 ล้านลิตรต่อวัน และช่วง 2 การใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 มากกว่า 1.5 ล้านลิตร ต่อวัน ให้กำหนดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) แปรผันตามอัตราการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 โดยลดส่วนต่างราคาลงจาก 3 บาทต่อลิตร เหลือ 0.82 บาทต่อลิตร (เท่ากับอัตราภาษี สรรพสามิตที่ลดลง) และ (3) กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) จะใช้กลไกของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการราคา โดยกำหนดวงเงินในการสนับสนุนไม่เกิน 3,000 ล้านบาท ซึ่งหากมีการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ประมาณร้อยละ 5 ของการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (3 ล้านลิตรต่อวัน) กองทุนน้ำมันฯจะสามารถดูแลประมาณ 3 ปี
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานและสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. เห็นชอบหลักการ การกำหนดอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานประสานกับกระทรวงการคลัง ไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
กบง. ครั้งที่ 64- วันพฤหัสบดีที่ 9 สิงหาคม พ.ศ. 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 17/2561 (ครั้งที่ 64)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 9 สิงหาคม พ.ศ. 2561 เวลา 15.00 น.
1.สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
2.รายงานความเคลื่อนไหวราคาก๊าซ LPG ในรอบเดือนกรกฎาคม 2561
4.รายงานสถานการณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของประเทศ (Peak Demand)
6.แนวทางการดำเนินการกับกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา
7.การปรับปรุงกลไกราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้รายงานสถานการณ์ราคาพลังงานตลาดโลก ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบเบรนท์ ในช่วงเดือนกรกฎาคม 2561 ปรับตัวลดลง ขณะที่ราคาน้ำมันดิบเวสต์เท็กซัสมีทิศทางปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น โดยมีปัจจัยจากการเพิ่มกำลังการผลิตน้ำมันดิบของกลุ่มโอเปคและนอกกลุ่มโอเปค รวมทั้งการผลิตน้ำมันดิบ ของประเทศลิเบียซึ่งเพิ่มขึ้นหลังจากที่ท่าเรือส่งออกน้ำมันดิบกลับมาเปิดได้ตามปกติ และการผลิตน้ำมันดิบ ของสหรัฐอเมริกาที่ยังคงเพิ่มสูงขึ้น อย่างไรก็ดี มีปัจจัยที่ต้องติดตามจากสถานการณ์สงครามทางการค้า (Trade War) ระหว่างสหรัฐอเมริกาและจีนที่มีแนวโน้มรุนแรงขึ้น (2) ราคาก๊าซ LPG เดือนสิงหาคม 2561 ปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยมีปัจจัยจากความกังวลของตลาดต่อสงครามทางการค้าระหว่างสหรัฐอเมริกาและจีน รวมทั้งราคาน้ำมันดิบที่ทรงตัวอยู่ในระดับสูง และการเริ่มสำรอง LPG สำหรับใช้ในช่วงฤดูหนาว (3) ราคาก๊าซ LNG ในช่วงเดือนกรกฎาคม 2561 ราคา Asian Spot มีแนวโน้มปรับตัวลดลง จากความต้องการใช้ที่ลดลงในช่วงฤดูร้อน ในขณะที่อุปทานจากประเทศอินโดนีเซีย ออสเตรเลีย และรัสเซีย ยังคงอยู่ในระดับสูง ประกอบกับราคาน้ำมันดิบที่ลดลงมาอยู่ระดับต่ำกว่า 70 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ส่งผลกดดันต่อราคา Asian Spot และ (4) ราคาถ่านหินในช่วงเดือนกรกฎาคม 2561 ปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยมีปัจจัยจากปริมาณการส่งออกถ่านหินของรัสเซีย และอินโดนีเซียที่ลดลง ทั้งนี้จีนมีนโยบายควบคุมมลพิษทางอากาศในพื้นที่สำคัญ ซึ่งอาจส่งผลให้ปริมาณการใช้ถ่านหินถูกจำกัด
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานความเคลื่อนไหวราคาก๊าซ LPG ในรอบเดือนกรกฎาคม 2561
สรุปสาระสำคัญ
1.ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 5 สิงหาคม 2561 มีฐานะสุทธิ 28,240 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 29,420 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 1,180 ล้านบาท โดยในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ#1) มีรายรับ 1,281 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย ติดลบ 1,998 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย ติดลบ 717 ล้านบาทต่อเดือน
2.สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG สรุปได้ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนสิงหาคม 2561 อยู่ที่ 587.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 25.00 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน (2) ราคาก๊าซ LPG นำเข้า (LPG Cargo + X) เฉลี่ยเดือนกรกฎาคม 2561 อยู่ที่ 20.4459 บาทต่อกิโลกรัม ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 1.2776 บาทต่อกิโลกรัม โดยราคาก๊าซ LPG Cargo เดือนกรกฎาคม 2561 เฉลี่ยอยู่ที่ 570.82 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 28.27 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) เฉลี่ยอยู่ที่ 55.2688 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 7.5499 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยน เฉลี่ยอยู่ที่ 32.6354 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าลง 0.8048 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ
3.คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมาตรการรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกก๊าซ LPG โดยการชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ #2 ให้ราคาจำหน่ายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถัง (ก๊าซหุงต้ม) ขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 363 บาท เพื่อลดผลกระทบของผู้บริโภคจากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยในเดือนกรกฎาคม 2561 กองทุนน้ำมันฯ #2 ชดเชยราคาขายปลีกอยู่ในช่วง 1.2461 ถึง 1.6856 บาทต่อกิโลกรัม
4.สถานการณ์การผลิต การจัดหา การใช้ และการส่งออกก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2561 สรุปได้ดังนี้ (1) การผลิตภายในประเทศ คาดว่าอยู่ที่ระดับประมาณ 547,868 ตัน ด้านความต้องการใช้คาดว่าอยู่ที่ระดับประมาณ 521,277 ตัน โดยความต้องการใช้ลดลงเนื่องจากความต้องการใช้ในภาคปิโตรเคมีที่ลดลงจากการ ปิดซ่อมบำรุงในเดือนกรกฎาคม 2561 (2) การนำเข้าเพื่อจำหน่ายในประเทศ คาดว่าอยู่ที่ประมาณ 44,000 ตัน (3) การส่งออกจากปริมาณการผลิตภายในประเทศ คาดว่าอยู่ที่ประมาณ 42,050 ตัน (ไม่รวม re-export)
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1.กระทรวงพลังงานได้จัดทำโครงการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เพื่อลดค่าครองชีพของประชาชนจากค่าบริการขนส่งและค่าโดยสารรถสาธารณะ รวมทั้งเพื่อแก้ไขปัญหาน้ำมันปาล์มดิบล้นตลาด และสร้างเสถียรภาพปาล์มน้ำมัน โดยเริ่มจำหน่ายตั้งแต่วันที่ 2 กรกฎาคม 2561 ปัจจุบันมีผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่ได้รับความเห็นชอบให้จำหน่ายน้ำมันดีเซลที่ไม่เป็นไปตามที่กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ประกาศกำหนด จำนวน 5 ราย ได้แก่ บริษัท ปตท. น้ำมันและการค้าปลีก จำกัด (มหาชน) บริษัท บางจาก คอร์ปอเรชั่น จำกัด (มหาชน) บริษัท ไออาร์พีซี จำกัด (มหาชน) บริษัท ซัสโก้ ดีลเลอร์ส จำกัด และ บริษัท พี.ซี.สยามปิโตรเลียม จำกัด รวมปริมาณที่เห็นชอบให้จำหน่าย 5.383 ล้านลิตรต่อเดือน
2.ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ตั้งแต่วันที่ 2 กรกฎาคม – 6 สิงหาคม 2561 รวมทั้งสิ้น 1.311 ล้านลิตร เงินชดเชย 4.148 ล้านบาท โดยเดือนกรกฎาคม 2561 ปริมาณการจำหน่าย 0.917 ล้านลิตร เงินชดเชย 2.927 ล้านบาท และเดือนสิงหาคม 2561 ปริมาณการจำหน่าย 0.394 ล้านลิตร เงินชดเชย 1.221 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 รายงานสถานการณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของประเทศ (Peak Demand)
สรุปสาระสำคัญ
1.ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดในระบบการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดที่เกิดขึ้นจริงในระบบไฟฟ้าซึ่งอยู่ภายใต้การควบคุมดูแลของ กฟผ. โดยในปี 2561 เกิดขึ้น ณ วันอังคารที่ 24 เมษายน 2561 เวลา 20.30 น. อยู่ที่ระดับ 28,338 เมกะวัตต์ มีค่าต่ำกว่า Peak ของปีก่อน ซึ่งเกิดเมื่อวันพฤหัสบดีที่ 4 พฤษภาคม 2560 เวลา 14.20 น. อยู่ 240 เมกะวัตต์ (MW) หรือลดลงร้อยละ 0.8
2.ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดในระบบ 3 การไฟฟ้า เป็นความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดที่เกิดขึ้นจริงในระบบ กฟผ. รวมกับข้อมูลในช่วงเวลาเดียวกัน (Coincident) จากการประเมินพลังไฟฟ้าสูงสุดของผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ซึ่งดำเนินการโดยสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ในปี 2561 เกิดขึ้น ณ วันอังคารที่ 24 เมษายน 2561 เวลา 13.51 น. อยู่ที่ระดับ 29,968 เมกะวัตต์ โดยหากเปรียบเทียบกับปีก่อน ซึ่งเกิดเมื่อวันพฤหัสบดีที่ 4 พฤษภาคม 2560 เวลา 14.20 น. พบว่ายังมีค่าต่ำกว่าอยู่ 335 เมกะวัตต์ หรือลดลงร้อยละ 1.1
3.ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดของประเทศ เป็นความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดที่เกิดขึ้นจริงในระบบ กฟผ. รวมกับข้อมูลในช่วงเวลาเดียวกันจากการประเมินพลังไฟฟ้าสูงสุดของ VSPP และผู้ผลิตไฟฟ้าใช้เอง/ขายตรง หรือ IPS (Independent Power Supply ในที่นี้หมายถึงทั้งผู้ผลิตเอกชน และ SPP ที่ขายตรง) ซึ่งความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดของประเทศดำเนินการคำนวณโดยสำนักงาน กกพ. ในปี 2561 เกิดขึ้น ณ วันอังคารที่ 24 เมษายน 2561 เวลา 13.51 น. อยู่ที่ระดับ 34,317 เมกะวัตต์ มีค่าสูงกว่า Peak ของปีก่อน ซึ่งเกิดเมื่อวันพฤหัสบดีที่ 4 พฤษภาคม 2560 เวลา 14.20 น. อยู่ 216 เมกะวัตต์ หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.6
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1.รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015) ไตรมาสที่ 2 ปี 2561 มีประเด็นสำคัญดังนี้ ประเด็นที่ 1 PDP1 การติดตามแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ มีความคืบหน้าดังนี้ (1) สัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (Fuel Mix) ช่วง 4 เดือนแรกของปี 2561 พบว่าการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นสัดส่วนหลักอยู่ที่ร้อยละ 57 ต่ำกว่าแผน PDP 2015 เล็กน้อย ทั้งนี้ สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนอยู่ที่ร้อยละ 9 ต่ำกว่าแผน PDP ซึ่งอยู่ที่ร้อยละ 12 ขณะที่การผลิตไฟฟ้าจากถ่านหินนำเข้า และซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ (พลังน้ำและลิกไนต์ จากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว) มีสัดส่วนที่สูงกว่าแผน PDP2015 (2) ปริมาณการผลิตไฟฟ้าในระบบ 3 การไฟฟ้า ในช่วง 4 เดือนแรกของปี 2561 มีค่าต่ำกว่าแผน PDP2015 ทุกเดือน ส่วนหนึ่งเกิดจากสภาพอากาศที่หนาวเย็นในช่วงต้นปี ประกอบกับมีฝนตกนอกฤดูกาล ส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าไม่สูงมากนัก โดยปริมาณการผลิตไฟฟ้าจริงต่ำกว่าแผน PDP2015 อยู่ 4,959 กิกะวัตต์ชั่วโมง (GWh) หรือคิดเป็นร้อยละ 7.1 ของแผน ประเด็นที่ 2 PDP2 การติดตามการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน โครงการน้ำเทิน 1 มีความคืบหน้าในการดำเนินงานช้ากว่าแผนที่กำหนดไว้ร้อยละ 10.95 ซึ่งอยู่ในระดับค่อนข้างสูง ในขณะที่โครงการเซเปียน - เซน้ำน้อย และโครงการไซยะบุรี มีความคืบหน้าเร็วกว่าแผนที่กำหนดร้อยละ 1.33 และร้อยละ 0.34 ตามลำดับ และโครงการน้ำเงี้ยบ 1 มีความคืบหน้าช้ากว่าแผนที่กำหนดร้อยละ 1.7
2.รายงานความก้าวหน้าการจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ และการจัด Open Forum ดังนี้ (1) ความก้าวหน้าการจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ ซึ่งมีแนวทางการดำเนินงานที่สำคัญ ได้แก่ จัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า (Load Forecast) ของประเทศและรายภูมิภาคในระยะยาวใหม่ บริหารจัดการกิจการด้านพลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ให้สอดคล้องกับแนวทางการบริหารจัดการใหม่ตามแนวทางประชารัฐ ภายใต้ความร่วมมือกันของ กฟภ. กฟผ. และเครือข่ายวิสาหกิจชุมชนของ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ โดยจัดทำแผนเป็นรายภูมิภาคและจัดทำแผนระบบไฟฟ้าสำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ประเมินกำลังผลิตไฟฟ้าของทั้งประเทศและรายภูมิภาค เพื่อจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่เพิ่มเติมจากโรงไฟฟ้าที่มีข้อผูกพันแล้ว โดยคาดว่าจะเสนอให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาแผน PDP ฉบับใหม่ ภายในเดือนกันยายน 2561 ทั้งนี้ ปัจจุบันกระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกับ กฟผ. อยู่ระหว่างกำหนดสมมติฐานและเงื่อนไขในการจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่เป็นรายภาค โดยพิจารณาแหล่งผลิตไฟฟ้าให้มีความเหมาะสมกับศักยภาพเชื้อเพลิงในแต่ละพื้นที่ให้สามารถรองรับความต้องการไฟฟ้าได้อย่างเพียงพอในพื้นที่ โดยมีหลักการสำคัญในการพิจารณา ได้แก่ กำลังผลิตไฟฟ้าในพื้นที่รายภาคจะต้องสมดุลกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ ทั้งนี้ แต่ละภูมิภาคจะต้องมีโรงไฟฟ้าเพื่อความมั่นคงในพื้นที่ในระดับที่เหมาะสม รวมถึงการเปิดโอกาสให้เกิดการแข่งขันการผลิตไฟฟ้าในแต่ละพื้นที่ (2) การจัดสัมมนาแลกเปลี่ยนประเด็น (Open Forum) เพื่อรับทราบข้อเสนอแนะเกี่ยวกับการจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ จำนวน 10 ครั้ง แยกตามกลุ่มเป้าหมาย ได้แก่ บุคลากร ในสังกัดกระทรวงพลังงาน และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) หน่วยงานการไฟฟ้าทั้ง 3 การไฟฟ้า พลังงานจังหวัด ภาคประชาสังคม องค์กรพัฒนาเอกชน สมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย สภาหอการค้าแห่งประเทศไทย นักวิชาการ อาจารย์มหาวิทยาลัย และหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง ชมรมวิทยาการพลังงาน คณะกรรมาธิการการพลังงาน สภานิติบัญญัติแห่งชาติ และคณะกรรมการบริหารคลัสเตอร์พลังงานและสิ่งแวดล้อม ทั้งนี้ มีข้อเสนอแนะจาก Open Forum ในประเด็นต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ ข้อเสนอต่อแนวทางและหลักการจัดทำแผน ข้อเสนอต่อประเด็นเนื้อหาของแผน PDP ฉบับใหม่ ข้อเสนอต่อแนวทางประเด็นด้านความมั่นคง ข้อเสนอต่อประเด็นทางด้านเศรษฐกิจ ข้อเสนอต่อประเด็นด้านสิ่งแวดล้อม รวมถึง ข้อห่วงใยต่างๆ ในการจัดทำแผน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1.เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 กพช. มีมติเห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 ดังนี้ (1) เห็นชอบหลักการและแนวทางการดำเนินการกับ SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ (2) มอบหมายให้ กบง. รับหลักการและแนวทางที่ กพช. ให้ความเห็นชอบ ไปพิจารณาดำเนินการในรายละเอียดเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติต่อไป
2.เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญา โดยมีมติดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ตามที่ กบง. เสนอ (2) มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการ 4 ประเด็น ดังนี้ ประเด็นที่ 1 พิจารณาดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 ตามแนวทางการดำเนินการที่ กพช. เห็นชอบ ประเด็นที่ 2 พิจารณาปรับปรุงรูปแบบสัญญา Firm ของ SPP ระบบ Cogeneration ในกลุ่มที่ 2 (ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568) ให้สามารถลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ รวมถึงพิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การขอลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบล่วงหน้า ประเด็นที่ 3 พิจารณาทบทวนการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับ IPP และ SPP ให้มีความเหมาะสม ประเด็นที่ 4 พิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำรองให้มีความเหมาะสม (3) มอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการศึกษา SPP-Power Pool โดยให้ กฟผ. และ/หรือการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายสามารถรับซื้อไฟฟ้า ใน SPP-Power Pool ได้ เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. ต่อไป
3.เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 กบง. ได้พิจารณาแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญาทั้ง 25 ราย โดยมีมติเห็นชอบแนวทางแก้ไขปัญหาและข้อเสนอการดำเนินการเพิ่มเติม และให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไปดังนี้ (1) เห็นชอบให้ปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของกลุ่มที่ 1 (ต่ออายุสัญญา) จากเดิมตั้งแต่ปี 2560 - 2561 เป็น 2559 – 2561 (2) เห็นชอบราคารับซื้อไฟฟ้ากรณี SPP ระบบ Cogeneration ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง (3) มอบหมาย กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการดำเนินการได้ในกรณีมีปัญหาในทางปฏิบัติ ยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้าหากมีการเปลี่ยนแปลงจะต้องนำเสนอ กพช. ทั้งนี้ รายชื่อ SPP ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญาจำนวน 25 ราย มีดังนี้ (1) บริษัท โกลว์ พลังงาน จำกัด (มหาชน) โครงการ 1 (2) บริษัท โกลว์ พลังงาน จำกัด (มหาชน) โครงการ 2 (3) บริษัท ทีพีที ปิโตรเคมิคอลส์ จำกัด (มหาชน) (4) บริษัท พีทีที โกลบอล เคมิคอล จำกัด (มหาชน) (5) กรมการพลังงานทหาร (6) บริษัท กัลฟ์ โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (7) บริษัท อมตะ บี.กริม เพาเวอร์ 1 จำกัด (8) บริษัท บางกอก โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (9) บริษัท สมุทรปราการ โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (10) บริษัท โกลว์ เอสพีพี 1 จำกัด โครงการ 1 (11) บริษัท โกลว์ เอสพีพี 1 จำกัด โครงการ 2 (12) บริษัท หนองแค โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (13) บริษัท อมตะ บี.กริม เพาเวอร์ (แหลมฉบัง) จำกัด (14) บริษัท อมตะ บี.กริม เพาเวอร์ 2 จำกัด (15) บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัด (16) บริษัท เอ็กโก โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (17) บริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) โครงการ 1 (18) บริษัท โกลว์ เอสพีพี 2 จำกัด โครงการ 1 (19) บริษัท สหโคเจน (ชลบุรี) จำกัด (มหาชน) (20) บริษัท โกลว์ เอสพีพี 2 จำกัด โครงการ 2 (21) บริษัท โรจนะเพาเวอร์ จำกัด โครงการ 1 (22) บริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) โครงการ 2 (23) บริษัท โกลว์ เอสพีพี 3 จำกัด โครงการ 1 (24) บริษัท โกลว์ เอสพีพี 3 จำกัด โครงการ 2 (25) บริษัท โกลว์ เอสพีพี 11 จำกัด โครงการ 1
4.เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 กบง. ได้พิจารณาข้อหารือแนวทางดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบให้ปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของ SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มที่ 1 (ต่ออายุสัญญา) จากเดิมสิ้นสุดสัญญาภายในปี 2560 – 2561 เป็นภายในปี 2559 – 2561 (2) มอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทบทวนหลักการพร้อมทั้งเสนอราคาและแนวทางที่เหมาะสมในการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มที่ 2 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 ทั้งเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติและถ่านหิน และนำเสนอ กบง. ก่อนเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
5.เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2561 สมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รมว.พน.) เสนอแนวทางสนับสนุนการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา ดังนี้ (1) ขอให้รับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ทั้ง 25 ราย ทุกประเภทเชื้อเพลิง ในระยะเวลาสัญญาไม่เกิน 10 ปี เนื่องจากลูกค้าอุตสาหกรรมยังมีความต้องการซื้อไฟฟ้าและไอน้ำหรือน้ำเย็น ซึ่งจะไม่เป็นภาระต่อการไฟฟ้าที่ต้องผูกพันสัญญาระยะยาวเช่นในปัจจุบัน (2) อัตรารับซื้อไฟฟ้า เห็นควรให้ใช้อัตรารับซื้อ ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิมซึ่งรวมค่าบำรุงรักษา (O&M) และค่ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าแล้ว โดยใช้ราคาก๊าซธรรมชาติเป็นราคาอ้างอิงทั้ง 25 ราย แต่ไม่ได้รับเงินค่าพลังไฟฟ้า (CP) ซึ่งจะส่งผลให้ค่าไฟฟ้าถูกลง (3) ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ ควรกำหนดไม่เกิน 90 เมกะวัตต์ และต้องไม่เกินปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญาเดิม ทั้งนี้ ขอให้ SPP สามารถขอลดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อได้โดยไม่จำกัดจำนวนครั้ง โดยลดลงครั้งละไม่ต่ำกว่า 5 เมกะวัตต์ (4) ขอให้ กฟผ. พิจารณารับซื้อไฟฟ้าที่แผนการเดินเครื่องร้อยละ 100 ตลอดเวลา และกำหนดให้ SPP จะต้องจ่ายปริมาณ พลังไฟฟ้าให้กับ กฟผ. ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 95 และไม่เกินร้อยละ 105 ของปริมาณไฟฟ้าตามสัญญา (6) ขอให้ผ่อนปรนเงื่อนไขข้อกำหนดเกี่ยวกับการใช้ไอน้ำรายปี โดยให้ SPP แสดงหลักฐานการใช้ประโยชน์ไอน้ำหรือน้ำเย็นของผู้ใช้ประโยชน์ไอน้ำหรือน้ำเย็นดังกล่าวก็ถือว่าเพียงพอ
6.เมื่อวันที่ 26 มิถุนายน 2561 กกพ. ได้มีหนังสือถึง รมว.พน. แจ้งว่าได้พิจารณาข้อเสนอของสมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนแล้ว มีแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ดังนี้ (1) เห็นควรพิจารณารับซื้อปริมาณพลังไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2562 – 2568 ทั้ง 25 ราย ในระยะเวลาสัญญาไม่เกิน 10 ปี (2) เห็นควรรับซื้อไฟฟ้าด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้าซึ่งรวมค่าบำรุงรักษา และค่ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าแล้ว แต่ไม่ได้รับค่าพลังไฟฟ้า โดยให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติ ราคาถ่านหิน และราคาน้ำมันเตาเป็นราคาอ้างอิงสำหรับ SPP ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน และน้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิง ตามลำดับ สำหรับกรณีที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ เห็นควรกำหนดอัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) ที่ 8,282 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (BTU/kWh) (3) ปริมาณพลังไฟฟ้ารวมไม่เกิน 750 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ให้ SPP แต่ละรายสามารถเสนอปริมาณพลังไฟฟ้าตามที่ต้องการ แต่ไม่เกิน 90 เมกะวัตต์ และไม่เกินสัญญาเดิม อีกทั้งสามารถลดปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญาได้ แต่ไม่สามารถปรับเพิ่มขึ้นได้ (4) เห็นควรให้ กฟผ. พิจารณารับซื้อไฟฟ้า 2 กรณี ได้แก่ กรณีต่ออายุสัญญาด้วยปริมาณพลังไฟฟ้าน้อยกว่าหรือเท่ากับ 30 เมกะวัตต์ ให้ กฟผ.พิจารณารับซื้อไฟฟ้าที่แผนการเดินเครื่องร้อยละ 100 ตลอดเวลา กรณีต่ออายุสัญญาด้วยปริมาณพลังไฟฟ้ามากกว่า 30 เมกะวัตต์ ให้ กฟผ.พิจารณารับซื้อไฟฟ้าที่แผนการเดินเครื่องร้อยละ 100 ในช่วงเวลา Peak และร้อยละ 65 Off-Peak
7.เมื่อวันที่ 17 กรกฎาคม 2561 กระทรวงพลังงาน สนพ. และ สำนักงาน กกพ. ได้ประชุมหารือร่วมกัน โดยที่ประชุมมีมติเห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559 – 2568 ทั้ง 25 ราย ตามข้อเสนอ กกพ. เรื่องการต่ออายุสัญญาในระยะเวลาไม่เกิน 10 ปี แล้วเห็นควรดำเนินการตามหลักการของ มติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 เพื่อให้การส่งเสริม SPP ระบบ Cogeneration เกิดประโยชน์สูงสุด ดังนี้ ประเด็นที่ 1 หลักการพิจารณาดำเนินการกับ SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559-2568 (1) ควรกำหนดให้โรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration มีพื้นที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม หรือกลุ่มโรงงานขนาดใหญ่ที่มีการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำหรือน้ำเย็นปริมาณมากเท่านั้น (2) ควรกำหนดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบไม่ให้มากเกินความจำเป็น โดยควรมีการปรับรูปแบบสัญญา SPP ระบบ Cogeneration ที่มีการกำหนดปริมาณการขายไฟฟ้าลงให้น้อยที่สุด และให้สอดคล้องกับความต้องการไฟฟ้าและไอน้ำของลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรม (3) ควรมีระเบียบที่รัดกุมสามารถกำกับดูแลโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ให้ผลิตไฟฟ้าและไอน้ำเป็นไปตามวัตถุประสงค์ของการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration โดยมีประสิทธิภาพการใช้เชื้อเพลิงปฐมภูมิสูงกว่าโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ซึ่งมีการก่อสร้างใหม่และมีการผลิตไฟฟ้าอย่างเดียว ประเด็นที่ 2 กำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า กรณี SPP ระบบ Cogeneration 25 โรง ที่จะสิ้นสุดสัญญาในปี 2559 - 2568 เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ (อ้างอิงราคาและปริมาณรับซื้อตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559) ดังนี้ ระยะเวลาสัญญาไม่เกิน 10 ปี ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 60 เมกะวัตต์ และไม่เกินกว่าปริมาณขายไฟฟ้าตามสัญญาเดิม ราคารับซื้อไฟฟ้า 2.3753 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (ณ ราคาก๊าซ 263 บาทต่อล้านบีทียู) โดยมีเงื่อนไขอัตราการใช้ความร้อน 8,282 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ค่าบำรุงรักษา 0.1871 บาท ต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และกองทุนพัฒนาไฟฟ้า 0.0100 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง
8.ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอประเด็นเพื่อพิจารณาต่อที่ประชุมดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบการยืนยันมติ กบง. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 เรื่องการปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของ SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มที่ 1 (ต่ออายุสัญญา) ครอบคลุม SPP ระบบ Cogeneration จำนวน 4 โรง ตามเจตนารมณ์ของมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 (ซึ่งหมายรวมถึงโรงไฟฟ้าที่คาดว่าจะหมดอายุในปี 2559 – 2561) และให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป (2) ขอความเห็นชอบแนวทางการต่ออายุสัญญา SPP ระบบ Cogeneration จำนวน 25 โรง ตามแนวทาง ดังนี้ (2.1) มติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ซึ่งสอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 หรือ (2.2) ข้อเสนอของ กกพ. หรือ (2.3) ตามการประชุมหารือร่วมกันระหว่างกระทรวงพลังงาน สนพ. และสำนักงาน กกพ. เมื่อวันที่ 17 กรกฎาคม 2561 และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการยืนยันมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 เรื่องการปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของ SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มที่ 1 (ต่ออายุสัญญา) ครอบคลุม SPP ระบบ Cogeneration จำนวน 4 โรง ตามเจตนารมณ์ของมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 (ซึ่งหมายรวมถึงโรงไฟฟ้าที่คาดว่าจะหมดอายุในปี 2559 – 2561) และให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. เห็นชอบแนวทางการต่ออายุสัญญา SPP ระบบ Cogeneration จำนวน 25 โรง ปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 704 เมกะวัตต์ โดยมีเงื่อนไขว่าต้องเป็นโรงไฟฟ้าที่มีสถานที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม หรือสวนอุตสาหกรรมเท่านั้น แยกตามประเภทเชื้อเพลิง ดังนี้
(1) เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ แบ่งเป็น 2 แนวทาง คือ แนวทางที่ 1 กำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าและเงื่อนไขเดิมตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ซึ่งกำหนดให้ดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม ระยะเวลาสัญญารับซื้อไฟฟ้า 25 ปี หรือแนวทางที่ 2 กำหนดระยะเวลาสัญญารับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 10 ปี นับจากวันที่ กพช. มีมติ โดยสามารถใช้โรงไฟฟ้าเดิมที่มีสัญญาซื้อขายกับการไฟฟ้า หรือสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม ภายใต้อัตราการใช้ความร้อน 8,282 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง โดยได้รับ ค่าบำรุงรักษาโรงไฟฟ้า (O&M) และค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิง (EP1)
(2) เชื้อเพลิงถ่านหิน กำหนดระยะเวลาสัญญารับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 10 ปี นับจากวันที่ กพช. มีมติ โดยสามารถใช้โรงไฟฟ้าเดิมที่มีสัญญาซื้อขายกับการไฟฟ้า หรือสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม ภายใต้อัตราการใช้ความร้อน 8,600 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง โดยได้รับ ค่าบำรุงรักษาโรงไฟฟ้า (O&M) และค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิง (EP1)
(3) เชื้อเพลิงน้ำมันเตา กำหนดระยะเวลาสัญญารับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 10 ปี นับจากวันที่ กพช. มีมติ โดยสามารถใช้โรงไฟฟ้าเดิมที่มีสัญญาซื้อขายกับการไฟฟ้า หรือสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม และมอบหมายให้ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกันพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าและรายละเอียดที่เกี่ยวข้อง
3.มอบหมายให้ กกพ. และ สนพ. ร่วมกันกำหนดแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ทั้ง 25 โรง ตามประเภทเชื้อเพลิง และนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาขอความเห็นชอบ ทั้งนี้การยกเลิกสัญญาเดิมและเริ่มสัญญาใหม่ต้องดำเนินการภายใต้เงื่อนไขที่ กกพ. กำหนด
เรื่องที่ 7 การปรับปรุงกลไกราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
สรุปสาระสำคัญ
1.เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 กพช. มีมติเห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เต็มรูปแบบ โดยในส่วนของการส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาตต่อ ธพ. และการส่งออกก๊าซ LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้าได้มีการแจ้งแผน ให้ ธพ. ทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export) และเมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2560 กบง. มีมติเห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับกรณีการส่งออกก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า ในอัตราคงที่ จาก 20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เป็น 0.70 บาทต่อกิโลกรัม ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2561 มีมติเห็นชอบแนวทางการปรับกลไกราคาก๊าซ LPG โดย (1) ลดกรอบราคาสำหรับกำกับการแข่งขันในกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จาก 0.67 บาทต่อกิโลกรัม (20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 0.03 บาทต่อกิโลกรัม (1 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) (2) ขอความร่วมมือ ปตท. งดส่งออกก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ในเชิงพาณิชย์ ยกเว้นกรณีที่มีความจำเป็นด้านเทคนิค และให้รายงานการส่งออกต่อ ธพ. ทุกสัปดาห์ ทั้งนี้ กบง. เมื่อวันที่ 18 กรกฎาคม 2561 รับทราบแนวทางการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กรณีการส่งออกก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ จากอัตราคงที่ที่ 0.70 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเท่ากับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ (กองทุนฯ #1) โดยอยู่ระหว่างรอการนำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบ
2.สถานการณ์การส่งออกก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ หลังจาก กบง. เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2561 มีมติขอความร่วมมือ ปตท. งดส่งออกก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ในเชิงพาณิชย์ ยกเว้นกรณีที่มีความจำเป็นด้านเทคนิค พบว่าปริมาณการส่งออกก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ ปตท. ในเดือนกรกฎาคม 2561 ยังอยู่ในระดับสูงที่ 40,025 ตัน เนื่องจากเป็นปริมาณที่มีการตกลงกับลูกค้าต่างประเทศแล้ว รวมถึงเป็นช่วงที่โรงปิโตรเคมีปิดซ่อมบำรุง ก่อนที่จะมีแนวโน้มการส่งออกลดลงตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2561 โดยตามแผนการส่งออกก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ รอบ 6 เดือนล่วงหน้า ระบุปริมาณการส่งออกในเดือนสิงหาคม 2561 ที่ระดับ 14,200 ตัน และลดลงมาอยู่ที่ระดับ 12,200 ตัน ในเดือนมกราคม 2562 โดยปริมาณการส่งออกก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ ปตท. ระหว่างวันที่ 1 - 5 สิงหาคม 2561 อยู่ที่ระดับ 2,441 ตัน ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้แสดงโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ช่วงระหว่างวันที่ 1 – 14 สิงหาคม 2561 เปรียบเทียบการจัดเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กรณีการส่งออกก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ ในอัตราปัจจุบันที่ 0.70 บาทต่อกิโลกรัม เป็นจัดเก็บในอัตราเท่ากับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ (กองทุนฯ #1) ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ สุทธิมีรายรับเพิ่มขึ้น 0.2552 บาทต่อกิโลกรัม หรือประมาณ 84 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้สภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายลดลงจากติดลบ 717 ล้านบาทต่อเดือน เหลือติดลบ 633 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานรายงานการขอส่งออกก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อทราบ ก่อนการพิจารณาอนุญาตหรือไม่อนุญาตให้มีการส่งออก
กบง. ครั้งที่ 62 - วันพุธที่ 18 กรกฎาคม พ.ศ. 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 15/2561 (ครั้งที่ 62)
เมื่อวันพุธที่ 18 กรกฎาคม พ.ศ. 2561 เวลา 16.00 น.
1. ความคืบหน้าประเด็นที่เกี่ยวข้องกับค่าผ่านท่อ
2. การปรับปรุงกลไกราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
3. แนวทางการดำเนินการกับกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา
4. กลไกบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ
5. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 ความคืบหน้าประเด็นที่เกี่ยวข้องกับค่าผ่านท่อ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบ ในหลักการการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการปรับปรุงโครงสร้างราคาก๊าซฯ โดยนำระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลของบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด (TTM) ไปรวมในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่ง (พื้นที่ 1) และค่าผ่านท่อให้เฉลี่ยรวมกัน รวมทั้งประเมินผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นต่อค่าไฟฟ้าและต้นทุนก๊าซธรรมชาติของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และให้นำเสนอ กพช. ทั้งนี้ ความคืบหน้าการดำเนินงาน กกพ. ได้ดำเนินการปรับปรุงโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ตามมติของ กบง. และได้นำส่งนำส่งร่างวาระการประชุมให้กับ ฝ่ายเลขานุการฯ เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2561 และร่างวาระการประชุมฉบับแก้ไข เมื่อวันที่ 11 พฤษภาคม 2561 เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) โดยประมาณการราคาก๊าซธรรมชาติจากโครงสร้างราคาใหม่สำหรับกลุ่มโรงแยกก๊าซจะเพิ่มขึ้น 5.0501 บาทต่อล้านบีทียู และสำหรับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. จะลดลง 1.9799 บาทต่อล้านบีทียู
2. ศาลปกครองสูงสุดได้มีคำพิพากษาตามคดีหมายเลขดำที่ ฟ.47/2549 และคดีหมายเลขแดงที่ ฟ.35/2550 ว่าทรัพย์สินที่เป็นท่อส่งก๊าซธรรมชาติและอุปกรณ์ที่ประกอบกันเป็นระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติซึ่งใช้อำนาจมหาชนของรัฐดำเนินการ เป็นสาธารณสมบัติของแผ่นดินประเภททรัพย์สินที่ใช้เพื่อประโยชน์ของแผ่นดินโดยเฉพาะตามมาตรา 1304 (3) ซึ่งผู้ถูกฟ้องที่ 1 (คณะรัฐมนตรี) มีหน้าที่ต้องโอนทรัพย์สินดังกล่าวกลับไปเป็นของกระทรวงการคลังตามที่บัญญัติไว้ในมาตรา 24 วรรคหนึ่ง แห่งพระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542 ทั้งนี้ กระทรวงการคลัง โดยกรมธนารักษ์ และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้จัดทำสัญญาให้ใช้ที่ราชพัสดุ ที่แบ่งแยกให้กระทรวงการคลังในการดำเนินกิจการของ ปตท. โดยมีค่าตอบแทน ลงวันที่ 3 มิถุนายน 2551 โดยการคิดคำนวณค่าตอบแทนการใช้ทรัพย์สินให้คิดจากส่วนแบ่งรายได้ (Revenue Sharing) ของค่าบริการ ส่งก๊าซธรรมชาติของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่ง (รายได้ค่าผ่านท่อ) ในแต่ละปฏิทิน (ปี) ซึ่งเป็นการคำนวณค่าตอบแทนแบบขั้นบันได (Sliding scale) โดย ปตท. ได้ชำระค่าเช่าดังกล่าวให้กระทรวงการคลังตั้งแต่ ปี 2551 – 2560 ที่ค่าเช่าสูงสุด 550 ล้านบาทต่อปี (ชำระค่าเช่าสูงสุดได้ตั้งแต่ปีที่ 2 ของสัญญาฯ) กระทรวงการคลัง จึงได้มีการดำเนินการทบทวนค่าตอบแทนในการใช้ทรัพย์สินดังกล่าว โดยปรับปรุงสูตรคำนวณแบบขั้นบันได ตามสัญญาให้ใช้ที่ราชพัสดุฯ โดยตัดเงื่อนไขค่าตอบแทนขั้นสูง 550 ล้านบาทต่อปีออก ทั้งนี้ ความคืบหน้าการดำเนินงาน กรมธนารักษ์ ได้เชิญประชุมหารือร่วมกับ ปตท. สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ สกพ. เมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2561 โดยที่ประชุมมีความเห็นพ้องในหลักการทบทวนค่าตอบแทน โดยตัดเงื่อนไขค่าตอบแทนขั้นสูง 550 ล้านบาทที่ระบุในสัญญาให้ใช้ฯ เพื่อให้อัตราค่าตอบแทนมีความเหมาะสมและเป็นธรรม และให้ ปตท. นำเสนอผู้บริหารและดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง ซึ่งปัจจุบัน ปตท. อยู่ระหว่างการพิจารณาเพื่อหาข้อสรุป โดยฝ่ายเลขานุการฯ จะได้ติดตามผลและรายงาน กบง. ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 การปรับปรุงกลไกราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 กพช. มีมติเห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เต็มรูปแบบ โดยในส่วนของการส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาตต่อกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และการส่งออกก๊าซ LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้าได้มีการแจ้งแผนให้ ธพ. ทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export) และเมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2560 กบง. มีมติเห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับกรณีการส่งออกก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) จาก 20 เหรียญสหรัฐต่อตัน เป็น 0.70 บาทต่อกิโลกรัม ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2561 มีมติเห็นชอบแนวทางการปรับกลไกราคาก๊าซ LPG โดย (1) กำหนดกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ให้ติดลบได้ไม่เกิน 3,000 ล้านบาท ในการรักษาเสถียรภาพราคา (2) ลดกรอบราคาสำหรับกำกับการแข่งขันในกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จาก 0.67 บาทต่อกิโลกรัม (20 เหรียญสหรัฐต่อตัน) เป็น 0.03 บาทต่อกิโลกรัม (1 เหรียญสหรัฐต่อตัน) (3) ขอความร่วมมือ ปตท. งดส่งออกก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ในเชิงพาณิชย์ ยกเว้นกรณีที่มีความจำเป็นด้านเทคนิค และให้รายงานการส่งออกต่อ ธพ. ทุกสัปดาห์
2. ประเทศไทยมีความต้องการก๊าซ LPG สูงกว่าความสามารถของการผลิตในประเทศที่ประมาณ 20,000 ตันต่อเดือน ทั้งนี้ ในช่วงเดือนมกราคมถึงพฤษภาคม 2561 ประเทศไทยมีการนำเข้าก๊าซ LPG เฉลี่ย 42,120 ตันต่อเดือน ซึ่งสูงกว่าความต้องการดังกล่าวทำให้เกิดการส่งออกจากผู้ผลิตในประเทศหากไม่สามารถ หาตลาดได้ โดยการส่งออกเฉลี่ยช่วงเดือนมกราคมถึงพฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 22,876 ตันต่อเดือน ทั้งนี้ การส่งออกก๊าซ LPG ที่มาจากโรงแยกก๊าซฯ ส่งผลให้รายได้เข้าบัญชีก๊าซ LPG ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนฯ#1) น้อยลง ประกอบกับการห้ามโรงแยกก๊าซฯ ส่งออก LPG โดยตรงมีข้อจำกัดในทางกฎหมาย ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอแนวทางปรับหลักเกณฑ์อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อการส่งออกก๊าซ LPG (Export Surcharge) สำหรับการส่งออกก๊าซ LPG ที่มาจากโรงแยกก๊าซ จากเดิมที่กำหนด 0.70 บาทต่อกิโลกรัม (20 เหรียญสหรัฐต่อตัน) เป็นกำหนดให้เท่ากับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ#1 ของ LPG โรงแยกก๊าซฯ ที่จำหน่าย เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในประเทศแทน โดยอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ#1 ของโรงแยกก๊าซฯ ปตท. ระหว่างวันที่ 16-20 กรกฎาคม 2561 อยู่ที่ 7.9128 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจะทำให้ต้นทุนการส่งออกของโรงแยกก๊าซฯ เท่ากับราคานำเข้า และไม่จูงใจให้เกิดการส่งออก โดยจะเสนอให้ กพช. ในการประชุมวันที่ 3 สิงหาคม 2561 มอบหมายการพิจารณาค่า Export Surcharge ให้อยู่ภายใต้การพิจารณาของ กบง. เพื่อให้เกิดความคล่องตัวในการบริหารจัดการกลไกราคาก๊าซ LPG ให้ทันต่อสถานการณ์ที่มีการเปลี่ยนแปลงของธุรกิจก๊าซ LPG
3. ปัจจุบันราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น ซึ่งอ้างอิงด้วยราคานำเข้า มีการเปลี่ยนแปลงเป็นรายสัปดาห์ โดยมีหลักเกณฑ์การกำหนดราคาว่า ราคานำเข้า เท่ากับ ราคาก๊าซตลาดโลก บวก ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (ค่า X) โดย ราคาก๊าซตลาดโลก หมายถึงราคา LPG Cargo อ้างอิงข้อมูลจาก Platts และค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (ค่า X) ประกอบด้วยค่าขนส่ง ค่าประกันภัย ค่าการสูญเสีย และค่าใช้จ่ายอื่นๆในการนำเข้า ทั้งนี้ ค่า X ปัจจุบันอยู่ในระดับ 40 - 50 เหรียญสหรัฐต่อตัน ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วเห็นว่ายังคงอยู่ในระดับที่เหมาะสม เนื่องจากเป็นค่าใช้จ่ายที่ทำให้เกิดการนำเข้าจริงได้ ซึ่งจะสนับสนุนให้มีผู้นำเข้าและเกิดการแข่งขันกับผู้ผลิต ในประเทศเพิ่มขึ้นอันเป็นผลดีต่อประชาชนโดยรวม อย่างไรก็ดี ราคาก๊าซตลาดโลกช่วงที่ผ่านมามีการปรับตัวสูงขึ้นอย่างรวดเร็วและต่อเนื่อง โดย กบง. ได้ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีก ในประเทศให้อยู่ในระดับคงที่ (363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม) ทำให้การปรับเปลี่ยนราคานำเข้าทุกสัปดาห์ อาจไม่เหมาะสม ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอปรับการอ้างอิงราคานำเข้าและราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น จากเดิมเปลี่ยนแปลงรายสัปดาห์ เป็นเปลี่ยนแปลงทุกสองสัปดาห์ โดยใช้ค่าเฉลี่ยย้อนหลังสองสัปดาห์ก่อนหน้าในการคำนวณค่าที่จะใช้ในสองสัปดาห์ถัดไป
มติของที่ประชุม
1. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ให้ความเห็นชอบการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงกรณีก๊าซ LPG ที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ด้วยหลักเกณฑ์ดังนี้
1.1 กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงกรณีก๊าซ LPG ที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ในอัตราคงที่ที่ 0.70 บาทต่อกิโลกรัม ยกเว้นการส่งออกก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ
1.2 กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงกรณีก๊าซ LPG โดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ให้เท่ากับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง (กองทุนฯ #1) ทั้งนี้ ไม่รวมถึงก๊าซที่นำเข้ามาในราชอาณาจักร หรือก๊าซที่ผลิตจากก๊าซที่นำเข้ามาในราชอาณาจักร ตามที่ได้แจ้งขอส่งออกต่อกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ก่อนนำเข้ามาในราชอาณาจักร
2. เห็นชอบปรับหลักเกณฑ์ราคานำเข้า ดังนี้
ราคานำเข้า = ราคาก๊าซตลาดโลก + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าโดยราคาก๊าซตลาดโลก หมายถึง ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (LPG Cargo) อ้างอิงข้อมูลจาก Platts ด้วยค่าเฉลี่ยของ Propane Cargo และ Butane Cargo (FOB Arab Gulf) ของสองสัปดาห์ก่อนหน้า และคำนวณจากสัดส่วนของก๊าซโปรเปน และก๊าซบิวเทนในอัตราส่วนเท่ากับ 50:50 มีหน่วยเป็นบาทต่อกิโลกรัม ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า หมายถึง ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าก๊าซ มีหน่วยเป็นบาทต่อกิโลกรัม ดังต่อไปนี้ (1) ค่าขนส่ง (Freight) คือ ค่าใช้จ่ายเฉลี่ยในการขนส่งก๊าซของสองสัปดาห์ก่อนหน้า จากราสทานูรา ประเทศซาอุดีอาระเบีย มายังอำเภอศรีราชา ประเทศไทย (2) ค่าประกันภัย (Insurance) เท่ากับ ร้อยละ 0.005 ของราคาก๊าซตลาดโลกและค่าขนส่ง (Cost and Freight: CFR) (3) ค่าการสูญเสีย (Loss) เท่ากับ ร้อยละ 0.5 ของราคาก๊าซตลาดโลก ค่าประกันภัย และค่าขนส่ง (Cost, Insurance and Freight: CIF) (4) ค่าใช้จ่ายอื่น ๆ ในการนำเข้า เช่น Surveyor/witness Fee, Lab Expense, Management Fee, Demurrage, Depot, Import Duty และค่าใช้จ่ายอื่น (5) อัตราแลกเปลี่ยนให้ใช้อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยรายวันในสองสัปดาห์ก่อนหน้า ที่ธนาคารพาณิชย์ขายเงินตราต่างประเทศที่ธนาคาร แห่งประเทศไทยได้คำนวณไว้
ทั้งนี้ ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 31 กรกฎาคม 2561 เป็นต้นไป
3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ประสานผู้แทนเลขาธิการคณะกรรมการกฤษฎีกา ตรวจสอบความถูกต้องของร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2561 เรื่อง หลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุนและอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับก๊าซ และ ฉบับที่ .. พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนกองทุนสำหรับก๊าซ
ฝ่ายเลขานุการฯ ขอถอนวาระการประชุม
เรื่องที่ 4 กลไกบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) โดยตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป ให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี เพื่อให้ความเห็นภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ ทั้งนี้ หากมีความจำเป็นที่จะต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ให้ดำเนินการดังนี้ (1) ปตท. ดำเนินการได้เอง โดยที่ราคา LNG จะต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) ที่ประกาศโดย สนพ. (2) กรณีอื่นๆ มอบหมาย สนพ. และ สกพ. เป็นผู้พิจารณาอนุมัติการจัดหาระยะสั้น ทั้งนี้ เมื่อ ปตท. มีการนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้นแล้ว ให้นำเสนอผลการจัดหาต่อ กพช. เพื่อทราบต่อไป
2. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 กพช. เห็นชอบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขัน ในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 และมีมติที่สำคัญ ดังนี้ (1) มอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการเพื่อเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็นผู้นำเข้า (Shipper) รายใหม่ ในปริมาณการจัดหา LNG ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี (MTPA) ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำก๊าซ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด (2) การบริหารจัดการการจัดหา ก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าให้แยกเป็น 2 กลุ่ม คือ ผู้จัดหารายเดิม (ปตท.) จัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าปัจจุบัน โดยใช้ราคา Pool Gas และผู้จัดหารายใหม่ คือ กฟผ. จัดหา LNG ให้กับโรงไฟฟ้าที่กำหนด โดยใช้ราคา LNG ของ กฟผ. ในฐานะผู้จัดหา (3) มอบหมายให้ ปตท. แยกธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยให้ หน่วยธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ดังกล่าวทำหน้าที่เป็นผู้บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission System Operator: TSO) ที่มีการบริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ (4) มอบหมายให้ สนพ. ร่วมกับกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และ กกพ. ศึกษาและจัดทำหลักเกณฑ์เพื่อกำหนดสัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติเก่า/ใหม่ (Legacy/Compitative Supply and Demand) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2561
3. สนพ. ได้ตั้งคณะทำงานศึกษาและจัดทำหลักเกณฑ์เพื่อกำหนดสัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติเก่า/ใหม่ (Legacy/Compitative Supply and Demand) โดยมีผู้แทน สนพ. ชธ. และ กกพ. เป็นองค์ประกอบ โดยมีรายละเอียดของร่างหลักเกณฑ์ฯ ดังนี้
3.1 การกำหนดสัญญาการจัดหา (Supply) จำแนกเป็น (1) Legacy Supply คือ ก๊าซธรรมชาติจากการจัดหาที่มีสัญญาผูกพันระยะยาวแล้ว ซึ่งหมายรวมถึงก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากอ่าวไทยในปัจจุบัน และปริมาณก๊าซจากอ่าวไทยที่กำลังเปิดสัมปทาน ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากแหล่งบนบก ก๊าซธรรมชาติที่นำเข้าจากประเทศเมียนมา และปริมาณ LNG ตามสัญญาระยะยาวที่มีสัญญาผูกพันแล้ว (2) Competitive Supply คือ ก๊าซธรรมชาติที่จัดหาจากการนำเข้า LNG ที่ต้องจัดหาเพิ่มเติมนอกเหนือจาก Legacy Supply ซึ่งหมายความรวมถึง LNG ที่อาจจัดหาจากประเทศโมซัมบิค และรวมถึง LNG 1.5 ล้านตันต่อปี ที่มอบหมายให้ กฟผ. เป็นผู้นำเข้า
3.2 การกำหนดสัญญาจากความต้องการใช้ (Demand) จำแนกเป็น (1) Legacy Demand ได้แก่ ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในส่วนของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงไฟฟ้าของ กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) ที่ได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรี รวมถึงโรงไฟฟ้า SPP ที่มีสัญญากับรัฐอยู่ในปัจจุบัน (2) Competitive Demand ได้แก่ ความต้องการก๊าซธรรมชาติจากโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ใหม่ และโรงไฟฟ้า SPP ที่จะลงนามสัญญาใหม่ รวมถึงความต้องการก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรม และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อมีผู้นำเข้าก๊าซธรรมชาติในตลาดการแข่งขันมากกว่า 1 ราย
3.3 การกำหนดตลาดเพื่อเปิดให้มีการแข่งขัน สามารถจำแนกได้ 3 ตลาด คือ (1) ตลาดสำหรับ Legacy Demand และ Legacy Supply ซึ่งเป็นตลาดที่ ปตท. เป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติ และนำมารวมใน Pool ราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อส่งขายให้กับกลุ่ม Legacy Demand ที่มีสัญญาอยู่ในปัจจุบัน ขนาดตลาดจะเล็กลง ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่น้อยลงไป (2) ตลาดสำหรับ Legacy Demand และ Competitive Supply เป็นตลาดที่ต้องนำ LNG มาเพื่อป้อนในส่วนที่ไม่เพียงพอต่อความต้องการของผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติกลุ่ม Legacy Demand ที่มีสัญญาอยู่ในปัจจุบัน ซึ่งสามารถส่งผ่านราคาก๊าซธรรมชาติที่จัดหาได้เข้าไปที่ Pool Gas หรือ Power Pool ได้ ซึ่งการนำเข้า LNG ของ กฟผ. จะเป็นการทดลองตลาดนี้ด้วย (3) ตลาดสำหรับ Competitive Demand และ Competitive Supply เป็นตลาดที่เปิดให้เกิดการแข่งขันอย่างเสรี ราคาจะเป็นไปตามความตกลงระหว่างผู้จัดหาและผู้ใช้ในกลุ่มของ Competitive Demand โดยมีการกำกับจาก กกพ. ซึ่งในอนาคตตลาดนี้ จะขยายตัวขึ้น
4. ข้อเสนอกลไกบริหารการจัดหา LNG จำแนกเป้าหมายการจัดหาเป็น 2 ลักษณะ คือ (1) การจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์ (Portfolio) เป็นการจัดหาก๊าซสำหรับตลาด Competitive Demand และ Competitive Supply โดยผู้จัดหาสามารถจัดหา LNG ได้ตามปริมาณและราคาที่ต้องการ เพื่อประโยชน์ ในการค้าของตน ซึ่งอาจเป็นตลาดในประเทศหรือต่างประเทศก็ได้ ทั้งนี้ ผู้จัดหาสามารถจัดหาก๊าซด้วยสัญญา Spot สัญญาระยะสั้น หรือสัญญาระยะยาวได้โดยไม่ต้องขอความเห็นชอบจาก กพช. แต่ไม่สามารถขอนำปริมาณและราคา LNG ดังกล่าวมาคิดรวมในราคา Pool ได้ (2) การจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงความมั่นคง เป็นการจัดหาก๊าซเพื่อป้อนตลาด Legacy Demand และ Competitive Supply ซึ่งเป็นกรณีที่ประเทศมีความต้องการใช้ LNG และสามารถส่งผ่านราคาไปคิดรวมในราคา Pool Gas หรือ Power Pool ได้ ทั้งนี้ ผู้จัดหาต้องได้รับความเห็นชอบจากภาครัฐก่อนดำเนินการ โดยมีแนวทางดำเนินการดังนี้ (2.1) การจัดหาด้วยสัญญาแบบ Spot หรือสัญญาระยะสั้น ให้หน่วยงานที่ได้รับมอบหมายเป็นผู้ดำเนินการจัดหา โดยมีเงื่อนไขกรณีราคา LNG ไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S ให้ดำเนินการนำเข้าได้โดยไม่ต้องขออนุมัติ สำหรับกรณีอื่นๆ ให้เสนอ สนพ. และ สกพ. พิจารณาอนุมัติ (2.2) การจัดหาด้วยสัญญาระยะยาว ให้กระทรวงพลังงานเสนอขอความเห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซ และเงื่อนไขประกอบการจัดหา LNG (ปริมาณและระยะเวลาในสัญญา) ต่อ กพช. โดยให้หน่วยงานของรัฐดำเนินการจัดหา ซึ่งอาจใช้วิธีการเจรจา หรือวิธีการประมูลคัดเลือก (Bidding) (2.3) กรณีที่ประเทศเกิดความจำเป็นต้องใช้ LNG เป็นการเร่งด่วน ให้หน่วยงานที่จัดซื้อ LNG เชิงพาณิชย์นำ LNG มาใช้ในประเทศเป็นลำดับแรก ภายใต้เงื่อนไขการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซ และราคาเป็นไปตามราคาตลาดโลก
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อกำหนดสัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติเก่า/ใหม่ (Legacy/Compitative Supply and Demand) และการกำหนดตลาดเพื่อเปิดให้มีการแข่งขัน
2. เห็นชอบหลักการกลไกบริหารการจัดหา LNG โดยในส่วนของการจัดหา LNG ระยะยาวของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา ดังนี้
2.1 หาก กบง. พิจารณาว่าเป็นการจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงความมั่นคง (ให้นำปริมาณและราคาไปรวมในราคา Pool) ให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป
2.2 หาก กบง. พิจารณาว่าเป็นการจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์ (ไม่นำปริมาณและราคาไปรวมในราคา Pool) ให้รายงาน กพช. เพื่อทราบ
เรื่องที่ 5 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ราคาน้ำมันตลาดโลกปิดตลาด ณ วันที่ 17 กรกฎาคม 2561 น้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 70.43 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 79.64 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 83.23 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล อัตราแลกเปลี่ยนอยู่ที่ 33.4451 บาทต่อเหรียญสหรัฐ ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันวันที่ 16 – 22 กรกฎาคม 2561 ลิตรละ 26.44 บาท และราคาเอทานอล ณ เดือน กรกฎาคม 2561 ลิตรละ 23.40 บาท จากปัจจัยดังกล่าวส่งผลให้โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 18 กรกฎาคม 2561 มีราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว อยู่ที่ 28.59 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 อยู่ที่ 25.59 บาทต่อลิตร
2. ปัจจุบันรัฐยังคงชดเชยราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E85 ทั้งนี้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีรายจ่ายในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลประมาณ 68 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่มีรายจ่ายจากกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วประมาณ 983 ล้านบาทต่อเดือน โดยภาพรวมกองทุนมีสภาพคล่องติดลบ 1,040 ล้านบาทต่อเดือน
3. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกปัจจุบันมีแนวโน้มลดลง ส่งผลให้ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมัน อยู่ในระดับสูง ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรปรับลดอัตราเงินชดเชยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว จาก 0.50 บาทต่อลิตร เป็น 0.13 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 จาก 3.51บาทต่อลิตร เป็น 3.10 บาทต่อลิตร เพื่อลดภาระชดเชยของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และให้ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันอยู่ในระดับที่เหมาะสม โดยจะส่งผลให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีสภาพคล่องเพิ่มขึ้นประมาณ 724 ล้านบาทต่อเดือน (24 ล้านบาทต่อวัน) หรือจากมีรายจ่าย 1,040 ล้านบาทต่อเดือน (35 ล้านบาทต่อวัน) เป็นมีรายจ่าย 315 ล้านบาทต่อเดือน (11 ล้านบาทต่อวัน)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปรับลดอัตราเงินชดเชยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
น้ำมันเบนซิน เดิม 6.68 บาทต่อลิตร ใหม่ 6.68 บาทต่อลิตร ไม่เปลี่ยนแปลง
น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 เดิม 0.72 บาทต่อลิตร ใหม่ 0.72 บาทต่อลิตร ไม่เปลี่ยนแปลง
น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 เดิม 0.72 บาทต่อลิตร ใหม่ 0.72 บาทต่อลิตร ไม่เปลี่ยนแปลง
น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 เดิม -2.63 บาทต่อลิตร ใหม่ -2.63บาทต่อลิตร ไม่เปลี่ยนแปลง
น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 เดิม -8.98 บาทต่อลิตร ใหม่ -8.98บาทต่อลิตร ไม่เปลี่ยนแปลง
น้ำมันดีเซล เดิม -0.50 บาทต่อลิตร ใหม่ -0.13บาทต่อลิตร เปลี่ยนแปลง +0.37
น้ำมันดีเซล บี 20 เดิม -3.51 บาทต่อลิตร ใหม่ -3.10บาทต่อลิตร เปลี่ยนแปลง +0.41
2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้ มอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 19 กรกฎาคม 2561 เป็นต้นไป
2.1 หาก กบง. พิจารณาว่าเป็นการจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงความมั่นคง (ให้นำปริมาณและราคาไปรวมในราคา Pool) ให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป
2.2 หาก กบง. พิจารณาว่าเป็นการจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์ (ไม่นำปริมาณและราคาไปรวมในราคา Pool) ให้รายงาน กพช. เพื่อทราบ
กบง. ครั้งที่ 61 - วันพฤหัสบดีที่ 5 กรกฎาคม พ.ศ. 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 14/2561 (ครั้งที่ 61)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 5 กรกฎาคม พ.ศ. 2561 เวลา 15.00 น..
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
4. การปรับปรุงกลไกราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว LPG
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในช่วงเดือนมิถุนายน 2561 มีทิศทางปรับตัวเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง จากการประชุมร่วมของกลุ่ม OPEC และ Non-OPEC
ซึ่งจะเพิ่มกำลังการผลิตอย่างน้อย 1 ล้านบาร์เรลต่อวัน ซาอุดิอาระเบียประกาศเพิ่มกำลังการผลิตน้ำมันดิบและปริมาณการผลิตน้ำมันดิบของสหรัฐฯ ที่ยังเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง การคาดการณ์ปริมาณน้ำมันดิบในช่วงเดือนกรกฎาคม 2561 มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นจากปริมาณน้ำมันดิบเข้าสู่ตลาดลดลง เนื่องจากเวเนซูเอล่าส่งออกน้ำมันดิบลดลงจากปัญหาภายในประเทศ อิหร่านถูกมาตรการคว่ำบาตรจากสหรัฐฯ ปัญหาการเมืองในลิเบีย เป็นต้น ทั้งนี้ ราคาน้ำมันตลาดโลกคาดว่าจะทรงตัวอยู่ในระดับเดียวกับเดือนที่ผ่านมา (2) ราคาก๊าซ LPG มีทิศทางปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยราคาก๊าซ LPG (ราคา CP (Contract Price) เดือนกรกฎาคม 2561 อยู่ที่ 562.5 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน มีปัจจัยมาจากบิวเทน (C4) ปรับตัวเพิ่มขึ้น ปัจจัยที่ส่งผลต่อราคาก๊าซ LPG นอกจากราคาน้ำมันดิบตลาดโลกแล้ว ยังมีผลการเจรจาปลดอาวุธนิวเคลียร์ระหว่างสหรัฐฯ กับเกาหลีเหนือและทิศทางของสงครามทางการค้าของสหรัฐฯ กับประเทศจีน (3) โครงสร้างราคาน้ำมันและค่าการตลาดในประเทศ ณ วันที่ 5 กรกฎาคม 2561 ค่าการตลาดเฉลี่ยของน้ำมันทุกชนิดอยู่ที่ 1.95 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซล อยู่ที่ 1.64 และ 1.75 บาทต่อลิตร สำหรับค่าการตลาดเฉลี่ยเดือนมิถุนายน 2561 อยู่ที่ 2.02 บาทต่อลิตร (4) ราคา LNG Asian Spot เดือนมิถุนายน 2561 อยู่ที่ 10.39 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น 1.707 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู หรือคิดเป็นร้อยละ 16 จากราคาน้ำมันดิบที่สูงขึ้นและความต้องการใช้ในภูมิภาคเอเชียยังอยู่ในระดับสูงโดยเฉพาะประเทศจีนที่คาดว่าจะอยู่ในระดับสูงต่อเนื่องจนถึงปลายปี 2561 ในขณะที่ราคา LNG ภูมิภาคยุโรป (NBP) อยู่ที่ 7.218 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ปรับตัวลดลง 0.154 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และราคา Henny Hub ของสหรัฐฯ อยู่ที่ 2.942 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ปรับตัวเพิ่มขึ้น 1.112 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ส่วนปัจจัยที่กดดันราคา LNG มาจากโครงการ LNG ขนาดใหญ่ของประเทศออสเตรเลีย 2 โครงการ และโครงการของไนจีเรียซึ่งจะเริ่มดำเนินการหลังจากปิดซ่อมบำรุงแล้วเสร็จ (5) ราคาถ่านหินในช่วงเดือนกรกฎาคม 2561 ลดลงเล็กน้อยจากเดือนก่อนหน้าแต่ยังคงมีความต้องการใช้มากจากประเทศจีน ออสเตรเลีย และไทย (6) สถานการณ์ไฟฟ้า
ในประเทศ ช่วงเดือนมกราคมถึงเดือนมิถุนายน 2561 ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ของประเทศอยู่ที่ 34,317 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 24 เมษายน 2561 ซึ่งคาดว่าจะเป็นความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ของประเทศในปี 2561
มติของที่ประชุม ที่ประชุมรับทราบ สรุปสาระสำคัญ การดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558 – 2579 (Oil Plan 2015) ไตรมาสที่ 2 ปี 2561 สรุปความก้าวหน้าการดำเนินงานได้ดังนี้ 1) มาตรการบริหารจัดการชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม ประกอบด้วย (1) ในส่วนของ NGV ได้จัดตั้งศูนย์พักรถขนส่งสินค้าพร้อมสถานีบริการก๊าซธรรมชาติ (NGV Terminal Hub) โดยเปิดให้บริการแล้ว 1 สถานี คือที่ อำเภอแก่งคอย จังหวัดสระบุรี อยู่ระหว่างการก่อสร้างที่จังหวัดขอนแก่น 2 สถานี และเปิดสถานีบริการก๊าซธรรมชาติเฉพาะตามแนวท่อก๊าซ 1 สถานี (สยามเบสท์ จังหวัดชลบุรี) ก่อสร้างแล้วเสร็จและอยู่ระหว่างทดสอบระบบความปลอดภัย 1 สถานี (จังหวัดปทุมธานี) (2) การลดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิง โดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ประชาสัมพันธ์เกี่ยวกับการยกเลิกน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 และส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 เพื่อเตรียมความพร้อมของผู้บริโภค (3) การกำหนดมาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิงในภูมิภาคอาเซียน ในเดือนกุมภาพันธ์ 2561 สำนักความร่วมมือระหว่างประเทศ (สรป.) สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน ได้ส่งข้อคิดเห็นที่สำนักงานเลขาธิการอาเซียนได้รับจากประเทศเมียนมาให้ ธพ. พร้อมกับเสนอแนะว่าควรนำเรื่องการกำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงอาเซียน ย้ายจากเดิมที่อยู่ภายใต้การพิจารณาของ Regional Energy Policy and Planning Sub-sector Network (REPP-SSN) ไปไว้ภายใต้การพิจารณาของ Energy Efficiency and Conservation (EE&C) ซึ่ง สรป. อยู่ระหว่างการสอบถามเหตุผลสำหรับข้อเสนอแนะดังกล่าว
2) มาตรการสนับสนุนการลงทุนในระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิง ประกอบด้วย การพัฒนาระบบขนส่งน้ำมันทางท่อไปไปยังภาคเหนือ ดำเนินการโดยบริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จำกัด (FPT) ได้ดำเนินการก่อสร้างคลังน้ำมัน 2 แห่งแล้ว คือที่จังหวัดพิจิตรและจังหวัดลำปาง มีความคืบหน้าร้อยละ 63.38 และ 20.09 ตามลำดับ ส่วนระบบขนส่งน้ำมันทางท่อไปยังภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ดำเนินการโดยบริษัท ไทย ไปป์ไลน์ เน็ตเวิร์ค จำกัด (TPN) อยู่ระหว่างจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) มีความก้าวหน้าร้อยละ 55.20 และสำหรับการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ โดยเมื่อวันที่ 5 มกราคม 2561 ธพ. ได้ดำเนินการคัดเลือกที่ปรึกษาเพื่อดำเนินโครงการศึกษาการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศไทย แต่ไม่มีผู้ยื่นข้อเสนอที่มีคุณสมบัติถูกต้องตามขอบเขตและรายละเอียดของงาน (TOR) ที่กำหนด และได้ยกเลิกการจ้างที่ปรึกษาโดยให้มีการทบทวน TOR อีกครั้ง และเมื่อวันที่ 19 กุมภาพันธ์ 2561 ได้มีการประชุมเพื่อทบทวน TOR แล้ว
มติของที่ประชุม ที่ประชุมรับทราบ สรุปสาระสำคัญ 1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาแนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ” สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และมีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) โดยความเห็นชอบของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) กำหนดอัตราราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ โดยคำนึงถึงความเป็นธรรมและเพียงพอในการรองรับวัตถุประสงค์ของแนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ” ต่อมากรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้จัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ โดยนำความเห็นของหน่วยงาน
ที่เกี่ยวข้องมาประกอบการพิจารณา โดยมีหลักการดังนี้ (1) อัตรารับซื้อไฟฟ้าต้องเป็นธรรมและเพียงพอที่จะทำให้โครงการสามารถดำเนินการได้อย่างยั่งยืน และทำให้บริษัทชุมชนประชารัฐ/วิสาหกิจชุมชน มีรายได้อย่างต่อเนื่อง และเป็นธรรมกับผู้ประกอบการในพื้นที่ใกล้เคียง (2) สร้างรายได้ในส่วนของการจัดหาเชื้อเพลิงอย่างมั่นคง เพื่อให้เกิดการสร้างงาน เพิ่มรายได้ของชุมชน และ (3) สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558-2579 (AEDP2015) ที่มีเป้าหมายจะผลิตพลังงานไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนให้ได้ร้อยละ 20 ของการผลิตไฟฟ้าทั้งหมด ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2560 กบง. ได้มีมติเห็นชอบอัตราการรับซื้อไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ (ในส่วนของชีวมวล) ตามข้อเสนอของ พพ.
2. เมื่อวันที่ 23 พฤษภาคม 2561 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กพช. และ กบง. เพื่อสอบถามการกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการโรงฟ้าประชารัฐฯ เนื่องจากสำนักงาน กกพ.
อยู่ระหว่างจัดทำระเบียบหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากของโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐฯ แต่มติ กพช. และ มติ กบง. มิได้ระบุวัน SCOD ไว้ สนพ. จึงได้ประสานเรื่องดังกล่าวไปยัง พพ. ซึ่งเมื่อวันที่
13 มิถุนายน 2561 พพ. ได้มีหนังสือชี้แจงว่า อัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐฯ ที่ กบง. เห็นชอบวันที่ 7 มิถุนายน 2560 เป็นอัตราที่คำนวณสำหรับการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในเดือนมกราคม 2563 และ สนพ. ได้แจ้งเรื่องดังกล่าวไปยัง สำนักงาน กกพ. เมื่อวันที่ 25 มิถุนายน 2561 ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือ
ถึง สนพ. เมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2561 แจ้งว่า บริษัท พีอีเอ เอ็นคอม อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ได้แจ้งกำหนดการ SCOD ของโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐฯ ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าประชารัฐในพื้นที่อำเภอเมืองนราธิวาส จังหวัดนราธิวาส ขอ SCOD ภายในเดือนกรกฎาคม 2564 และ (2) โรงไฟฟ้าประชารัฐในพื้นที่อำเภอบันนังสตา จังหวัดยะลา และอำเภอแม่ลาน จังหวัดปัตตานี ขอ SCOD ในเดือนธันวาคม 2563 ซึ่งบริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ ได้ชี้แจงว่า คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2561 ให้จัดตั้ง/ร่วมทุนบริษัทในเครือบริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ จำนวน 3 บริษัท เพื่อดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐฯ ปัจจุบันอยู่ระหว่างขั้นตอนการเชิญชวนวิสาหกิจชุมชนในพื้นที่ร่วมลงทุนเพื่อจดทะเบียนจัดตั้งบริษัทร่วมทุนดำเนินการก่อสร้างโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ
มติของที่ประชุม 1. เห็นชอบกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) โครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ในส่วนของการผลิตไฟฟ้าจากชีวมวล ตามที่บริษัท พีอีเอ เอ็นคอม อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด เสนอ ดังนี้
1.1 โครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐฯ ในพื้นที่อำเภอบันนังสตา จังหวัดยะลา ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง 3.00 เมกะวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบจำหน่ายของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค 2.85 เมกะวัตต์ กำหนดวัน SCOD ภายในเดือนธันวาคม 2563
1.2 โครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐฯ ในพื้นที่อำเภอแม่ลาน จังหวัดปัตตานี ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง 3.00 เมกะวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบจำหน่ายของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค 2.85 เมกะวัตต์ กำหนดวัน SCOD ภายในเดือนธันวาคม 2563
1.3 โครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐฯ ในพื้นที่อำเภอเมืองนราธิวาส จังหวัดนราธิวาส ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง 9.90 เมกะวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบจำหน่ายของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค 6.30 เมกะวัตต์ มีกำหนด วัน SCOD ภายในเดือนกรกฎาคม 2564
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ โดยมีเงื่อนไขว่าต้องรับซื้อไม้ในพื้นที่เพื่อใช้ เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าเป็นลำดับแรก และเชื้อเพลิงชีวมวลที่จะนำมาใช้ต้องเป็นเศษไม้จากวัสดุเหลือทิ้ง ไม่เป็นไม้หวงห้ามและไม่ได้มาจากการตัดไม้ทำลายป่า รวมทั้งกำกับดูแลการดำเนินงานโครงการโรงไฟฟ้า ประชารัฐฯ ให้เป็นไปตามเจตนารมณ์ตามมติของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 และมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2561 อย่างเคร่งครัด
เรื่องที่ 4 การปรับปรุงกลไกราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานภาพกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 1 กรกฎาคม 2561 มีฐานะสุทธิ 30,242 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 30,143 ล้านบาท และบัญชีก๊าซ LPG 99 ล้านบาท โดยบัญชีก๊าซ LPG ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ#1) มีรายรับ 34.77 ล้านบาทต่อวัน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 47.93 ล้านบาทต่อวัน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย 13.15 ล้านบาทต่อวัน ซึ่งคาดว่าสามารถใช้เงินในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ได้อีกประมาณ 7 วัน
2. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ประกอบด้วย (1) ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนกรกฎาคม 2561 อยู่ที่ 562.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 2.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน (2) ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ยเดือนมิถุนายน 2561 อยู่ที่ 542.55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 1.15 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) เฉลี่ยเดือนมิถุนายน 2561 อยู่ที่ 47.7334 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 3.6182 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน อัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมิถุนายน 2561 อยู่ที่ 32.6354 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าลงจากเดือนก่อน 0.4905 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาก๊าซ LPG นำเข้า (LPG Cargo + X) เฉลี่ยเดือนมิถุนายน 2561 อยู่ที่ 19.1683 บาทต่อกิโลกรัม ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 1.0351 บาทต่อกิโลกรัม จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นเพื่อไม่ให้มีผลกระทบต่อผู้บริโภค กบง. ได้มีมาตรการรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกโดยการชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ #2 ให้ราคาจำหน่ายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวบรรจุถัง (ก๊าซหุงต้ม) ขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 363 บาท สำหรับในเดือนมิถุนายน 2561 ปริมาณการผลิตก๊าซ LPG ภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 520,526 ตัน ความต้องการใช้ภายในประเทศลดลงอยู่ที่ประมาณ 541,516 ตัน เนื่องจากความต้องการใช้ในภาคปิโตรเคมีลดลง ปริมาณก๊าซ LPG ส่วนที่ขาดประมาณ 20,990 ตัน จะชดเชยด้วยการนำเข้า โดยการนำเข้าเพื่อจำหน่ายในประเทศอยู่ประมาณ 71,000 ตัน การส่งออกจากปริมาณการผลิตภายในประเทศประมาณ 58,900 ตัน
3. แนวทางการแก้ไขปัญหาฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของก๊าซ LPG ที่ใกล้ติดลบ โดยปัจจุบันสภาพคล่องยังติดลบวันละประมาณ 13.15 ล้านบาท สามารถใช้เงินในการรักษาเสถียรภาพราคาได้อีกประมาณ 7 วัน ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอแนวทางดำเนินการดังนี้ (1) กรณีให้กองทุนน้ำมันฯ ติดลบได้ เห็นควรให้บัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 3,000 ล้านบาท และมอบหมายให้สถาบันบริการกองทุนพลังงาน (สบพน.) จัดทำรายงาน รายรับ/รายจ่าย และฐานะกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG รายงานให้ กบง. ทราบทุกเดือน (2) ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามต้นทุนที่ปรับเพิ่มขึ้น โดย ณ วันที่ 3 กรกฎาคม 2561 กองทุนน้ำมันฯ ยังคงชดเชยอยู่ที่ 4.2866 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้ราคาขายปลีกอยู่ที่ 21.87 บาทต่อกิโลกรัม หรือ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม หากสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ใกล้เคียงศูนย์ จะทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ปรับเพิ่มอยู่ที่ 23.46 บาทต่อกิโลกรัม หรือ 387 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ทั้งนี้ ในช่วงไตรมาส 4 ของปี 2561 คาดว่าราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกจะปรับตัวสูงขึ้นจากความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นในช่วงฤดูหนาว โดยได้มีการคาดการณ์ว่าราคาขายปลีกก๊าซ LPG จะอยู่ในช่วง 396 – 417 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ที่ระดับราคา LPG Cargo ในช่วง 600 – 700 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) ลดกรอบราคาสำหรับกำกับการแข่งขัน โดยกลุ่มโรงแยกก๊าซฯ มีกรอบการแข่งขันอยู่ที่ 0.67 บาทต่อกิโลกรัม (20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) ซึ่งที่ผ่านมาระดับราคาก๊าซ LPG นำเข้าไม่เคยอยู่ในกรอบระดับการแข่งขัน ดังนั้น เห็นควรลดกรอบการแข่งขันลงเป็นอยู่ที่ 0.03 บาทต่อกิโลกรัม (1 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) ซึ่งจะส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับเพิ่มขึ้นประมาณเดือนละ 130 ล้านบาท ทั้งนี้ หากราคานำเข้าก๊าซ LPG มีราคาใกล้เคียงกับโรงแยกก๊าซฯ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรมีการพิจารณาลดกรอบราคาสำหรับติดตามการแข่งขันที่เหมาะสมอีกครั้ง (4) ปรับค่าขนส่งจากซาอุดิอาระเบียถึงกรุงเทพฯ ปรับเป็น สิงคโปร์ถึงกรุงเทพฯ เพื่อปรับระบบการอ้างอิงราคาก๊าซ LPG ให้เหมือนกับระบบน้ำมันเชื้อเพลิง และ (5) การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ส่งออก จากเดิมเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2561 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับการส่งออกก๊าซ LPG ทั้งที่ผลิตในประเทศหรือก๊าซ LPG นำเข้า ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือ 0.70 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อส่งเสริมให้มีการจำหน่ายก๊าซ LPG ภายในประเทศเป็นลำดับแรก แต่จากรายงานข้อมูลจากกรมธุรกิจพลังงานพบว่ายังมีก๊าซที่ผลิตในประเทศส่งออกประมาณเดือนละ 34,000 ตัน ดังนั้น เห็นควรเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ส่งออกให้สูงขึ้น เพื่อให้โรงแยกก๊าซฯ และโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงขายก๊าซ LPG ในลำดับแรกก่อน
4. จากข้อมูลการส่งออกก๊าซ LPG ซึ่งอยู่ระดับสูงใกล้เคียงกับการนำเข้า โดยในช่วงเดือนมกราคมถึงพฤษภาคม 2561 ปริมาณการส่งออกอยู่ที่ 24,000 – 43,388 ตันต่อเดือน ในขณะที่มีการนำเข้า 39,624 – 91,227 ตันต่อเดือน ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่าควรให้ผู้ผลิตก๊าซ LPG ในประเทศจำหน่ายก๊าซ LPG ให้ประชาชนในประเทศมากกว่าส่งออก โดยมีแนวทางแก้ไขปัญหา คือ (1) เพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ส่งออกให้สูงขึ้น และ (2) กรมธุรกิจพลังงานห้ามโรงแยกก๊าซฯ ส่งออกก๊าซ LPG นอกจากนี้ ในปัจจุบันมีผู้ค้า ก๊าซ LPG จดทะเบียนเป็นผู้ค้ามาตรา 7 จำนวน 22 ราย โดยมี บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และ บริษัท สยามแก๊ส แอนด์ ปิโตรเคมีคัลส์ จำกัด (มหาชน) เพียง 2 บริษัทนำเข้าก๊าซ LPG ซึ่งมีผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นต้องการนำเข้าก๊าซ LPG แต่ยังคงติดปัญหาในการนำเข้า เช่น ไม่มีท่าเรือและคลัง ระบบการจ่าย/ชดเชย/ขอคืน ภาษีและกองทุน คลังเขาบ่อยามีเงื่อนไขมาก เป็นต้น ดังนั้น เพื่อให้มีการแข่งขันในส่วนการนำเข้ามากขึ้น ควรให้ ปตท. กำหนดกติกาให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสามารถเข้ามาใช้บริการคลังนำเข้าก๊าซ LPG ของ ปตท. ที่เขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี บนหลักการที่ผู้ค้าก๊าซ LPG ทุกรายมีสิทธิใช้อย่างเป็นธรรมและเท่าเทียมกันและให้มีการเจรจาอัตราค่าบริการเป็นเชิงพาณิชย์ โดยกติกาการใช้คลังจะเผยแพร่ให้สาธารณชนทราบด้วย
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอแนวทางการแก้ไขปัญหาฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของก๊าซ LPG ดังนี้ (1) การใช้กองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 3,000 ล้านบาท และมอบหมายให้สถาบันบริการกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) จัดทำรายงานรายรับ/รายจ่าย และฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG เพื่อรายงาน กบง. ทราบทุกเดือน และ (2) เสนอให้ปรับลดกรอบราคาสำหรับกำกับการแข่งขันของก๊าซ LPG ในกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จาก 0.67 บาทต่อกิโลกรัม (20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 0.03 บาทต่อกิโลกรัม (1 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 6 กรกฎาคม 2561 เป็นต้นไป โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) วิเคราะห์ข้อดี ข้อเสียของแนวทางการแก้ไขปัญหาเพื่อเสนอ กบง. ในการประชุมครั้งต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG และสถานการณ์การผลิต การจัดหา การใช้ และการส่งออกก๊าซ LPG
2. เห็นชอบการใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 3,000 ล้านบาท และมอบหมายให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) จัดทำรายงานรายรับ/รายจ่าย และฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี ก๊าซ LPG เพื่อรายงานคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบทุกเดือน
3. เห็นชอบให้ลดกรอบราคาสำหรับกำกับการแข่งขันของก๊าซ LPG ในกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จาก 0.67 บาทต่อกิโลกรัม (20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 0.03 บาทต่อกิโลกรัม (1 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 6 กรกฎาคม 2561 เป็นต้นไป
4. ขอความร่วมมือบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) งดการส่งออกก๊าซ LPG ที่ผลิตจากกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติในเชิงพาณิชย์ ยกเว้นในกรณีที่มีความจำเป็นด้านเทคนิค และให้รายงานการส่งออกต่อกรมธุรกิจพลังงานทุกสัปดาห์
5. มอบหมายกรมธุรกิจพลังงานและสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานจัดทำการวิเคราะห์แนวทางนโยบายในประเด็นการส่งออกและการปรับเปลี่ยนค่าใช้จ่ายในการนำเข้าก๊าซ LPG
กบง. ครั้งที่ 60 - วันศุกร์ที่ 29 มิถุนายน 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 13/2561 (ครั้งที่ 60)
เมื่อวันศุกร์ที่ 29 มิถุนายน 2561 เวลา 15.30 น..
1.การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
1. วันที่ 8 มิถุนายน 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซล บี 20 ดังนี้ (1) สนับสนุนการผลิตและการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้มีราคาต่ำ จึงมีมติให้
กรมสรรพสามิต กระทรวงการคลัง พิจารณาลดอัตราเรียกเก็บภาษีสรรพสามิตสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ลงเหลือ 5.152 บาทต่อลิตร (2) เพื่อลดผลกระทบของการลดอัตราเรียกเก็บภาษีสรรพสามิตสำหรับน้ำมันดีเซล
หมุนเร็ว บี20 ต่อประมาณการรายรับของงบประมาณแผ่นดิน ประจำปี 2561 และ 2562 จึงมีมติให้กรมสรรพสามิต กระทรวงการคลัง พิจารณาเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.13 บาทต่อลิตร เป็น 5.98 บาทต่อลิตร และ (3) เพื่อไม่ให้ผู้ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้รับผลกระทบจากการเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิต จึงให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง จ่ายเงินชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในอัตรา 0.13 บาทต่อลิตร
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ชนิดน้ำมัน (หน่วย: บาทต่อลิตร) ปัจจุบัน 29 มิถุนายน 2561 ใหม่ วันที่มีผลบังคับใช้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว -0.13 -0.50 วันที่ 30 มิถุนายน 2561 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 - -3.51 วันที่ 2 กรกฎาคม 2561
2. เห็นชอบร่าง ประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานได้ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
กบง. ครั้งที่ 59 - วันจันทร์ที่ 25 มิถุนายน 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 12/2561 (ครั้งที่ 59)
เมื่อวันจันทร์ที่ 25 มิถุนายน 2561 เวลา 09.30 น.
1.โครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20
2.แผนปรับปรุงและพัฒนาประสิทธิภาพการดำเนินงานทุนหมุนเวียน
3.ร่างตัวชี้วัดการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ประจำปีบัญชี 2562 ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
4.รายงานผลคำพิพากษาของศาลปกครองกลาง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 โครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20
สรุปสาระสำคัญ
1. วันที่ 24 พฤษภาคม 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เห็นชอบแนวทางบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมันดีเซล โดยมีเงื่อนไขว่าหากราคาขายปลีกขยับสูงเกินกว่า 30 บาทต่อลิตร จึงจะให้มีการดำเนินงาน ดังนี้ (1) กำหนดค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไม่เกิน 1.75 บาทต่อลิตร (2) ให้ฝ่ายเลขานุการฯ ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเข้าช่วยบริหารราคาน้ำมันดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร (3) หากอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วมากกว่า 1.00 บาทต่อลิตร ฝ่ายเลขานุการฯ จะนำเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาอัตราเงินชดเชยที่เหมาะสมต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบกฎกระทรวงกำหนดพิกัดอัตราภาษีสรรพสามิต ฉบับที่ 4 พ.ศ. 2561 และประกาศ คณะกรรมการบริหารนโยบาย ฉบับที่ 40 พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 20 มิถุนายน 2561
2. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 ดังนี้ โดยที่ X = ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่ร้อยละ 19 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว = (MOPS Gasoil 50 ppm + พรีเมียม) ที่ 600F x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984 ไบโอดีเซล = ราคาอ้างอิงไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเห็นชอบ
3. เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 ถูกกว่าราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 3 บาทต่อลิตร ดังนี้ อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ชนิดน้ำมัน (หน่วย: บาทต่อลิตร) ปัจจุบัน วันที่ 25 มิถุนายน 2561 ใหม่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว -0.13 0.01 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 - -3.22
4. เห็นชอบร่าง ประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 2 กรกฎาคม 2561 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 2 แผนปรับปรุงและพัฒนาประสิทธิภาพการดำเนินงานทุนหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 22 มีนาคม 2561 กรมบัญชีกลางได้จัดส่งรายงานผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ประจำปีบัญชี 2560 (ฉบับสมบูรณ์) ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยผลคะแนนที่ได้รับอยู่ที่ 4.2926 คะแนน จากคะแนนเต็ม 5.0000 คะแนน ซึ่งกรมบัญชีกลางมีเกณฑ์วัดผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน 4 ด้าน คือ ด้านการเงิน ด้านการสนองประโยชน์ต่อผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย ด้านการปฏิบัติการ และด้านการบริหารพัฒนาทุนหมุนเวียน โดยกำหนดเกณฑ์
การให้คะแนนไว้ 3 ระดับ ดังนี้ (1) ไม่ผ่านเกณฑ์มาตรฐาน (ต่ำกว่า 3.0000 คะแนน) (2) ระดับมาตรฐาน – ดี (3.0000 – 3.9999 คะแนน) (3) ระดับดี – ดีมาก (4.0000 – 5.0000 คะแนน)
2. ผลการประเมินผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ประจำปีบัญชี 2560 มีดังนี้ ด้านที่ 1 การเงิน 5.0000 คะแนน ด้านที่ 2 การสนองประโยชน์ต่อผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย 4.2200 คะแนน ด้านที่ 3 การปฏิบัติการ 4.9940 คะแนน และด้านที่ 4 การบริหารพัฒนาทุนหมุนเวียน 2.9120 คะแนน ต่อมาเมื่อวันที่ 4 พฤษภาคม 2561 กรมบัญชีกลางได้มีหนังสือถึง สนพ. แจ้งว่า กองทุนน้ำมันฯ มีผลการประเมินผลการดำเนินงาน ประจำปีบัญชี 2560 เข้าหลักเกณฑ์การจัดทำแผนปรับปรุงและพัฒนาประสิทธิภาพการดำเนินงานทุนหมุนเวียน เนื่องจากมีผลการประเมินด้านที่ 4 การบริหารพัฒนาทุนหมุนเวียนบางตัวชี้วัดไม่ผ่านเกณฑ์มาตรฐาน ประกอบด้วย (1) บทบาทคณะกรรมการทุนหมุนเวียน (2) การบริหารจัดการสารสนเทศ และ (3) การบริหารทรัพยากรบุคคล ดังนั้น กองทุนน้ำมันฯ ต้องจัดทำแผนปรับปรุงและพัฒนาประสิทธิภาพการดำเนินงานทุนหมุนเวียน และเสนอให้คณะกรรมการบริหารทุนหมุนเวียนพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนจัดส่งให้กรมบัญชีกลางต่อไป
3. เมื่อวันที่ 6 มิถุนายน 2561 สนพ. ได้หารือกับสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) เพื่อยกร่างแผนปรับปรุงและพัฒนาประสิทธิภาพการดำเนินงานทุนหมุนเวียนด้านการบริหารพัฒนาทุนหมุนเวียนในตัวชี้วัดที่มีผลคะแนนไม่ผ่านเกณฑ์มาตรฐาน ดังนี้ (1) บทบาทคณะกรรมการบริหารทุนหมุนเวียน คะแนนที่ได้รับ 2.6100 คะแนน เนื่องจากคณะกรรมการบริหารทุนหมุนเวียนไม่มีการทบทวนแผนยุทธศาสตร์และแผนปฏิบัติการประจำปี รวมทั้งไม่มีการรายงานผลการปฏิบัติงานตามภารกิจทุนหมุนเวียนต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และมีผลการดำเนินงานโดยรวมต่ำกว่าปีที่ผ่านมา โดยแนวทางการปรับปรุง กองทุนน้ำมันฯ จะทบทวนจัดทำแผนยุทธศาสตร์และแผนปฏิบัติการประจำปีของกองทุนน้ำมันฯ ตามหลักเกณฑ์การประเมินที่กรมบัญชีกลางกำหนด และนำเสนอคณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (อบน.) ก่อนเสนอต่อ กบง. เพื่อให้ความเห็นชอบต่อไป รวมทั้ง จะจัดทำแนวทางการติดตามระบบบริหารจัดการและผลการปฏิบัติงานด้านการเงิน ระบบบริหารจัดการสารสนเทศ และระบบบริหารทรัพยากรบุคคล และปรับปรุงผลการดำเนินงานที่ต่ำกว่าเกณฑ์มาตรฐานให้อยู่ในระดับมาตรฐาน ซึ่งจะส่งผลให้ผลคะแนนการประเมินโดยรวมสูงกว่าปีที่ผ่านมา (2) การบริหารจัดการสารสนเทศ คะแนนที่ได้รับ 2.9000 คะแนน เนื่องจากแผนสารสนเทศของกองทุนน้ำมันฯ ไม่ตอบสนองและสนับสนุนต่อแผนยุทธศาสตร์ของกองทุนน้ำมันฯ และแผนปฏิบัติการสารสนเทศประจำปี มีองค์ประกอบหลักที่ดีแต่มีรายละเอียดไม่ครบถ้วนตามที่กรมบัญชีกลางกำหนด เช่น แผนงาน/โครงการ และเป้าหมาย เป็นต้น โดยแนวทางการปรับปรุง กองทุนน้ำมันฯ จะทบทวนแผนสารสนเทศให้ตอบสนอง และสนับสนุนต่อแผนยุทธศาสตร์ของกองทุนน้ำมันฯ และทบทวนแผนปฏิบัติการสารสนเทศโดยระบุองค์ประกอบให้ครบถ้วนและชัดเจน และ (3) การบริหารทรัพยากรบุคคล คะแนนที่ได้รับ 1.0000 คะแนน เนื่องจากกองทุนน้ำมันฯ มีปัจจัยพื้นฐาน (Fundamental) ในการบริหารทรัพยากรบุคคลไม่ครบถ้วน รวมทั้ง ไม่มีระบบประเมินผลการปฏิบัติงานของบุคลากรของทุนหมุนเวียน และไม่มีการกำหนดแผนยุทธศาสตร์และแผนปฏิบัติการด้านทรัพยากรบุคคลประจำปี โดยแนวทางการปรับปรุง กองทุนน้ำมันฯ จะจัดทำโครงสร้างบริหารงานบุคลากร โดยมีรายละเอียดที่ครอบคลุมทั้งด้านนโยบายและแผนงาน ด้านการเงินและบัญชี และด้านกฏหมาย รวมทั้ง จัดทำระบบประเมินผลการปฏิบัติงานของบุคลากรของกองทุนน้ำมันฯ และจัดทำแผนยุทธศาสตร์และแผนปฏิบัติการด้านทรัพยากรบุคคล
4. เพื่อให้เกณฑ์วัดผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ ในปี 2561 ผ่านเกณฑ์การประเมินตามที่กรมบัญชีกลางกำหนด จึงจำเป็นต้องดำเนินการตามแผนปรับปรุงฯ โดยต้องมีการทบทวนและจัดทำแผนยุทธศาสตร์และแผนปฏิบัติการประจำปี 2561 และนำเสนอคณะกรรมการบริหารทุนหมุนเวียนให้ความเห็นชอบ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้ประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในการทบทวนแผนยุทธศาสาตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558 – 2562 และจัดทำแผนยุทธศาสตร์และแผนปฏิบัติการกองทุนน้ำมันฯ ประจำปี 2561 ซึ่งประกอบด้วย แผนปฏิบัติการ แผนสารสนเทศ และแผนทรัพยากรบุคคล โดยเมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2561 คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (อบน.) ได้เห็นชอบร่างแผนปรับปรุงและพัฒนาประสิทธิภาพการดำเนินงานทุนหมุนเวียน แผนยุทธศาสตร์และแผนปฏิบัติการกองทุนน้ำมันฯประจำปี 2561 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบก่อนจัดส่งกรมบัญชีกลางต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างแผนปรับปรุงและพัฒนาประสิทธิภาพการดำเนินงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (เดือนกรกฎาคม 2561 ถึงเดือนกันยายน 2562)
2. เห็นชอบร่างแผนยุทธศาสตร์และแผนปฏิบัติการของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ประจำปี 2561
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมบัญชีกลางได้พิจารณาเห็นชอบให้ทุนหมุนเวียนที่อยู่ในกำกับของกระทรวงพลังงาน คือ กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เข้าสู่ระบบประเมินผลฯ ตั้งแต่ปีบัญชี 2551 เป็นต้นไป โดยการจัดทำหลักเกณฑ์การประเมินผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ มีหน่วยงานที่รับผิดชอบ 2 หน่วยงาน ได้แก่ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) ซึ่งที่ผ่านมาในการจัดทำตัวชี้วัด กรมบัญชีกลางจะประสานกับ 2 หน่วยงาน เพื่อจัดทำร่างตัวชี้วัดประจำปี และเสนอคณะอนุกรรมการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน กรมบัญชีกลาง ให้ความเห็นชอบก่อนมีการทำบันทึกข้อตกลงวัดผลการดำเนินงานระหว่างกระทรวงการคลังกับประธานทุนหมุนเวียน (รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน) ของกองทุนน้ำมันฯ
2. เมื่อวันที่ 4 พฤษภาคม 2561 กรมบัญชีกลาง ได้มีหนังสือถึง สนพ. เรื่อง การประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน โดยขอให้กองทุนน้ำมันฯ จัดส่งร่างตัวชี้วัดการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ประจำปีบัญชี 2562 ตามกรอบหลักเกณฑ์การประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ประจำปีบัญชี 2562 ให้กรมบัญชีกลาง เพื่อให้กรมบัญชีกลางนำไปจัดทำเป็นเกณฑ์การประเมินผลฯ เสนอคณะกรรมการประเมินผลฯ พิจารณาให้ความเห็นชอบ โดยในปี 2562 กรมบัญชีกลางมีการกำหนดกรอบหลักเกณฑ์การประเมินผลฯ ประกอบด้วย 6 ด้าน คือ ด้านการเงิน ด้านการสนองประโยชน์ต่อผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย ด้านการปฏิบัติการ ด้านการบริหารพัฒนาทุนหมุนเวียน ด้านการปฏิบัติงานของคณะกรรมการบริหารทุนหมุนเวียน พนักงาน และลูกจ้าง และด้านการดำเนินงานตามนโยบายภาครัฐ/กระทรวงการคลัง และต่อมาเมื่อวันที่ 22 พฤษภาคม 2561 กรมบัญชีกลาง ได้มีหนังสือถึง สนพ. ขอให้นำเสนอร่างตัวชี้วัดการประเมินผลฯ ประจำปี 2562 ต่อคณะกรรมการบริหารทุนหมุนเวียนเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนจัดส่งให้กรมบัญชีกลาง เพื่อใช้ในการประชุมหารือร่างตัวชี้วัดการประเมินผลฯ ต่อไป และขอให้คณะกรรมการบริหารทุนหมุนเวียนแต่งตั้ง/มอบหมายคณะอนุกรรมการหรือคณะทำงานที่มีองค์ประกอบของคณะกรรมการบริหารทุนหมุนเวียน ไม่น้อยกว่า 3 ท่าน เพื่อประชุมหารือตัวชี้วัดการประเมินผลฯ ประจำปี 2562 ร่วมกับกรมบัญชีกลาง และที่ปรึกษาด้านการประเมินผล (บริษัท ทริส คอร์ปอเรชั่น จำกัด) ในช่วงเดือนกรกฎาคม – สิงหาคม 2561 ก่อนมีการทำบันทึกข้อตกลงวัดผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ ประจำปี 2562 ระหว่างกระทรวงการคลังกับประธานทุนหมุนเวียนของกองทุนน้ำมันฯ
3. เมื่อวันที่ 6 มิถุนายน 2561 สนพ. ได้หารือกับ สบพน. เพื่อจัดทำร่างตัวชี้วัดผลการดำเนินงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ประจำปีบัญชี 2562 โดยเกณฑ์การประเมินผลฯ จะคิดคะแนนรวมร้อยละ 100 ประกอบด้วย ด้านที่ 1 การเงิน (ร้อยละ 10) ได้แก่ ตัวชี้วัดที่ 1.1 การบริหารสภาพคล่องกองทุนฯ (ร้อยละ 10) ด้านที่ 2 การสนองประโยชน์ต่อผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย (ร้อยละ 15) ได้แก่ ตัวชี้วัดที่ 2.1 การสำรวจความพึงพอใจผู้รับบริการ (ร้อยละ 5) และตัวชี้วัดที่ 2.2 ระดับความสำเร็จในการบริหารจัดการข้อร้องเรียน (ร้อยละ 10) ด้านที่ 3 การปฏิบัติการ (ร้อยละ 30) ได้แก่ ตัวชี้วัดที่ 3.1 ร้อยละของการจ่ายเงินชดเชยให้แก่หน่วยงานที่เบิกภายในระยะเวลามาตรฐาน (ร้อยละ 15) และตัวชี้วัดที่ 3.2 ร้อยละความสำเร็จของการดำเนินการตามแผนปรับปรุงพัฒนาการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (ร้อยละ 15) ด้านที่ 4 การบริหารพัฒนาทุนหมุนเวียน (ร้อยละ 21) ได้แก่ ตัวชี้วัดที่ 4.1 การบริหารความเสี่ยงและควบคุมภายใน (ร้อยละ 7) ตัวชี้วัดที่ 4.2 การตรวจสอบภายใน (ร้อยละ 7) และตัวชี้วัดที่ 4.3 การบริหารจัดการสารสนเทศและดิจิทัล (ร้อยละ 7) ด้านที่ 5 การปฎิบัติงานของคณะกรรมการบริหารทุนหมุนเวียน พนักงาน และลูกจ้าง (ร้อยละ14) ได้แก่ ตัวชี้วัดที่ 5.1 บทบาทคณะกรรมการทุนหมุนเวียน (ร้อยละ 7) และตัวชี้วัดที่ 5.2 การบริหารทรัพยากรบุคคล (ร้อยละ 7) และด้านที่ 6 การดำเนินงานตามนโยบายภาครัฐ/กระทรวงการคลัง (ร้อยละ 10) ได้แก่ ตัวชี้วัดที่ 6.1 การดำเนินงานตามนโยบายรัฐบาล/กระทรวงการคลัง (ร้อยละ 10) ทั้งนี้ การเจรจาตัวชี้วัดการประเมินผลฯ ร่วมกับกรมบัญชีกลางในช่วงระหว่างเดือนกรกฎาคม – สิงหาคม 2561 ควรมอบหมายให้ อบน. เป็นผู้แทนในการประชุมหารือร่างตัวชี้วัดฯ ดังกล่าว เนื่องจากมีอนุกรรมการ 3 คน เป็นกรรมการบริหารทุนหมุนเวียน (กบง.) ตามหลักเกณฑ์ที่กรมบัญชีกลางกำหนด
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างตัวชี้วัดการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ประจำปีบัญชี 2562 ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ จัดส่งร่างตัวชี้วัดการประเมินผลการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนให้กรมบัญชีกลางต่อไป
2. มอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นผู้แทนในการประชุมหารือร่างตัวชี้วัดการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนร่วมกับกรมบัญชีกลาง โดยมีผู้อำนวยการสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน เข้าร่วมประชุมหารือด้วย
3. มอบหมายให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) เป็นหน่วยงานหลักในการจัดทำตัวชี้วัดการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
เรื่องที่ 4 รายงานผลคำพิพากษาของศาลปกครองกลาง
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 6 มิถุนายน 2561 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้มีหนังสือขอให้ศาลปกครองกลางออกหนังสือรับรองคดีถึงที่สุด ในคดีหมายเลขดำที่ ส.30/2558 คดีหมายเลขแดงที่ ส.145/2560 ระหว่าง
นายสมคิด หอมเนตร ที่ 1 กับพวกรวม 27 คน ผู้ฟ้องคดี นายกรัฐมนตรี ที่ 1 กับพวกรวม 6 คน ผู้ถูกฟ้องคดี ต่อมาเมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2561 สำนักงานศาลปกครองกลาง ได้มีหนังสือถึง สนพ. แจ้งว่า ศาลปกครองกลางได้ออกหนังสือรับรองคดีถึงที่สุดให้แล้ว เพื่อแสดงว่าคดีหมายเลขดำที่ ส.30/2558 คดีหมายเลขแดงที่ ส.145/2560 ระหว่าง
นายสมคิด หอมเนตร ที่ 1 กับพวกรวม 27 คน ผู้ฟ้องคดี นายกรัฐมนตรี ที่ 1 กับพวกรวม 6 คน ผู้ถูกฟ้องคดี เรื่อง คดีพิพาทเกี่ยวกับการที่หน่วยงานทางปกครองหรือเจ้าหน้าที่ของรัฐกระทำการโดยไม่ชอบด้วยกฎหมาย
ในการออกกฎ และคดีพิพาทเกี่ยวกับการกระทำละเมิดของหน่วยงานทางปกครองหรือเจ้าหน้าที่ของรัฐอันเกิดจากการใช้อำนาจตามกฎหมาย ได้ถึงที่สุดแล้ว ในชั้นศาลปกครองชั้นต้นโดยศาลปกครองกลางได้อ่านคำพิพากษาของศาลปกครองกลางเมื่อวันที่ 13 มิถุนายน 2560 และไม่มีการอุทธรณ์คำพิพากษา
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง. ครั้งที่ 58 - วันศุกร์ที่ 8 มิถุนายน 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 11/2561 (ครั้งที่ 58)
เมื่อวันศุกร์ที่ 8 มิถุนายน 2561 เวลา 13.30 น.
1.สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
3.แนวทางการดำเนินโครงการระบบโซล่า – ลอยน้ำของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
6.กลไกบริหารการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
8.การส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20
9.แนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในช่วงเดือนพฤษภาคม 2561 มีทิศทางปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากสถานการณ์ความไม่สงบในตะวันออกลาง และความตึงเครียดทางการเมืองจากการที่สหรัฐฯ มีมาตรการคว่ำบาตรประเทศอิหร่านและประเทศเวเนซุเอลา
แต่ทั้งนี้ ในช่วงต้นเดือนมิถุนายน 2561 ราคาน้ำมันดิบมีแนวโน้มที่จะปรับตัวลดลงเนื่องจากกลุ่ม OPEC และ Non-OPEC มีท่าทีว่าจะเพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมันดิบ รวมทั้งปริมาณการผลิตน้ำมันดิบของประเทศสหรัฐฯ
เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง (2) โครงสร้างราคาน้ำมันและค่าการตลาดในประเทศ ค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซล เมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2561 อยู่ที่ 2.10 และ 1.84 บาทต่อลิตร เฉลี่ยเดือนพฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 1.86 และ 1.80 บาทต่อลิตร ส่วนค่าการตลาดเฉลี่ยในช่วงต้นเดือนมิถุนายน 2561 ปรับลดลงมาอยู่ที่ 1.70 และ 1.58 บาทต่อลิตร ในขณะที่ค่าการตลาดที่เหมาะสมอยู่ที่ 1.85 และ 1.80 บาทต่อลิตร ตามลำดับ (3) ราคาก๊าซ LPG มีทิศทางปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยราคาก๊าซ LPG (ราคา CP (Contract Price) เดือนมิถุนายน 2561 อยู่ที่ 560 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน มีปัจจัยมาจากราคาโพรเพน (C3) และบิวเทน (C4) ปรับตัวเพิ่มขึ้น ประกอบกับผลกระทบจากราคาน้ำมันดิบที่ปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น ราคาแนปทาปรับตัวเพิ่มขึ้นทำให้ปริมาณความต้องการ LPG เพิ่มขึ้น และโรงกลั่นในประเทศอิหร่านปิดซ่อมบำรุงทำให้ปริมาณการส่งออกน้อยลง (4) ราคาถ่านหินในช่วงเดือนมิถุนายน 2561 มีการปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยมีปัจจัยมาจากปริมาณความต้องการของประเทศจีน ออสเตรเลีย และไทยเพิ่มสูงขึ้น (5) ราคาก๊าซ LNG ในช่วงเดือนพฤษภาคม 2561 มีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากราคาน้ำมันดิบสูงขึ้น และความต้องการของประเทศจีน อินเดีย และสหรัฐฯ เพิ่มขึ้น รวมทั้งผลกระทบจากมาตรการคว่ำบาตรประเทศอิหร่านของสหรัฐฯ และโครงการ LNG หลายโครงการเกิดความล่าช้ากว่าแผน และ (6) สถานการณ์ไฟฟ้าในประเทศ ช่วงเดือนมกราคม – พฤษภาคม 2561 ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak) อยู่ที่ 29,968 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 24 เมษายน 2561 ซึ่งต่ำกว่า Peak ของปีที่แล้วอยู่ร้อยละ 1 โดย Peak ของเดือนพฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 28,500 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. การดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 (Gas Plan 2015)
ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 และตามการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผน Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 โดยวางเป้าหมายดำเนินการ 4 ด้าน คือ (1) ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นอย่างรวดเร็วจากการนำเข้า LNG (2) รักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศไทยให้ยาวนานขึ้น (3) หาแหล่งและบริหารจัดการ LNG อย่างมีประสิทธิภาพ และ (4) มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน ทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access, TPA)
2. ความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผน Gas Plan 2015 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ไตรมาสที่ 2 ปี 2561 สรุปได้ดังนี้ (1) อัตราการใช้ก๊าซฯ เฉลี่ยของปี 2560 อยู่ที่ระดับ 4,721 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ในแผนร้อยละ 6 และสัดส่วนการใช้ก๊าซฯ ภาคไฟฟ้าเปรียบเทียบกับเชื้อเพลิงชนิดอื่นของปี 2560 เฉลี่ยอยู่ที่ร้อยละ 57.2 ระหว่างเดือนมกราคม – มีนาคม 2561 อัตราการใช้ก๊าซฯ เฉลี่ยอยู่ที่ 4,536 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ร้อยละ 10 และสัดส่วนการใช้ก๊าซฯ ในภาคไฟฟ้าเฉลี่ยอยู่ที่ร้อยละ 35 ส่วนเรื่องการบริหารจัดการแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุในปี 2565 – 2566 ได้มีพระราชบัญญัติปิโตรเลียมและพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ 7) พ.ศ. 2560 มีผลบังคับใช้แจ้งเมื่อวันที่ 23 มิถุนายน 2560 ประกาศคณะกรรมการปิโตรเลียมซึ่งเป็นเรื่องประกาศหลักเกณฑ์ได้ลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว เมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2560 ส่วนกฎกระทรวงที่เกี่ยวกับ PSC (สัญญาแบ่งปันผลผลิต) 4 ฉบับ ประกาศ ลงราชกิจจาฯ แล้วจะมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 9 มีนาคม 2561 ส่วนกฎกระทรวง เกี่ยวกับ SC (สัญญาจ้างผลิต) 4 ฉบับ รูปแบบสัญญาจ้างสำรวจและผลิต คณะรัฐมนตรีเห็นชอบแล้วเมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม 2561 และอยู่ระหว่างการพิจารณาขอสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาในส่วนของการเตรียมการเปิดประมูลได้ดำเนินการเปิดประมูลขอสิทธิสำรวจ และผลิตปิโตรเลียมแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G1/61 และ G2/61 โดยประกาศเชิญชวนผ่านทางเว็บไซต์ ชธ. (http://www.dmf.go.th/bidding2018) ตั้งแต่วันที่ 25 เมษายน 2561 เป็นต้นไป โดยกำหนดให้ยื่นแบบฟอร์มแสดงความจำนงในการเข้าร่วมพิจารณาคุณสมบัติเบื้องต้น (Pre-Qualification Evaluation) ในวันที่ 4 พฤษภาคม 2561 และยื่นหลักฐานแสดงคุณสมบัติเบื้องต้นในวันที่ 15 – 16 พฤษภาคม 2561 ชธ. ได้ประกาศผู้ผ่าน PQ เมื่อวันที่ 28 พฤษภาคม 2561 และผู้ผ่าน PQ ลงทะเบียน Bidder Conference วันที่ 28 – 31 พฤษภาคม 2561 (2) การเปิดให้ยื่นขอสิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ จะดำเนินการหลังจากได้ข้อสรุปเรื่องการจัดการกับแหล่งสัมปทานจะสิ้นอายุ แล้วเสร็จ (3) การบริหารจัดการก๊าซฯ ที่ไม่ผ่านโรงแยกก๊าซฯ เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุด โดยในปี 2560 อัตราก๊าซฯ ที่ไม่ผ่านโรงแยกก๊าซฯ อยู่ที่ 451 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ ในปี 2561 ระหว่างเดือนมกราคม – มีนาคม 2561 อัตราก๊าซฯ ที่ไม่ผ่านโรงแยกอยู่ที่ 497 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เฉลี่ยต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ และต่ำกว่าค่าเฉลี่ยในช่วงเดียวกันของปี 2559 สำหรับความก้าวหน้าเรื่องหาแหล่งการบริหารจัดการ LNG อย่างมีประสิทธิภาพ ชธ. ได้ดำเนินโครงการศึกษานโยบายด้านราคาและสัดส่วนของ LNG ที่เหมาะสมกับประเทศไทย โดยเมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2560 ได้มีการรับฟังความคิดเห็นผลการศึกษาและอยู่ระหว่างจัดทำแผนพัฒนา LNG สำหรับความคืบหน้างานด้านการมีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน โดยในส่วนของการขยายกำลังการผลิตของ LNG Terminal เดิมของ ปตท. เพิ่มเป็น 1.5 ล้านตันต่อปี คาดว่าแล้วเสร็จเดือนกรกฎาคม 2561 สำหรับการก่อสร้าง LNG Terminal แห่งใหม่ของ ปตท. ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี ภายในปี 2565 ปัจจุบัน EIA ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการชำนาญการแล้วอยู่ระหว่างเสนอคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ ในส่วนของการก่อสร้างและติดตั้ง FSRU ของ กฟผ. (ขนาด 5 ล้านตันต่อปี) ในอ่าวไทยตอนบน ภายในปี 2567 สำหรับป้อนโรงไฟฟ้าพระนครเหนือและพระนครใต้ เพื่อเพิ่มการแข่งขันในธุรกิจ LNG และเสนอต่อยุทธศาสตร์ความมั่นคงในการจัดหาพลังงานปัจจุบันอยู่ระหว่างการจัดทำ EIA
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 แนวทางการดำเนินโครงการระบบโซล่า – ลอยน้ำของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ประชุมหารือกับรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ซึ่งที่ประชุมมีความเห็นให้ กฟผ. สนับสนุนผู้ประกอบการผลิตเซลล์แสงอาทิตย์ในประเทศ และให้ กฟผ. พิจารณาควบรวมโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์เป็นโครงการทุ่นลอยน้ำขนาดใหญ่ ให้ราคาค่าไฟฟ้าจากโครงการฯ อยู่ที่ 2.40 - 2.50 บาทต่อหน่วย ต่อมา เมื่อวันที่
7 พฤษภาคม 2561 กฟผ. ได้ประชุมหารือกับ สนพ. และได้เสนอแนวทางการดำเนินโครงการผลิตไฟฟ้าเซลล์แสงอาทิตย์บนทุ่นลอยน้ำ ขนาดใหญ่ จำนวน 3 โครงการ ซึ่งที่ประชุมเห็นชอบในหลักการ โดยแนวทางดำเนินโครงการการแบ่งเป็น 3 ระยะ ประกอบด้วย ระยะที่ 1 : EGAT-SCG Collaboration Project เป็นความร่วมมือระหว่าง กฟผ. กับบริษัท SCG เคมิคอลส์ จำกัด ระยะที่ 2 : Pilot Solar Floating Project กำลัง
การผลิตมากกว่า 30 เมกะวัตต์ เพื่อต่อยอดผลการศึกษา โดยพัฒนาโครงการขนาดใหญ่ (Economy of scale) ในเขื่อนของ กฟผ. และระยะที่ 3 : Commercial Project เพื่อกำหนดศักยภาพพื้นที่ติดตั้งทั่วประเทศ เช่น เขื่อน กฟผ. เขื่อนกรมชลประทาน และอ่างเก็บน้ำสาธารณะขนาดใหญ่ เพื่อให้โครงการฯ สามารถแข่งขัน แบบ Firm ราคา 2.40 บาทต่อหน่วย พร้อมต่อยอดนวัตกรรม และขยายผลการพัฒนาโครงการสู่ภาคเอกชน สรุปสาระสำคัญของแต่ละโครงการได้ดังนี้
1. โครงการผลิตไฟฟ้าเซลล์แสงอาทิตย์เขื่อน กฟผ. ระยะความร่วมมือ สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้ (1) วัตถุประสงค์ เพื่อศึกษาออกแบบและติดตั้งระบบทุ่นลอยน้ำและระบบยึดโยง จัดทำมาตรฐานระบบยึดโยง สำหรับระบบผลิตไฟฟ้าจากเซลล์แสงอาทิตย์บนทุ่นลอยน้ำ และรวบรวมข้อมูลที่เกี่ยวกับสิ่งแวดล้อมหลังจากการติดตั้ง แลกเปลี่ยนความรู้ในแต่ละพื้นที่ และศึกษาวิจัยระบบทุ่นลอยน้ำและระบบยึดโยงที่จะเกิดขึ้นในอนาคต (2) มีขนาดกำลังผลิตไฟฟ้า 300 - 500 kWac ติดตั้งในพื้นที่เขื่อนท่าทุ่งนา จ. กาญจนบุรี โดยมีเนื้อที่ประมาณ 5 ไร่ คาดว่าจะติดตั้งแล้วเสร็จเดือนธันวาคม 2561 กระแสไฟฟ้าที่ผลิตได้สามารถนำไปลดการใช้ไฟฟ้าในบริเวณ Camp Areas ของ กฟผ. (3) ระยะเวลาความร่วมมือตาม MOU: 2 ปี ตั้งแต่มิถุนายน 2561 ถึง พฤษภาคม 2563 (4) ใช้ทุนวิจัยและพัฒนา นวัตกรรม และสิ่งประดิษฐ์ของ กฟผ. เป็นหลัก โดย SCG Chemical จะมีการสนับสนุนค่าใช้จ่ายบางส่วน ส่วนภารกิจงาน EGAT: รับผิดชอบพื้นที่สำหรับพัฒนาโครงการ ออกแบบ จัดหา ติดตั้งระบบไฟฟ้าและระบบควบคุม SCG: ออกแบบ จัดหา ติดตั้งระบบของทุ่นลอยน้ำ และอุปกรณ์เสริมต่างๆ ส่วนการออกแบบจัดหา ติดตั้งระบบยึดโยงดำเนินงานร่วมกัน (5) ค่าใช้จ่ายทั้งโครงการ ประมาณ 20 - 32 ล้านบาท (6) ประโยชน์ที่ได้รับจากการดำเนินโครงการ ประกอบด้วย สนับสนุนผู้ประกอบการแผงเซลล์แสงอาทิตย์ในประเทศ และกระตุ้นให้เกิดการพัฒนาผลิตภัณฑ์ที่มีมาตรฐานทัดเทียมกับต่างประเทศ มาตรฐานระบบยึดโยง สำหรับระบบผลิตไฟฟ้าจากเซลล์แสงอาทิตย์บนทุ่นลอยน้ำ เป็นแหล่งเรียนรู้ศึกษาของนักเรียน นักศึกษา และประชาชนทั่วไป และเป็นการส่งเสริมการท่องเที่ยว
2. โครงการผลิตไฟฟ้าเซลแสงอาทิตย์เขื่อน กฟผ. ระยะนำร่อง ตามที่ กฟผ. ได้ดำเนินการขออนุมัติคณะรัฐมนตรีเพื่อดำเนินโครงการการผลิตไฟฟ้าเซลล์แสงอาทิตย์ กฟผ. ระยะที่ 1 โครงการผลิตไฟฟ้าเซลล์แสงอาทิตย์ติดตั้งบนทุ่นลอยน้ำอ่างเก็บน้ำโรงไฟฟ้าวังน้อย และโครงการผลิตไฟฟ้าเซลล์แสงอาทิตย์ติดตั้งบนพื้นดินสถานีไฟฟ้าแรงสูงจอมบึง ขนาดกำลังผลิตรวมทั้งหมด 32 MWac ทั้งนี้เพื่อให้สอดคล้องกับ ข้อหารือเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 กฟผ. จึงได้ปรับเปลี่ยนโครงการผลิตไฟฟ้าเซลล์แสงอาทิตย์ที่อยู่ระหว่างการขออนุมัติจาก ครม. ทั้งหมด เป็นโครงการผลิตไฟฟ้าเซลล์แสงอาทิตย์ติดตั้งบนทุ่นลอยน้ำขนาดใหญ่ เขื่อนสิรินธร ขนาดกำลังผลิต 45 MWac (32 MWac+13 MWac) โดยกำลังผลิต 13 MWac ที่เพิ่มเติมเป็นโครงการในแผน PDP 2015 คือโครงการแสงอาทิตย์แม่เมาะ ขนาด 1 MWac COD ปี 2561 โครงการแสงอาทิตย์สิรินธร ขนาด 2 MWac COD ปี 2564 และโครงการแสงอาทิตย์สิรินธร ขนาด 10 MWac COD ปี 2565 สรุปสาระสำคัญของโครงการฯ ได้ดังนี้ (1) วัตถุประสงค์ เพื่อสนับสนุนผู้ประกอบการแผงเซลล์แสงอาทิตย์ในประเทศ เป็นต้นแบบการศึกษาแนวทางการพัฒนา Hydro - Solar Floating Hybrid Firm ช่วยรักษาระดับอัตราค่าไฟฟ้าให้เหมาะสมช่วยเสริมความต้องการไฟฟ้าในระบบ ลดการซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ และลดการพึ่งพาการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติ (2) โครงการฯ มีกำลังผลิต 45 MWac (58.5 MWdc) ใช้พื้นที่ทั้งหมด 450 ไร่ กำหนด COD ปี 2564 (3) ทุ่นลอยน้ำทำจากวัสดุประเภทพลาสติก (HDPE:High Density Polyethylene) หรือวัสดุคอมโพสิต (Composite) มีการติดตั้งเครื่องแปลงกระแสไฟฟ้า และหม้อแปลงปรับแรงดันไฟฟ้าเพื่อให้มีระดับแรงดันที่เหมาะสมกับจุดเชื่อมต่อทางไฟฟ้า จุดเด่นของโครงการฯ คือการใช้พื้นที่ผิวน้ำให้เกิดประโยชน์และลดปัญหาการแย่งใช้พื้นที่เพาะปลูกกับภาคการเกษตร ช่วยลดการระเหยของน้ำ ระบบผลิตไฟฟ้ามีประสิทธิภาพสูงขึ้นประมาณร้อยละ 10 เมื่อเปรียบเทียบกับโครงการผลิตไฟฟ้าเซลล์แสงอาทิตย์ติดตั้งบนพื้นดินติดตั้งเซลล์แสงอาทิตย์ชนิดผลึกซิลิคอน (c-Si) ซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์ภายในประเทศที่ได้รับใบอนุญาตแสดงเครื่องหมายมาตรฐานอุตสาหกรรม (มอก.) กระทรวงอุตสาหกรรม ติดตั้งแบบคงที่บนทุ่นลอยน้ำ ส่วนชุดโครงสร้างทุ่นลอยน้ำจะใช้ทุ่นลอยน้ำที่เป็นมาตรฐานสากลทั่วไปสำหรับรองรับแผงเซลล์แสงอาทิตย์เนื่องจากมีผู้ผลิตภายในประเทศน้อยราย โครงการฯ สามารถผลิตพลังงานไฟฟ้าได้เฉลี่ยประมาณ 89.53 ล้านหน่วยต่อปี (Capacity Plant factor 18.74%) กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟผ. ภายในเดือนพฤษภาคม 2564 (4) ค่าใช้จ่ายโครงการฯ ประกอบด้วย ค่าลงทุนอุปกรณ์หลัก ระบบควบคุม และอุปกรณ์ประกอบ ตลอดจนค่าใช้จ่ายอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องในงานก่อสร้าง ในวงเงินรวมทั้งสิ้นประมาณ 2,268.99 ล้านบาท เทียบเท่า 65.77 ล้านเหรียญสหรัฐฯ เป็นเงินตราต่างประเทศ 728.23 ล้านบาท และเงินบาท 1,540.76 ล้านบาท โดยมีแผนประมาณการเบิกจ่ายรายปีระหว่างปี 2562 – 2564 แบ่งเป็น 426.99 851.87 990.13 ล้านบาท ตามลำดับ โดยแหล่งเงินทุน ใช้จากเงินรายได้ของ กฟผ. และจากการออกพันธบัตร หรือการกู้เงินจากสถาบันการเงินตามความเหมาะสม และจากการวิเคราะห์ความเหมาะสมด้านเศรษฐศาสตร์และการเงิน สรุปได้ว่า โครงการฯ มีราคาขายไฟฟ้าที่ 2.41 บาทต่อหน่วย มีอัตราผลตอบแทนการลงทุน (IRR) ร้อยละ 7.27 อัตราผลตอบแทนต่อเงินลงทุน (ROE) ร้อยละ 8.76 และมีระยะเวลาคืนทุน 15 ปี (5) ประโยชน์ที่ได้รับ ประกอบด้วย โครงการผลิตพลังงานไฟฟ้าได้ประมาณ 89.53 ล้านหน่วยต่อปี ทดแทนการใช้น้ำมันเตา 25.07 ล้านลิตรต่อปี หรือประมาณ 253.44 ล้านบาทต่อปี ช่วยลดการใช้เชื้อเพลิงจากก๊าซธรรมชาติในส่วนการผลิตไฟฟ้า ได้ประมาณ 753.37พันล้านบีทียูต่อปี หรือคิดเป็นมูลค่าประมาณ 171.35 ล้านบาทต่อปี และลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์รวมได้ 48,956 ตันต่อปี และลดการระเหยของน้ำภายในอ่างเก็บน้ำของโรงไฟฟ้าได้ประมาณ 460,839 ลูกบาศก์เมตรต่อไป
3. โครงการผลิตไฟฟ้าเซลล์แสงอาทิตย์ เขื่อน กฟผ. ระยะขยายผลเชิงพาณิชย์ กฟผ. มีเขื่อนสำหรับผลิตไฟฟ้าที่อยู่ภายใต้ความรับผิดชอบกระจายอยู่ทั่วทุกภูมิภาค กว่า 11 เขื่อน มีกำลังการผลิตรวมกว่า 2,773.4 เมกะวัตต์ หากสามารถพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าเซลล์แสงอาทิตย์ติดตั้งบนทุ่นลอยน้ำในพื้นที่เขื่อนดังกล่าวได้ จะเป็นการใช้พื้นที่ผิวน้ำให้เกิดประโยชน์สูงสุดโดยไม่เป็นการแย่งพื้นที่เกษตรกรรมอีกทั้งประสิทธิภาพแผงเซลล์แสงอาทิตย์เพิ่มขึ้น เนื่องจากอุณหภูมิที่ลดลงจากการอยู่ใกล้ผิวน้ำ โดยปัจจุบัน กฟผ. ได้ดำเนินโครงการวิจัยทุ่นลอยน้ำเซลล์แสงอาทิตย์ เขื่อนสิรินธร 250 kW เป็นสถานีทดสอบอ้างอิง (Base Test) เพื่อศึกษาตัวแปรทางด้านเทคนิคและเศรษฐศาสตร์ ศึกษาผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมที่เกิดจากการติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าจากเซลล์แสงอาทิตย์บนทุ่นลอยน้ำ รวมถึง การเก็บข้อมูลเพื่อเปรียบเทียบประสิทธิภาพระหว่างติดตั้งบนพื้นดินและติดตั้งบนทุ่นลอยน้ำ โดยได้เริ่มทดสอบการเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าอย่างเป็นทางการตั้งแต่วันที่ 2 พฤษภาคม 2561 เป็นต้นมา และ กฟผ. มีความตั้งใจที่จะขยายผลการดำเนินงานไปยังเขตเขื่อนต่างของ กฟผ. ซึ่งคาดว่าจะสามารถพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าบนทุ่นลอยน้ำได้มากกว่า 1,000 MW ในอนาคต
มติของที่ประชุม
1. รับทราบแนวทางการพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าเซลล์แสงอาทิตย์ทุ่นลอยน้ำ เขื่อนของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ระยะที่ 1 : โครงการความร่วมมือขนาดเล็กร่วมกับ SCG ระยะที่ 2 : โครงการนำร่องขนาดใหญ่พื้นที่เขื่อน กฟผ. โดยไม่เป็นภาระต่อระบบไฟฟ้าเดิม ระยะที่ 3 : โครงการขนาดใหญ่ (Commercial Project) ตามศักยภาพพื้นที่เขื่อน กฟผ. ซึ่ง มีศักยภาพเบื้องต้นมากกว่า 1,000 เมกะวัตต์ โดยต้นทุนสามารถแข่งขันได้
2. รับทราบการพัฒนาโครงการนำร่อง Hydro – Floating Solar Hybrid ขนาด 45 MWac ที่เขื่อนสิรินธร ซึ่งเป็นการควบรวมโครงการที่บรรจุใน PDP 2015 และเห็นชอบให้เปิดประมูลแข่งขันแบบนานาชาติ เพื่อให้ได้ค่าไฟฟ้าต่ำที่สุด และมอบหมายให้ กฟผ. เสนอคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเพื่อพิจารณาต่อไป
3. รับทราบศักยภาพเบื้องต้นในพื้นที่เขื่อน กฟผ. สำหรับการพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าเซลล์แสงอาทิตย์ทุ่นลอยน้ำ เพื่อให้ กฟผ. เตรียมการเพื่อเสนอให้พิจารณาบรรจุใน PDP ฉบับใหม่
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบ เรื่อง การปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โดยเปลี่ยนหลักเกณฑ์การอ้างอิงราคาก๊าซ LPG นำเข้าจากเดิมที่อ้างอิงด้วยราคา CP ที่ประกาศรายเดือนเป็นอ้างอิงด้วยราคา LPG cargo จากข้อมูล Spot Cargo (FOB Arab Gulf) ของ Platts เฉลี่ยรายสัปดาห์แทน โดยกำหนดให้ราคานำเข้า เท่ากับ LPG cargo บวก X (ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า) รวมทั้ง เมื่อวันที่ 30 มกราคม 2561 กบง. เห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซ LPG นำเข้าอ้างอิงด้วยราคา LPG cargo จากข้อมูล Spot Cargo (FOB Arab Gulf) ของ Platts เฉลี่ยรายสัปดาห์ต่อไปอีก 3 เดือน (เดือนกุมภาพันธ์ – เมษายน 2561)
2. สถานการณ์ตลาดก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน โดยในเดือนพฤศจิกายน 2560 ก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัมของผู้ค้าแต่ละรายยังคงมีราคาเดียวกัน ซึ่งเท่ากับราคาจำหน่ายปลีกแนะนำของกรมการค้าภายใน (คน.) กระทรวงพาณิชย์ (353 บาท) ไม่เปลี่ยนแปลงตามราคา LPG cargo รายสัปดาห์ แต่ในเดือนธันวาคม 2560 และเดือนมกราคม 2561 กลไกตลาดเริ่มเข้ามามีบทบาท ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัมเริ่มมีการเคลื่อนไหวสอดคล้องกับทิศทางของราคา LPG cargo รายสัปดาห์ที่กระทรวงพลังงานใช้อ้างอิง สำหรับในเดือนมกราคมถึงเมษายน 2561 ราคาตลาดโลกลดลงต่อเนื่องตามลำดับจาก 580 สู่ระดับ 470 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน แต่ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศอยู่ในระดับทรงตัวไม่ลดลงตามเนื่องด้วยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงลดอัตราเงินชดเชยลงอย่างต่อเนื่อง โดยต้นเดือนมกราคม 2561 ชดเชยอยู่ที่ 6.3525 บาทต่อกิโลกรัม ปลายเดือนมกราคม 2561 ชดเชยอยู่ที่ 4.7880 บาทต่อกิโลกรัมเดือนกุมภาพันธ์ 2561 ชดเชยอยู่ที่ 3.3754 บาทต่อกิโลกรัม และเดือนมีนาคมและเมษายน 2561 ชดเชยอยู่ที่ 2.7424 บาทต่อกิโลกรัม
3. เดือนพฤษภาคม 2561 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกปรับตัวเพิ่มสูงขึ้นต่อเนื่องตามราคาน้ำมันดิบ ส่งผลให้ราคาขายปลีกในประเทศปรับตัวขึ้นตาม เนื่องจากกองทุนน้ำมันฯ คงการอุดหนุนไว้ในระดับเดิม (2.7424 บาทต่อกิโลกรัม) ต่อมาเมื่อวันที่ 11 พฤษภาคม 2561 คณะกรรมการกลางว่าด้วยราคาสินค้าและบริการได้ประกาศยกเลิกราคาจำหน่ายปลีกแนะนำก๊าซปิโตรเลียมเหลวบรรจุถัง ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัม ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ปรับตัวสูงถึง 395 บาท กบง. จึงได้มีมติเพิ่มอัตราเงินชดเชยจาก 2.7424 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 4.6584 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกขนาดถัง 15 กิโลกรัมอยู่ที่ 363 บาท ตั้งแต่วันที่ 28 พฤษภาคม 2561 เป็นต้นมา ทั้งนี้ กรมการค้าภายในได้ติดตามตรวจสอบและกำกับดูแลให้ผู้จำหน่ายปลีกปิดป้ายแสดงราคาจำหน่ายปลีก ค่าบริการขนส่งถึงสถานที่ของผู้ซื้อ และค่าใช้จ่ายอื่นๆ ให้ชัดเจน หากผู้จำหน่ายปลีกมิได้ปิดป้ายราคา หรือจำหน่ายสูงกว่าราคาที่แสดงไว้ หรือจำหน่ายราคาสูงเกินสมควรผู้บริโภคสามารถแจ้งร้องเรียนได้ โดยกรมการค้าภายในจะมีการจัดส่งเจ้าหน้าที่สายตรวจออกตรวจสอบและดำเนินการตามกฎหมายอย่างเข้มงวด เมื่อวันที่ 7 กุมภาพันธ์ 2561 กลุ่มผู้ค้าก๊าซ LPG (บ. สยามแก๊สฯ บ.ยูนิคแก๊สฯ บ. ดับบลิวพีฯ บ. PAP บ. บิ๊กแก๊สฯ บ. ไทยแก๊สฯ บ. ยูไนเต็ดแก๊สฯ บ. อูโน่แก๊สฯ และ บ. ทาคูนิฯ) ได้มีหนังสือถึง สนพ. ขอให้ทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคา ก๊าซ LPG รายสัปดาห์ และเสนอให้เปลี่ยนกลับมาใช้การอ้างอิงรายเดือนดังเดิม โดยให้เหตุผลว่าการปรับราคาเป็นรายสัปดาห์ไม่ได้เอื้อประโยชน์ต่อผู้บริโภคทั้งภาคครัวเรือนและขนส่ง ในขณะที่ภาคอุตสาหกรรมได้รับผลกระทบในการประกอบกิจการ ควบคุมต้นทุนการผลิตได้ยากขึ้นจากความผันผวนของราคารายสัปดาห์ รวมถึง เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2561 กลุ่มอุตสาหกรรมโรงกลั่นน้ำมันปิโตรเลียมมีหนังสือถึง สนพ. ขอให้พิจารณายกเลิกการเรียกเก็บค่า surcharge (0.70 บาทต่อกิโลกรัม) สำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศและได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักรฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาสถานการณ์ตลาดก๊าซ LPG และความเห็นของผู้ค้าก๊าซ LPG แล้วมีความเห็น ดังนี้ (1) การใช้ราคาตลาดโลกอ้างอิงเป็นรายเดือนหรือรายสัปดาห์ต่างมีข้อดีและข้อเสีย โดยการอ้างอิงเป็นรายเดือนทำให้การปรับราคาจะไม่บ่อยครั้งเท่ากับรายสัปดาห์ ส่งผลให้การบริหารจัดการของผู้ค้าและการตรวจสอบราคาของภาครัฐทำได้ง่ายขึ้น ปัญหาราคาขายปลีกขึ้นเร็วลงช้าเกิดขึ้นน้อยกว่า การรับรู้ข้อมูลด้านราคาของประชาชนผู้บริโภคมีความสับสนน้อยลง ในขณะที่การอ้างอิงเป็นรายสัปดาห์เป็นหลักเกณฑ์ที่สนับสนุนการแข่งขันในธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ ผู้ค้ามีโอกาสในการกำหนดราคาบ่อยครั้งขึ้น และในช่วงราคาขาขึ้น ก็จะเป็นการทยอยปรับราคาขึ้นในแต่ละสัปดาห์ สร้างความคุ้นเคยให้กับประชาชน แต่ถ้าปรับราคาเดือนละครั้ง การปรับราคาขึ้นทันทีกิโลกรัมละหลายบาทก็อาจจะดำเนินการได้ยาก นอกจากนี้หลักเกณฑ์ดังกล่าวยังให้ความยืดหยุ่นต่อการปรับอัตรากองทุนน้ำมันฯ ที่สามารถปรับระหว่างเดือนได้ ทั้งนี้ เพื่อบรรเทาผลกระทบค่าครองชีพของประชาชนในช่วงราคา ก๊าซ LPG ขาขึ้น ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง ด้วยหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 363 บาท ให้คำนวณโดยใช้สูตร อัตราเงินเท่ากับราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นลบ (ภาษีสรรพสามิตบวกภาษีเพื่อราชการส่วนท้องถิ่นบวกอัตราเงินกองทุนอนุรักษ์ บวก ราคา ณ โรงกลั่น) ทั้งนี้ ปัจจุบันกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยก๊าซ LPG อยู่ที่ระดับ (4.6584 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งเป็นภาระ 414 ล้านบาท ต่อเดือน ในขณะที่ฐานะกองทุนน้ำมันสำหรับก๊าซ LPG ณ วันที่ 3 มิถุนายน 2561 อยู่ที่ 493 ล้านบาท คาดว่าจะใช้ได้อีก 1 เดือน ก่อนที่กองทุนน้ำมันฯ จะมีสถานะติดลบ และ (2) ได้เสนอให้คงค่า surcharge ต่อไป สำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศและได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักร เนื่องจากค่า surcharge เป็นกลไกของกองทุนฯให้ผู้ผลิต ในประเทศไม่ส่งออกหากไม่จำเป็น และช่วยเพิ่มระดับการแข่งขันของตลาดในประเทศ และเห็นว่าอาจจะยกเลิกมาตรการดังกล่าวเมื่อ พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้แล้ว (ประมาณปลายปี 2561 หรือ ต้นปี 2562)
มติของที่ประชุม
1. รเห็นชอบให้คงหลักเกณฑ์โครงสร้างราคาก๊าซ LPG ตามหลักเกณฑ์ที่ กบง. เห็นชอบเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 ซึ่งอ้างอิงราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกด้วยราคา LPG cargo จากข้อมูล Spot Cargo (FOB Arab Gulf) ของ Platts เฉลี่ยรายสัปดาห์ ต่อไปในเดือนมิถุนายน – กรกฎาคม 2561
2. เห็นชอบให้ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงด้วยระบบ Managed Float โดยกำหนดอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 363 บาท และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป โดยใช้หลักเกณฑ์ ดังนี้ ˝การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชย สำหรับก๊าซ LPG ที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง ทั้งนี้ไม่รวมถึงก๊าซที่ซื้อหรือได้มาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ให้คำนวณโดยใช้สูตรดังต่อไปนี้ อัตราเงิน = ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น – (ภาษีสรรพสามิต + ภาษีเพื่อราชการส่วนท้องถิ่น + อัตราเงินกองทุนอนุรักษ์ + ราคา ณ โรงกลั่น) โดย อัตราเงิน หมายถึง อัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรืออัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซ LPG ทั้งนี้ในกรณีที่ผลการคำนวณอัตราเงินมีค่าเป็นบวกให้หมายถึงอัตราเงินส่งเข้ากองทุน และหากผลการคำนวณมีค่าเป็นลบให้หมายถึงอัตราเงินชดเชย มีหน่วยเป็นบาทต่อกิโลกรัม ราคาขายส่ง หน้าโรงกลั่น หมายถึง ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มสำหรับการซื้อขายก๊าซ LPG ซึ่งเท่ากับ 17.1795 บาท/กก. ภาษีสรรพสามิต หมายถึง ภาษีสรรพสามิตที่เรียกเก็บจากสินค้าและบริการ ตามกฎหมายว่าด้วย ภาษีสรรพสามิต ภาษีเพื่อราชการ ส่วนท้องถิ่น หมายถึง ภาษีที่จัดเก็บเพิ่มขึ้นเพื่อราชการส่วนท้องถิ่นตามกฎหมายว่าด้วย ภาษีสรรพสามิต อัตราเงินกองทุน อนุรักษ์ หมายถึง อัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของก๊าซ LPG ราคา ณ โรงกลั่น หมายถึง ราคา ณ โรงกลั่นของก๊าซ LPG ตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเห็นชอบ˝
3. มอบหมายสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและกรมธุรกิจพลังงานวิเคราะห์ผลกระทบของการปรับเปลี่ยน Export Surcharge จากค่าปัจจุบัน ซึ่งอยู่ที่ 20 เหรียญสหรัฐต่อตัน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาเรื่องการขยายระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อไปยังภาคเหนือและภาคตะวันออกเฉียงเหนือ และมีมติมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้รับผิดชอบในการกำกับดูแลค่าบริการขนส่งน้ำมันทางท่อ เพื่อป้องกันการมีอำนาจเหนือตลาด ป้องกันการผูกขาด ให้ความคุ้มครองผู้ค้าน้ำมันและประชาชนให้สามารถเข้าถึงและได้รับบริการที่เป็นธรรม จนกว่าคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จะทำการกำหนด ปรับปรุง หรือแก้ไขกฎหมายให้ครอบคลุมการกำกับดูแลระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อแล้วเสร็จ เนื่องจากยังไม่มีหน่วยงานของรัฐที่ทำหน้าที่กำกับดูแลเกี่ยวกับค่าบริการขนส่งน้ำมันทางท่อ การป้องกันการผูกขาดทางการค้า และการคุ้มครองผู้ค้าน้ำมันและประชาชนให้ได้รับบริการที่เป็นธรรม จึงเห็นควรให้ กกพ.
2. กกพ. ได้ดำเนินการแก้ไขปรับปรุงพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 โดยเพิ่มเติมอำนาจหน้าที่ในการกำกับดูแลค่าบริการขนส่งน้ำมันทางท่อตามมิต กพช. ดังกล่าว และได้นำร่างกฎหมายที่มีการแก้ไขไปรับฟังความคิดเห็นจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง รวมถึงผู้ค้าน้ำมันและผู้ประกอบกิจการน้ำมันตามขั้นตอนของการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 แห่งรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย สรุปผลการรับฟังความคิดเห็นได้ว่าบริษัท ท่อส่งปิโตรเลียมไทย จำกัด (THAPPLINE) และบริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จำกัด (FPT) ซึ่งเป็นผู้ประกอบกิจการขนส่งน้ำมันทางท่อมีการแข่งขันกันเองในกิจการดังกล่าวอยู่แล้ว และยังต้องแข่งขันกับผู้ประกอบกิจการขนส่งน้ำมันด้วยวิธีการอื่น ได้แก่ รถ เรือ และรถไฟ และเมื่อเกิดข้อพิพาทในเรื่องที่เกี่ยวข้องกับการแข่งขันทางการค้า กิจการขนส่งน้ำมันเข้าข่ายที่จะต้องบังคับตามกฎหมายว่าด้วยการแข่งขันทางการค้า และปัจจุบันได้มีการบังคับใช้พระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้า พ.ศ. 2560 จึงถือว่ามีหน่วยงานที่กำกับดูแลในเรื่องดังกล่าวอยู่แล้ว จึงไม่มีความจำเป็นที่จะต้องแก้ไขพระราชบัญญัติ การประกอบกิจการพลังงานฯ แต่อย่างใด ส่วนอัตราค่าบริการในการขนส่งน้ำมันทางท่อ บริษัททั้งสองได้มี การประกาศราคากลางซึ่งเป็นไปตามกลไกตลาดที่จะควบคุมค่าบริการให้มีความเหมาะสม รวมทั้งมีการเปรียบเทียบกับอัตราค่าบริการของการขนส่งโดยวิธีการอื่น (รถ เรือ และรถไฟ) นอกจากนี้ ลูกค้าของบริษัทเป็นกลุ่มของผู้ค้าน้ำมัน ซึ่งส่วนใหญ่จะเป็นผู้ถือหุ้นอยู่ในบริษัท จึงเป็นคนกำกับทั้งในเรื่องของอัตราค่าบริการและมาตรฐานในการให้บริการ ดังนั้น จึงไม่มีความจำเป็นที่จะต้องให้หน่วยงานภาครัฐกำกับดูแลเรื่องดังกล่าว และเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 กบง. ได้พิจารณาเรื่องดังกล่าวแล้วมีความเห็นว่า เมื่อมีการจัดตั้งสำนักงานคณะกรรมการการแข่งขันทางการค้า ตามพระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้า พ.ศ. 2560 จึงถือว่ามีหน่วยงานของรัฐทำหน้าที่ในการกำกับดูแลการแข่งขันทางการค้าของการประกอบกิจการขนส่งน้ำมันทางท่ออยู่แล้ว แต่เพื่อความรอบคอบในการพิจารณาเสนอเรื่องต่อ กพช. จึงเห็นควรให้ กกพ. หารือเรื่องดังกล่าวต่อสำนักงานคณะกรรมการการแข่งขันทางการค้าและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต่อไป
3. เมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้มีหนังสือหารือสำนักงานคณะกรรมการการแข่งขันทางการค้าเกี่ยวกับอำนาจหน้าที่และขอบเขตการบังคับใช้กฎหมายตามพระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้าฯ ได้ข้อสรุปผลการหารือว่า ธุรกิจการขนส่งน้ำมันทางท่อเป็นธุรกิจที่อยู่ภายใต้พระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้า พ.ศ. 2560 เนื่องจากปัจจุบันยังไม่มีกฎหมายใดกำหนดอำนาจหน้าที่ดังกล่าวไว้เป็นการเฉพาะ โดยตามพระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้าฯ มีการกำกับดูแลพฤติกรรมด้านการแข่งขันทางการค้า ดังนี้ (1) การใช้อำนาจเหนือตลาดโดยมิชอบ (2) การรวมธุรกิจที่อาจก่อให้เกิดการลดการแข่งขันในตลาดอย่างมีนัยสำคัญ หรืออาจก่อให้เกิดการผูกขาด หรือเป็นผู้มีอำนาจ เหนือตลาด (3) การกระทำร่วมกันระหว่างคู่แข่งขันที่ทำลายการแข่งขันอย่างรุนแรง (Hardcore cartel) และการกระทำร่วมกันที่ลดหรือจำกัดการแข่งขันที่ไม่ร้ายแรง (Non - Hardcore cartel) (4) การประกอบธุรกิจ ที่ไม่เป็นธรรม (5) การทำนิติกรรมหรือสัญญากับผู้ประกอบธุรกิจในต่างประเทศอย่างไม่มีเหตุผลอันสมควรที่ส่งผลกระทบอย่างร้ายแรงต่อเศรษฐกิจและผลประโยชน์ของผู้บริโภคโดยรวม และตามมาตรา 50 แห่งพระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้า พ.ศ. 2560 ได้มีข้อกำหนดห้ามมิให้ผู้ประกอบธุรกิจซึ่งมีอำนาจเหนือตลาด กระทำการในลักษณะอย่างหนึ่งอย่างใดไว้ชัดเจนแล้ว ดังนั้น ในกรณีที่ปรากฏข้อเท็จจริงว่า ผู้ประกอบกิจการขนส่งน้ำมันทางท่อ ซึ่งถือเป็นธุรกิจที่เข้าข่ายมีอำนาจเหนือตลาด มีการกำหนดหรือรักษาระดับค่าบริการอย่างไม่เป็นธรรม หรือใช้อำนาจเหนือตลาด โดยไม่ชอบด้วยกฎหมายตามที่กล่าวมาข้างต้น จะอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการการแข่งขันทางการค้าตามบทบัญญัติแห่งพระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้า พ.ศ. 2560
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) รับไปศึกษาแนวทางที่จะส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันสมบูรณ์ ในธุรกิจการขนส่งน้ำมันทางท่อและแนวทางการใช้ทรัพยากรของประเทศในการวางโครงสร้างพื้นฐานของธุรกิจขนส่งน้ำมันทางท่อที่เกิดประโยชน์สูงสุดต่อบริโภค และเกิดการแข่งขันในวงกว้างของธุรกิจขนส่งทางน้ำมันทางท่อ โดยให้ ธพ. นำขอบเขตการศึกษามาเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ภายใน 2 เดือนต่อจากนี้ และให้ดำเนินการศึกษาให้แล้วเสร็จภายในปี 2561
เรื่องที่ 6 กลไกบริหารการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้ในช่วงปี 2558 เป็นต้นไป ให้ ปตท. ดำเนินการเพื่อจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี (ครม.) เพื่อให้ความเห็นภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามี
ข้อยุติ อย่างไรก็ตาม หากมีความจำเป็นที่จะต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น โดยให้ปตท. ดำเนินการได้เอง โดยที่ราคา LNG จะต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่น
รายเดือน) ที่ประกาศโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และในกรณีอื่นๆ มอบหมาย สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) เป็นผู้พิจารณาอนุมัติการจัดหาระยะสั้น ทั้งนี้ เมื่อ ปตท. ได้มีการนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้นแล้ว ให้ ปตท. นำเสนอผลการจัดหาต่อ กพช. เพื่อทราบ เป็นระยะๆ ต่อไป
2. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2555 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ระยะยาว โดยให้ ปตท. ดำเนินการจัดหาและนำเข้า LNG ตามแผนจัดหาก๊าซฯ ระยะยาว เพื่อตอบสนองความต้องการก๊าซฯ ของประเทศ โดย ปตท.จะจัดหา LNG ส่วนใหญ่ ในรูปแบบสัญญาระยะยาว และส่วนที่เหลือจะจัดหา ในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือ สัญญาระยะสั้น เพื่อลดโอกาสที่ปริมาณการจัดหาเกินความต้องการ ซึ่งอาจส่งผลให้เกิด Take or Pay (ผู้จัดหาต้องชำระเงินล่วงหน้าไปก่อน) และเพื่อประโยชน์ในการกระจายความเสี่ยงเรื่องราคา ทั้งนี้ เมื่อ ปตท. มีการนำเข้า LNG แล้วให้ ปตท. รายงานผลการจัดหา ต่อ สนพ. เพื่อทราบต่อไป
3. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 (Gas Plan 2015) และเห็นชอบกรอบหลักการการบริหารจัดการด้านการนำเข้า LNG ให้มีการแข่งขันและ การลงทุนด้านโครงสร้างพื้นฐานในอนาคต และ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ได้พิจารณาเรื่องแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบหลักการและแนวทางการดำเนินงาน ระยะที่ 1 : ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง โดยมอบหมาย กฟผ. ปตท. ชธ. และ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง (2) มอบหมายให้ สนพ. ร่วมกับ ชธ. และ กกพ. ศึกษาและจัดทำหลักเกณฑ์เพื่อกำหนดสัญญาซื้อและขายก๊าซฯ เก่า/ใหม่ (Old/New Supply and Demand) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2561 และ (3) รับทราบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 2 และระยะที่ 3 ทั้งนี้ มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปศึกษาการดำเนินการ เพื่อเข้าสู่ระยะที่ 2 และระยะที่ 3 และให้นำกลับมานำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบตามลำดับต่อไป และเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 กบง. มีมติได้มอบหมายให้ ชธ. ร่วมกับ สนพ. พิจารณารายละเอียดและความจำเป็นของร่างสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับบริษัท MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE. LTD. ก่อนนำมาเสนอ ที่ประชุม กบง. อีกครั้ง
p>4. การกำหนดหลักเกณฑ์จำแนกสัญญาซื้อและขายก๊าซฯ เก่า/ใหม่ (Old/New Supply and Demand) ซึ่งคณะทำงานยกร่างหลักเกณฑ์ฯ ได้พิจารณาตามสัญญาซื้อและขายของ ปตท. โดยยึดการจัดหา (Supply) เป็นหลัก และกำหนดให้ Old Demand/Supply คือ การกำหนดราคาก๊าซฯ เป็นราคา Pool Gas และ New Demand/Supply คือ ราคาตลาด LNG นำเข้า เพื่อให้สัดส่วนของราคา Pool Gas ค่อยๆ ลดลงตามสัญญาเก่าที่ทยอยหมดอายุ และผู้ใช้ก๊าซฯ จะทยอยเข้าสู่ระบบแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ซึ่งมีรายละเอียดของร่างหลักเกณฑ์ฯ ดังนี้ (1) การพิจารณาจากปริมาณการจัดหา (Supply) โดยการจัดหาที่มีสัญญาผูกพันแล้วระยะยาวถือเป็น Old Gas ซึ่งรวมถึงก๊าซฯ ที่ผลิตได้จากแหล่งปัจจุบันในอ่าวไทยและก๊าซฯ จากแหล่งสัมปทานที่จะสิ้นอายุก๊าซฯ ที่ผลิตได้จากแหล่งบนบก สัญญากับ Qatar (2 MTPA) Shell (1 MTPA) BP (1 MTPA) Petronas (1.2 MTPA) และปริมาณ LNG ที่จะจัดหาใหม่เพื่อความมั่นคงของประเทศ (ในอนาคต) ส่วนปริมาณ LNG ที่จะจัดหาเพิ่มเติมให้ถือเป็น New Gas ซึ่งรวมถึง LNG ที่อาจจัดหาจากโมซัมบิก และ LNG 1.5 MTPA ที่มอบหมายให้ กฟผ. เป็นผู้นำเข้า (2) การพิจารณาจากปริมาณความต้องการใช้ (Demand) ประกอบด้วย ความต้องการในส่วนของโรงแยกฯ (Old Gas) ความต้องการก๊าซฯ ในภาคอุตสาหกรรมและก๊าซฯ สำหรับยานยนต์ (NGV) ซึ่งมีสัญญาผูกพัน (New Gas) โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อมีผู้นำเข้าก๊าซฯ ในตลาดการแข่งขันมากกว่า 1 ราย ส่วนความต้องการก๊าซฯ ในภาคไฟฟ้าแยกว่า Old Gas : โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ตามสัญญา Global DCQ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) ที่ได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีแล้วและ SPP ที่มีสัญญาแล้ว และ New Gas : โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ใหม่และโรงไฟฟ้า SPP ที่มีสัญญาใหม่โดยคาดว่าสามารถเริ่มดำเนินการเมื่อมีผู้นำเข้าก๊าซธรรมชาติในตลาดการแข่งขันมากกว่า 1 ราย ทั้งนี้ ส่วนต่างระหว่างปริมาณการจัดหาก๊าซฯ ที่มีสัญญาแล้วและจากแหล่งสัมปทานสิ้นอายุ กับความต้องการก๊าซฯ โดยรวมทั้งหมดตามแผนการจัดหาก๊าซฯระยะยาว ถือเป็น Unmet Demand ที่สามารถนำมาเปิดให้มีการแข่งขัน (New Market) ได้ p>5. กลไกบริหารการนำเข้า LNG ปัจจุบันการจัดหา LNG ทั้งรูปแบบสัญญา spot/short – term/ long – term กพช. มีมติกำหนดให้ ปตท. เป็นผู้จัดหาแต่เพียงรายเดียว และสถานการณ์ปัจจุบันในปี 2560 และในไตรมาสที่ 1 ของปี 2561 มีการใช้ก๊าซฯ เฉลี่ย 4,721 และ 4,640 พันล้านบีทียูต่อวัน ซึ่งต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ประมาณร้อยละ 6 และ 10 ตามลำดับ ปริมาณก๊าซฯ จากอ่าวไทย (ที่มีสัญญาในปัจจุบันและคาดว่าจะมีสัญญาในอนาคต) ยังเพียงพอสำหรับโรงแยกก๊าซฯ โรงไฟฟ้าของ กฟผ. และโรงไฟฟ้า IPP บางส่วน ส่วนการนำเข้า LNG ในอนาคตเป็นการนำเข้าเพื่อสนับสนุนโรงไฟฟ้า IPP บางส่วน โรงไฟฟ้า SPP ภาคอุตสาหกรรมและ NGV ส่วนราคา LNG นำเข้าส่วนใหญ่จะมีราคาสูงกว่าการจัดหาก๊าซฯ จากแหล่งอื่นๆ โดยประเทศไทยเริ่มนำเข้า LNG ตั้งแต่ปี 2554 และได้จัดทำ ข้อเสนอกลไกบริหารการนำเข้า LNG ดังนี้ (1) การจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์ (Portfolio) โดยปริมาณและราคา LNG จะไม่สามารถนำมา คิดรวมในราคา Pool ผู้จัดหา (Shipper) ต้องเป็นผู้รับความเสี่ยงทั้งด้านปริมาณและราคาเอง และผู้จัดหาสามารถจัดหาก๊าซฯ ด้วยสัญญา Spot สัญญาระยะสั้น หรือสัญญาระยะยาวได้โดยไม่ต้องขอความเห็นชอบจาก กพช. ทั้งนี้ ให้ผู้จัดหารายงานผลการจัดหาต่อ กบง./กพช. เพื่อทราบเป็นระยะๆ ต่อไป (2) การจัดหา LNG เพื่อความมั่นคง สามารถนำปริมาณและราคามาคิดรวมในราคา Pool โดยสัญญา Spot และสัญญา ระยะสั้น ให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา ทั้งนี้ราคา LNG จะต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S ในกรณีอื่นๆ มอบหมาย สนพ. และ สกพ. เป็นผู้พิจารณาอนุมัติ ส่วนสัญญาระยะยาว ให้กระทรวงพลังงานเสนอขอ ความเห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซฯ และเงื่อนไขประกอบการจัดหา LNG (ปริมาณและระยะเวลาในสัญญา)ต่อ กพช. และให้หน่วยงานของรัฐ เช่น ชธ. กกพ. ปตท. กฟผ. ดำเนินการจัดหาด้วยวิธีการประมูลคัดเลือก (Bidding) โดยมีเงื่อนไขให้หน่วยงานของรัฐ เช่น ปตท. (หรือ กฟผ.) เป็นผู้ทำสัญญารับซื้อขาย LNG ระยะยาวกับผู้ชนะการประมูล ทั้งนี้ ในกรณีที่ผู้จัดหา (Shipper) มีการหารือถึงกรณีการจัดหานั้นเข้าข่ายเป็นการจัดหาเพื่อความมั่นคงหรือเพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์ ให้ กบง. เป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นเบื้องต้นก่อนเสนอ กพช. และ ครม. เพื่อพิจารณาตามลำดับต่อไป และในกรณีที่ประเทศเกิดความจำเป็นต้องใช้ LNG แล้ว ให้หน่วยงานที่จัดซื้อ LNG เชิงพาณิชย์นำ LNG มาใช้ในประเทศเป็นลำดับแรก ภายใต้เงื่อนไขการส่งเสริมการแข่งขัน ในกิจการก๊าซฯ และราคาเป็นไปตามราคาตลาดโลก p>6. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 กบง. ได้มอบหมายให้ ชธ. ร่วมกับ สนพ. พิจารณารายละเอียดและความจำเป็นของร่างสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับบริษัท MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE. LTD. ก่อนนำมาเสนอที่ประชุม กบง. อีกครั้ง ต่อมาเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2561 ปตท. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานขอให้พิจารณาการจัดหาและซื้อ LNG ระยะยาวจากโครงการ Mozambique LNG Area 1 ประเทศโมซัมบิกของ ปตท. ว่าจะให้เป็นการจัดหาเพื่อความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ (ให้นำราคาไปรวมในราคา Pool) หรือเป็นการจัดหาและซื้อ LNG เพื่อการพาณิชย์ (Portfolio) และขอให้นำเสนอ กพช. พิจารณากำหนดแนวทางการจัดหาและซื้อ LNG ระยะยาวของ ปตท. ดังกล่าว ซึ่ง สนพ. ชธ. และ กกพ. ได้หารือในประเด็นที่ ปตท. ร้องขอ โดยได้พิจารณาข้อมูลที่เกี่ยวข้องแล้ว จึงเห็นควรให้การจัดหา LNG จากโครงการ Mozambique LNG Area 1 ประเทศโมซัมบิกเป็นการจัดหาเชิงพาณิชย์ของ ปตท. เองโดยไม่นำมาคิดรวมในราคา Pool p>7. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 กพช. มีมติมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการเตรียมความพร้อม ทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด ซึ่งมีความก้าวหน้าการดำเนินงาน โดย กฟผ. ได้กำหนดแผนการดำเนินงาน 3 ด้านหลัก ประกอบด้วย (1) การขอใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG มาบตาพุด ตามสัญญาการให้บริการสถานีแอลเอ็นจี มาบตาพุด (Terminal Use Agreement: TUA) (2) การขอใช้บริการระบบท่อส่งก๊าซฯ ตามสัญญา Pipeline Capacity Contract (PCC) ระหว่าง กฟผ. กับ ปตท. และ (3) งานจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Cargo) เพื่อทดสอบระบบ Third Party Access (TPA) ปี 2561 โดยจัดหาในรูปแบบตลาดจร (spot market) สำหรับปี 2562 เป็นต้นไป จัดหาในรูปแบบสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาว (Sale and Purchase Agreement: SPA) และรูปแบบตลาดจรเพิ่มเติม (ถ้ามี) ทั้งนี้ มีประเด็นข้อจำกัดและผลกระทบในการดำเนินการตามมติ กพช. ประกอบด้วย (1) การทดลองนำเข้า LNG สำหรับโครงการนำร่อง (1st Cargo) ปตท. ต้องลดการจ่ายก๊าซฯ จากอ่าวไทยลง และเพิ่มอัตราการส่งก๊าซ LNG อีก 1,500 MMscfd ในเดือนสิงหาคม 2561 เพื่อสำรองพื้นที่สถานี LNG ให้ กฟผ. ส่งผลให้ต้นทุนก๊าซฯ เพิ่มสูงขึ้น และการนำเข้า LNG ในระยะโครงการนำร่องตามกำหนดการเดิมจะส่งผลให้ราคา Pool Price และต้นทุนสำหรับค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าเดือนสิงหาคมและกันยายน 2561 เพิ่มสูงขึ้น (2) การนำเข้า LNG ในปริมาณ 1.5 ล้านตัน ในปี 2562 ทำให้ปริมาณการจัดหาก๊าซฯ สูงกว่าความต้องการใช้ก๊าซฯ ส่งผลให้ต้องลดการรับก๊าซฯ จากอ่าวไทยลง ทำให้มีความเสี่ยงต่อการเกิดภาระ Take or pay ในส่วนของผลกระทบหากจัดหา LNG ตามกำหนดการเดิม ประกอบด้วย (1) การนำเข้า LNG สำหรับโครงการนำร่อง (1st Cargo) จะทำให้ค่า Ft ในเดือนสิงหาคมและกันยายน 2561 เพิ่มขึ้นประมาณ 0.57 สตางค์ต่อหน่วย และ (2) การนำเข้า LNG ในปริมาณ 1.5 ล้านตัน ในปี 2562 ส่งผลให้ก่อให้เกิดภาระ Take or Pay กับผู้ผลิตประมาณ 6,700 ล้านบาท รายได้ภาครัฐที่ได้รับจากผู้ผลิตก๊าซฯ ในอ่าวไทยลดลง และปริมาณ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ลดลง จึงเห็นควรกำหนดการนำเข้า LNG 1st cargo แบบ spot เพื่อการทดสอบการเตรียมความพร้อมของ กฟผ. จากเดือนกันยายน 2561 เป็นภายในปี 2562 และเห็นควรให้ กฟผ. เลื่อนการนำเข้า LNG 1.5 ล้านตันต่อปี ด้วยสัญญาระยะกลางหรือระยะยาวออกไปหลังปี 2563 p>8. เพื่อแยกงานนโยบาย งานกำกับดูแล และการประกอบกิจการพลังงานออกจากกันเพื่อสนับสนุนให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติตามนโยบายที่ กพช. ให้ความเห็นชอบไปแล้ว จึงกำหนดบทบาท อำนาจหน้าที่ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องใหม่ ดังนี้ (1) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน มีบทบาท อำนาจหน้าที่ดังนี้ 1) จัดทำนโยบาย เป้าหมาย มาตรการ และแผนพัฒนาด้านก๊าซธรรมชาติ รวมถึงกำกับ ติดตาม บริหารจัดการการนำเข้าก๊าซฯ จากต่างประเทศทางระบบท่อส่งก๊าซฯ และจากการนำเข้าในรูปของ LNG และ 2) ศึกษาแนวทางการกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อติดตามและกำกับดูแลการจัดหา LNG ที่เหมาะสมทั้งในด้านราคาและปริมาณ เพื่อรองรับการแข่งขันในกรณีที่มีผู้จัดหา/นำเข้า LNG หลายราย (2) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ มีบทบาทหน้าที่ทางด้านเทคนิคในการสำรวจและพัฒนาแหล่งเชื้อเพลิงธรรมชาติในประเทศ พื้นที่พัฒนาร่วม พื้นที่ทับซ้อนกับประเทศเพื่อนบ้านและประเทศอื่น และกำหนดแนวทางการจัดหาการพัฒนาและการจัดการปิโตรเลียมมติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ กฟผ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งรัดดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดยการบริหารจัดการจะต้องไม่ส่งผลให้เกิดภาระ Take or pay
2. มอบหมายให้ กกพ. ไปศึกษาแนวทางการส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากการนำเข้า LNG ของ กฟผ. และให้เสนอ กบง. และ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายการบริหารทุนหมุนเวียน (คณะกรรมการ) อาศัยอำนาจตามพระราชบัญญัติการบริหารทุนหมุนเวียน พ.ศ.2558 ได้ออกประกาศคณะกรรมการนโยบายการบริหารทุนหมุนเวียน เรื่อง มาตรฐานการเงิน การจัดซื้อจัดจ้าง การบริหารพัสดุ การบัญชี การรายงานทางการเงิน และการตรวจสอบภายในของทุนหมุนเวียน โดยประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2560 กำหนดให้ทุนหมุนเวียนดำเนินการเปิดบัญชีและนำเงินฝากที่กรมบัญชีกลาง กระทรวงการคลัง ในกรณีที่มีความจำเป็นต้องปฏิบัตินอกเหนือจากที่กำหนดให้ขออนุมัติต่อคณะกรรมการก่อน หรือ การนำเงินทุนหมุนเวียนไปดำเนินการเพื่อหาผลประโยชน์ อาทิ ฝากไว้ที่ธนาคารพาณิชย์ ต้องเป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการกำหนด โดยความเห็นชอบของกระทรวงการคลัง เงินทุนหมุนเวียนใดที่ฝากไว้กับธนาคารพาณิชย์ก่อนประกาศฯนี้ และมีระบุเวลาฝากถอนไว้แน่นอน ให้นำกลับมาฝากที่กรมบัญชีกลาง เมื่อสิ้นสุดระยะเวลาการฝาก การนำเงินไปหาผลประโยชน์ และอื่นๆ ต้องเป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการกำหนด
2. เมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2560 ในการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ผู้อำนวยการสถาบันบริหารกองทุนพลังงานชี้แจงว่า การออกประกาศฯ ดังกล่าว ทำให้กองทุนน้ำมันจะต้องเปิดบัญชีและนำเงินไปฝากไว้กับกรมบัญชีกลาง ต่อไปจะทำให้ไม่สามารถนำเงินกองทุนน้ำมันไปหาผลประโยชน์ในรูปของดอกเบี้ยเงินฝาก เพื่อนำมาเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ ได้ ซึ่งประธาน กบง. ได้ให้ความเห็นเพิ่มเติมว่าควรหารือกับกรมบัญชีกลาง เพื่อยืนยันว่ากองทุนน้ำมัน เป็นทุนหมุนเวียนที่สามารถบริหารจัดการเงินด้วยตัวเองได้ ซึ่งเมื่อวันที่ 12 ธันวาคม 2560 สบพน. ได้มีหนังสือแจ้งกรมบัญชีกลาง เพื่อขอขยายระยะเวลาดำเนินการตามประกาศฯ ออกไปอีก 90 วัน นับแต่วันที่ประกาศมีผลบังคับใช้ เพื่อดำเนินการแก้ไขระเบียบที่เกี่ยวข้องให้สอดคล้องกับประกาศฯ ก่อนการเปิดบัญชีและนำเงิน กองทุนน้ำมันฯ ไปฝากไว้ที่กรมบัญชีกลาง และต่อมาวันที่ 8 มกราคม 2561 ได้มีหนังสือขอขยายเวลาการปฏิบัติตามประกาศฯ ออกไปจนกว่าพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่กำลังร่างอยู่มีผลบังคับใช้ แทนการขอขยายเวลาออกไป 90 วัน ซึ่งกรมบัญชีกลาง ได้แจ้งว่าคณะกรรมการนโยบายการพิจารณาแล้วไม่อนุมัติให้ขยายเวลาการนำเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปฝากไว้ที่กรมบัญชีกลาง ให้เร่งดำเนินการตามประกาศฯ ทันที เว้นแต่เงินที่ฝากธนาคารพาณิชย์ที่มีกำหนดระยะเวลาการฝากถอนไว้อย่างแน่นอน ให้นำกลับมาฝากกรมบัญชีกลางเมื่อสิ้นสุดระยะเวลาการฝากถอน
3. เมื่อวันที่ 30 เมษายน 2561 สบพน. ได้เสนอร่างแก้ไขระเบียบกระทรวงพลังงาน ว่าด้วยการฝากและการเบิกจ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ต่อคณะกรรมการ สบพน. โดยที่ประชุมเห็นว่า สบพน. ควรขอยกเว้นการฝากเงินไว้ที่กรมบัญชีกลางตามประกาศฯ ด้วยเหตุผลว่า หากนำเงินไปฝากที่กรมบัญชีกลาง จะทำให้ไม่สามารถบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้เกิดดอกเบี้ยหรือดอกผลเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ ซึ่งไม่สอดคล้องกับเจตนารมณ์ของประชาชนที่ต้องการให้นำเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปใช้สำหรับการรักษาเสถียรภาพราคา รวมทั้งเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ ด้วย ซึ่งประชาชนอาจร้องเรียนหรือฟ้องร้องได้ ที่ประชุมจึงมีมติให้ชะลอการแก้ไขร่างระเบียบฯ ไปก่อนจนกว่าจะได้ข้อยุติในเรื่องนี้ สบพน. จึงได้เสนอ กบง. เพื่อพิจาณาขอยกเว้นการนำเงินฝากที่กรมบัญชีกลาง กระทรวงการคลัง ซึ่งสอดคล้องกับความเห็นของประธาน กบง. และคณะกรรมการ สบพน. โดยขอให้คณะกรรมการนโยบายการบริหารทุนหมุนเวียนพิจารณา ซึ่งอาศัยอำนาจตามข้อ 2 ของประกาศฯ ที่ว่า “ทุนหมุนเวียนใดมีความจำเป็นต้องปฏิบัตินอกเหนือจากที่กำหนดไว้ในประกาศนี้ให้ขออนุมัติต่อคณะกรรมการก่อน” โดยมีเหตุผลและความจำเป็น คือ เงินกองทุนน้ำมันฯ เป็นเงินที่จัดเก็บจากประชาชนผู้ใช้น้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อสะสมไว้ใช้ในการรักษาเสถียรภาพของราคาน้ำมันเชื้อเพลิง และเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน ซึ่งปัจจุบันสามารถบริหารเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้ได้รับดอกผลที่จะนำมาใช้จ่ายในการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ โดยไม่เป็นภาระกับประชาชนเพิ่มเติม ซึ่ง สบพน. ได้บริหารเงินโดยฝากไว้กับสถาบันการเงิน 5 แห่ง ประกอบด้วยธนาคารกรุงไทย จำกัด (มหาชน) และสถาบันการเงินเฉพาะกิจของรัฐประกอบด้วย ธนาคารออมสิน ธนาคารเพื่อการเกษตรและสหกรณ์การเกษตร ธนาคารอาคารสงเคราะห์ และธนาคารพัฒนาวิสาหกิจขนาดกลางและขนาดย่อม แห่งประเทศไทย โดยในปีงบประมาณ 2559 และ 2560 เกิดดอกผลจำนวน 761 และ 674 ล้านบาท ตามลำดับ รวมทั้งในช่วงที่ผ่านมามีการประเมินผลงานตามเกณฑ์ตัวชี้วัดของ ก.พ.ร. และกรมบัญชีกลาง ซึ่งมีผลการดำเนินงานอยู่ในเกณฑ์ดีมาโดยตลอด (ได้ 5 คะแนนเต็ม)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบตามที่ สบพน. เสนอ โดยให้ดำเนินการขอยกเว้นการเปิดบัญชีและนำเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปฝากที่กรมบัญชีกลาง กระทรวงการคลัง และขอฝากเงินกับธนาคารพาณิชย์และสถาบันการเงินเฉพาะกิจของรัฐ โดยมอบให้ สบพน. นำเรื่องเสนอขออนุมัติต่อคณะกรรมการนโยบายบริหารทุนหมุนเวียนต่อไป
เรื่องที่ 8 การส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานได้พิจารณา เรื่อง แนวทาง การส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 และมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานไปดำเนินการ
ในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป และ (2) เห็นชอบหลักการ การกำหนดอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานประสานกับกระทรวงการคลังไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. กรมธุรกิจพลังงาน ได้ดำเนินการตามมติ กบง. ดังกล่าว ซึ่งมีความคืบหน้าโดยได้จัดทำสรุปผลการทดสอบการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ในรถยนต์ รวมทั้งรายชื่อรุ่นและยี่ห้อรถยนต์ที่สามารถใช้ได้ และคำแนะนำในการบำรุงรักษารถยนต์ เพื่อสร้างความมั่นใจให้กับผู้ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 จัดทำรายชื่อ ผู้จำหน่ายและสถานที่ตั้งของจุดจำหน่ายจัดทำหลักเกณฑ์และข้อกำหนดในการจัดตั้งสถานีบริการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 รวมทั้ง ได้มีการประชุมหารือกับผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 เพื่อชี้แจงทำความเข้าใจแนวทางการดำเนินการ และการกำหนดราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 และประชุมหารือผู้ประกอบการรถบรรทุกขนาดใหญ่ เพื่อสร้างความรับรู้ ประชาสัมพันธ์ และสร้างความมั่นใจให้กับผู้ประกอบการว่าสามารถใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ได้โดยไม่กระทบต่อเครื่องยนต์
3. กรมธุรกิจพลังงาน กรมสรรพสามิต สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้หารือร่วมกันเมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2561 และ เมื่อวันที่ 11 พฤษภาคม 2561 และได้เห็นชอบในหลักการเรื่องการกำหนดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ซึ่งใช้หลักการเดียวกับน้ำมันแก๊สโซฮอล โดยจัดเก็บภาษีเฉพาะน้ำมันที่ผลิตจากฟอสซิล ในส่วนน้ำมันที่ได้จากเชื้อเพลิงชีวภาพ จะได้รับการยกเว้นภาษี รวมทั้งกรมสรรพสามิตเสนอให้คิดภาษีจากการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) เข้ารวมอยู่ในการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตในครั้งนี้ด้วย โดยให้จัดเก็บภาษี CO2 สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เท่ากับ 0.15 บาทต่อลิตร และนำไปรวมกับอัตราภาษีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี0 ทำให้มีอัตราภาษีเท่ากับ 6.2903 บวก 0.15 เท่ากับ 6.4403 บาทต่อลิตร ซึ่งเมื่อคำนวณอัตราภาษีสรรพสามิตลดหลั่นตามอัตราส่วน ไบโอดีเซลที่ผสมเพิ่มขึ้นแล้ว อัตราภาษีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ปรับเพิ่มขึ้นจาก 5.8500 บาทต่อลิตร เป็น 5.9895 บาทต่อลิตร และกำหนดอัตราภาษีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เท่ากับ 5.1523 บาทต่อลิตร โดย กรมสรรพสามิตจะดำเนินการนำเสนอคณะรัฐมนตรี เพื่อกำหนดอัตราภาษีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่อไป ส่วนเรื่องการกำหนดโครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 และค่าการตลาดที่เหมาะสม โดยมีราคาขายปลีก ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 3 บาทต่อลิตร สนพ. จะเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. สนับสนุนการผลิตและการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 (ที่มีสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลไม่น้อยกว่าร้อยละ 19 และไม่เกินร้อยละ 20 โดยปริมาตร) ให้มีราคาต่ำ เพื่อลดภาระต้นทุนค่าบริการขนส่งและค่าโดยสารสาธารณะ จึงมีมติให้กรมสรรพสามิต กระทรวงการคลัง พิจารณาเรียกเก็บภาษีสรรพสามิตสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ในอัตรา 5.152 บาทต่อลิตร โดยใช้หลักเกณฑ์เดียวกับน้ำมันแก๊สโซฮอลซึ่งจัดเก็บภาษีเฉพาะน้ำมันที่ผลิตจากฟอสซิล ในส่วนน้ำมันที่ผลิตจากเชื้อเพลิงชีวภาพจะได้รับการยกเว้นภาษี
2. เพื่อลดผลกระทบของการลดอัตราเรียกเก็บภาษีสรรพสามิตสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ตามข้อ 1 ต่อประมาณการรายรับของงบประมาณแผ่นดินประจำปี 2561 และ 2562 จึงมีมติให้กรมสรรพสามิต กระทรวงการคลัง พิจารณาเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.13 บาทต่อลิตร เป็น 5.980 บาทต่อลิตร
3. เพื่อไม่ให้ผู้ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้รับผลกระทบจากการเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิต ตามข้อ 2 จึงมีมติให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง จ่ายเงินชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 0.13 บาทต่อลิตร
เรื่องที่ 9 แนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในรายละเอียดภายใต้กรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 กบง. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยอยู่ที่ 1.85 บาทต่อลิตร
2. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก โดยราคาน้ำมันตลาดโลกปิดตลาด ณ วันที่ 7 มิถุนายน 2561 น้ำมันดิบดูไบ 73.56 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 84.51 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และน้ำมันดีเซล 87.18 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล อัตราแลกเปลี่ยนอยู่ที่ 32.0728 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคา ไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันวันที่ 4 – 11 มิถุนายน 2561 ลิตรละ 27.11 บาท และราคาเอทานอล ณ เดือนมิถุนายน 2561 ลิตรละ 23.59 บาท จากปัจจัยดังกล่าแล้วส่งผลให้โครงสร้างราคาน้ำมัน ณ วันที่ 8 มิถุนายน 2561 มีราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 36.52 บาทต่อลิตร น้ำมันเบนซิน 95 E10 อยู่ที่ 29.25 บาทต่อลิตร น้ำมันเบนซิน 91 E10 อยู่ที่ 28.98 บาทต่อลิตร น้ำมันเบนซิน 95 E20 อยู่ที่ 26.74 บาทต่อลิตร น้ำมันเบนซิน 95 E85 อยู่ที่ 21.14 บาทต่อลิตร
3. ปัจจุบันรัฐยังคงชดเชยราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E85 ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีภาระในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลประมาณ 341 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับจากน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและน้ำมันเตาประมาณ 31 ล้านบาทต่อเดือน โดยภาพรวมกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องติดลบ 309 ล้านบาทต่อเดือน สำหรับฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 5 มิถุนายน 2561 มีทรัพย์สินรวม 35,748 ล้านบาท หนี้สินรวม 5,372 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 30,376 ล้านบาท
4. ปัจจุบันภาครัฐมีการส่งเสริมให้มีการใช้เชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของพลังงานทดแทน (เอทานอล) โดยให้ราคาขายปลีกของเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเอทานอลมีราคาต่ำกว่าเชื้อเพลิงจากฟอสซิล และการใช้ ค่าการตลาดเป็นแรงจูงใจ โดยเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเอทานอลสูงจะมีค่าการตลาดที่สูงกว่าเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเอทานอลต่ำ ทั้งนี้เมื่อเปรียบเทียบกับค่าการตลาดที่เหมาะสมจากมติที่ กบง. เห็นชอบแล้ว พบว่าค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E85 สูงกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสม รัฐจึงใช้กลไกของกองทุนน้ำมันฯ ในการรับภาระส่วนต่างราคา โดยมีรายได้จากกลุ่มน้ำมันดีเซลมาช่วยชดเชย และเพื่อไม่ให้เกิดการชดเชยข้ามกลุ่มระหว่างผู้ใช้เบนซินและแก๊สโซฮอล และกลุ่มผู้ใช้ดีเซล (Cross subsidy) จึงมีแนวทางการแก้ไขโดย ระยะสั้น ใช้กลไกของกองทุนน้ำมันฯ รักษาระดับค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 (E20) ที่ 2 บาทต่อลิตร และ แก๊สโซฮอล 95 (E85) ที่ 3.50 บาทต่อลิตร และปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล์ให้สภาพคล่องกองทุนในน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล มีค่าใกล้ศูนย์ (กลยุทธุ์ ศูนย์-สุทธิ) สำหรับในระยะยาว ปรับราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลให้สะท้อนค่าความร้อน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ (ลดการชดเชย) ของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอลโดยทยอยดำเนินการ 3 ครั้งในระยะเวลา 6 เดือน ซึ่งจะส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องใกล้ศูนย์
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของกลุ่มน้ำมันเบนซินและ แก๊สโซฮอล ดังนี้ (1) ระยะสั้น ใช้กลไกของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อรักษาระดับค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม และปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลให้สภาพคล่องกองทุนในน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลมีค่าใกล้ศูนย์ (กลยุทธ์ ศูนย์-สุทธิ) (2) ระยะยาว ปรับราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลให้สะท้อนค่าความร้อน
เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (หน่วย: บาทต่อลิตร) ชนิดน้ำมัน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ น้ำมันเบนซิน 6.68 น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 0.72 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 0.72 น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 -2.63 น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E85 -8.98
3. เห็นชอบร่าง ประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 36 พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 9 มิถุนายน 2561 เป็นต้นไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบ
ขอความร่วมมือให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับผิดชอบโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน (ครัวเรือนรายได้น้อย ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร และอื่นๆ) ตั้งแต่วันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 เป็นต้นไป จนกว่าจะมีแนวทางอื่นมาทดแทน ต่อมา คณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 29 สิงหาคม 2560 เห็นชอบการเสนอของกระทรวงการคลัง (กค.) แนวทางการจัดประชารัฐสวัสดิการ การให้ความช่วยเหลือผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดยเห็นชอบวงเงินส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มจากร้านค้าตามที่กระทรวงพลังงาน (พน.) กำหนดจำนวน 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน (ใช้ 1 ครั้งต่อ 3 เดือน)
ซึ่ง กค. กำหนดเริ่มใช้บัตรสวัสดิการแห่งรัฐ เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2560 ทั้งนี้ การดำเนินการตามมติ ครม. ดังกล่าวซ้ำซ้อนกับแนวทางการให้ความช่วยเหลือเฉพาะกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย ในโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน ที่ ปตท.ให้ความช่วยเหลืออยู่ พน. จึงได้แจ้ง ปตท. ยกเลิกการช่วยเหลือและระงับการใช้สิทธิ์เฉพาะกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย (18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน) ส่วนการช่วยเหลือร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร (150 กิโลกรัมต่อเดือน) ปตท. ยังดำเนินการตามเดิม ในอัตรากิโลกรัมละ 2.50 บาท ทั้งนี้สรุปผลการช่วยเหลือของ ปตท. ตามมติ กบง. ในโครงการดังกล่าว ดังนี้(1) ครัวเรือนรายได้น้อย ระหว่างวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2560 มีปริมาณการใช้ 14.98 ล้านกิโลกรัม จำนวนเงินชดเชย 48.40 ล้านบาท (2) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ระหว่างวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 ถึง วัน30 เมษายน 2561 มีปริมาณการใช้ 428.75 ล้านกิโลกรัม จำนวนเงินชดเชย 1,340.93 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
2. เมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2560 พน. แจ้ง ปตท. ขอความอนุเคราะห์ช่วยเหลือโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน เฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2561 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2561 ในวงเงิน 500 ล้านบาท และ ปตท. ได้แจ้งมติคณะกรรมการบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เมื่อวันที่ 22 ธันวาคม 2560 เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการสนับสนุนโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน เฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม ถึง 30 มิถุนายน 2561 ภายในกรอบวงเงิน 250 ล้านบาท ซึ่งระยะเวลาใกล้สิ้นสุดแล้ว รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน จึงเห็นชอบตามที่กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เสนอให้ขอความร่วมมือ ปตท. ให้ความอนุเคราะห์ช่วยเหลือโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน เฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหารต่อไป ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2561 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2561 ในวงเงิน 500 ล้านบาท ซึ่ง ธพ. อยู่ระหว่างดำเนินการแจ้ง ปตท.
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง. ครั้งที่ 57 - วันพฤหัสบดีที่ 24 พฤษภาคม 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 10/2561 (ครั้งที่ 57)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 24 พฤษภาคม พ.ศ. 2561 เวลา 16.00 น.
1. แนวทางบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมันดีเซล
2. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG
3. รายงานแนวทางการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามประกาศกระทรวงการคลัง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 แนวทางบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมันดีเซล
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันดิบเฉลี่ยเดือนพฤษภาคม 2561 น้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 74.07 และ 76.89 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 5.80 และ 4.86 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล โดย ณ วันที่ 23 พฤษภาคม 2561 น้ำมันดิบดูไบปรับสูงขึ้นอีกไปอยู่ที่ 76.60 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และน้ำมันดิบเบรนท์ปรับสูงขึ้นอีกไปอยู่ที่ 78.90 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ในขณะที่ตลาดสิงคโปร์ ราคาน้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 90.82 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และราคาน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 92.20 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล อัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนพฤษภาคม 2561อยู่ที่ 32.1172 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ซึ่งอ่อนค่าลงจากเดือนที่แล้ว 0.6290 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ และวันที่ 23 พฤษภาคม 2561 อัตราแลกเปลี่ยนอยู่ที่ 32.2510 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันเฉลี่ยเดือนพฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 21.35 บาทต่อลิตร โดยมีราคาเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 0.52 บาทต่อลิตร และวันที่ 23 พฤษภาคม 2561 ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิล เอสเตอร์ของกรดไขมันอยู่ที่ 24.17 บาทต่อลิตร โดยฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีน้ำมัน ณ วันที่ 20 พฤษภาคม 2561 มีฐานะสุทธิ 30,505 ล้านบาท
2. โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 24 พฤษภาคม 2561 ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน น้ำมัน แก๊สโซฮอล 95E10 91E10 E20 E85 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว อยู่ที่ 37.52 30.25 29.98 27.74 21.74 และ 29.79 บาทต่อกิโลกรัม ตามลำดับ โดยปัจจุบันน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล E85 รัฐยังคงชดเชยราคาส่งผลให้กองทุนน้ำมันมีภาระในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลประมาณ 341 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนมีรายรับจากน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและน้ำมันเตาประมาณ 31 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้นโดยภาพรวมกองทุนมีสภาพคล่องติดลบ 309 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งจากสถานการณ์ราคาน้ำมันดิบเบรนท์ในตลาดโลกผันผวนและปรับตัวมีราคาสูงเกิน 80 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศมีราคาปรับเพิ่มอย่างต่อเนื่อง โดยในวันที่ 1 พฤษภาคม 2561 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วมีราคา 28.29 บาทต่อลิตร และปรับเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องจนถึงปัจจุบัน (วันที่ 23 พฤษภาคม 2561) มีราคาที่ 29.79 บาทต่อลิตร ซึ่งมีราคาใกล้แตะที่ 30.00 บาทต่อลิตร รวมถึงน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 อยู่ที่ 30.25 บาทต่อลิตร ซึ่งเกินระดับราคา 30.00 บาทต่อลิตรเล็กน้อย ภาครัฐ จึงมีแนวทางบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมัน ดังนี้ (1) โครงการส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20) เพื่อเป็นการรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในประเทศและไม่ให้เกิดผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน รัฐจึงมีมาตรการในการช่วยเหลือให้มีการจำหน่ายน้ำมันดีเซลเกรดพิเศษหรือน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20) ที่มีราคาต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) 3.00 บาทต่อลิตร เพื่อเป็นการลดต้นทุนค่าขนส่งสินค้าและบริการ โดยแบ่งระยะการช่วยเหลือ ดังนี้ ระยะที่ 1 ก่อนมีการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20) กระทรวงพลังงานจะใช้กลไกของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยจะนำเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่สะสมอยู่ 30,505 ล้านบาท พยุงราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไม่ให้เกิน 30.00 บาทต่อลิตร ซึ่งจะเป็นมาตรการระยะสั้นในระหว่างที่น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20) ยังไม่ออกมาจำหน่าย และระยะที่ 2 หลังมีการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20) หากเริ่มมีการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20) แล้ว แต่ราคาน้ำมันดิบเบรนท์ยังผันผวนในราคาสูงเกิน 80 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล รัฐจะใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ ช่วยลดภาระราคาขายปลีกน้ำมันครึ่งหนึ่งของราคาขายปลีกที่ควรจะเพิ่มขึ้น และให้ราคาขายปลีกปรับขึ้นไปอีกครึ่งหนึ่ง เช่น หากราคาน้ำมันตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้นจนส่งผลกระทบให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วต้องปรับเพิ่มโดยมีราคามากกว่า 30.00 บาทต่อลิตร เป็น 31.00 บาทต่อลิตร ในส่วนต่างราคาที่เพิ่มขึ้น 1 บาทนั้น กองทุนน้ำมันจะชดเชยให้ 0.50 บาทต่อลิตร และราคาขายปลีกจะปรับเพิ่มเพียง 0.50 บาทต่อลิตร ดังนั้นราคาขายปลีกจะเป็น 30.50 บาทต่อลิตร เป็นต้น แต่หากราคาขายปลีกดีเซลหมุนเร็ว ต่ำกว่า 30 บาทต่อลิตร รัฐจะยังใช้กลไกปกติ ทั้งนี้ คาดว่าเงินกองทุนน้ำมันฯ จำนวน 30,505 ล้านบาท จะสามารถรักษาระดับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไม่ให้เกิน 30.00 บาทต่อลิตร ได้เป็นระยะเวลาประมาณ 10 เดือน (2) การเผยแพร่โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะประกาศราคาขายปลีกน้ำมันและค่าการตลาดล่วงหน้าผ่านเว็บไซต์ และผ่อนผันให้ผู้ค้าน้ำมันสามารถประกาศราคาขายปลีกล่วงหน้าได้เช่นเดิมจนกว่าจะผ่านพ้นช่วงราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกที่ผันผวนสูงกว่า 80 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เพื่อให้สามารถติดตามสถานการณ์ได้อย่างใกล้ชิด
3. หลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในระยะที่ 1 ก่อนมีการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20) เพื่อใช้กองทุนน้ำมันฯ ดูแลราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร โดยอาศัยอำนาจตามความในมาตรา 3 แห่งพระราชกำหนดแก้ไขและป้องกันภาวะ การขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง 2516 ประกอบคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงลงวันที่ 23 ธันวาคม 2547 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดยคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 9/2549 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงลงวันที่ 7 ธันวาคม 2549 ข้อ 4 ให้ กบง. มีอำนาจหน้าที่ ดังต่อไปนี้ (1) กำหนดหลักเกณฑ์สำหรับการคำนวณราคา และกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้าเพื่อใช้ในราชอาณาจักร (2) กำหนดค่าการตลาดสำหรับการซื้อขายน้ำมันเชื้อเพลิง (4) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรืออัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร น้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้าเพื่อใช้ในราชอาณาจักร น้ำมันเชื้อเพลิงที่ส่งออก และ (6) กำหนดราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นและคำนวณราคาขายปลีก โดยหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินส่งเข้าและชดเชยกองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว คือ อัตราเงินส่งเข้าและชดเชยกองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เท่ากับราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น ลบ (ภาษีสรรพสามิต บวก ภาษีมหาดไทย บวก อัตราเงินกองทุนอนุรักษ์บวก ค่าเฉลี่ยราคา ณ โรงกลั่น)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมันดีเซล โดยมีเงื่อนไขว่าหากราคาขายปลีกอาจขยับสูง เกินกว่า 30 บาทต่อลิตร จึงจะให้มีการดำเนินงาน ดังนี้ 1.1) กำหนดค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไม่เกิน 1.75 บาทต่อลิตร 1.2) ให้ฝ่ายเลขานุการฯ ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเข้าช่วยบริหารราคาน้ำมันดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร 1.3) หากอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วมากกว่า 1.00 บาทต่อลิตร ฝ่ายเลขานุการฯ จะนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณาอัตราเงินชดเชยที่เหมาะสมต่อไป
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานนำร่าง ประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดค่าการตลาด ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น อัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุนและอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตามหลักเกณฑ์การคำนวณโครงสร้างราคา และให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจสอบความถูกต้องของร่างประกาศฯ ก่อนออกประกาศฯ เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
3. เห็นชอบให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เผยแพร่โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงผ่านเว็บไซต์ของ สนพ.
เรื่องที่ 2 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบ เรื่อง การปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) (1) เปลี่ยนหลักเกณฑ์การอ้างอิงราคาก๊าซ LPG นำเข้าจากเดิมที่อ้างอิงด้วยราคา CP ที่ประกาศรายเดือนเป็นอ้างอิงด้วยราคา LPG cargo จากข้อมูล Spot Cargo ( FOB Arab Gulf ) ของ Platts เฉลี่ยรายสัปดาห์แทนโดย ราคานำเข้า เท่ากับ LPG cargo บวก X (2) กำหนดเพดานการอุดหนุนราคาก๊าซ LPG (Subsidy Cap) โดยจำกัดปริมาณเงินการชดเชยราคาสูงสุดในแต่ละเดือนให้ไม่เกินร้อยละ 5 ของฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของเดิม (ทั้งบัญชีน้ำมันและบัญชี LPG) และ (3) ปรับกลไกการอ้างอิงราคาก๊าซ LPG จากเดิมที่ใช้ราคาขายปลีกจากการคำนวณด้วยโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ LPG เป็นการใช้ราคาขายปลีกของผู้ค้าแทน ต่อมาเมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2560 กบง. มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณอัตรากองทุน # 1 กรณีที่ราคานำเข้าแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกก๊าซฯ เกินกว่า 0.67 บาทต่อกิโลกรัม ให้มีอัตรากองทุน # 1 ของโรงแยกก๊าซฯ ดังนี้ อัตรากองทุน #1 ของโรงแยกก๊าซฯ เท่ากับ ราคานำเข้า ลบ (ต้นทุนโรงแยกก๊าซฯ บวก กรอบราคาสำหรับกำกับการแข่งขัน)
2. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG (1) ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนพฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 502.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 30.00 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (2) ราคาก๊าซ LPG Cargo ที่ใช้คำนวณราคาก๊าซ LPG นำเข้า ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ยวันที่ 21 ถึง 23 พฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 554.83 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากสัปดาห์ก่อนหน้า (14 ถึง 18 พฤษภาคม 2561) 8.77 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน อัตราแลกเปลี่ยน เฉลี่ยวันที่ 21 ถึง 23 พฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 32.3140 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าขึ้นจากสัปดาห์ก่อนหน้า (14 ถึง 18 พฤษภาคม 2561) 0.1481 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาก๊าซ LPG นำเข้า (LPG Cargo บวก X) เฉลี่ยวันที่ 21 ถึง 23 พฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 19.3352 บาทต่อกิโลกรัม ปรับตัวลดลงจากสัปดาห์ก่อนหน้า (14 ถึง 18 พฤษภาคม 2561) 0.1934 บาทต่อกิโลกรัม และต้นทุนราคาก๊าซ LPG ช่วงเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนกรกฏาคม 2561) ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ราคาก๊าซ LPG จาก ปตท. สผ.ฯ และราคาก๊าซ LPG จาก อยู่ที่ 13.3123 14.2044 และ 14.2044 บาทต่อกิโลกรัม ลดลงจากช่วงเดือนกุมภาพันธ์ ถึงเดือนกรกฏาคม 2561) ที่0.3119 0.6336 และ 0.6336 บาทต่อกิโลกรัม ตามลำดับ
3. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 20 พฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 551 ล้านบาท โดยแนวทางการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ พิจารณา จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ได้ปรับตัวเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศบรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัม ณ วันที่ 24 พฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 395 บาท เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อ ค่าครองชีพของประชาชน ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรใช้กลไกราคากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกในประเทศ ให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 363 บาท หรือลดลงประมาณ 30 บาทต่อถัง แต่เนื่องจากยังไม่มีข้อมูลราคา LPG Cargo ในวันที่ 24 -25 พฤษภาคม 2561 ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้จำลองเหตุการณ์ออกเป็น 2 กรณี ดังนี้ กรณี 1 ราคาเฉลี่ย LPG Cargo อยู่ที่ 520 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ราคา ก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ยวันที่ 21 ถึง 23 พฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 554.83 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยหากในวันที่ 21 ถึง 23 พฤษภาคม 2561 ราคา LPG Cargo ลดต่ำลงถึง 470 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน จะทำให้ราคา LPG Cargo เฉลี่ยวันที่ 21 ถึง 25 พฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 519.70 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชย 0.6507 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 2.7424 บาทต่อกิโลกรัม เป็นชดเชย 3.3932 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกลดลง 2.09 บาทต่อกิโลกรัม เป็นอยู่ที่ 21.87 บาทต่อกิโลกรัม และค่าการตลาดอยู่ในระดับที่เหมาะสม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายเพิ่มขึ้น 496 ล้านบาทต่อเดือน จากมีรายรับ196 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายจ่าย 300 ล้านบาทต่อเดือน และกรณี 2 ราคาเฉลี่ย LPG Cargo อยู่ที่ 549 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ยวันที่ 21 ถึง 23 พฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 554.83 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยหากในวันที่ 24 ถึง 25 พฤษภาคม 2561 ราคา LPG Cargo เท่ากับราคาวันที่ 23 พฤษภาคม 2561 ที่ 543 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน จะทำให้ราคา LPG Cargo เฉลี่ยวันที่ 21 ถึง 25 พฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 548.90 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชย 0.6507 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 2.7424 บาทต่อกิโลกรัม เป็นชดเชย 4.3360 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกลดลง 2.09 บาทต่อกิโลกรัม เป็นอยู่ที่ 21.87 บาทต่อกิโลกรัม และค่าการตลาดอยู่ในระดับที่เหมาะสม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายเพิ่มขึ้น 629 ล้านบาทต่อเดือน จากมีรายรับ196 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายจ่าย 432 ล้านบาทต่อเดือน อย่างไรก็ตามราคา LPG Cargo ในวันที่ 24 และ 25 พฤษภาคม 2561 อาจจะไม่เป็นไปตามเหตุการณ์จำลองทั้ง 2 เหตุการณ์นี้ก็ได้ เช่น LPG Cargo อาจปรับตัวสูงขึ้น ซึ่ง กบง. ควรมีมติให้หลักการไว้
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการในการกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซที่จำหน่าย เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง ทั้งนี้ ขึ้นอยู่กับปัจจัยราคา LPG Cargo ของวันที่ 24 และ 25 พฤษภาคม 2561 ซึ่งจะส่งผลต่อ LPG Cargo เฉลี่ยทั้งสัปดาห์ โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 28 พฤษภาคม 2561 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 3 รายงานแนวทางการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามประกาศกระทรวงการคลัง
สรุปสาระสำคัญ
ผู้อำนวยการสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (นายเสมอใจ ศุขสุเมฆ) ได้รายงานให้ที่ประชุมทราบเกี่ยวกับเงินกองทุนน้ำมันฯ ว่า เนื่องจากกระทรวงการคลัง ได้ออกประกาศมาตรฐานทางการเงิน โดยกระทรวงการคลังจะทำหน้าที่เหมือนธนาคารโดยให้ทุนหมุนเวียนต้องนำเงินไปฝากไว้ที่กรมบัญชีกลาง กระทรวงการคลัง และหากต้องการใช้ก็สามารถไปถอนออกมาได้ ทั้งนี้ การดำเนินการดังกล่าวจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ ไม่ได้รับดอกเบี้ยจากเงินฝาก ดังนั้น กองทุนน้ำมันฯ จึงได้ขอขยายระยะเวลาที่จะดำเนินการตามประกาศดังกล่าวต่อกระทรวงการคลังไปแล้ว โดยให้เหตุผลว่ากองทุนน้ำมันฯ ต้องมีการแก้ไขระเบียบให้สอดคล้องกับการดำเนินงานตามประกาศ แต่หลังจากเสนอเรื่องดังกล่าวต่อที่ประชุมคณะผู้บริหาร สบพน. ที่ประชุมได้มีความเห็นร่วมกันว่า กองทุนน้ำมันฯ สามารถบริหารสภาพคล่องและนำดอกเบี้ยเงินฝากมาใช้ในการบริหารกองทุนน้ำมันฯ ได้ จึงไม่เห็นด้วยกับการนำเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปฝากไว้ที่กระทรวงการคลัง จึงได้มีความเห็นว่าจะเสนอต่อ กบง. เพื่อนำมติที่ได้ไปหารือกับกรมบัญชีกลางต่อไป นอกจากนี้ กระทรวงการคลังยังกำหนดให้ทุนหมุนเวียนคำนวณจำนวนเงินสะสมสูงสุดของทุนหมุนเวียนโดยคำนวณจากค่าใช้จ่ายในรอบ 3 ปี ซึ่งกองทุนน้ำมันฯ ได้มีการคำนวณแล้ว พบว่า ไม่มีเงินส่วนเกินที่ต้องนำส่งเข้ากระทรวงการคลังเป็นรายได้แผ่นดิน โดยเรื่องดังกล่าวกองทุนน้ำมันฯ ได้ทำหนังสือถึงกระทรวงการคลังและได้ข้อยุติแล้ว เหลือแต่ในส่วนของประกาศที่จะต้องมีการเสนอ กบง . เพื่อพิจารณาต่อไป ซึ่งผู้แทนผู้อำนวยการสำนักงานเศรษฐกิจการคลัง ได้ให้ความเห็นว่า เรื่องพระราชบัญญัติและประกาศฯ กรมบัญชีกลางกำหนดขึ้นเพื่อใช้เป็นเกณฑ์กลางสำหรับทุกกองทุนหมุนเวียน เพื่อให้การบริหารจัดการเป็นเอกภาพ ซึ่งประเด็นแรกเกี่ยวกับการนำเงินของกองทุนหมุนเวียนไปฝากไว้ที่กรมบัญชีกลางอาจจะยืดหยุ่นได้แต่คงต้องทำความตกลงกับคณะกรรมการกองทุนหมุนเวียน ส่วนประเด็นที่ 2 เรื่องการกำหนดเพดานวงเงินสูงสุด เนื่องจากบางกองทุนนำเงินไปเก็บโดยไม่เกิดประโยชน์ กรมบัญชีกลางจึงได้ออกเป็นพระราชกฤษฎีกาให้มีการคำนวณจำนวนเงินสะสมสูงสุดและนำเงินส่วนเกินของทุนหมุนเวียนส่งคลังเป็นรายได้แผ่นดิน ซึ่งอาจจะต้องหารือกันด้วยข้อเท็จจริงหากมีเหตุผลและตัวเลขที่ชัดเจน ก็สามารถต่อรองได้ ซึ่งประธานฯ ได้สรุปว่า กองทุนน้ำมันฯ ได้มีการหารือกับกรมบัญชีกลางแล้ว ไม่มีเงินส่วนเกิน ที่จะต้องนำส่งกระทรวงการคลัง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ