
มติกบง. (125)
กบง. ครั้งที่ 35 - วันจันทร์ที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 2/2560 (ครั้งที่ 35)
เมื่อวันจันทร์ที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560 เวลา 09.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
4. เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนภายใต้แผน AEDP 2015 ในปี 2560
5. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกุมภาพันธ์ 2560
7. แนวทางดำเนินการโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี
8. แผนการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติ ปี 2560 และมาตรการรองรับผลกระทบด้านพลังงานไฟฟ้า
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในช่วงเดือนธันวาคม 2559 ถึงเดือนมกราคม 2560 มีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากกลุ่ม OPEC และ Non – OPEC ได้ปรับลดปริมาณการผลิตน้ำมันดิบลงและนโยบายคว่ำบาตรอิหร่านของสหรัฐฯ ส่วนแนวโน้มราคาน้ำมันดิบ ในปี 2560 ราคาน้ำมันดิบเบรนท์จะอยู่ในช่วง 55 – 60 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และในปี 2561 คาดว่าจะอยู่ในช่วง 55 – 65 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนกุมภาพันธ์ 2560 ราคา CP (Contract Price) อยู่ที่ 546 เหรียญสหรัฐต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อนหน้า จำนวน 87 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาน้ำมันดิบ ภูมิอากาศที่หนาวเย็นมากขึ้น และความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้น ในหลายประเทศ ทั้งนี้ ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาก๊าซ LPG ลดลง คือการที่ประเทศสหรัฐอเมริกาและประเทศอิรักส่งออกก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น (3) ราคาถ่านหิน โดยระหว่างเดือนธันวาคม 2559 - มกราคม 2560 อยู่ในช่วง 80 – 100 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ทั้งนี้ทิศทางราคาถ่านหินยังไม่แน่นอน โดยมีปัจจัยที่ส่งผลให้ราคาถ่านหินเพิ่มขึ้น คือ ความต้องการใช้ถ่านหินที่เพิ่มขึ้นของประเทศจีนในช่วงเทศกาลตรุษจีน ปริมาณการผลิตที่ลดลงในประเทศอินโดนีเซีย ส่วนปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาถ่านหินลดลง คือ อากาศที่อุ่นขึ้นในทวีปยุโรป ความต้องการใช้ที่ลดลงในประเทศไต้หวันและมาตรการเก็บภาษีนำเข้าเชื้อเพลิงฟอสซิลของประเทศอินเดีย และ (4) ราคา LNG ในเดือนกุมภาพันธ์ 2560 ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ 7.7 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ทั้งนี้หลังจากเดือนกุมภาพันธ์ 2560 ราคามีแนวโน้มลดลงเนื่องจากประเทศต่างๆ ผลิต LNG เพิ่ม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 – 2579 (Energy Efficiency Plan: EEP 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ พร้อมมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้พิจารณาและให้การสนับสนุนการดำเนินงานของแผน EEP 2015 โดยมีเป้าหมาย ลดความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity; EI) ลงร้อยละ 30 ในปี พ.ศ. 2579 (ค.ศ. 2036) เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 (ค.ศ. 2010) โดยจะต้องลดค่าความเข้มการใช้พลังงานจากปีฐาน พ.ศ. 2553 ซึ่งมีค่า 8.54 พันตันน้ำมันดิบเทียบเท่าต่อพันล้านบาท ลดลงให้เหลือ 5.98 พันตันน้ำมันดิบเทียบเท่าต่อพันล้านบาท ในปี พ.ศ. 2579 และตระหนักถึงเจตจำนงค์ของ APEC มีเป้าหมายร่วมในการลด EI ลงร้อยละ 45 ในปี พ.ศ. 2578 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2548 (ค.ศ. 2005) โดยมุ่งเน้นสัดส่วนที่ประเทศไทยจะสามารถมีส่วนร่วมได้เป็นหลัก โดยคำนึงถึงเจตจำนงของ UNFCCC ในการประชุม COP20 ที่ประเทศไทยได้เสนอเป้าหมาย NAMAs ในปี พ.ศ. 2563 จะลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาคขนส่งและภาคพลังงานให้ได้ร้อยละ 7-20 จากปริมาณ ที่ปล่อย ในปี พ.ศ. 2548 ในภาวะปกติ (สาหรับกรณีที่ไม่ได้รับความช่วยเหลือจากชาติอื่น) ทั้งนี้ ได้มียุทธศาสตร์และมาตรการในการขับเคลื่อนการอนุรักษ์พลังงานของประเทศ เป็น 3 ระย ะ: ระยะสั้น 1 - 2 ปี ระยะกลาง 5 ปี และระยะยาว 22 ปี แบ่งกลุ่มเป้าหมาย 4 กลุ่มเศรษฐกิจ : ภาคอุตสาหกรรม ภาคอาคารธุรกิจ อาคารของรัฐ ภาคบ้านอยู่อาศัย และภาคขนส่ง โดยมี 3 กลยุทธ์ 10 มาตรการ ได้แก่ กลยุทธ์ภาคบังคับ (Compulsory Program) เป็นการกำกับดูแลตามกฎหมาย กลยุทธ์ความร่วมมือ (Voluntary Program) และกลยุทธ์สนับสนุน (Complementary Program)
2. ความคืบหน้าของการดำเนินงานในปี 2559 ตามเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานจากทุกมาตรการไว้ที่ 1,892 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) แบ่งเป็นเป้าหมายที่ไม่รวมมาตรการในภาคขนส่ง จำนวน 833 Ktoe และเป้าหมายเฉพาะมาตรการในภาคขนส่ง จำนวน 1,059 ณ สิ้นไตรมาสที่ 4 ปี 2559 สรุปผลการอนุรักษ์พลังงานเฉพาะในส่วนที่เป็นมาตรการที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่งมีผลการอนุรักษ์พลังงานรวมประมาณ 647.03 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือคิดเป็นร้อยละ 77.67 ของเป้าหมายปี 2559 ทั้งนี้ อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบเพิ่มเติมว่าตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 เห็นชอบการแต่งตั้งคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง โดยมีรองนายกรัฐมนตรี (พลอากาศเอก ประจิน จั่นตอง) เป็นประธานกรรมการ และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นกรรมการและเลขานุการ เพื่อผลักดันมาตรการในภาคขนส่งให้บรรลุเป้าหมายที่กำหนดไว้ พพ. จะเสนอให้มีการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการ 2 คณะ โดยคณะแรกช่วยขับเคลื่อนด้านการขนส่งมวลชนและคณะที่สองช่วยขับเคลื่อนด้านประสิทธิภาพการขนส่ง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
เป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนในปี 2559 ตามแผน AEDP 2015 แบ่งเป็น 3 ด้าน ดังนี้ (1) การใช้พลังงานทดแทนผลิตไฟฟ้า โดยให้มีการติดตั้งโรงไฟฟ้า พลังงานทดแทนรายเทคโนโลยี ได้แก่ ขยะชุมชน ขยะอุตสาหกรรม พลังงานน้ำขนาดเล็ก ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ชีวมวล ก๊าซชีวมวล (พืชพลังงาน) พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และพลังงานน้ำขนาดใหญ่ โดยมีเป้าหมายสะสมถึงสิ้นปี 2559 จำนวน 8,543.10 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 30,207.84 ล้านหน่วย และ ณ เดือนพฤศจิกายน 2559 มีผลการดำเนินการสะสม จำนวน 9,814.44 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 22,322.81 ล้านหน่วย และเมื่อพิจารณาการดำเนินการจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบของโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน ปี 2559 พบว่า มีการกำหนดแผนจะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ จำนวน 580.31 เมกะวัตต์ และ ณ เดือนพฤศจิกายน 2559 โรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนสามารถจ่ายไฟเข้าระบบได้แล้ว จำนวน 1,851.65 เมกะวัตต์ (2) การใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน ได้แก่ ขยะชีวมวล ก๊าซชีวภาพ พลังงานแสงอาทิตย์ และพลังงานความร้อนทางเลือกอื่น (เช่น พลังงานจากใต้พิภพ น้ำมันจากยางรถยนต์ที่ใช้แล้ว) จำนวน 6,594.63 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ คิดเป็นร้อยละ 8.32 ของการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมด และ ณ เดือนพฤศจิกายน 2559 มีการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน จำนวน 6,543.96 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ คิดเป็นร้อยละ 9.08 ของการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมด และ (3) การใช้เชื้อเพลิงชีวภาพในภาคขนส่ง รวม 1,787.21 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ได้แก่ เอทานอล จำนวน 3.55 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 660.83 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และไบโอดีเซล จำนวน 3.58 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 1,126.38 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และ ณ เดือนพฤศจิกายน 2559 มีการใช้เอทานอล จำนวน 3.64 ล้านลิตร ต่อวัน (คิดเป็น 675 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และไบโอดีเซล จำนวน 3.37 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 970 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) คิดเป็นร้อยละ 2.28 ของการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ ในภาคขนส่งต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมด โดยสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน ณ เดือนพฤศจิกายน 2559 อยู่ที่ร้อยละ 14.00 และคาดว่า ณ สิ้นปี 2559 จะสามารถเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนได้อยู่ที่ร้อยละ 14.10
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนภายใต้แผน AEDP 2015 ในปี 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 9 มกราคม 2559 กบง. ได้มอบหมายให้ พพ. ทบทวนเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในปี 2560 และให้นำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณา ซึ่ง พพ. ได้ดำเนินการรวบรวมสถานภาพและพิจารณาเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในปี 2560 สรุปได้ว่าโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ลงนามในสัญญาแล้ว และยังไม่ได้ COD ซึ่งครบกำหนดจะต้อง COD ในปี 2559 และ 2560 รวมทั้งสิ้น 1,365.13 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าขยะชุมชน 89.94 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 63.00 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าชีวมวล 486.90 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ 74.15 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าพลังงานลม 651.15 เมกะวัตต์ สำหรับเป้าหมายที่จะเปิดรับซื้อใหม่ในปี 2560 รวมทั้งสิ้น 668.36 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย VSPP จำนวน 286.36 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 96.12 เมกะวัตต์ ชีวมวล 125.25 เมกะวัตต์ และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) 47 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ภายในปี 2562 และ SPP Hybrid System จำนวน 400 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ภายในปี 2563 โดยผลการติดตั้งสะสมถึงเดือนพฤศจิกายน 2559 จำนวน 9,814.44 เมกะวัตต์ และคาดการณ์ว่าสิ้นปี 2560 จะมีจำนวน 11,192.7 เมกะวัตต์ โดยโครงการที่จะ COD ในปี 2560 จำนวน 1,365.13 เมกะวัตต์ และเปิดให้ขายไฟเข้าระบบ จำนวน 13.20 เมกะวัตต์
2. ความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ ต่อโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภท SPP และ VSPP ที่จะเปิดรับซื้อในปี 2560 จำเป็นต้องใช้ข้อมูลศักยภาพพลังงานหมุนเวียนในแต่ละพื้นที่เป็นข้อมูลหลัก ในการพิจารณา เพื่อให้เป็นไปตามเป้าหมาย AEDP เนื่องจากการดำเนินโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภทชีวมวลที่ผ่านมา พบว่า มีปัญหาการร้องเรียนเรื่องศักยภาพเชื้อเพลิง ดังนั้น เห็นควรให้ พพ. และ กกพ. พิจารณาศักยภาพชีวมวลในแต่ละพื้นที่ว่ายังมีคงเหลือเพียงพอสำหรับการเปิดรับซื้อไฟฟ้าในปี 2560 และปีต่อไป ให้ชัดเจน และพิจารณากำหนดเงื่อนไขการปลูกพืชพลังงานเพื่อใช้ในการผลิตไฟฟ้า เพื่อมิให้เกิดการแย่งชิงเชื้อเพลิง และเนื่องจากเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามแผน AEDP 2015 เป็นเป้าหมายรวมทั้งการผลิตไฟฟ้าเพื่อขายเข้าระบบ และการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองนอกระบบ (Off Grid Power Generation) ดังนั้น การรายงานควรนำเสนอข้อมูลให้ครบถ้วนทั้ง 2 ประเภท เพื่อนำมาใช้ประกอบการพิจารณากำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องตามเป้าหมาย AEDP รายปี ต่อไป
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปจัดทำเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในช่วงปี 2560 – 2561 นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
เรื่องที่ 5 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกุมภาพันธ์ 2560
ส่วนที่ 1 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกุมภาพันธ์ 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควตาการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอ ทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของกรมธุรกิจพลังงาน ในส่วนของการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน คือ ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม ส่วนที่ 2 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ โดยให้ ราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง + ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ทั้งนี้ เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ และ (2) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนผลิตและจัดหา โดยยกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซ ที่นำเข้าจากต่างประเทศ โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรของ โรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับ การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกุมภาพันธ์ 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ต้นทุนเดือนกุมภาพันธ์ – เมษายน 2560 เพิ่มขึ้นจากเดือนพฤศจิกายน 2559 – มกราคม 2560 ที่ 0.1777 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.2638 บาทต่อกิโลกรัมเป็น 13.3815 บาทต่อกิโลกรัม (2) โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก ต้นทุนอ้างอิงราคาตลาดโลกที่สูตรราคา CP โดยต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในเดือนกุมภาพันธ์ 2560 เท่ากับ 555 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) การนำเข้า ต้นทุนเดือนกุมภาพันธ์ 2560 อยูที่ 604.0595 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (21.5114 บาทต่อกิโลกรัม) และ (4) บริษัท ปตท.สผ. สยาม จำกัด ต้นทุนเดือนกุมภาพันธ์ – เมษายน 2560 เพิ่มขึ้น 0.20 บาทต่อกิโลกรัม จาก 15.00 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.20 บาทต่อกิโลกรัม โดยสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนกุมภาพันธ์ 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 555 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมกราคม 2560 อยู่ที่ 35.6114 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับเพิ่มขึ้น 3.2078 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 18.3036 บาทต่อกิโลกรัม (508.6869 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 21.5114 บาทต่อกิโลกรัม (604.0595 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ) และราคา ณ โรงกลั่นของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคปิโตรเคมีที่อ้างอิงราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average) ปรับเพิ่มขึ้น 1.1286 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 14.5627 บาทต่อกิโลกรัม (404.7211 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 15.6913 บาทต่อกิโลกรัม (440.6266 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
3. เพื่อไม่ให้การผันผวนของราคาก๊าซ LPG ในตลาดและการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG มีผลกระทบต่อราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศ ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 29 มกราคม 2560 มีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของก๊าซ LPG ทั้งสิ้น 7,120 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอการปรับเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 คงราคาขายปลีกไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ 3.2078 บาทต่อกิโลกรัม จาก 4.9846 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 8.1924 บาทต่อกิโลกรัม จะทำให้กองทุนน้ำมันฯ#2 มีรายจ่าย 2,944 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมันฯ#1 มีรายรับ 2,162 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น กองทุนน้ำมันฯ (#1 และ #2) มีภาระสุทธิ 781 ล้านบาท/เดือน ซึ่งเป็นภาระที่เพิ่มขึ้นจาก เดือนมกราคม 2560 จำนวน 379 ล้านบาท แนวทางที่ 2 ราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 1 บาทต่อกิโลกรัม (15 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม) โดยปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ 2.2732 บาทต่อกิโลกรัม จาก 4.9846 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 7.2578 บาทต่อกิโลกรัม จะทำให้กองทุน#2) มีรายจ่าย 2,608 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมัน#1 มีรายรับ 2,162 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น กองทุนน้ำมันฯ (#1 และ #2) มีภาระสุทธิ 445 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งเป็นภาระที่เพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 2560 จำนวน 43 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือนกุมภาพันธ์ 2560 ดังนี้
(1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 13.3815 บาทต่อกิโลกรัม
(2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 19.7643บาทต่อกิโลกรัม
(3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 21.5114 บาทต่อกิโลกรัม
(4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.2000 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 7.5663 บาท
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 4 พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ ทั้งนี้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 7 กุมภาพันธ์ 2560 เป็นต้นไป
ส่วนที่ 2 การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG กรณีการนำเข้าและส่งออกก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ ในส่วนของการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยในส่วนของมาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน มอบหมายกรมธุรกิจพลังงานสามารถให้มีอำนาจสั่งการให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้า LPG แบบฉุกเฉิน (promt cargo) ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยสามารถได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามต้นทุนจริง รวมถึงศึกษามาตรการเพิ่มสำรอง LPG ใหม่ และมาตรการการปันส่วนก๊าซ LPG (ในภาวะฉุกเฉิน) ให้คุ้มครองราคาภาคครัวเรือน
2. จากการติดตามสถานการณ์และแนวโน้มการจัดหาและความต้องการใช้ก๊าซ LPG พบว่า ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ทุกรายจะต้องแจ้งแผนการจัดหาและความต้องการใช้ในช่วง 3 เดือนถัดไปต่อกรมธุรกิจพลังงาน เพื่อนำแผนดังกล่าวมาวิเคราะห์สถานการณ์การจัดหาก๊าซ LPG ล่วงหน้า จะได้ทราบปริมาณส่วนขาดที่ต้องนำเข้าที่ชัดเจน และกรมธุรกิจพลังงานจะไม่อนุญาตให้เปลี่ยนแปลงปริมาณนำเข้าก๊าซ LPG สำหรับการจำหน่าย ในประเทศในเดือนแรกและเดือนที่ 2 เพื่อให้มีระยะเวลาเพียงพอสำหรับเตรียมการจัดหาจากการนำเข้าเพิ่มเติม ในเดือนที่ 3 โดยจากสถานการณ์ก๊าซ LPG ภายหลังจากการเปิดเสรีการนำเข้าก๊าซ LPG ในเดือนมกราคม 2560 ยังคงขาดก๊าซ LPG สำหรับใช้ในประเทศอยู่ประมาณ 7,987 ตัน และเดือนกุมภาพันธ์ยังขาดอยู่ประมาณ 2,506 ตัน โดยกรมธุรกิจพลังงานให้ผู้ค้าก๊าซบริหารจัดการนำก๊าซ LPG ในสต็อกของตนเองมาใช้
3. มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG แบ่งเป็น (1) การสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมาย ซึ่งปริมาณสำรองตามกฎหมายและสำรองทางการค้าที่มีอยู่จะสามารถใช้ทดแทนการนำเข้าได้ประมาณ 2 เดือน ซึ่งเป็นระยะเวลาที่เพียงพอต่อการจัดหาจากการนำเข้าเพิ่มเติมได้โดยไม่จำเป็นต้องสั่งให้นำเข้าฉุกเฉินแต่เพื่อเพิ่มความมั่นคงในการจัดหา ผู้ค้าน้ำมันควรมีปริมาณก๊าซ LPG สำรองเก็บไว้เพียงพอต่อการจำหน่ายให้ลูกค้าของตนเองในระยะเวลาที่ยาวนานขึ้น ดังนั้นจึงควรจะเพิ่มอัตราการสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมายตามความจำเป็นและเหมาะสม พิจารณาจากความมั่นคง โดยไม่ก่อให้เกิดภาระเกินสมควรต่อผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 และ (2) การสั่งนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน (Prompt Cargo) โดยมีหลักเกณฑ์ในการพิจารณาการสั่งนำเข้าแบบฉุกเฉิน กรณีสั่งให้ ปตท. นำเข้า ให้ ปตท. นำเข้าเช่นเดียวกับในอดีตที่ผ่านมา โดยได้รับความเห็นชอบให้นำเข้าจาก กบง. และ กรณีสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันเอกชนนำเข้า ปัจจุบันยังไม่มีกฎหมายที่ให้อำนาจในการสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันเอกชนนำเข้า ดังนั้น จึงจำเป็นต้องออกกฎหมายเฉพาะเพื่อดำเนินการในเรื่องนี้ โดยที่พระราชบัญญัติการค้าน้ำมันฯ พ.ศ. 2543 และแก้ไขเพิ่มเติมฉบับที่ 2 พ.ศ. 2551 ให้อำนาจรัฐมนตรีสามารถออกประกาศในเรื่องดังกล่าวได้ ตามความในมาตรา 8 ในกรณีที่มีเหตุจําเปนเพื่อประโยชนแหงความมั่นคงของประเทศ การปองกันและแกไขการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้งการกําหนดและควบคุมคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง รัฐมนตรีจะออกประกาศกำหนดเงื่อนไขเกี่ยวกับการดำเนินการใดๆ ตามที่เห็นสมควร เพื่อให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ปฏิบัติตามก็ได้ และมาตรา 36 ผูคาน้ำมันตามมาตรา 7 ผูใดไมปฏิบัติตามเงื่อนไขที่รัฐมนตรีกําหนดตามมาตรา 8 ตองระวางโทษจําคุกไมเกินหกเดือน หรือปรับไมเกินหาหมื่นบาท หรือทั้งจําทั้งปรับ โดยมีการกำหนดระยะเวลา กำหนดปริมาณที่จะสั่ง Prompt Cargo กำหนดหลักเกณฑ์การจ่ายเงินชดเชยการนำเข้า และผลกระทบต่อฐานะกองทุนน้ำมันฯ โดยการสั่งให้นำเข้าแบบฉุกเฉิน กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจะจ่ายเงินชดเชยส่วนต่างราคาตามต้นทุนจริง โดยที่สถานการณ์ที่จะก่อให้เกิดการขาดแคลนจนต้องสั่งนำเข้าแบบฉุกเฉิน อาจเกิดขึ้นได้จากหลายปัจจัยกรณีที่เกิดจากเหตุสุดวิสัย ไม่ควรต้องมีผู้ใดรับผิดชอบต่อค่าใช้จ่ายของกองทุนน้ำมันฯ ที่เกิดขึ้น เนื่องจากกองทุนน้ำมันฯ มีวัตถุประสงค์เพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และสามารถมีค่าใช้จ่ายในการดำเนินการใดๆ ในเรื่องดังกล่าวได้อยู่แล้ว สำหรับผู้นำเข้าที่ไม่นำเข้าตามแผนโดยไม่มีเหตุสุดวิสัย จะถูกลงโทษตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ซึ่งเป็นโทษอาญา มีโทษทั้งจำทั้งปรับ และการกระทำผิดในกรณีนี้ กรมธุรกิจพลังงานจะไม่ใช้อำนาจเปรียบเทียบปรับ แต่จะส่งดำเนินคดีตามกฎหมายสถานเดียว และอาจจะไม่เห็นชอบให้นำเข้ามาจำหน่ายในประเทศอีกตามระยะเวลาที่กรมธุรกิจพลังงานกำหนด
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG
(1) เพิ่มอัตราการสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมายตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยพิจารณาจากความมั่นคง โดยไม่ก่อให้เกิดภาระเกินสมควรต่อผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7
(2) การสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉินหรือ Prompt Cargo ผู้นำเข้ามีสิทธิ์ได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามต้นทุนจริง ทั้งนี้อำนาจในการสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้าแบบฉุกเฉิน แบ่งเป็น 2 กรณี ดังนี้ กรณีสั่งให้ ปตท. นำเข้า จะต้องได้รับความเห็นชอบให้นำเข้าจากคณะกรรมการบริหาร นโยบายพลังงาน แต่ถ้าเป็นกรณีสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันเอกชนนำเข้า รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานสามารถออกประกาศกระทรวงพลังงานให้ผู้ค้าน้ำมันเอกชนนำเข้า ก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน
2. เห็นชอบมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานดำเนินการออกประกาศกระทรวงพลังงานตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เพื่อรองรับแนวทางและวิธีการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG โดยเฉพาะประเด็นการสั่งให้นำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามที่รัฐบาลได้มีนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เพื่อให้มีการใช้ทรัพยากรภายในประเทศให้เกิดประโยชน์สูงสุด ซึ่งจะช่วยลดการพึ่งพาการนำเข้าพลังงาน และเพิ่มความมั่นคงด้านพลังงาน โดย กพช. ได้เห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) ซึ่งมีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558 - 2579 มียุทธศาสตร์ในการกำหนดเป้าหมายการพัฒนาพลังงานหมุนเวียนรายภูมิภาค ให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าและศักยภาพพลังงานหมุนเวียน (Zoning) และมีการเปิดรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมทั้งต่อผู้ผลิตไฟฟ้าและผู้ใช้ไฟฟ้า นั้น สนพ. ได้ดำเนินตามแผนยุทธศาสตร์การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนดังกล่าวข้างต้น และจัดทำนโยบายการรับซื้อไฟฟ้า ในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรายเล็กมาก (VSPP) ซึ่ง สำนักงาน กกพ. ได้ดำเนินการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) ในรูปแบบ FiT สำหรับ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอจังหวัดสงขลา ด้วยกลไกการแข่งขันด้านราคา (FiT Bidding) และเตรียมดำเนินการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากขยะในรูปแบบผสมผสาน ซึ่งจากการดำเนินนโยบายที่ผ่านมา พบว่าการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นการผลิตไฟฟ้าที่ไม่มีความสม่ำเสมอ ไม่มีความเสถียร ซึ่งส่งผลกระทบต่อการบริหารจัดการระบบไฟฟ้า ดังนั้น สนพ. จึงได้ศึกษาแนวคิดการจัดทำนโยบายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มีความสอดคล้องกับศักยภาพในการผลิตไฟฟ้าของพลังงานหมุนเวียน
2. เนื่องจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีการพึ่งพาเชื้อเพลิงเพียงประเภทใดประเภทหนึ่งมีความยากแก่การบริหารจัดการให้มีการผลิตไฟฟ้าให้มีความสม่ำเสมอและแน่นอน ทำให้การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนส่วนใหญ่เป็นสัญญารูปแบบ Non-firm ทั้งนี้ ที่ผ่านมาการพัฒนาโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ Firm จะมีเพียงโรงไฟฟ้าชีวมวลระดับ SPP เท่านั้นที่มีศักยภาพในการรวบรวมเชื้อเพลิงชีวมวลจำนวนมาก เพื่อทำการผลิตไฟฟ้าให้มีความสม่ำเสมอสอดคล้องกับการสั่งการของ กฟผ. ดังนั้น สนพ. จึงได้ศึกษาแนวคิดการจัดทำนโยบายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยใช้เทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบผสมผสาน (Hybrid) ซึ่งจะทำให้สามารถผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Firm ได้ โดย สนพ. ได้ดำเนินการจัดประชุมหารือและรับฟังความคิดเห็นในการจัดทำนโยบายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยใช้เทคโนโลยี Hybrid กับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องประกอบด้วย พพ. สำนักงาน กกพ. การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย และผู้ประกอบการภาคเอกชน โดยพบว่ามีความเป็นไปได้ในการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยใช้เทคโนโลยี Hybrid ทั้งนี้ สามารถเปิดให้มีการผสมผสานพลังงานหมุนเวียนหลายรูปแบบและนำเทคโนโลยีการกักเก็บพลังงานมาร่วมได้ โดยเริ่มจากระดับ SPP ที่มีความสามารถในดำเนินการผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Firm ได้อยู่แล้ว
3. ส่วนการผลิตไฟฟ้าสำหรับ VSPP เชื้อเพลิงชีวภาพนั้น อาจสามารถดำเนินการในรูปแบบ Firm ได้ โดยอาจจะต้องปรับปรุงเงื่อนไขสัญญา Firm ที่มีในปัจจุบัน ให้เหมาะสมกับฤดูกาลของผลิตผลทางการเกษตร และยังคงสามารถรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้า ในช่วงฤดูร้อนที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดได้ โดยการให้มีการผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Firm เฉพาะบางเดือนของปีเท่านั้น (Semi Firm) ซึ่งสามารถสรุปข้อเสนอหลักการการรับซื้อไฟฟ้าได้ ดังนี้ (1) การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP Hybrid Firm มีข้อกำหนด คือ ใช้สำหรับการเปิดรับซื้อรายใหม่เท่านั้น และขายเข้าระบบเป็น SPP สามารถผสมผสานเชื้อเพลิงได้ โดยไม่กำหนดสัดส่วน เป็นสัญญาประเภท Firm กับ กฟผ. เท่านั้น (เดินเครื่องผลิตไฟฟ้า 100% ในช่วง Peak และ 65% ในช่วง Off-peak) มิเตอร์ซื้อขายไฟฟ้าจุดเดียวกัน และจะต้องติดตั้ง Unit Monitoring Meter (UMM) มีบทปรับที่เหมาะสมหากไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ตามสัญญา ไม่เกิดการแย่งชิงเชื้อเพลิงกับโรงไฟฟ้าในพื้นที่เดิม โดยมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิงหรือการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมในพื้นที่ และรับซื้อไฟฟ้าในลักษณะ Competitive Bidding ใช้อัตรา FiT เดียวแข่งกันทุกประเภทเชื้อเพลิง (2) การรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP Semi Firm มีข้อกำหนด คือ ใช้สำหรับการเปิดรับซื้อ FiT-Bidding (Non Solar) ประเภทเชื้อเพลิง ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และต้องเป็นสัญญาประเภท Firm จำนวน 6 เดือน (เดินเครื่องผลิตไฟฟ้า 100% ในช่วง Peak และ 65% ในช่วง Off-peak) โดยจะต้องครอบคลุมเดือนที่คาดว่าจะมีการใช้พลังไฟฟ้าสูงสุด 4 เดือน (มีนาคม – มิถุนายน) และสำหรับ 6 เดือนที่เหลือจะเป็นสัญญา Non-Firm และรับซื้อไฟฟ้าในลักษณะ Competitive Bidding ใช้อัตรา FiT แบ่งตามประเภทเชื้อเพลิง โดยปรับรูปแบบการสนับสนุน อัตรา FiT Premium จากเดิมที่เป็นการอุดหนุนช่วง 8 ปีแรก มาเป็นการอุดหนุนเฉพาะช่วงที่ขายแบบ Firm เท่านั้น ตลอดอายุโครงการ 20 ปี เพื่อเป็นการจูงใจให้มีการผลิตไฟฟ้าในช่วงเดือนที่คาดว่าจะมีความต้องการใช้พลังไฟฟ้าสูงสุด
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 แนวทางดำเนินการโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2559 กบง. ได้มีมติรับทราบแนวทางดำเนินงานโครงการนำร่อง (Pilot Project) การส่งเสริมการการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี โดยหลักการสำคัญ คือ การผลิตไฟฟ้าใช้เองเท่านั้น ซึ่งต่อมา พพ. ได้จัดตั้งคณะทำงานกำหนดแนวทางและประสานงาน กำกับติดตามโครงการนำร่อง (Pilot Project) การส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี (ระบบผลิตไฟฟ้าด้วยแสงอาทิตย์สำหรับบ้านและอาคาร) เมื่อวันที่ 25 มกราคม 2559 และจัดทำหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการเสนอ กกพ. ซึ่ง กกพ. ได้ออกประกาศเข้าร่วมโครงการเมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2559 โดยกำหนดปริมาณรวม 100 เมกะวัตต์ ในพื้นที่ของ กฟน. และ กฟภ. ซึ่งมีผู้เข้าร่วมโครงการรวม 32.72 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการจัดตั้งระบบและเชื่อมต่อกับระบบจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งคณะทำงานฯ ได้เห็นชอบให้ขยายเวลาการเชื่อมต่อจากเดิมภายในวันที่ 31 มกราคม 2560 เป็นภายในวันที่ 31 มีนาคม 2560 โดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณมหาวิทยาลัย เป็นผู้ติดตามข้อมูลการดำเนินงาน และประเมินผลโครงการ
2. เนื่องจาก โครงการนำร่อง (Pilot Project) การส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรีกำหนดให้ติดตั้งโซลาร์รูฟเพื่อผลิตไฟฟ้าใช้เองเป็นสำคัญ และไม่มีการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือใช้แต่อย่างใด ซึ่งโซลาร์รูฟหากติดตั้งใช้งานในพื้นที่ที่ใช้พลังงานไฟฟ้าสูงจะเกิดประโยชน์ในการลด Peak ได้ การส่งเสริมเพื่อเกิดแรงจูงใจโดยพิจารณารับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือใช้ในอัตราที่เหมาะสม และต้องไม่ส่งผลกระทบต่อประชาชนโดยรวม คณะทำงานกำหนดแนวทางดำเนินการฯ ซึ่งประกอบด้วย ผู้แทนจากหน่วยงานต่าง ๆ เช่น สนพ. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน กรมโยธาธิการและผังเมือง การไฟฟ้า 3 แห่ง สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง วิศวกรรมสถานแห่งประเทศไทยฯ เป็นต้น โดย พพ. เป็นประธานคณะทำงาน และเป็นฝ่ายเลขานุการคณะทำงาน ได้ประชุม 2 ครั้ง เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2559 และเมื่อวันที่ 30 มกราคม 2560 เพื่อพิจารณาแนวทางดำเนินการโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี ในระยะขยายผล ซึ่งที่ประชุมคณะทำงานกำหนดแนวทางดำเนินการฯ ได้พิจารณาเห็นชอบแนวทางดำเนินโครงการสรุปได้ ดังนี้ (1) รูปแบบการส่งเสริมสนับสนุน เห็นควรเสนอรูปแบบ Net Billing แบ่งเป็น 2 กรณี คือ กรณีรับซื้อไฟฟ้า ให้นับรอบรายเดือน โดยไม่มีการสะสมเครดิตและให้คิดมูลค่าการซื้อไฟฟ้า และมูลค่าการขายไฟฟ้า โดยมีบิลแสดงอย่างชัดเจน (คณะทำงานฯ เห็นชอบเป็นเอกฉันท์) และกรณีไม่รับซื้อไฟฟ้า ให้สะสมเครดิตแต่ละเดือน โดยคิดมูลค่าหน่วยไฟฟ้าส่วนเกินแต่ละเดือนเป็นจำนวนเงิน และให้สะสมไปหักลบมูลค่าไฟฟ้าที่ใช้ในเดือนถัดไป เมื่อถึงสิ้นปีให้ตัดทิ้งโดยไม่มีการจ่ายเงิน และให้เริ่มต้นใหม่ในปีถัดไป (คณะทำงานฯ บางส่วนเห็นชอบ และบางส่วนไม่เห็นชอบ) (2) การกำหนดโควต้า (Quota) เห็นควรให้กำหนดโควต้าระหว่างบ้านและอาคารธุรกิจ/โรงงาน เป็นสัดส่วน 10 : 90 (3) ปริมาณเป้าหมายและพื้นที่ เห็นควรเสนอปริมาณปี 2560 จำนวน 100 เมกะวัตต์ และเห็นควรให้เปิดในพื้นที่ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ก่อน เนื่องจาก มีศักยภาพสายส่งรองรับและไม่ส่งผลกระทบต่อการจัดทำ RE Zoning (4) อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกิน เห็นควรเสนอแบ่งเป็น 2 กลุ่ม คือ บ้านที่อยู่อาศัย อัตรา 2.50 บาทต่อหน่วย คงที่ 25 ปี และอาคารธุรกิจ/โรงงาน อัตรา 1.50 บาทต่อหน่วย คงที่ 25 ปี เนื่องจาก อาคารธุรกิจ/โรงงาน สามารถขอรับ BOI ได้ และ (5) การกำหนดขนาดกำลังผลิตติดตั้ง (Capacity) เห็นควรเสนอการกำหนดขนาดกำลังผลิตติดตั้ง (Capacity) ตามรูปแบบของโครงการนำร่อง (Pilot Project)
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการขอขยายเวลาการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าของโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี จากเดิมสิ้นสุดภายในวันที่ 31 มกราคม 2560 เป็นภายในวันที่ 31 มีนาคม 2560 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน เร่งดำเนินการติดตามประเมินผลโครงการนำร่อง (Pilot Project) การส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี และนำเสนอผลการประเมินต่อคณะคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อเป็นข้อมูลประกอบการพิจารณาให้ดำเนินโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรีในระยะที่ 2 ต่อไป
เรื่องที่ 8 แผนการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติ ปี 2560 และมาตรการรองรับผลกระทบด้านพลังงานไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 มกราคม 2560 คณะทำงานจัดทำแผนรองรับสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้า ได้รับทราบแผนการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติ ปี 2560 และมาตรการรองรับผลกระทบด้านพลังงานไฟฟ้า และผู้อำนวยการ สนพ.
ในฐานะประธานฯ ได้มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการเตรียมความพร้อมและรองรับผลกระทบที่เกิดขึ้น ทั้งนี้ จากแผนการหยุดจ่ายก๊าซฯ ของ ปตท. ซึ่งไม่สามารถดำเนินการลดผลกระทบได้อยู่ 2 งาน คือ การทำงาน
LCP Tie-in ของแหล่งก๊าซฯ ยาดานา ระหว่างวันที่ 25 มีนาคม 2560 – 2 เมษายน 2560 (9 วัน) ทำให้ไม่สามารถจ่ายก๊าซฯ พม่าได้ทั้งหมด (Total Shutdown) และการทำงานของ TTM (แหล่งก๊าซฯ JDA-A18) ทำให้ไม่สามารถจ่ายก๊าซฯ ไปยังโรงไฟฟ้าจะนะได้ ทั้งนี้ กฟผ. ได้ประเมินผลกระทบต่อระบบไฟฟ้า ดังนี้
1.1 การทำงานแหล่งก๊าซฯ ยาดานา (ฝั่งตะวันตก) ระหว่างวันที่ 25 มีนาคม 2560 – 2 เมษายน 2560 (9 วัน) ทำให้ไม่มีก๊าซฯ จากสหภาพเมียนมาร์ส่งให้โรงไฟฟ้า เนื่องจากแหล่งก๊าซฯ เยตากุน และซอติกา มีค่าความร้อนเฉลี่ยสูงกว่าค่าความร้อนสูงสุดที่โรงไฟฟ้าสามารถใช้งานได้ทำให้ไม่สามารถควบคุมคุณภาพก๊าซฯ ได้ ซึ่งจากการประมาณการความต้องการไฟฟ้าของ กฟผ. ในช่วงการทำงานแหล่งก๊าซฯ ยาดานาดังกล่าว จะเกิดความต้องการไฟฟ้าสูงสุด ณ วันที่ 30 มีนาคม 2560 ช่วงเวลา 14.30 น. ที่ 28,250 เมกะวัตต์ ซึ่งจะผลกระทบต่อระบบผลิตไฟฟ้า คือ กำลังผลิตลดลง รวมทั้งสิ้น 3,394 เมกะวัตต์ ต้องเดินเครื่องโรงไฟฟ้าพระนครเหนือชุดที่ 1 ด้วยเชื้อเพลิงก๊าซฯ ตะวันออก และต้องเดินเครื่องโรงไฟฟ้าฟ้าพลังความร้อนร่วมราชบุรี ชุดที่ 1 ชุดที่ 2 และโรงไฟฟ้าไตรเอนเนอจี้
ด้วยน้ำมันดีเซลอย่างน้อย 1 GT ทั้งนี้ กฟผ. ได้คาดการณ์ผลกระทบต่อระบบผลิต โดยสมมติฐานให้โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมราชบุรี ราชบุรีเพาเวอร์และโรงไฟฟ้าไตรเอนเนอจี้ สามารถเปลี่ยนเชื้อเพลิงดีเซลสำเร็จขั้นต่ำ
ร้อยละ 60 (ผลทดสอบปี 2559 สามารถเปลี่ยนได้สำเร็จร้อยละ 78) และประมาณการราคาเชื้อเพลิง
เดือนกุมภาพันธ์ 2560 โดยให้ราคาน้ำมันดีเซล 23.41 บาทต่อลิตร น้ำมันเตา 0.5%S 14.90 บาทต่อลิตร และน้ำมันเตา 2%S 13.08 บาทต่อลิตร โดยมาตรการรองรับผลกระทบด้านพลังงานไฟฟ้าช่วงการทำงานแหล่งก๊าซฯ ยาดานา จะแบ่งเป็น 2 ด้าน ได้แก่ ด้าน Supply Side เช่น ให้โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครเหนือ ชุดที่ 1 เดินเครื่องด้วยก๊าซฯ ใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซล เดินเครื่องทดแทนปริมาณก๊าซฯ ที่ลดลง และงดการทำงานบำรุงรักษาระบบส่งในเขตนครหลวงช่วงหยุดจ่ายก๊าซฯ เป็นต้น และด้าน Demand Side เช่น รณรงค์ให้ทุกภาคส่วนร่วมกันประหยัดพลังงานในช่วงที่มีการหยุดจ่ายก๊าซฯ และ กกพ. ดำเนินการมาตรการ Demand Response (DR) เพื่อลดการใช้เชื้อเพลิงน้ำมันในการผลิตไฟฟ้า เป็นต้น
1.2 การทำงานแหล่งก๊าซฯ JDA-A18 ระหว่างวันที่ 31 สิงหาคม – 6 กันยายน 2560 (7 วัน) จะไม่มีก๊าซฯ ส่งให้กับโรงไฟฟ้าจะนะ ทำให้โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ต้องเดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซล และโรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 2 หยุดเดินเครื่อง ซึ่งผลกระทบต่อระบบผลิตและระบบส่ง คือ ผลกระทบต่อระบบไฟฟ้าภาคใต้ เช่น ขาดกำลังผลิต
ในภาคใต้ในช่วงการทำงานประมาณ 415 เมกะวัตต์ แต่สามารถจ่ายพลังไฟฟ้าผ่านสายส่งเชื่อมโยง ภาคกลาง-ภาคใต้ เพิ่มได้ 550 เมกะวัตต์ (ไม่เกินมาตรฐาน N-1) และกรณีที่โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 เกิดเหตุขัดข้อง ไม่สามารถเดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซลได้ ระบบส่งจะไม่รองรับมาตรฐานความมั่นคง (N-1 Criteria) เนื่องจากต้องใช้ความสามารถสายส่งเชื่อมโยงภาคกลาง - ภาคใต้ เกิน 550 เมกะวัตต์ เป็นต้น โดยมาตรการรองรับผลกระทบด้านพลังงานไฟฟ้า
ช่วงการทำงานแหล่งก๊าซฯ JDA-A18 จะแบ่งเป็น 3 ด้าน ได้แก่ ด้าน Supply Side เช่น โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1
พร้อมเดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซล ตรวจสอบโรงไฟฟ้าภาคใต้ทั้งหมดให้พร้อมใช้งานก่อนเริ่มหยุดจ่ายก๊าซฯ และงดการหยุดเครื่องบำรุงรักษาโรงไฟฟ้าภาคใต้ในช่วงหยุดจ่ายก๊าซฯ เป็นต้น ด้าน Demand Side คือ ขอความร่วมมือหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง รณรงค์ให้ทุกภาคส่วนร่วมกันประหยัดพลังงานในช่วงที่มีการหยุดจ่ายก๊าซฯ โดยเฉพาะช่วงเวลา 18.00-21.30 น. และกรณีที่โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 เกิดเหตุขัดข้อง ไม่สามารถเดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซล จะมีการเจรจาซื้อไฟฟ้าจากมาเลเซียผ่านทางระบบ HVDC และ HVAC เป็นต้น
2. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า หาก ปตท. สามารถเลื่อนการทำงานแหล่งก๊าซฯ ยาดานา จากเดิมวันที่ 25 มีนาคม – 2 เมษายน 2560 (9 วัน) เป็นวันที่ 9 - 17 เมษายน (9 วัน) ตามที่ กฟผ. เสนอ จะสามารถลดการใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลลงเหลือ 22.2 ล้านลิตร และ 7.8 ล้านลิตร ตามลำดับ คิดเป็นต้นทุนการใช้น้ำมันที่ลดลง 430 ล้านบาท ทั้งนี้ หากไม่สามารถเลื่อนได้ตามที่ กฟผ. เสนอ เห็นสมควรพิจารณาใช้มาตรการ Demand Response รวมถึงการประชาสัมพันธ์ให้เกิดการลดใช้ไฟฟ้าในช่วงเวลาดังกล่าว ซึ่งจะช่วยลดการใช้น้ำมันในระบบและผลกระทบค่าไฟฟ้าลงได้ ทั้งนี้ สำหรับอัตราชดเชยมาตรการ Demand Response ไม่ควรมากกว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลที่ประมาณการไว้ที่ 3.28 - 3.84 บาท/หน่วย และ 4.57 - 4.69 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่เกิดขึ้นเป็นสำคัญ
มติของที่ประชุม
1. รับทราบแผนการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติ ปี 2560 และมาตรการรองรับผลกระทบด้านพลังงานไฟฟ้า
2. มอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการจัดหาและเตรียมเชื้อเพลิงสำรองให้เพียงพอแก่โรงไฟฟ้าตามมาตรการรองรับ ทั้งก่อนและระหว่างการหยุดจ่ายก๊าซฯ รวมทั้งมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินมาตรการ Demand Respond โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าเป็นสำคัญ
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ร่วมกันรณรงค์และประชาสัมพันธ์ลดใช้พลังงานในช่วงการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานา และ JDA-A18 โดยเฉพาะช่วงที่เกิดความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด
กบง. ครั้งที่ 34 - วันจันทร์ที่ 9 มกราคม 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 1/2560 (ครั้งที่ 34)
เมื่อวันจันทร์ที่ 9 มกราคม 2560 เวลา 14.00 น.
1. รายงานสถานการณ์พลังงานโลกและการวิเคราะห์แนวโน้มราคาพลังงานโลก
5. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมกราคม 2560
6. การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG กรณีการนำเข้าและการส่งออกก๊าซ LPG
7. การส่งเสริมการแปรรูปขยะพลาสติกเป็นน้ำมันเชื้อเพลิง
8. เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนภายใต้แผน AEDP 2015 ในปี 2560
9. รายงานผลคดีหมายเลขดำที่ 348/2558 เรื่องการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG
10. รายงานการนำเข้า การจัดหา และสถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 รายงานสถานการณ์พลังงานโลกและการวิเคราะห์แนวโน้มราคาพลังงานโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในปี 2560 มีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยคาดว่าจะเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล เนื่องจาก กลุ่ม OPEC และกลุ่ม Non – OPEC มีแนวโน้มที่จะปรับลดปริมาณการผลิตน้ำมันดิบลง นโยบายประชานิยมของประธานาธิบดีคนใหม่ของประเทศสหรัฐฯ และเศรษฐกิจโลกมีการเติบโตมากขึ้น ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบปรับตัวลดลง ได้แก่ ในปี 2560 จะมีการเลือกตั้งประธานาธิบดีของประเทศเยอรมนี ฝรั่งเศส และอิตาลี ซึ่งอาจทำให้เกิดการเปลี่ยนแปลงนโยบายทางเศรษฐกิจ การออกจากสหภาพยุโรป อย่างเต็มรูปแบบของประเทศอังกฤษ อาจทำให้มีผลกระทบต่อการตัดสินใจของนักลงทุน และการปรับขึ้นอัตราดอกเบี้ยของธนาคารกลางประเทศสหรัฐอเมริกา (2) ราคาน้ำมันสำเร็จรูปภาพรวมในปี 2560 คาดว่าจะปรับตัวสูงขึ้นตามราคาน้ำมันดิบ ส่วนราคาก๊าซ LPG ในเดือนมกราคม 2560 มีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากภูมิอากาศ ในหลายประเทศหนาวเย็นมากขึ้น และนโยบายของประเทศอินเดียที่ส่งเสริมให้ประชาชนใช้ก๊าซ LPG ในการหุงต้มแทนการใช้ฟืน (3) ราคาถ่านหินในปี 2560 ยังมีแนวโน้มที่จะปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง เนื่องจากประเทศอังกฤษ เยอรมนี และจีน เปลี่ยนมาใช้ถ่านหินในการผลิตไฟฟ้ามากขึ้น (4) ราคา LNG ในปี 2560 คาดว่าจะปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง เนื่องจากปริมาณความต้องการในหลายประเทศเพิ่มสูงขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. ความคืบหน้าในการดำเนินการตามแผน PDP 2015 ไตรมาสที่ 4 ปี 2559 สรุปได้ดังนี้ (1) PDP 1 ติดตามแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ คาดว่าไฟฟ้าที่ผลิตจากก๊าซธรรมชาติจะมีสัดส่วนอยู่ที่ร้อยละ 63.6 มากกว่าแผนฯ ซึ่งอยู่ที่ร้อยละ 58.5 ส่วนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชนิดอื่นส่วนใหญ่มีสัดส่วนต่ำกว่าแผน (2) PDP 2 โครงการที่อยู่ระหว่างก่อสร้าง และการเจรจาความร่วมมือด้านพลังงานกับประเทศเพื่อนบ้านมีความคืบหน้าเป็นไปตามแผน ส่วนโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเกาะกงปัจจุบันเหลือบริษัทผู้พัฒนาโครงการ 2 บริษัท คือ บริษัท สามารถคอร์ปเรชั่น จำกัด (มหาชน) และบริษัท เกาะกง ยูทิลิตี้ จำกัด (3) PDP 4 ติดตามโครงการระบบสายส่งไฟฟ้า การดำเนินโครงการส่วนใหญ่เป็นไปตามแผน มีบางโครงการที่การดำเนินโครงการล่าช้ากว่าแผนเนื่องจาก การคัดค้านของชุมชน และการขออนุญาตเข้าใช้พื้นที่จากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง สำหรับระบบโครงข่ายไฟฟ้าที่มีปัญหาอุปสรรคในการขอเข้าใช้ที่ดินของรัฐที่มีความจำเป็นเร่งด่วน ประกอบด้วย ระบบโครงข่ายไฟฟ้า 230 กิโลโวลต์ คลองแงะ – สตูล ระบบ ระบบโครงข่ายไฟฟ้า 500 กิโลโวลต์ สุราษฎร์ธานี 2 – จุดเชื่อมพังงา 2 – ภูเก็ต 3 และระบบโครงข่ายไฟฟ้า 500 กิโลโวลต์ ชายแดน (บริเวณจังหวัดน่าน) – น่าน 2 – แม่เมาะ 3
2. ความเสี่ยงระบบไฟฟ้าบริเวณภาคใต้ ปัจจุบันระบบไฟฟ้าของ กฟผ. ในภาคใต้ มีกำลังผลิตไฟฟ้ารวมประมาณ 3,089.5 เมกะวัตต์ ขณะที่ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดของภาคใต้เท่ากับ 2,713 เมกะวัตต์ ดังนั้น หากกรณีที่เกิดเหตุสุดวิสัยทำให้โรงไฟฟ้าขนาดใหญ่สุดในพื้นที่ (โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ขนาด 710 เมกะวัตต์) หยุดกะทันหัน กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองจะไม่เพียงพอต่อความต้องการทันทีจึงจำเป็นต้องมีการบริหารจัดการความเสี่ยง ในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าใหม่ในภาคใต้ตามแผน PDP 2015 ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP 2015) รวมทั้งสิ้น 2,465 เมกะวัตต์ ซึ่งในปี 2559 การจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วประมาณ 676 เมกะวัตต์ และในช่วงปี 2560 - 2579 จะมีกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่เพิ่มเข้ามาในระบบอีกประมาณ 1,800 เมกะวัตต์ ส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิล จะเป็นโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดจำนวน 4 โรง รวมกำลังผลิตไฟฟ้า 3,800 เมกะวัตต์ ประกอบด้วยโรงไฟฟ้ากระบี่ โรงไฟฟ้าเทพา และโรงไฟฟ้าใหม่ ส่วนการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของภาคใต้ มีโครงการที่ได้รับการอนุมัติแล้ว 2 โครงการ คือ 1) โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันตกและภาคใต้ เพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า โดยแบ่งออกเป็น 2 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 ก่อสร้างสายส่ง 500 เควี วงจรคู่ จากจอมบึง - บางสะพาน 2 – สุราษฎร์ธานี 2 – ภูเก็ต 3 กำหนดแล้วเสร็จในปี 2562 และระยะที่ 2 ก่อสร้างสายส่ง 500 เควี วงจรคู่ จาก บางสะพาน 2- สุราษฎร์ธานี 2 กำหนดแล้วเสร็จในปี 2565 และ 2) โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าระยะที่ 12 ซึ่งมีโครงการย่อย คือ การก่อสร้างสายส่งไฟฟ้า 230 เควี คลองแงะ – สตูล ซึ่งปัจจุบัน กฟผ. อยู่ระหว่างการดำเนินการตามขั้นตอนของกฎหมาย ระเบียบ และมติคณะรัฐมนตรีที่เกี่ยวข้องในเรื่องการเข้าใช้พื้นที่
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. การดำเนินงานเพื่อรองรับแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558- 2579 (Gas Plan 2015) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 และตามการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผน Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ ที่ กพช. รับทราบเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 มีทั้งหมด 4 ด้าน คือ ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG รักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศให้ยาวนานขึ้น การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ และมีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขันทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access; TPA) โดยความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผน Gas Plan 2015 ไตรมาสที่ 4 ในส่วนของการบริหารจัดการด้านการใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศ ประกอบด้วย (1) G1 การคาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซปี 2559 เพื่อติดตามการใช้ก๊าซฯ ผลการดำเนินงาน คือ อัตราการใช้ก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย 11 เดือน (ณ เดือนพฤศจิกายน 2559) อยู่ที่ประมาณ 4,745 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ในแผนเล็กน้อย (2) G2 การรักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย 1) G2 – 1 การบริหารจัดการแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุในปี 2565 – 2566 ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการพิจารณาร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียมและร่างพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียมของสภานิติบัญญัติแห่งชาติ (สนช.) ซึ่งขยายเวลาการดำเนินงานออกไปถึงเดือนมกราคม 2560 2) G2 – 2 การเปิดให้ยื่นขอสิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ อยู่ระหว่างการดำเนินการเตรียมการด้านกฎหมาย ซึ่ง สนช. กำลังพิจารณาและยกร่างกฎหมายลำดับรองที่จำเป็น 3) G2 – 3 การบริหารจัดการก๊าซฯ ที่ผลิตจากอ่าวไทยให้มีประสิทธิภาพ และให้เกิดประโยชน์สูงสุด ผลการดำเนินงานคือ อัตราก๊าซฯ ที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ เฉลี่ย 11 เดือน ต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ และต่ำกว่าค่าเฉลี่ยของปี 2558 (3) G3 การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG อย่างมีประสิทธิภาพ คือ G3 – 2 การศึกษาแนวทางการกำกับดูแลด้าน LNG อย่างเหมาะสม และสนับสนุนให้เกิดการแข่งขันในธุรกิจ LNG ซึ่ง ชธ. ได้ลงนามสัญญาจ้างที่ปรึกษาด้าน LNG แล้วคาดว่าการศึกษาสัดส่วนที่เหมาะสมของ LNG และการศึกษาองค์ประกอบ/คุณภาพก๊าซฯ สำหรับประเทศไทย จะแล้วเสร็จภายในเดือนมีนาคม 2560 และมิถุนายน 2560 ตามลำดับ และ (4) G4 โครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขันภายใต้โครงการ G4-2 LNG Receiving Terminal เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 และวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. มีมติให้ ขยายกำลังผลิตของ LNG Terminal ที่มีอยู่เดิมของ ปตท. เพิ่ม 1.5 ล้านตันต่อปี โดยมอบหมายให้ ปตท. ก่อสร้าง LNG Terminal แห่งใหม่ ให้เสร็จสิ้นภายในปี 2565 รวมทั้งศึกษาโครงการ FSRU [F-3] ในประเทศเมียนมา ขนาด 3 ล้านตันต่อปี ที่จะเข้าระบบภายในปี 2570 มอบหมาย กฟผ. ดำเนินโครงการ FSRU [F-1] ขนาด 5 ล้านตันต่อปี ในอ่าวไทยตอนบนภายในปี 2567 ส่วนโครงการ FSRU [F-2] ค่ดว่าจะดำเนินการที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา และมอบหมายให้ พน. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องศึกษาและจัดทำแผนโครงสร้างพื้นฐาน LNG ของประเทศ ให้แล้วเสร็จในเดือนพฤษภาคม 2560
2. ปัญหาและอุปสรรค ประกอบด้วย (1) G2 – 1 แนวทางในการบริหารสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุ ประเด็นคือ ไม่มีข้อกฎหมายในการบริหารจัดการสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุ จึงต้องมีการศึกษาวิเคราะห์ในประเด็นต่างๆ อย่างรอบคอบ (2) G2 – 2 การเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ประเด็นหลักคือ การเตรียมความพร้อมในด้านข้อกฎหมายยังมีข้อจำกัด จึงจำเป็นต้องดำเนินการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายรวมทั้งร่างกฎหมายที่เกี่ยวข้อง ซึ่งต้องใช้ระยะเวลาอย่างมาก และ (3) G4 โครงสร้างพื้นฐานรองรับการนำเข้า LNG ประเด็นคือ การรักษาความสมดุลระหว่างเสถียรภาพด้านการจัดหาก๊าซฯ ให้เพียงพอกับความต้องการใช้ของประเทศในอนาคต รวมถึงการสร้างบรรยากาศการแข่งขันอย่างเสรีของธุรกิจก๊าซฯ ซึ่งส่งผลต่อการพิจารณาตัดสินใจของภาครัฐในการอนุมัติโครงการต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง ซึ่ง ชธ. ได้เสนอว่า เนื่องจากแต่ละแผนมีความเชื่อมโยงกัน หากแผนใดมีการเปลี่ยนแปลง ย่อมส่งผลต่อแผนฉบับอื่น จึงควรมีหน่วยงานในการประสานระหว่างแผนบูรณาการพลังงานระยะยาวทั้ง 5 แผน เพื่อติดตามความคืบหน้า และควรมีระบบการถ่ายทอดข้อมูลระหว่างหน่วยงานที่ชัดเจน และเป็นระบบ เพื่อให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องมีข้อมูลเท่าเทียมกัน เล็งเห็นประโยชน์ และมุ่งสู่เป้าหมายในทิศทางเดียวกัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. ระเบียบกระทรวงพลังงาน ว่าด้วยการฝากและการเบิกจ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2556 หมวด 7 การตรวจสอบภายใน ข้อ 26 ให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) จัดให้มีการตรวจสอบภายในเกี่ยวกับการดำเนินงานกองทุน การรับ-จ่ายและการควบคุมภายในของโครงการที่ได้รับเงินจากกองทุน แล้วรายงานให้ปลัดกระทรวงพลังงาน อย่างน้อยปีละหนึ่งครั้ง เพื่อนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบ
2. ในปีงบประมาณ พ.ศ. 2559 ผู้ตรวจสอบภายในของ สบพน. ได้ดำเนินการตรวจสอบการเบิก-จ่าย และติดตามการใช้จ่ายเงินของโครงการและงบบริหารที่ได้รับอนุมัติให้ใช้เงินจากกองทุนน้ำมันฯ จำนวน 4 หน่วยงาน ประกอบด้วย สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และกรมสรรพสามิต และได้รายงานผลการตรวจสอบเสนอผู้บริหารสูงสุดของหน่วยงานที่ได้รับการตรวจสอบพร้อมทั้งเสนอรายงานผลการตรวจสอบต่อคณะกรรมการตรวจสอบ สบพน. และคณะกรรมการ สบพน. พิจารณาเห็นชอบแล้ว โดยมีสาระสำคัญดังนี้ (1) งบโครงการ มีหน่วยงานที่ได้รับการตรวจสอบจำนวน 3 หน่วยงาน ได้แก่ สป.พน. สนพ. และ ธพ. มีโครงการที่ได้รับอนุมัติในปีงบประมาณ พ.ศ. 2558 – 2559 รวมทั้งสิ้น 9 โครงการ ประกอบด้วย โครงการที่อยู่ระหว่างดำเนินงาน จำนวน 4 โครงการ พบว่าการเบิก – จ่ายเงินเป็นไปตามแผนการ ใช้จ่ายเงินที่ได้รับอนุมัติ และโครงการที่สิ้นสุดการดำเนินงานและปิดบัญชีโครงการแล้ว มีจำนวน 5 โครงการ พบว่า มีการสรุปผลการดำเนินโครงการเปรียบเทียบวัตถุประสงค์กับผลลัพธ์ที่ได้อย่างชัดเจน การส่งคืนเงินเหลือจ่าย พร้อมดอกผลและรายรับอื่นคืนให้กองทุนน้ำมันฯ เป็นไปตามที่ระเบียบกระทรวงพลังงานฯ กำหนดไว้ (2) งบบริหาร สรุปได้ว่า ในปีงบประมาณ พ.ศ. 2559 มีหน่วยงานที่ได้รับการตรวจสอบจำนวน 3 หน่วยงาน ได้แก่ สป.พน. สนพ. และกรมสรรพสามิต เป็นงบบริหารที่ได้รับอนุมัติในปีงบประมาณ พ.ศ. 2558–2559 ผลการตรวจสอบ พบว่า การเบิก - จ่ายเงินเป็นไปตามแผนการใช้จ่ายเงินที่ได้รับอนุมัติ มีการส่งคืนเงินเหลือจ่ายพร้อมดอกผลให้กองทุน น้ำมันฯ ภายในระยะเวลาตามที่ระเบียบกระทรวงพลังงานฯ กำหนดไว้ (3) การบันทึกบัญชี พบว่า มีการบันทึกรายการเบิก - จ่ายและคืนเงินคงเหลือพร้อมดอกผลเข้าระบบ GFMIS ของกรมบัญชีกลาง ตามระบบที่กรมบัญชีกลางกำหนดไว้ (4) การจัดทำรายงาน พบว่า โดยส่วนใหญ่มีการจัดทำรายงานแล้วเสร็จภายในวันที่ 15 ของเดือนถัดไป ตามระยะเวลาที่ระเบียบกระทรวงพลังงานฯ กำหนดไว้มีเพียง สป.พน. ที่จัดทำรายงานส่งให้ สบพน. ล่าช้ากว่า ที่ระเบียบกำหนดไว้ และ (5) การควบคุมภายใน ผู้รับผิดชอบของหน่วยงานที่ได้รับอนุมัติให้ใช้เงินจากกองทุนน้ำมันฯ มีระบบการควบคุมภายในเกี่ยวกับการเบิกจ่ายเงินโครงการและงบบริหารที่เหมาะสม และมีการวิเคราะห์ข้อมูลและจำนวนเงินคงเหลือในบัญชีเงินฝากของกองทุนน้ำมันฯ โดยผู้อำนวยการสำนักบริหารการเงินและบัญชีกองทุน ของ สบพน. ก่อนเสนอผู้อำนวยการ สบพน. อนุมัติจ่ายเงินทุกครั้ง
3. สรุปผลการตรวจสอบ ในภาพรวมมีการเบิก - จ่ายเงินโครงการและงบบริหารตามแผนการใช้เงินที่ได้รับอนุมัติ มีการปฏิบัติงานเป็นไปตามระเบียบกระทรวงพลังงานฯ มีเพียงบางหน่วยงานที่นำเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปใช้ ในโครงการด้านพลังงานทดแทนและการอนุรักษ์พลังงาน และมีบางหน่วยงานที่จัดส่งรายงานการเงินประจำเดือนล่าช้ากว่าที่ระเบียบฯ กำหนดไว้ ซึ่งได้แจ้งให้ผู้ที่รับผิดชอบรับทราบ เพื่อดำเนินการปรับปรุงแก้ไขแล้ว โดยสรุปมีความเสี่ยงด้านการปฏิบัติงาน (Operational Risk) ความเสี่ยงทางด้านการเงิน (Financial Risk) และความเสี่ยง ด้านการปฏิบัติตามกฎ ระเบียบ (Compliance Risk) อยู่ในระดับต่ำ มีการควบคุมภายในด้านการเบิก - จ่าย และติดตามการใช้จ่ายเงินอยู่ในระดับที่เหมาะสม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมกราคม 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ดังนี้ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ โดยการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ จะเริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน คือ ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขาย ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม และส่วนที่ 2ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อขาย เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ โดยราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง +ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ทั้งนี้ เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันฯ มีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ (2) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของส่วนผลิตและจัดหา โดยยกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ หรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศ ทำการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรมาติก
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG ของเดือนมกราคม 2560 โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ต้นทุนเดือนพฤศจิกายน 2559 – มกราคม 2560 ลดลงจากเดือนตุลาคม 2559 ที่ 0.1183 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.3821 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.2638 บาทต่อกิโลกรัม ดังนี้ ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ ลดลง 0.1053 บาทต่อกิโลกรัม จาก 8.7299 บาท ต่อกิโลกรัม เป็น 8.6246 บาทต่อกิโลกรัม ค่าเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตลดลง 0.0130 บาทต่อกิโลกรัม จาก 1.0825 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 1.0695 บาทต่อกิโลกรัม ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ (Operation Cost) ใช้ข้อมูลของปี 2558 ที่ 1.1937 บาทต่อกิโลกรัม และเงินลงทุนคงที่ (Capex) ที่ 2.3760 บาทต่อกิโลกรัม โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก ต้นทุนอ้างอิงราคาตลาดโลก ที่สูตรราคา CP โดยต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในเดือนมกราคม 2560 เท่ากับ 465 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน การนำเข้า ต้นทุนเดือนมกราคม 2560 อยู่ที่ 508.6869 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (18.3036 บาทต่อกิโลกรัม) และบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ต้นทุนเดือนพฤศจิกายน 2559 – มกราคม 2560 คงที่ที่ราคา 15.00 บาทต่อกิโลกรัม
3. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนมกราคม 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 465 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 69 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน บวกค่าใช้จ่ายนำเข้า 43.6869 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ส่งผลให้ราคาก๊าซ LPG นำเข้า อยู่ที่ 508.6869 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก อยู่ที่ 465 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ 368.6232 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 4.9513 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จาก ปตท.สผ.สยามฯ 416.8751 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนธันวาคม 2559 อยู่ที่ 35.9820 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าลงจากเดือนก่อนหน้า 0.4769 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ทั้งนี้ จากต้นทุนก๊าซ LPG ดังกล่าว ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับเพิ่มขึ้น 4.6959 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.6077 บาทต่อกิโลกรัม (383.2618 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 18.3036 บาทต่อกิโลกรัม (508.6869 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ) และราคา ณ โรงกลั่นของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคปิโตรเคมีที่อ้างอิงราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average) ปรับเพิ่มขึ้น 0.9993 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.6077 บาทต่อกิโลกรัม (383.2618 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 14.6070 บาทต่อกิโลกรัม (405.9530 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
4. ข้อเสนอของฝ่ายเลขานุการฯ มติ กบง. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ได้เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบและราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก อัตราแลกเปลี่ยน ส่งผลให้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ/ชดเชย ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุน#1) ณ เดือนมกราคม 2560 ดังนี้ ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ที่ขายภาคปิโตรเคมี ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ 1.3432 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ที่ขายเป็นเชื้อเพลิง ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ 5.0398 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขาย ภาคปิโตรเคมีได้รับเงินชดเชย 2.1246 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขายเป็นเชื้อเพลิงต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ 1.5720 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อไม่ให้การผันผวนของราคาก๊าซ LPG ในตลาดและการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG มีผลกระทบต่อราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศ ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 1 มกราคม 2560 มีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของก๊าซ LPG 7,382 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงใคร่ขอเสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับเพิ่มการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ อีก 4.6959 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.2887 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 4.9846 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งแต่เดิม (เดือนธันวาคม 2559) กองทุนน้ำมันฯ ไม่ได้มีรายรับจากส่วนการผลิตและการจัดหา ก๊าซ LPG ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายเพื่อทำการรักษาระดับราคาขายปลีกก๊าซ LPG (กองทุน#2) ไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม จำนวน 83 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งต่อมาเมื่อมีการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG เพื่อรองรับการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG แล้ว ประกอบกับราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ปรับตัวสูงขึ้น ส่งผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ ต้องจ่ายเงินชดเชยที่ 4.9846 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม คิดเป็นเงินกองทุนน้ำมันฯ ที่ต้องจ่ายชดเชยจำนวน 1,718 ล้านบาท อย่างไรก็ตามการปรับโครงสร้างฯ ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับ ในส่วนของการผลิตและการจัดหาจำนวน 1,234 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายสุทธิประมาณ 484 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งหากไม่มีการปรับโครงสร้างฯ แล้ว จะส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายที่ 351 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือนมกราคม 2560 ดังนี้
(1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 13.2638 บาทต่อกิโลกรัม
(2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 16.7316 บาทต่อกิโลกรัม
(3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 18.3036 บาทต่อกิโลกรัม
(4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.0000 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 4.9846 บาท
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 2 พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ ทั้งนี้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 10 มกราคม 2560 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 6 การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG กรณีการนำเข้าและการส่งออกก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการเป็นสองระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ ซึ่งเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้าและระบบโควต้าการนำเข้าของประเทศ ซึ่งจะเริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป ระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ ซึ่งยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอ ส่วนการเปิดเสรีการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดการดำเนินการที่เกี่ยวข้อง ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ - ขาย เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) (2) การผลิต การจัดหา และ การส่งออก ในส่วนการนำเข้า ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคานำเข้าที่ CP+85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เป็นราคา CP บวกค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (CP+X) และยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศ ส่วนโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติกปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคาจาก CP-20 เป็น CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ส่วนโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และบริษัท ปตท.สผ.สยามฯ ภาครัฐจะยังกำกับดูแลกลไกราคาตามนโยบายรัฐบาลที่กำหนดให้ราคาจะต้องสะท้อนต้นทุน โดยใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนที่แท้จริง (cost plus) ในการกำหนดราคา ในส่วนการส่งออก ธพ. เป็นผู้ควบคุมดูแลและพิจารณาการขอส่งออกเนื้อก๊าซ LPG รวมทั้งการกำหนดเงื่อนไขประกอบต่างๆ ที่จำเป็น (3) มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน มอบหมายให้ ธพ. มีอำนาจสั่งการให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยสามารถได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันฯ ตามต้นทุนจริง (4) คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้า และรับ/จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศกำหนดให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ต้องเร่งรัดให้มีการเปิดบริการระบบคลังดังกล่าวให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนเมษายน 2560
2. การนำเข้าก๊าซ LPG หลังเปิดเสรีส่วนนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ ได้ปรับเปลี่ยนหลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง จากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า CP+X แทน โดย X ประกอบด้วย ค่าขนส่ง ค่าประกันภัย ค่าการสูญเสีย และค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ซึ่งคำนวณขึ้นจากดัชนีอ้างอิงสากลและค่าใช้จ่ายจริงที่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เคยนำเข้าในอดีต ดังนั้น เพื่อติดตามและประเมินถึงความเหมาะสมของตัวเลขราคานำเข้า CP+X จึงเห็นควรให้ผู้นำเข้าทุกรายต้องรายงานตัวเลขปริมาณและราคาจริงของการนำเข้าก๊าซ LPG ให้ ธพ. รับทราบทุกครั้งที่มีการนำเข้า สำหรับในกรณีที่ผู้นำเข้าแจ้งแผนการนำเข้าให้ ธพ. รับทราบล่วงหน้าเพื่อทำสมดุลการจัดหาและความต้องการของประเทศ แต่ผู้แจ้งนำเข้าไม่สามารถนำเข้าได้จริงตามแผนที่ได้แจ้งไว้จนส่งผลให้ต้องมีการนำเข้าแบบฉุกเฉิน (prompt cargo) ทำให้เป็นภาระต่อกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้องชดเชยส่วนต่างราคาให้ ซึ่งปัจจุบันยังไม่มีบทปรับและบทลงโทษที่เหมาะสม ดังนั้น จึงเห็นควรให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) พร้อมด้วย ธพ. และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานทำการศึกษาถึงมาตรการที่เหมาะสม เพื่อรองรับและแก้ไขปัญหาความเสียหายที่อาจเกิดขึ้น และในระหว่างที่คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ของ ปตท. ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้า และรับ/จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศ ยังไม่เปิดบริการให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ เห็นควรกำหนดให้โรงแยกฯ ซึ่งเป็นแหล่งผลิตก๊าซ LPG หลักของประเทศ ยังคงต้องจำหน่ายก๊าซ LPG ให้แก่ผู้ค้าทุกรายที่มีความต้องการซื้อ เพื่อป้องกันการกีดกันทางการค้า
3. การส่งออกก๊าซ LPG หลังเปิดเสรีส่วนนำเข้า จำเป็นต้องปรับเปลี่ยนหลักเกณฑ์การส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ของประเทศให้มีความยืดหยุ่นมากขึ้น ซึ่งเดิมอนุญาตให้ส่งออกเฉพาะก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศ แต่หลังการเปิดเสรีนำเข้าควรให้ผู้ค้าสามารถขออนุญาตส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศได้ เพื่อเป็นการรักษาสมดุลการผลิตและจัดหาให้เข้ากับความต้องการภายในประเทศ โดยให้ ธพ. เป็นผู้ควบคุมดูแลการส่งออกเนื้อก๊าซ LPG โดยให้พิจารณาการขออนุญาตส่งออกเป็นรายเที่ยว สำหรับการพิจารณาการขอส่งออกจะอนุญาตให้เฉพาะกรณีที่มีความจำเป็นเท่านั้น และหากได้รับอนุญาตให้ส่งออก ผู้ค้ามีหน้าที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า รัฐยังคงกำหนดราคาโรงกลั่นฯ (CP) และราคาโรงแยกฯ (หลักเกณฑ์ Cost Plus) ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศ ซึ่งราคาดังกล่าวอาจจะต่ำกว่าราคาที่ควรได้ ดังนั้น ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ จึงจำเป็นต้องกำหนดเงื่อนไขการส่งออกเพิ่มเติมเพื่อให้ผู้ผลิตจำหน่ายก๊าซ LPG เข้าสู่ระบบภายในประเทศเป็นหลัก ดังนี้ (1) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนผลิตและจัดหาของเนื้อก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกโดยโรงแยกฯ เท่ากับส่วนต่างของ ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง (CP+X) และราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกฯ และ (2) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนผลิตและจัดหาของเนื้อก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกโดยโรงกลั่นฯ เท่ากับส่วนต่างของ ราคาก๊าซ LPGณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง (CP+X) และราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นฯ (CP)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกำหนดให้ผู้นำเข้าก๊าซ LPG ต้องรายงานปริมาณและราคาจริงของการนำเข้าก๊าซ LPG ให้กรมธุรกิจพลังงานรับทราบ
2. เห็นชอบให้กรมธุรกิจพลังงานเป็นหน่วยงานหลัก พร้อมด้วยสถาบันบริหารกองทุนพลังงานและสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ดำเนินการศึกษามาตรการรองรับความเสียหายอันเกิดจากการชดเชยราคาส่วนต่างจากการนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน
3. เห็นชอบกำหนดให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ต้องจำหน่ายก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติให้แก่ผู้ค้าทุกรายที่มีความต้องการซื้อ ในช่วงเวลาก่อนการเปิดบริการคลังก๊าซจังหวัดชลบุรี(คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA)
4. เห็นชอบให้กรมธุรกิจพลังงานและสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ทบทวนหลักการการขออนุญาตส่งออกก๊าซ LPG นอกราชอาณาจักร และทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร กรณีได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักร และนำมาเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพิจารณาอีกครั้ง
เรื่องที่ 7 การส่งเสริมการแปรรูปขยะพลาสติกเป็นน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบให้มีการชดเชยราคาให้กับโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงที่รับซื้อน้ำมันจากขยะพลาสติก ในช่วงที่ราคาน้ำมันดิบดูไบต่ำกว่าประมาณ 14.50 บาทต่อลิตร โดยมีหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินชดเชย ดังนี้ อัตราเงินชดเชย = 14.50 – ราคาน้ำมันดิบ ทั้งนี้หากราคาน้ำมันดิบดูไบสูงกว่า 14.50 บาทต่อลิตร จะไม่มีการชดเชยต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะ โดยให้มีระยะเวลาชดเชย 3 ปี ตั้งแต่วันที่ 4 สิงหาคม 2558 ถึงวันที่ 3 สิงหาคม 2561 และให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) พิจารณาทบทวนต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกทุกๆ 1 ปี
2. จากรายงานการขอรับเงินชดเชยของโรงกลั่นน้ำมันที่รับซื้อน้ำมันจากขยะพลาสติกของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2558 ถึง ธันวาคม 2559 มีผู้ผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกได้ขายน้ำมันให้กับโรงกลั่นน้ำมันจำนวน 1 ราย คือโรงงานแปรรูปขยะเทศบาลหัวหิน (บริษัท ซิงเกิ้ลพอยท์เอ็นเนอยี่ แอนด์ เอ็นไวรอนเมนท์ จำกัด) จำนวน 454,003 ลิตร และมีโรงกลั่นน้ำมันที่รับซื้อจำนวน 1 ราย คือบริษัท ไออาร์พีซี จำกัด (มหาชน) โดยคิดเป็นจำนวนเงินที่ได้รับชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ จำนวนทั้งสิ้น 2,613,800 บาท และ สนพ. ได้ดำเนินการตามมติ กบง. ดังกล่าว โดยได้ขอข้อมูลต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกจากโรงงานที่ผลิตและจำหน่ายน้ำมันที่ผลิตจากขยะพลาสติกและสถาบันการศึกษาที่ผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติก เพื่อใช้ประกอบการพิจารณาทบทวนต้นทุนการผลิต ซึ่งจากผลการศึกษาการทบทวนต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกในปี 2558 พบว่าการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกมีต้นทุนเฉลี่ยที่ 14.50 บาทต่อลิตร หรือเทียบเท่าราคาน้ำมันดิบดูไบที่ประมาณ 69 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล นอกจากนี้ สนพ. ได้มีการทบทวนต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกในการปี 2559 พบว่า ยังไม่มีการลงทุนเพิ่มหรือมีโรงงานใหม่เกิดขึ้น ดังนั้น จึงใช้สมมติฐานการลงทุน ประกอบด้วย ปริมาณการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติก จำนวนวันผลิต Conversion rate และปริมาณวัตถุดิบ PE/PP ที่ใช้ในกระบวนการผลิต ค่าสารเคมี ค่าน้ำ ค่าขนส่ง และค่าบริหารจัดการ เท่าเดิมไม่เปลี่ยนแปลง ทั้งนี้เมื่อพิจารณาในรายละเอียดสำหรับต้นทุนในกระบวนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติก จะเห็นว่าราคาพลาสติก PP/PE ค่าพลังงาน (LPG ไฟฟ้า น้ำมัน) ปรับลดลง เนื่องจากราคาพลาสติก PP/PE ซึ่งได้พิจารณาที่ราคารับซื้อพลาสติก PP หน้าโรงงานในปี 2559 ลดลง ส่วนค่าพลังงาน (LPG ไฟฟ้า น้ำมัน) ปรับลดลงตามราคาพลังงานในตลาดโลกที่ปรับลดลง ในส่วนของ Catalyst ค่าซ่อมบำรุง และค่าแรงงาน ปรับเพิ่มขึ้น ดังนั้น จากการทบทวนต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกในปี 2559 พบว่าต้นทุนการผลิตฯ เฉลี่ยอยู่ที่ 14.55 บาทต่อลิตร หรือเทียบเท่าราคาน้ำมันดิบดูไบที่ประมาณ 65 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับเพิ่มขึ้นจากผลการศึกษาต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกในปี 2558 ที่ 0.03 บาทต่อลิตร
3. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่าจากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกที่ปรับตัวลดลง ส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยปี 2559 อยู่ที่ประมาณ 9.00 บาทต่อลิตร ในขณะที่ต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกเฉลี่ย อยู่ที่ประมาณ 14.55 บาทต่อลิตร ซึ่งไม่สามารถแข่งขันกับราคาน้ำมันดิบดูไบได้ ดังนั้น เพื่อเป็นการส่งเสริมการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติก และจูงใจให้ผู้ผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกผลิตและจำหน่ายให้โรงกลั่นน้ำมัน จึงเห็นควรให้มีการชดเชยราคาให้กับโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงที่รับซื้อน้ำมันจากขยะพลาสติก ที่ 14.55 บาทต่อลิตร – ราคาน้ำมันดิบ (บาทต่อลิตร)
มติของที่ประชุม
เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินชดเชยให้แก่โรงกลั่นน้ำมันที่รับซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผลิตได้จากการแปรรูปขยะพลาสติก ดังนี้
อัตราเงินชดเชย = 14.55 – ราคาน้ำมันดิบ |
โดยที่
- อัตราเงินชดเชย หมายถึง อัตราเงินชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิงให้แก่โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงที่รับซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผลิตได้จากการแปรรูปขยะพลาสติก (บาทต่อลิตร) - ราคาน้ำมันดิบ หมายถึง ราคา FOB ของน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยเดือนก่อนหน้า (บาทต่อลิตร) - อัตราแลกเปลี่ยน หมายถึง อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยเดือนก่อนหน้าที่ประกาศโดยธนาคารแห่งประเทศไทย (บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ) |
ทั้งนี้หากราคาน้ำมันดิบดูไบสูงกว่า 14.55 บาทต่อลิตร จะไม่มีการชดเชยต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติก โดยให้มีระยะเวลาชดเชยตั้งแต่วันที่ 10 มกราคม 2560 ถึงวันที่ 3 สิงหาคม 2561
เรื่องที่ 8 เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนภายใต้แผน AEDP 2015 ในปี 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) กำหนดเป้าหมายการส่งเสริมพลังงานทดแทนในการผลิตไฟฟ้ารายเทคโนโลยี พร้อมกำหนดมาตรการ/วิธีการดำเนินการให้ได้ตามเป้าหมายในปี 2560 โดย พพ. ได้รวบรวมเป้าหมายและสถานภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนในปี 2559 สรุปได้ว่า ในปี 2559 มีแผนผลโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่วางแผนจะจ่ายไฟฟ้าเพื่อให้เป็นไปตามแผน AEDP 2015 ทั้งสิ้น 580.31 เมกะวัตต์ แต่มีโรงไฟฟ้าที่สามารถจ่ายไฟได้ทั้งสิ้น 1,272.16 เมกะวัตต์ ซึ่งสูงกว่าแผนที่วางไว้ ทั้งนี้ เมื่อเปรียบเทียบแผนผลการจัดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนทั้งหมด สรุปว่า ณ เดือนตุลาคม 2559 มีโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่จ่ายไฟฟ้าแล้ว สะสมรวม 9,234.95 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้า 21,227.98 ล้านหน่วย จากเป้าหมายที่วางไว้ ณ สิ้นปี 2559 จะมีโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน สะสมรวม 8,543.10 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้า 30,207.84 ล้านหน่วย ซึ่งจะเห็นได้ว่า ผลของกำลังการผลิตติดตั้งทั้งหมด สามารถดำเนินการได้สูงกว่าเป้าหมาย แต่เมื่อพิจารณาพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้แล้ว พบว่า ยังมีค่าต่ำกว่าเป้าหมาย ทั้งนี้ เนื่องจากค่า plant factor ของโรงไฟฟ้าที่ผลิตได้ มีค่าต่ำกว่าที่ใช้ประเมินเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนรายปีตามแผน AEDP 2015
2. ในปี 2560 มีเป้าหมายตามแผน AEDP 2015 จะติดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน ให้มีกำลังการผลิตรวม 9,327.15 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 33,580.65 ล้านหน่วย โดยมีกิจกรรมที่จะต้องดำเนินการ ประกอบด้วย (1) ติดตามเร่งรัดโรงไฟฟ้าที่ครบกำหนด COD ซึ่งปัจจุบันมีโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ลงนามในสัญญาแล้วและครบกำหนดจะต้อง COD ในปี 2560 รวมทั้งสิ้น 1,475.34 เมกะวัตต์ ประกอบด้วยโครงการ 1) โรงไฟฟ้าขยะชุมชน 39.24 เมกะวัตต์ 2) โรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 37.77 เมกะวัตต์ 3) โรงไฟฟ้าชีวมวล 364.82 เมกะวัตต์ 4) โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ 275.57 เมกะวัตต์ และ 5) โรงไฟฟ้าพลังงานลม 757.95 เมกะวัตต์ โดยในการติดตามเร่งรัดโรงไฟฟ้าที่ครบกำหนด COD เห็นควรมอบหมายพลังงานจังหวัดซึ่งปฏิบัติงานอยู่ในพื้นที่ให้ติดตาม/รายงานความก้าวหน้าต่อ พพ. เพื่อสรุปเสนอ กบง. ทุกๆ ไตรมาส ต่อไป สำหรับ โรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็ก ซึ่งยังไม่แล้วเสร็จ และยังไม่สามารถ COD ในปี 2560 ได้ เนื่องจากอุปสรรคในการก่อสร้าง เช่น ปัญหาป่าไม้ เป็นต้น (2) พิจารณาหาข้อสรุปโรงไฟฟ้าที่แล้วเสร็จแต่ยังไม่ได้จ่ายไฟฟ้า ซึ่งปัจจุบันมีโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ก่อสร้างแล้วเสร็จ พร้อมมีสายส่งสามารถรองรับกระแสไฟฟ้าได้ รวม 177.39 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย 1) โรงไฟฟ้าพลังงานน้ำขนาดเล็ก ของ พพ. ที่ก่อสร้างแล้วเสร็จ จำนวน 26 โครงการ รวมกำลังการผลิต 11.176 เมกะวัตต์ 2) โครงการโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพที่ได้รับการสนับสนุนงบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานผ่าน สนพ. ที่ก่อสร้างแล้วเสร็จ แต่ยังไม่สามารถจ่ายไฟเข้าระบบได้ เนื่องจากติดขัดเรื่องระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าที่กำหนดว่าจะต้องไม่เคยได้รับการสนับสนุนงบประมาณจากส่วนราชการ รวมทั้งสิ้น 17 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 19.28 เมกะวัตต์ ซึ่งมีสายส่งไฟฟ้าที่จะรองรับได้ในปี 2560 จำนวน 17.80 เมกะวัตต์ 3) โครงการโรงไฟฟ้าโรงงานน้ำตาลที่ขอขายไฟฟ้าเพิ่มและที่ก่อสร้างแล้วเสร็จแต่ยังไม่สามารถจำหน่ายไฟฟ้าได้ รวม 146.39 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย 2 กลุ่มคือ กลุ่มที่ 1 โรงไฟฟ้าโรงงานน้ำตาลที่จำหน่ายไฟฟ้าอยู่แล้วและมีความประสงค์ที่จะขอขายไฟฟ้าเพิ่มเติม จำนวน 23 โรง กำลังไฟฟ้าที่ขอขายเพิ่มรวม 72.98 เมกะวัตต์ แต่อยู่ในพื้นที่ที่สามารถรับซื้อไฟฟ้าได้ 54.1 เมกะวัตต์ และกลุ่มที่ 2 โรงไฟฟ้าโรงงานน้ำตาลที่ก่อสร้างแล้วเสร็จแต่ยังไม่สามารถจำหน่ายไฟฟ้าได้ จำนวน 4 แห่ง รวม 154 เมกะวัตต์ แต่อยู่ในพื้นที่ที่สามารถรับซื้อไฟฟ้าได้ จำนวน 92.29 เมกะวัตต์ 4) โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลม ของ พพ. ที่ก่อสร้างแล้วเสร็จ จำนวน 2 โครงการ รวมกำลังการผลิต 2.025 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ โครงการตามข้อ 1) และ ข้อ 4) ซึ่งเป็นโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดยใช้งบประมาณภาครัฐ พพ. จะนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณา ในการประชุมวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560
3. การเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการที่ค้างจากปี 2559 ให้ครบตามเป้าหมาย ประกอบด้วย (1) ในปี 2559 กพช. มีมติให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา จำนวน 50 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) จำนวน 10 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าชีวมวล จำนวน 36 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าพลังงานขยะ 4 เมกะวัตต์ ซึ่งได้ดำเนินการรับซื้อไปแล้ว จำนวน 38 เมกะวัตต์ คงเหลือ 12 เมกะวัตต์ คือ โรงไฟฟ้าพลังงานขยะชุมชน 4 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) จำนวน 8 เมกะวัตต์ (2) กกพ. ได้มีประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมรวมจำนวน 50 เมกะวัตต์ แต่มีผู้ที่ผ่านการคัดเลือกและได้รับการพิจารณารับซื้อจำนวน 41.83 เมกะวัตต์ ซึ่งเห็นควรเปิดรับซื้อให้ครบตามเป้าหมายที่เหลือ จำนวน 8.17 เมกะวัตต์ และ (3) กกพ. ได้มีประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโซล่าร์ส่วนราชการและสหกรณ์การเกษตร ซึ่งมีเป้าหมายจำนวน 800 เมกะวัตต์ แบ่งออกเป็น 1) โซล่าร์สหกรณ์การเกษตร จำนวน 400 เมกะวัตต์ ปัจจุบันรับซื้อไฟฟ้าแล้ว จำนวน 281.32 เมกะวัตต์ ยังคงสามารถเปิดรับซื้อไฟฟ้าได้อีก 118.68 เมกะวัตต์ และ 2) โซล่าร์ส่วนราชการ จำนวน 400 เมกะวัตต์ ซึ่งเห็นควรให้ กกพ. พิจารณาเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาความเหมาะสมว่าจะเปิดรับซื้ออีกหรือไม่
4. การเปิดรับซื้อใหม่ในปี 2560 พพ. ได้รับข้อมูลขีดความสามารถของสายส่งไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ที่จะสามารถรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนได้ภายในปี 2562 จึงได้นำมาพิจารณาร่วมกับข้อมูลศักยภาพพลังงานทดแทนในแต่ละพื้นที่ และได้กำหนดเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน ในปี 2560 จำนวนทั้งหมด 651.67 เมกะวัตต์ โดยรับซื้อจาก VSPP จำนวน 291.67 เมกะวัตต์ และจาก SPP จำนวน 360 เมกะวัตต์ โดยมีรายละเอียดดังนี้ (1) สามารถเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) จำนวน 90.09 เมกะวัตต์ จาก VSPP (2) สามารถเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากชีวมวล จำนวน 514.58 เมกะวัตต์ จาก VSPP จำนวน 154.58 เมกะวัตต์ และจาก SPP จำนวน 360 เมกะวัตต์ และ (3) สามารถเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) จำนวน 47 เมกะวัตต์ จาก VSPP ทั้งนี้ พพ. ได้คาดการณ์ว่า ณ สิ้นปี 2560 มีเป้าหมายติดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนสะสม ตามแผน AEDP-2015 เท่ากับ 9,327.15 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้า 33,580.15 ล้านหน่วย ซึ่งคาดว่าจะสามารถติดตั้งได้จริง 10,887.68 เมกะวัตต์ โดยผลิตพลังงานไฟฟ้าได้ 31,354.27 ล้านหน่วย
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาข้อมูลตามที่ พพ. เสนอแล้ว มีความเห็นดังนี้ (1) เนื่องด้วยตัวเลขเป้าหมายของแผนพัฒนาพลังงานทดแทน (AEDP 2015) เป็นตัวเลขที่รวมการผลิตไฟฟ้าทั้งในระบบ และนอกระบบ (Off Grid Power Generation) ดังนั้น การเปรียบเทียบเป้าหมายกับผลการดำเนินการ ควรให้ชัดเจนว่าได้รวมการผลิตไฟฟ้านอกระบบและควรแยกด้วยว่าเป็นการผลิตจากในระบบเท่าไร และนอกระบบเท่าไร (2) ในกรณีของโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำและพลังงานลม ของ พพ. โครงการโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพที่ได้รับการสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และโครงการโรงไฟฟ้าจากโรงงานน้ำตาล เห็นควรมอบหมายให้ พพ. สนพ. และ กกพ. หารือร่วมกันเพื่อให้ได้ข้อสรุปถึงอัตราราคาและแนวทางการรับซื้อ และนำเสนอ กพช. ต่อไป (3) ในส่วนของการเปิดรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา เห็นควรให้มีการเปิดรับซื้อเพิ่มเติม ทั้งนี้ เห็นควรเปิดรับซื้อเฉพาะพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้เท่านั้น และควรเป็นพื้นที่ที่มีความสำคัญ ต่อความมั่นคง เช่น บริเวณชายเขาบูโด (4) ในส่วนของขยะอุตสาหกรรม หากจะมีการเปิดรับซื้อเพิ่มเติมเห็นควรให้ กกพ. และ พพ. ทบทวนหลักเกณฑ์ เงื่อนไข และแนวทาง ตลอดจนประสานกับกระทรวงอุตสาหกรรม เพื่อให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ในการรองรับการดำเนินการโครงการนิคมอุตสาหกรรม บริหารจัดการกากอุตสาหกรรมตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 และมอบหมายให้ พพ. พิจารณาเสนออัตรารับซื้อ (FiT) ที่เหมาะสมต่อ กบง. ต่อไป และ (5) เป้าหมายการเปิดรับซื้อไฟฟ้าปี 2560 ยังขาดไฟฟ้าพลังงานน้ำขนาดเล็กจากภาคเอกชน เห็นควรมอบหมายให้ พพ. และ กกพ. พิจารณาเสนอ กบง. ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบสถานภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนของปี 2559
2. เห็นชอบในหลักการข้อเสนอเป้าหมายและมาตรการที่จะต้องดำเนินการในปี 2560 โดยมอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปทบทวนรายละเอียดการดำเนินการ โดยให้นำความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ ไปประกอบการทบทวนด้วย
3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปทบทวนและกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ประกอบการผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
4. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง รับไปศึกษารายละเอียดการรับซื้อไฟฟ้าแบบ Firm ตามนิยามใหม่ และศึกษารายละเอียดการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar Rooftop) และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบาย พลังงานพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 9 รายงานผลคดีหมายเลขดำที่ 348/2558 เรื่องการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. นายวัชระ เพชรทอง ที่ 1 กับพวกรวม 7 คน ได้ยื่นฟ้องคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ต่อศาลปกครองกลาง เรื่อง คดีพิพาทเกี่ยวกับการที่เจ้าหน้าที่ของรัฐกระทำการโดยไม่ชอบด้วยกฎหมาย กรณีการปรับโครงสร้างราคาเชื้อเพลิงก๊าซแอลพีจี ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 ทำให้ต้นทุนราคา ก๊าซแอลพีจีเพิ่มขึ้น ส่งผลกระทบต่อประชาชนและไม่เป็นธรรมต่อผู้บริโภคทั้งประเทศ โดยผู้ฟ้องคดีมีคำขอ (1) ขอให้เพิกถอนมติ กบง. ที่จะมีผลบังคับใช้ในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 และ (2) ขอให้ศาลไต่สวนและกำหนดวิธีการชั่วคราวเพื่อระงับมติของ กบง. ไว้ชั่วคราวก่อนการพิพากษา ซึ่งศาลมีคำสั่งยกคำขอไต่สวนฉุกเฉินของผู้ฟ้องคดี และต่อมาศาลปกครองกลาง ได้มีหนังสือแจ้งคำสั่งศาล คดีหมายเลขดำที่ 348/2558 คดีหมายเลขแดงที่ 561/2558 ลงวันที่ 2 มีนาคม 2558 ว่าศาลมีคำสั่ง ไม่รับคำฟ้องของผู้ฟ้องคดีทั้งเจ็ดไว้พิจารณาและให้จำหน่ายคดีออกจากสารบบความ ซึ่งต่อมาผู้ฟ้องคดีได้ยื่นอุทธรณ์คำสั่งไม่รับฟ้องต่อศาลปกครองสูงสุด โดยเมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2558 ศาลปกครองสูงสุดได้มีคำสั่งให้รับคำฟ้อง
2. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2559 ศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งเกี่ยวกับวิธีการชั่วคราวก่อนการพิพากษา ว่าศาลได้ตรวจพิจารณาคำฟ้อง คำขอให้ศาลกำหนดวิธีการชั่วคราวก่อนการพิพากษา คำชี้แจงของคู่กรณี และพยานหลักฐานต่างๆ ในสำนวนคดี รวมทั้งได้พิจารณาบทกฎหมายและกฎที่สำคัญประกอบแล้ว พบว่า มติดังกล่าว มีผลบังคับเป็นการทั่วไปไม่มุ่งหมายให้ใช้บังคับแก่กรณีใดหรือบุคคลใดเป็นการเฉพาะ มติของผู้ถูกฟ้องคดีจึงมีลักษณะเป็นกฎตามมาตรา 3 แห่งพระราชบัญญัติจัดตั้งศาลปกครองและวิธีพิจารณาคดีปกครอง พ.ศ. 2542 และเห็นว่ามติของผู้ถูกฟ้องคดีดังกล่าว มีวัตถุประสงค์เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการใช้พลังงานของประเทศ ดังนั้น ในชั้นนี้จึงยังฟังไม่ได้ว่ามติของผู้ถูกฟ้องคดีดังกล่าวจะมีปัญหาของความไม่ชอบด้วยกฎหมายแต่ประการใด ดังนั้น จึงยังไม่มีกรณีที่อาจเกิดความเสียหายอย่างร้ายแรงที่ยากแก่การเยียวยาแก้ไขในภายหลังตามมาตรา 66 แห่งพระราชบัญญัติจัดตั้งศาลปกครองและวิธีพิจารณาคดีปกครอง พ.ศ. 2542 ประกอบข้อ 72 วรรคสาม แห่งระเบียบของที่ประชุมใหญ่ตุลาการในศาลปกครองสูงสุด ว่าด้วยวิธีพิจารณาคดีปกครอง พ.ศ. 2543 จึงมีคำสั่งยกคำขอนี้ของผู้ฟ้องคดีทั้งเจ็ด สำหรับการดำเนินการต่อสู้คดีนี้ ขณะนี้อยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของตุลาการเจ้าของสำนวน ซึ่งหากมีความคืบหน้าของคดีเป็นประการใดจะได้รายงานให้ กบง. ทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 10 รายงานการนำเข้า การจัดหา และสถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 คณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบสัญญาซื้อขาย LNG ด้วยสัญญาระยะยาว (สัญญา LNG SPA) เป็นเวลา 20 ปี กับบริษัท Qatargas ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี ต่อมาเมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2559 คณะรัฐมนตรี มีมติให้ความเห็นชอบผลการเจรจาปรับลดราคา LNG ในสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell และบริษัท BP ทั้งนี้ ปตท. ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell เมื่อวันที่18 พฤศจิกายน 2559 และกับบริษัท BP เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2559 ในปริมาณรายละ 1.0 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนเมษายน 2560 เป็นเวลา 15 ปี และ 20 ปี ตามลำดับ และเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. มีมติเห็นชอบประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ที่ปรับปรุงใหม่ และเห็นชอบการจัดหา LNG ระยะยาวเพิ่มเติมจากบริษัท PETRONAS LNG LTD. ในปริมาณ 1.2 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบในปี 2560 เป็นระยะเวลา 15 ปี พร้อมทั้งอนุมัติให้ ปตท. ลงนามสัญญาฯได้ หลังร่างสัญญาผ่านการพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.)
2. จากประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผน Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ ทำให้ความต้องการ LNG สำหรับปี 2560 อยู่ที่ปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี และเพิ่มเป็นปริมาณ 6.1 ล้านตันในปี 2561 และมากกว่า 20 ล้านตันต่อปีในปี 2568 ดังนั้น จึงมีความจำเป็นต้องจัดหา LNG ในสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการของประเทศ ซึ่งปี 2559 ปตท. ได้นำเข้า LNG ปริมาณรวมทั้งสิ้น 2.90 ล้านตัน โดย ปตท. เริ่มมีการนำเข้า LNG ด้วยสัญญา LNG SPA กับบริษัท Qatargas ปริมาณรวม 2.0 ล้านตัน นอกจากนี้ยังจัดหาเพิ่มเติมจากตลาด Spot ปริมาณรวม 0.90 ล้านตัน ทำให้ราคานำเข้า LNG เฉลี่ยรวม เท่ากับ 6.18 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ซึ่งคิดเป็นราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญาระยะยาว เท่ากับ 6.68 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญา Spot เท่ากับ 5.02 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และในปี 2560 ปตท. มีแผนจัดหา LNG ให้เพียงพอกับความต้องการใช้ LNG ภายในประเทศ ประมาณ 4.6 - 4.9 ล้านตัน โดย ปตท. มีแผนปรับ LNG จากแหล่งต่างๆ ดังนี้ (1) รับจากบริษัท Qatargas ตามสัญญาระยะยาว (ปีสัญญา มกราคม – ธันวาคม) ปริมาณ 2.0 ล้านตัน (2) รับจากบริษัท Shell (ปีสัญญา เมษายน – มีนาคม) ตามสัญญาระยะยาว ปริมาณ 0.375 ล้านตัน (3) รับจากบริษัท BP ตามสัญญาระยะยาว (ปีสัญญา มกราคม– ธันวาคม) ปริมาณ 0.317 ล้านตัน (4) รับจากบริษัท PETRONAS ตามสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม (ปีสัญญา มกราคม – ธันวาคม) ปริมาณ 0.24-0.36 ล้านตัน และ (5) ปตท. คาดว่าจะจัดหา LNG ส่วนเพิ่มปริมาณ 1.6-1.9 ล้านตันจากตลาด Spot โดยมีความต้องการ Spot LNG เริ่มตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2560 เป็นต้นไป
3. จากการวิเคราะห์ปัจจัยด้านอุปสงค์และอุปทานของ LNG ในตลาดโลก ส่งผลให้ราคา LNG มีการปรับตัวสูงขึ้นในช่วงสองเดือนสุดท้ายของ ปี 2559 นักวิเคราะห์จึงคาดการณ์ว่าราคา LNG ในไตรมาสแรกของปี 2560 จะยังคงอยู่ในระดับสูงต่อไป แต่จะเป็นเพียงระยะสั้น และจะปรับตัวลดลงเนื่องจากอุปทานในตลาด ที่ยังคงสูงกว่าอุปสงค์ อย่างไรก็ตาม ราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นในช่วงไตรมาสแรกของปี 2560 อาจส่งผลกระทบต่อแผนการนำเข้า LNG ในปี 2560 โดยหากราคา Spot LNG ปรับตัวขึ้นไปสูงกว่าราคาน้ำมันเตา 2%S (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) ที่ประกาศโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และราคาน้ำมันเตา 0.5%S อาจทำให้โรงไฟฟ้าเปลี่ยนไปใช้น้ำมันเตาที่มีราคาถูกกว่าในการผลิตไฟฟ้าแทน ทั้งนี้ ในปี 2560 ประมาณการราคา LNG นำเข้าเฉลี่ยของ ปตท. คิดเป็น 7.53 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ซึ่งคิดเป็นประมาณการราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญาระยะยาว เท่ากับ 7.77 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และประมาณการราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญา Spot เท่ากับ 7.00 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง. ครั้งที่ 33 - วันศุกร์ที่ 2 ธันวาคม 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 21/2559 (ครั้งที่ 33)
เมื่อวันศุกร์ที่ 2 ธันวาคม 2559 เวลา 15.00 น.
3. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนธันวาคม 2559
7. ข้อสรุปการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
ความคืบหน้าของแผนบริการจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง Oil Plan 2015 ไตรมาสที่ 4 (กรกฎาคม – กันยายน2559) ในส่วนของการบริหารจัดการชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ประชุมหารือร่วมกับกลุ่มโรงกลั่น 5 ครั้ง เพื่อกำหนดแนวทางการลดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับการส่งเสริมการใช้เอทานอลและไบโอดีเซล บี 7 ธพ. ได้ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดคุณภาพน้ำมันดีเซล ฉบับที่ 8 โดยกำหนดให้มีไบโอดีเซล ระหว่าง
บี 3 – บี 7 บังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 25 สิงหาคม 2559 และขณะนี้ได้ออกประกาศฉบับที่ 9 กำหนดให้มีไบโอดีเซล ระหว่าง บี 5 – บี 7 บังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 25 พฤศจิกายน 2559 นอกจากนั้นการสนับสนุนการลงทุนในระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิง มีความคืบหน้าการพัฒนาระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อ ประกอบด้วย
(1) สายเหนือ ธพ. ได้ลงนาม MOU กับบริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จำกัด (FPT) โดย FPT ได้ยื่นขออนุญาตในส่วนของคลังน้ำมัน ณ จังหวัดพิจิตร ไปแล้ว ขณะนี้ได้ออกแบบระบบท่อและคลังน้ำมันในภาพรวมแล้วเสร็จ จัดประชุมรับฟังความเห็น 2 ครั้ง และอยู่ระหว่างทำ EIA และในส่วนของคลังน้ำมัน อำเภอสบปราบ จังหวัดลำปาง ทำการวางศิลาฤกษ์เมื่อวันที่ 23 พฤศจิกายน 2559 คาดว่าระบบจะแล้วเสร็จในปี 2562 (2) สายตะวันออกเฉียงเหนือ ธพ. ได้ลงนาม MOU กับบริษัท ไทย ไปป์ไลน์ เน็ตเวิร์ค จำกัด (TPN) ซึ่งอยู่ในเครือ SC Group เมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2559 ขยายระบบท่อส่งน้ำมันจาก จังหวัดสระบุรี – จังหวัดขอนแก่น วงเงินลงทุน 10,000 ล้านบาท ระยะเวลาก่อสร้างระหว่างปี 2561 - 2563 โดยจะต้องดำเนินการทำ EIA โครงการและเริ่มต้นก่อสร้างได้ในปี 2561 คาดว่าระบบจะแล้วเสร็จในปี 2563 และความคืบหน้าของการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ (SPR) ธพ. อยู่ระหว่างดำเนินการจ้างที่ปรึกษาเพื่อดำเนินโครงการศึกษาการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ของประเทศไทย ซึ่งคณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในการประชุมเมื่อวันที่ 2 พฤศจิกายน 2559 ได้มีมติอนุมัติเงินสนับสนุนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้ ธพ. ดำเนินโครงการดังกล่าว ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จในเดือนพฤษภาคม 2560
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณา เรื่อง การขอขยายระยะเวลากำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน
ในรูปแบบ Feed-in Tariff ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) และได้มีมติดังนี้
(1) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาสาเหตุความล่าช้าในการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และ
(2) มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รับไปดำเนินการทบทวนอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการประเภท VSPP ของเชื้อเพลิง 3 ประเภท ได้แก่ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ชีวมวล และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน)
2. ฝ่ายเลขานุการ ได้ตรวจสอบมติ กบง. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2559 แล้ว พบว่า มีเจตนารมณ์ให้ กกพ. ดำเนินการเปิดรับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT Bidding สำหรับพลังงานหมุนเวียนประเภทต่างๆ ในพื้นที่ที่มีความพร้อมได้ทันที ยกเว้นชีวมวลให้เปิดรับซื้อเฉพาะในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ก่อนเท่านั้น ซึ่งหนังสือดังกล่าวอาจส่งผลให้การเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชีวมวลในพื้นที่ทั่วไปเกิดความล่าช้าออกไป แต่ไม่ได้ส่งผลให้การเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ เช่น ขยะ พลังงานน้ำ ก๊าซชีวภาพ เป็นต้น ล่าช้าออกไปด้วย และที่ผ่านมา กกพ.
ได้ขอความเห็นชอบขยาย SCOD สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT Bidding มาแล้ว 1 ครั้ง ในการประชุม กพช.
เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยขยายจากภายในปี 2560 เป็นภายในปี 2561 แต่อย่างไรก็ตาม กกพ. คาดว่าอาจจะไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนการดำเนินงานที่เคยเสนอไว้กับ กพช. ซึ่งควรดำเนินการประกาศรับซื้อไฟฟ้าให้แล้วเสร็จทั้งหมดภายในปี 2559 ส่งผลให้เกิดความล่าช้าในการดำเนินงานตามแผน PDP 2015 ในเรื่องของการเร่งรัดกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์จากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้เป็นไปตามแผน ทำให้การวางแผนจัดหาไฟฟ้าของประเทศและเป้าหมายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผน AEDP ล่าช้าออกไป ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้ กกพ. ดำเนินการ ดังนี้ (1) เร่งรัดกระบวนการรับซื้อไฟฟ้า ระยะที่ 1 ประเภทก๊าซชีวภาพ จากน้ำเสีย/ของเสียที่จะเปิดรับเพิ่มเติมให้ครบเป้าหมาย ระยะที่ 1 ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และในพื้นที่ 4 อำเภอ ได้แก่ อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี ของจังหวัดสงขลา และระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในปี 2559 โดยให้คงระยะเวลากำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ภายในปี 2561 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 (2) แต่หากการดำเนินงานของ กกพ. เกิดความล่าช้า และทำให้โครงการไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ภายในปี 2561 เห็นควรให้ กกพ. นำเสนอเหตุผลและ
ความจำเป็นต่อ กบง. เพื่อพิจารณาอีกครั้ง และมอบหมายให้ พพ. รับไปดำเนินการทบทวนอัตรา FiT (สำหรับ VSPP) ใหม่ให้เหมาะสมและสะท้อนต้นทุนกับสถานการณ์ในขณะนั้น และหากอัตรา FiT มีการเปลี่ยนแปลงจากที่ กพช. ได้เคยเห็นชอบไว้แล้วก็ให้นำเสนอ กพช. พิจารณาใหม่อีกครั้ง และ (3) เนื่องจากปัจจุบันมีข้อร้องเรียนถึงกระทรวงพลังงานจากกลุ่มผู้ประกอบการพลังงานก๊าซชีวภาพขนาดเล็กมากที่ถูกตัดสิทธิ์จากการเป็นโครงการที่เคยยื่นขอขายไฟฟ้าแล้วหรือโครงการที่ได้รับเงินสนับสนุนจากภาครัฐ โดยเห็นควรให้ กกพ. รับไปพิจารณาปรับปรุงเงื่อนไขในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากประเภทก๊าซชีวภาพจากน้ำเสีย/ของเสีย ในระยะที่ 1 ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และในพื้นที่ 4 อำเภอ (อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี ของจังหวัดสงขลา) ที่จะเปิดรับเพิ่มเติมให้ครบเป้าหมาย และระยะที่ 2 เพื่อให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการดังกล่าวได้
4. อธิบดี พพ. (นายประพนธ์ วงษ์ท่าเรือ) ได้สรุปการดำเนินการทบทวนอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ของเชื้อเพลิง 3 ประเภท โดย พพ. ได้ประสาน สนพ. เพื่อขอรับทราบแนวทางและวิธีการคำนวณค่า FiT ของเชื้อเพลิงประเภทต่างๆ ที่ สนพ. ได้ดำเนินการไว้ เมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2559 จากนั้น พพ. จึงได้ดำเนินการทบทวนค่า FiT ของเชื้อเพลิง 3 ประเภท ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) โดยพิจารณาจากปัจจัยที่เกี่ยวข้อง 2 ปัจจัย คือ สมมติฐานทางเทคนิค (วงเงินค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้า) และสมมติฐานทางการเงิน ซึ่งผลจากการทบทวน พบว่า ต้นทุนการก่อสร้าง ณ ปัจจุบัน ยังคงเดิม แต่สมมติฐานทางการเงินบางประการได้เปลี่ยนแปลงไป ได้แก่ (1) อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ (Interest rate) ได้ลดลงจากร้อยละ 7.0 ถึง 7.5 เหลือร้อยละ 6 (2) อัตราภาษีเงินได้ (Income tax rate) ได้ลดลงจากร้อยละ 30 เหลือร้อยละ 20 และ (3) ระยะเวลาการยกเว้นภาษี (Tax holiday duration) ของสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน (BOI) เปลี่ยนจากยกเว้นภาษี 8 ปีแรกและเก็บภาษีร้อยละ 50 ของอัตราภาษีเงินได้ในปีที่ 9 - 13 เหลือยกเว้นภาษี 8 ปีแรกเท่านั้น ซึ่งจากการทบทวนสรุปได้ว่า ค่า FiT ที่คำนวณใหม่ ไม่ได้เปลี่ยนแปลงไปจากค่าเดิมอย่างมีนัยสำคัญ
5. ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้ที่ประชุมพิจารณา 2 ประเด็น คือ (1) รับทราบผลการพิจารณาสาเหตุความล่าช้าในการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และเห็นควรให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการเร่งรัดกระบวนการรับซื้อไฟฟ้าระยะที่ 1 และระยะที่ 2 ตามความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ และ (2) เห็นควรให้ยังคงอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการประเภท VSPP ของเชื้อเพลิง 3 ประเภท ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) อัตราเดิม เพื่อใช้สำหรับเป็นอัตราเริ่มต้น ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ต่อไป จนกว่าจะมีการประกาศเปลี่ยนแปลง
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการพิจารณาสาเหตุความล่าช้าในการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
2. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ถึงเดือนมิถุนายน 2562 โดยในส่วนของโรงไฟฟ้าชีวมวลให้ผู้ที่มีส่วนเกี่ยวข้องหารือกันอีกครั้งก่อนวันที่ 15 ธันวาคม 2559
3. เห็นควรให้ยังคงอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการประเภท VSPP ของเชื้อเพลิง 3 ประเภท ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) อัตราเดิม เพื่อใช้สำหรับเป็นอัตราเริ่มต้น ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ต่อไป จนกว่าจะมีการประกาศเปลี่ยนแปลง
เรื่องที่ 3 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนธันวาคม 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 และเมื่อวันที่ 3 เมษายน 2558 ได้เห็นชอบการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และ ปตท.สผ.สยาม) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน
2. จากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก ในเดือนธันวาคม 2559 อยู่ที่ 396 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนพฤศจิกายน 2559 จำนวน 14 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนพฤศจิกายน 2559
อยู่ที่ 35.5051 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าลงจากเดือนตุลาคม 2559 จำนวน 0.2870 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPG Pool) โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และปตท.สผ.สยาม) ปรับลดลง 0.0423 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.6500 บาทต่อกิโลกรัม (387.5835 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 13.6077 บาทต่อกิโลกรัม (383.2618 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
3. จากราคาก๊าซ LPG Pool ของเดือนธันวาคม 2559 ที่ปรับตัวลดลง 0.0423 บาทต่อกิโลกรัม
ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นที่ 0.0423 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.3310 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.2887 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายประมาณ 84 ล้านบาทต่อเดือน (กองทุนน้ำมันฯ มีภาระชดเชยลดลง 15 ล้านบาทต่อเดือน) โดยฐานะกองทุนน้ำมันฯของก๊าซ LPG ณ วันที่ 27 พฤศจิกายน 2559 มีฐานะกองทุนสุทธิ 7,475 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.2887 บาท และเห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 30 พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ทั้งนี้ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 3 ธันวาคม 2559 เป็นต้นไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2559 สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) ในฐานะผู้สอบบัญชีกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ได้จัดส่งรายงานการตรวจสอบงบการเงิน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2558 ของกองทุนน้ำมันฯและข้อสังเกตจากการตรวจสอบงบการเงิน มายังสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) เพื่อให้ สบพน. นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาและดำเนินการตามข้อเสนอแนะ แล้วแจ้งให้ สตง. ทราบภายใน 60 วัน นับแต่วันได้รับหนังสือ โดย สตง. ได้รายงานการตรวจสอบงบการเงินกองทุนน้ำมันฯ สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2558 มีสินทรัพย์รวม 49,262 ล้านบาท เพิ่มจากปีก่อน 37,402 ล้านบาท เนื่องจากในปีงบประมาณ 2558 กองทุนน้ำมันฯ มีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายจำนวนมาก มีหนี้สินรวม 1,564 ล้านบาท ลดลงจากปีก่อนจำนวน 2,784 ล้านบาท เนื่องจากค่าชดเชยราคาค้างจ่ายลดลงตามแนวทางการปรับโครงสร้างราคา LPG ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กำหนดแนวทางให้ปรับเงินจ่ายเข้า/ออก ของกองทุนน้ำมันฯ ให้มีค่าใกล้ศูนย์บาท ส่งผลให้ภาระการจ่ายชดเชย LPG ลดลงจากงวดเดียวกันของปีก่อนและทำให้รายการค่าชดเชยราคาค้างจ่ายลดลงด้วย ผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ สำหรับปีงบประมาณ พ.ศ. 2558 มีรายได้รวม 67,788
ล้านบาท มีค่าใช้จ่ายรวม 27,602 ล้านบาท และมีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 40,186 ล้านบาท
2. สำหรับข้อสังเกตจากการตรวจสอบงบการเงินกองทุนน้ำมันฯ มีดังนี้ (1) การบักทึกรายการทางบัญชีของรายได้จากเงินนำส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไม่เป็นไปตามรายการที่เกิดขึ้นจริง โดยจากเอกสารหลักฐานบ่งชี้ว่ากองทุนน้ำมันฯ ได้รับเงินจริงในวันที่ 24 กรกฎาคม 2558 แต่มีการบันทึกรายการบัญชีในวันที่ 1 กรกฎาคม 2558 ซึ่งยังไม่ได้รับเงิน จึงไม่ตรงกับข้อเท็จจริง และไม่เป็นไปตามระเบียบการเบิกจ่ายเงินจากคลัง การเก็บรักษาเงินและการนำเงินส่งคลัง พ.ศ. 2551 ส่วนที่ 2 การรับเงิน ข้อ 76 ให้ส่วนราชการบันทึกข้อมูลการรับเงินในระบบภายในวันที่ได้รับเงิน... ซึ่ง สตง. เสนอแนะว่าควรกำชับเจ้าหน้าที่ผู้รับผิดชอบให้ปฏิบัติตามระเบียบการเบิกจ่ายเงินจากคลัง การเก็บรักษาเงินและการนำเงินส่งคลัง พ.ศ. 2551 ส่วนที่ 2 การรับเงิน ข้อ 76 อย่างเคร่งครัด เพื่อให้การแสดงรายการทางบัญชีและสถานะทางการเงินครบถ้วน ถูกต้อง ตรงตามข้อเท็จจริงที่เกิดขึ้น และ (2) การนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของกรมศุลกากรล่าช้าจำนวน 807 วัน (วันที่ 8 พฤษภาคม 2556 – 24 กรกฏาคม 2558)ซึ่งไม่เป็นไปตามคำสั่งนายกรัฐมนตรี และประมวลระเบียบปฏิบัติศุลกากร พ.ศ. 2556 กล่าวคือ ตั้งแต่วันที่กรมศุลกากรดำเนินการออกแบบแจ้งประเมิน/เรียกเก็บอากรขาเข้า/ขาออก ภาษีสรรพสามิต ภาษีมูลค่าเพิ่มและภาษีอื่นๆ เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2556 และออกเช็คคืนเงินประกันให้ผู้ค้าน้ำมันแล้วเมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2556 จนถึงวันที่นำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ วันที่ 24 กรกฎาคม 2558 ซึ่งแยกความล่าช้าในการดำเนินการเป็น 2 ขั้นตอน
คือ ดำเนินการจากวันที่กรมศุลกากรออกเช็คคืนเงินประกันภาษีให้ผู้ค้าน้ำมัน เมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2556 จนถึงวันที่ผู้ค้าได้ยื่นคำร้องพร้อมใบนำส่งเงิน ลงวันที่ 21 เมษายน 2558 มีระยะเวลา 713 วัน และการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากวันที่ผู้ค้าน้ำมันได้ยื่นคำร้องฯ ลงวันที่ 21 เมษายน 2558 ถึงวันที่ส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ เมื่อวันที่ 24 กรกฎาคม 2558 มีระยะเวลา 94 วัน ซึ่งกรณีดังกล่าวเกิดจากการขาดระบบการควบคุมและติดตาม เนื่องจาก
ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีฯ และระเบียบฯ ที่เกี่ยวข้องมิได้กำหนดขั้นตอนของการเร่งรัดติดตามให้ผู้ค้าน้ำมันฯ ผู้นำเข้าน้ำมันเมื่อจ่ายชำระอากรขาเข้าพร้อมกับการชำระภาษีอากรแล้วต้องรีบนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จึงส่งผลให้ในการยื่นคำร้องของผู้ค้าน้ำมันเพื่อเป็นการถอนเงินประกันแล้วนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ มีความล่าช้ามาก ซึ่ง สตง. มีข้อเสนอแนะว่าควรพิจารณากำหนดมาตรการ แนวทางในการควบคุมและติดตามการนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อมิให้เกิดความล่าช้า และควรสั่งการให้ตรวจสอบและติดตามหน่วยงานที่เกี่ยวข้องว่ายังมีผู้ค้าน้ำมันที่ยังไม่ได้นำเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อีกหรือไม่ เพื่อป้องกันมิให้เกิดความสูญเสียผลประโยชน์ทางเศรษฐกิจที่ควรจะได้รับและโอกาสในการบริหารจัดการเงินของกองทุนน้ำมันฯ ให้มีสภาพคล่องเพียงพอสำหรับการรักษาราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงภายในประเทศ และการประมาณการฐานะของกองทุนที่สะท้อนถึงความเป็นจริง
3. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2559 สบพน. ได้เสนอรายงานการตรวจสอบงบการเงินของกองทุนน้ำมันฯ และข้อสังเกตจากการตรวจสอบงบการเงิน ต่อที่ประชุมคณะกรรมการ สบพน. เพื่อพิจารณาและดำเนินการตามข้อเสนอแนะของ สตง. ซึ่งคณะกรรมการ สบพน. เห็นชอบให้ดำเนินการตามข้อเสนอแนะของ สตง. ดังนี้ (1) กำชับเจ้าหน้าที่ผู้รับผิดชอบให้ปฏิบัติตามระเบียบการเบิกจ่ายเงินจากคลัง การเก็บรักษาเงินและการนำเงินส่งคลัง พ.ศ. 2551 ส่วนที่ 2 การรับเงิน ข้อ 76 ของกระทรวงการคลังอย่างเคร่งครัด เพื่อให้การแสดงรายการทางบัญชีและสถานะทางการเงินครบถ้วน ถูกต้อง ตรงตามข้อเท็จจริงที่เกิดขึ้น (2) ให้ สบพน. ประสานกับกรมศุลกากรเพื่อดำเนินการให้ผู้ค้าน้ำมันที่วางเงินประกันเงินส่งเข้ากองทุนกองทุนน้ำมันฯ แล้ว แต่ยังไม่ได้นำเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่มีอยู่จำนวน 8 ฉบับ เป็นจำนวนเงินรวม 112,571,824 บาท ให้เร่งดำเนินการนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ รวมทั้งพิจารณาปรับปรุงแนวปฏิบัติการนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของกรมศุลกากรตามข้อเสนอแนะของ สตง. ต่อไป
4. สบพน. จึงได้เสนอรายงานการตรวจสอบงบการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2558 และขอความเห็นชอบแนวทางการดำเนินการตามข้อเสนอแนะของ สตง.
มติของที่ประชุม
1. รับทราบรายงานการตรวจสอบงบการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2558 และข้อสังเกตของสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน
2. เห็นชอบแนวทางการดำเนินการตามข้อเสนอแนะของสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน ดังนี้
(1) กำชับเจ้าหน้าที่ผู้รับผิดชอบให้ปฏิบัติตามระเบียบการเบิกจ่ายเงินจากคลัง การเก็บรักษาเงินและการนำเงินส่งคลัง พ.ศ. 2551 ส่วนที่ 2 การรับเงิน ข้อ 76 ของกระทรวงการคลังอย่างเคร่งครัด เพื่อให้การแสดงรายการทางบัญชีและสถานะทางการเงินครบถ้วน ถูกต้อง ตรงตามข้อเท็จจริงที่เกิดขึ้น
(2) ให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) ประสานกับกรมศุลกากรเพื่อดำเนินการให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิง ที่วางเงินประกันเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงแล้ว แต่ยังไม่ได้นำเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ที่มีอยู่จำนวน 8 ฉบับ เป็นจำนวนเงินรวม 112,571,824 บาท ให้เร่งดำเนินการนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้งพิจารณาปรับปรุงแนวปฏิบัติการนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของกรมศุลกากรตามข้อเสนอแนะของสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการบริหารจัดการกิจการก๊าซธรรมชาติและ LNG เพื่อความมั่นคง และมีมติเห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ขนาด 5 ล้านตันต่อปี โดย กฟผ. เป็นผู้ดำเนินโครงการ และมีการประมาณการเงินลงทุนรวม 24,500 ล้านบาท กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2567 และให้รายงานความก้าวหน้าการดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบนเป็นระยะๆ และต้องเกิดความชัดเจนว่าจะสามารถดำเนินการได้ทันตามแผนภายในเดือนธันวาคม พ.ศ. 2561 สำหรับในกรณีที่ กฟผ. ไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผน กระทรวงพลังงานจะได้ดำเนินการเตรียมแผนสำรองรองรับ รวมทั้งให้ กฟผ. รายงานผลการพิจารณาการวิเคราะห์ด้านเศรษฐศาสตร์ที่ได้ปรับปรุงตามความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต่อ กบง. ในวันที่ 2 ธันวาคม 2559 และเห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมาร์ [F-3] ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2570 โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปดำเนินการศึกษาในรายละเอียดความจำเป็นของโครงการให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และนำเสนอผลการศึกษาต่อ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. สืบเนื่องจากที่กรรมการกำกับกิจการพลังงาน กกพ. (นายวัชระ คุณาวัฒนาวุฒิ) ได้ขอความชัดเจนในกรณีการสร้าง FSRU ของ กฟผ. เนื่องจากมีความกังวลเกี่ยวกับเรื่องค่าผ่านท่อ ว่าการเชื่อมต่อ FSRU
ต้องเชื่อมผ่านระบบท่อของ ปตท. ที่มีอยู่แล้ว ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อค่าผ่านท่อและอาจเป็นภาระต่อผู้ใช้ก๊าซฯ รายอื่นๆ และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้สั่งการให้ กฟผ. นำความเห็นของ กกพ. ไปพิจารณาให้เกิดความชัดเจนและนำกลับมาเสนอต่อ กบง. ต่อไป กฟผ. ได้พิจารณาแล้วสรุปได้ดังนี้ (1) การคำนวณค่าบริการ
ส่งก๊าซฯ เมื่อมีโครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบนของ กฟผ. ใช้หลักเกณฑ์ตามคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ธันวาคม 2550 ที่ใช้ปัจจุบัน คือ ใช้หลักเกณฑ์ Roll - in Adjustment โดยรวมเงินลงทุนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติใหม่เข้าระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติปัจจุบัน ซึ่งไม่ทำให้เกิดภาระต่อผู้ใช้ก๊าซฯ รายอื่นๆ เนื่องจากอัตราค่าผ่านท่อสำหรับผู้ใช้ก๊าซฯ ทุกรายเท่ากัน (2) โครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน เป็นโครงการเพื่อรองรับการจัดหา LNG ตามความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศที่จะมีความต้องการเพิ่มสูงขึ้นจากประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ที่ปรับปรุงใหม่ ซึ่งจะไม่ส่งผลกระทบต่อโครงสร้างพื้นฐานเดิมที่ได้รับอนุมัติไปก่อนหน้า
3. ผลการศึกษาเบื้องต้นโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมาร์ (โครงการ Myanmar – Thailand LNG Receiving Terminal) สรุปความเป็นมาและสาระสำคัญการดำเนินโครงการได้ดังนี้
3.1 กระทรวงพลังงานของไทยและเมียนมาร์ ได้ลงนามใน MOU ความร่วมมือด้านพลังงาน และจัดตั้ง Joint Working Committee (JWC) และ Joint Working Group (JWG) เพื่อร่วมผลักดันโครงการด้านพลังงาน
ที่สำคัญผ่านกระบวนการ G-to-G ซึ่งรวมถึงโครงการ LNG Receiving Terminal ระหว่างไทยและเมียนมาร์
โดยกำหนดให้ ปตท. เป็นกรรมการและเลขานุการ ซึ่ง ปตท. ได้เริ่มดำเนินการตามแผนการลงทุนและพัฒนาโครงการฯ เพื่อเพิ่มความมั่นคงด้านพลังงานในระยะยาวแก่ประเทศไทย ในการรับ LNG ประเทศเมียนมาร์และแปรสภาพ LNG ให้เป็นก๊าซธรรมชาติ เพื่อส่งผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่มีอยู่ในปัจจุบัน เข้ามายังประเทศไทย ทั้งนี้การจ่ายก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตกมีปริมาณประมาณร้อยละ 18 ของปริมาณการใช้ก๊าซในประเทศไทย ซึ่งส่งผลอย่างมีนัยสำคัญต่อการผลิตไฟฟ้าและการบริหารคุณภาพก๊าซฯ รวมถึงผลกระทบด้านสัญญาที่ ปตท. มีข้อผูกพันต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในการจ่ายก๊าซฯ ให้ได้ตามที่กำหนด นอกจากนั้น การพัฒนาโครงการ LNG Receiving Terminal ในประเทศเมียนมาร์ ยังเป็นช่องทางที่สำคัญในการแสวงหาโอกาสการขยายธุรกิจและการลงทุนต่อเนื่องใน Gas Value Chain ของ ปตท. อีกด้วย
3.2 ปตท. ได้เริ่มดำเนินการตามแผนการพัฒนาโครงการ Myanmar – Thailand LNG Receiving Terminal โดยมีขอบเขตการดำเนินงานและความก้าวหน้าของโครงการ ดังนี้
(1) ขอบเขตการดำเนินงาน ประกอบด้วย การพัฒนาโครงการในเฟส 1 เพื่อส่งก๊าซฯ กลับมาประเทศไทยในระยะเริ่มแรกเป็นส่วนใหญ่ และส่งก๊าซฯ ให้เมียนมาร์อีกส่วนหนึ่งเพื่อช่วยส่งเสริมและสนับสนุนให้มีการเติบโตทางเศรษฐกิจและส่งผลให้เกิดความต้องการใช้ก๊าซฯ เติบโตสูงขึ้น ซึ่งนำมาสู่การพัฒนาโครงการในเฟส 2 ที่จะตอบสนองความต้องการพลังงานในไทยและเมียนมาร์อย่างถาวรและยั่งยืน
(2) แผนการดำเนินงาน (Overall) โครงการฯ ตามกรอบเวลาของแผนการดำเนินงานในช่วงปี 2558 – 2560 คณะกรรมการ JWG จะร่วมกันพิจารณารายละเอียดที่เกี่ยวข้องทั้งหมด และ Myanmar Investment Commission (MIC) จะพิจารณาอนุมัติและส่งเสริมการลงทุนของโครงการฯ และคาดว่าจะเริ่มก่อสร้างได้ช่วงไตรมาสที่ 2 ของปี 2561 โดยใช้เวลาก่อสร้าง 3 – 4 ปี และ
(3) ความก้าวหน้าโครงการที่สำคัญ เช่น คณะกรรมการ JWC (วันที่ 10 มิถุนายน 2559) และ JWG (วันที่ 22 กรกฎาคม 2559) เห็นชอบการเข้าพื้นที่ทำ Site Survey และแผนการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการของ ปตท. และ ปตท. ได้ศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการร่วมกับที่ปรึกษาด้านเทคนิค ด้านพาณิชยกิจ ด้านกฎหมายและภาษี ซึ่งมีกำหนดแล้วเสร็จในเดือนธันวาคม 2559
(4) สรุปผลการศึกษาเบื้องต้น โครงการฯ ได้ทำ Site Selection และ Technical Studies พบว่า
(5) การเชื่อมต่อกับท่อส่งก๊าซที่มีอยู่ในปัจจุบัน อยู่ระหว่างศึกษาความเป็นไปได้ในการใช้ท่อส่งก๊าซที่มีอยู่ในปัจจุบัน (Yadana, Yetagun, Zawtika) ร่วมกับ Operators ทั้ง 3 ราย (Total, Petronas, PTTEP) เพื่อส่งก๊าซจากโครงการมายังประเทศไทยโดยได้ผลการศึกษาเบื้องต้นถึงจุดเชื่อมต่อที่เหมาะสมบริเวณ Operation Center ของท่อส่งก๊าซทั้ง 3 เส้น ซึ่งห่างจากชายฝั่งประมาณ 10 กิโลเมตร
(6) แผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว โครงการ Myanmar-Thailand LNG Receiving Terminal สามารถพัฒนาให้แล้วเสร็จได้ ภายในปี 2565 ตามแผนงานปัจจุบัน ซึ่งจะเร็วกว่าที่กำหนดในแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว และ
(7) โครงการฯ มีแผนการดำเนินงานขั้นต่อไป คือการนำเสนอผลการศึกษา Pre-Feasibility Study ต่อ JWC พิจารณาให้ความเห็นชอบ ก่อนจะขออนุมัติโครงการขั้นสุดท้ายต่อ Myanmar Investment Commission ก่อนดำเนินการก่อสร้าง ซึ่งคาดว่ากระบวนการทั้งหมดจะเสร็จสิ้นภายในปี 2565
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 สถานการณ์ไฟฟ้าภาคใต้
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันระบบไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในภาคใต้ มีกำลังผลิตไฟฟ้ารวมประมาณ 3,089.5 เมกะวัตต์ ขณะที่ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดของภาคใต้เท่ากับ 2,713 เมกะวัตต์ เกิดขึ้นเมื่อวันที่ 28 เมษายน 2559 เวลา 19.30 น. จะเห็นได้ว่า กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองในพื้นที่ของระบบไฟฟ้าภาคใต้ไม่เพียงพอกรณีรองรับเหตุสุดวิสัยโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่สุดในพื้นที่ (โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ขนาด 710 เมกะวัตต์) หยุดกะทันหัน นอกจากนั้นโครงการโรงไฟฟ้ากระบี่มีความล่าช้าออกไปจากเดือนธันวาคม 2562 ดังนั้น โรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่เข้าระบบเร็วที่สุดคือ โรงไฟฟ้าเทพา เครื่องที่ 1 ที่จะเข้าในปี 2564 ทำให้ช่วงระหว่างปี 2560-2563 จำเป็นต้องมีการบริหารจัดการความเสี่ยง
2. ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP 2015) การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าใหม่
ในภาคใต้ ประกอบด้วย กำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP 2015) รวมทั้งสิ้น 2,465 เมกะวัตต์ ซึ่งในปี 2559 มีกำลังผลิตไฟฟ้าจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วประมาณ 676 เมกะวัตต์ ดังนั้นในช่วงระหว่างปี 2560-2579 จะมีกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่เพิ่มเข้ามาในระบบอีกประมาณ 1,800 เมกะวัตต์ ซึ่งส่วนใหญ่จะเป็นพลังงานลม และชีวมวล ในส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิล จะเป็นโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดจำนวน 4 โรง รวมกำลังผลิตไฟฟ้า 3,800 เมกะวัตต์ ประกอบไปด้วยโรงไฟฟ้ากระบี่ โรงไฟฟ้าเทพา และโรงไฟฟ้าใหม่ การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดดังกล่าวเป็นไปตามนโยบายของภาครัฐด้านการกระจายเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ช่วยเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และลดการพึ่งพาก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า ที่ปัจจุบันใช้ในการผลิตไฟฟ้าถึงประมาณร้อยละ 70 และในแต่ละปีจะมีเหตุการณ์หยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติ ส่งผลกระทบต่อกำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ
3. การพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของภาคใต้ มีโครงการที่ได้รับการอนุมัติแล้วได้แก่ โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันตกและภาคใต้เพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า โดยโครงการดังกล่าวจะช่วยเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคใต้ รวมทั้งรองรับพลังงานหมุนเวียนที่จะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามแผน AEDP 2015 ดังที่กล่าวมาแล้ว โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าแบ่งออกเป็น 2 ระยะ ได้แก่ระยะที่ 1 ก่อสร้างสายส่ง 500 เควี วงจรคู่ จาก จอมบึง-บางสะพาน 2 – สุราษฎร์ธานี 2 – ภูเก็ต 3 กำหนดแล้วเสร็จในปี 2562 และระยะที่ 2 ก่อสร้างสายส่ง 500 เควี วงจรคู่ จาก บางสะพาน 2- สุราษฎร์ธานี 2 กำหนดแล้วเสร็จในปี 2565
4. หากแนวทางการดำเนินการเกี่ยวกับโรงไฟฟ้ากระบี่ มีข้อสรุปให้โครงการสามารถดำเนินการต่อได้ภายในเดือนธันวาคม 2559 จะสามารถเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาได้ภายในเดือนมีนาคม 2561 โรงไฟฟ้ากระบี่จะสามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ในเดือนมกราคม 2565 ในส่วนของโรงไฟฟ้าเทพาปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการพิจารณาของคณะกรรมการผู้ชำนาญการพิจารณารายงานผลกระทบสิ่งแวดล้อม (คชก.) ให้ความเห็นชอบ
ตามแผนหากโครงการโรงไฟฟ้าเทพาได้รับการอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีในเดือนตุลาคม 2560 โรงไฟฟ้าเทพาจะสามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ในเดือนตุลาคม 2564
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 ข้อสรุปการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 มีมติเห็นชอบในหลักการ เรื่อง Roadmap การดำเนินการเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยแบ่งการดำเนินงานเป็นสองระยะ ดังนี้
ระยะที่ 1 กำหนดแผนยุทธศาสตร์ในการส่งเสริมการแข่งขันในส่วนของการนำเข้าให้เกิดผู้นำเข้ามากกว่า
หนึ่งราย โดยได้แบ่งขั้นตอนการดำเนินงานส่งเสริมการแข่งขันในส่วนนำเข้าเป็น 4 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1.1 ยกเลิกมาตรการต่างๆ ที่ไม่เอื้อต่อการให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นนำเข้า ระยะที่ 1.2 เปิดส่วนแบ่งปริมาณนำเข้าให้ผู้ประกอบการรายอื่น (นอกเหนือจาก ปตท.) ด้วยระบบโควต้า โดยใช้ราคานำเข้าที่ CP+85 เหรียญสหรัฐต่อตัน
ระยะที่ 1.3 เปิดส่วนแบ่งปริมาณนำเข้าให้ผู้ประกอบการรายอื่น (นอกเหนือจาก ปตท.) ด้วยระบบโควต้า โดยใช้ราคานำเข้าที่ CP+X เหรียญสหรัฐต่อตัน ซึ่ง X เป็นสูตรคงที่อ้างอิงกับดัชนีที่เหมาะสม สะท้อนต้นทุนการขนส่งและจัดหาซึ่งปรับตามตลาดโลก และระยะที่ 1.4 เปิดการประมูลการนำเข้าก๊าซ LPG เมื่อมีผู้ค้ามาตรา 7 สามารถนำเข้าได้มากกว่าหนึ่งราย และประสงค์จะนำเข้ามากกว่าปริมาณนำเข้าที่ประเทศต้องการ และระยะที่ 2 ลดการควบคุมธุรกิจการผลิตและจัดหาลงอย่างต่อเนื่องจนนำไปสู่การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ ในลักษณะเดียวกันกับธุรกิจน้ำมัน ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 7 กรกฎาคม 2559 กบง. ได้รับทราบรายงานความคืบหน้าการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจ
ก๊าซ LPG ว่า จะไม่มีการนำเข้าก๊าซ LPG ในเดือนกรกฏาคมและสิงหาคม 2559 และจากความต้องการภายในประเทศที่ลดลงอย่างต่อเนื่อง จึงคาดการณ์ว่าจะไม่มีปริมาณนำเข้าที่สามารถนำมาประมูลได้ในปีนี้และอาจจะต่อเนื่องนานถึงปีหน้า ซึ่งส่งผลให้การเปิดประมูลนำเข้าก๊าซ LPG อาจจะไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนที่วางไว้
2. การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG มีความจำเป็นและรัฐควรเตรียมพร้อมแต่เนิ่นๆ เพื่อรองรับการนำเข้าที่จะมีมากขึ้นอย่างมากในอนาคตอันใกล้ จากการผลิต LPG ของโรงแยกก๊าซฯ ที่จะลดต่ำลงหลังช่วงสิ้นสุดอายุสัมปทานในปี 2565-2566 โดยจำเป็นต้องสร้างระบบที่เอื้อให้ตลาดเกิดการแข่งขัน ขจัดอุปสรรคและข้อจำกัดที่มีในปัจจุบันให้เกิดผู้นำเข้ารายอื่นนอกเหนือจาก ปตท. รวมถึงส่งสัญญาณให้ผู้ประกอบการเริ่มลงทุนเพิ่มเติม โดยมีหลักการของการเปิดเสรี คือ (1) สร้างแรงจูงใจให้มีผู้ผลิตและผู้จัดหา LPG เพิ่มขึ้น ให้ตลาดเกิดการแข่งขันมากขึ้น (2) การเปิดเสรีและปรับโครงสร้างราคาจะให้มีผลกระทบต่อผู้บริโภคน้อยที่สุด ทั้งการใช้เป็นเชื้อเพลิงและการใช้เป็นวัตถุดิบในปิโตรเคมี (3) ยังคงใช้ประโยชน์จาก LPG ที่ผลิตจากทรัพยากรในประเทศที่มีราคาถูกกว่าให้มากที่สุด
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอความเห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ซึ่งจะแบ่งการดำเนินการ
เป็นสองระยะ โดยเริ่มต้นจากการเปิดเสรีเฉพาะส่วนนำเข้าก่อน เพื่อไม่ให้การเปิดเสรีกระทบถึงราคาขายปลีก และ
เมื่อตลาดเกิดความพร้อมจึงดำเนินการเปิดเสรีทั้งระบบในขั้นตอนต่อไป โดยมีแผนการดำเนินการตามขั้นตอน คือ
ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ จะเริ่มดำเนินการเปิดเสรีเฉพาะส่วนนำเข้าเท่านั้น แต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นฯ และโรงแยกก๊าซฯ โดยจะยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้าของประเทศ และให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป็นผู้พิจารณาถึงการส่งออกเนื้อก๊าซที่ผลิตในประเทศ และต่อไปในระยะที่ 2 จะเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ และเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดการแข่งขันมีความพร้อม (มีผู้นำเข้าหลายราย มีปริมาณการนำเข้าจากผู้ประกอบการรายอื่นจำนวนมากพอสมควร) โดยให้ ธพ. พิจารณาถึงความพร้อมด้านการแข่งขันในส่วนผลิตและจัดหาที่เพียงพอและไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคาก๊าซ LPG เพื่อนำเสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบต่อไป
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอเสนอให้เริ่มดำเนินการเปิดเสรีส่วนนำเข้า (ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ) ตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ คือ
4.1 การกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) แบ่งเป็น 1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับ จำหน่ายภาคปิโตรเคมีที่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบ
ถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม และ 2) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาค ปิโตรเคมีโดยไม่มีสัญญาซื้อ-ขายเดิม เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการอ้างอิงด้วยราคานำเข้า โดยยังคงกำหนดการคำนวณอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในส่วนผลิตและจัดหาของโรงแยกก๊าซฯ และโรงกลั่นฯ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาของโรงแยกก๊าซฯ และโรงกลั่นน้ำมันฯ กับราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น ตามลำดับ
4.2 การผลิตและจัดหา แบ่งเป็น 1) การนำเข้า ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคานำเข้าที่ CP+85 เหรียญสหรัฐ/ตัน เป็นราคา CP บวกค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (CP+X) และยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคานำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศที่ถูกกำหนดโดย ธพ. 2) โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคาจาก CP-20 เป็น CP เหรียญสหรัฐ/ตัน เพื่อจูงใจให้เพิ่มกำลังการผลิตและลดโอกาสในการนำเข้าให้ได้มากที่สุด 3) โรงแยกก๊าซฯ และ ปตท.สผ.สยามฯ ภาครัฐจะยังกำกับดูแลกลไกราคาตามนโยบายรัฐบาลที่กำหนดให้ราคาจะต้องสะท้อนต้นทุน โดยใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนที่แท้จริง (cost plus) ในการกำหนดราคา และ 4) การส่งออก ปัจจุบันอนุญาตให้ส่งออกเฉพาะเนื้อก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศเท่านั้น (นำเข้าเพื่อส่งออก) หลังจากยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้า ให้ ธพ. เป็นผู้ควบคุมและพิจารณาถึงความเหมาะสมของการส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ที่ผลิตภายในประเทศ
4.3 การจำหน่าย ยังคงประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ ในช่วงเปลี่ยนผ่าน เพื่อป้องกันการสมยอมในการตั้งราคาหากยังไม่เกิดการแข่งขันที่เพียงพอในส่วนการผลิตและจัดหา พร้อมทั้งศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่ เพื่อใช้ในการติดตามและดูแลราคาให้เหมาะสม เป็นธรรม
4.4 มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน มอบหมายให้ ธพ. สามารถมีอำนาจสั่งการให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้า LPG แบบฉุกเฉิน (prompt cargo) ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม รวมถึงศึกษามาตรการเพิ่มสำรอง LPG ใหม่ และมาตรการการปันส่วนก๊าซ LPG (ในภาวะฉุกเฉิน) ให้คุ้มครองราคาภาคครัวเรือน
4.5 มาตรการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ยังคงใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นเครื่องมือสำคัญในการป้องกันภาวะขาดแคลนและการรักษาเสถียรภาพด้านราคา
4.6 คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้า และรับ/จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศ กำหนดให้ ปตท. ต้องเปิดระบบคลังดังกล่าวให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ดังนี้
ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ
เปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน
ระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ
ยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของกรมธุรกิจพลังงาน
2. เห็นชอบการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ ซึ่งจะเริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้
2.1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น)
ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน ดังนี้
ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม
ส่วนที่ 2 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ ดังนี้
ราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง + ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ |
โดยที่
(1) CP คือ ราคาประกาศเปโตรมิน ณ ราสทานูรา ซาอุดีอาราเบีย ด้วยสัดส่วนระหว่างโพรเพนและบิวเทน เท่ากับ 50:50 ณ เดือนที่คำนวณราคา (2) ค่าขนส่ง (Freight) คือ ค่าใช้จ่ายในการขนส่งก๊าซ LPG จาก ราสทานูรา ประเทศซาอุดีอาระเบีย มายัง อ. ศรีราชา ประเทศไทย เฉลี่ยเดือนก่อนหน้า (3) ค่าประกันภัย (Insurance) เท่ากับ ร้อยละ 0.005 ของ Cost and Freight (CFR) (4) ค่าการสูญเสีย (Loss) เท่ากับ ร้อยละ 0.5 ของ Cost, Insurance and Freight (CIF) (5) ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ประกอบด้วย - Surveyor/witness Fee & Lab expense - Management Fee - Demurrage - Import Duty - Depot - Others (6) อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยที่ธนาคารพาณิชย์ขายให้กับลูกค้าธนาคารทั่วไปที่ประกาศโดยธนาคารแห่งประเทศไทย เฉลี่ยเดือนก่อนหน้า |
ทั้งนี้ เมื่อ พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ
2.2 อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนผลิตและจัดหายกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงหรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรมาติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก
2.3 การผลิต การจัดหา และการส่งออกการนำเข้า ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคานำเข้าที่ CP+85 เหรียญสหรัฐ/ตัน เป็นราคา CP บวกค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (CP+X) และยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศที่ถูกกำหนดโดยกรมธุรกิจพลังงานโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคาจาก CP-20 เป็น CP เหรียญสหรัฐ/ตัน เพื่อวัตถุประสงค์สำคัญในการสร้างแรงจูงใจให้เพิ่มกำลังการผลิตและนำก๊าซ LPG ที่ผลิตได้จำหน่ายเข้าสู่ระบบเพิ่มขึ้น เป็นการลดโอกาสในการนำเข้าให้ได้มากที่สุด
โรงแยกก๊าซธรรมชาติ และ บริษัท ปตท.สผ.สยามฯ ภาครัฐจะยังกำกับดูแลกลไกราคาตามนโยบายรัฐบาลที่กำหนดให้ราคาจะต้องสะท้อนต้นทุน โดยใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนที่แท้จริง (cost plus) ในการกำหนดราคา โดยในส่วนระบบของ บริษัท ปตท.สผ.สยามฯ ที่อยู่ภายใต้การบังคับของ พระราชบัญญัติปิโตรเลียม ให้ดำเนินการตามกฎและระเบียบของกฎหมายนั้น การส่งออก กรมธุรกิจพลังงานเป็นผู้ควบคุมดูแลและพิจารณาการขอส่งออกเนื้อก๊าซ LPG รวมทั้งการกำหนดเงื่อนไขประกอบต่างๆ ที่จำเป็น
2.4 การจำหน่าย ยังคงประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ ในช่วงเปลี่ยนผ่าน เพื่อป้องกันการสมยอมในการตั้งราคาหากยังไม่เกิดการแข่งขันที่เพียงพอในส่วนการผลิตและจัดหา พร้อมทั้งศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่ เพื่อใช้ในการติดตามและดูแลราคาให้เหมาะสม เป็นธรรม
2.5 มาตรการป้องกันภาวการณ์ขาดแคลน มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานมีอำนาจสั่งการให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน (prompt cargo) ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยสามารถได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามต้นทุนจริง รวมถึงศึกษามาตรการเพิ่มสำรองก๊าซ LPG ใหม่ และมาตรการการปันส่วนก๊าซ LPG (ในภาวะฉุกเฉิน) ให้คุ้มครองราคาภาคครัวเรือน
2.6 มาตรการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ยังคงใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นเครื่องมือสำคัญในการป้องกันภาวการณ์ขาดแคลนและการรักษาเสถียรภาพด้านราคา
2.7 คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้า และรับ/จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศ กำหนดให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ต้องเร่งรัดให้มีการเปิดบริการระบบคลังดังกล่าวให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA)
3. มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการ ดังนี้
3.1 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ดำเนินการออกประกาศกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและอัตราเงินชดเชยของก๊าซ LPG รวมถึงศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่
3.2 กรมธุรกิจพลังงาน ดำเนินการตรวจสอบปริมาณก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ที่จำหน่ายให้ภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ - ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กำกับดูแลการนำเข้าและส่งออก เตรียมมาตรการป้องกันภาวการณ์ขาดแคลน และสำรวจข้อมูลราคาขายส่งและราคาขายปลีกก๊าซ LPG (ขนาดถัง 15 กิโลกรัม) ในเขตกรุงเทพมหานคร
3.3 บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการจัดทำระเบียบการใช้คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ให้แก่บุคคลที่สามใช้ได้ (Third Party Access: TPA) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนเมษายน 2560
3.4 สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (พลังงานจังหวัด) ทำการสำรวจและเก็บข้อมูลราคาขายส่งและราคาขายปลีกก๊าซ LPG (ขนาดถัง 15 กิโลกรัม) ทุกจังหวัดทั่วประเทศยกเว้นกรุงเทพมหานคร
กบง. ครั้งที่ 32 - วันศุกร์ที่ 18 พฤศจิกายน 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 20/2559 (ครั้งที่ 32)
เมื่อวันศุกร์ที่ 18 พฤศจิกายน 2559 เวลา 15.30 น.
1. แผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564
2. ข้อสรุปการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
3. แนวทางการบริหารจัดการกิจการก๊าซธรรมชาติและ LNG เพื่อความมั่นคง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 แผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2558 มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 โดย (1) เห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 และมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน (พน.) กระทรวงมหาดไทย คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และหน่วยงานอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด ตามแผนแม่บทต่อไป ทั้งนี้จะต้องคำนึงถึงความคุ้มค่าของการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดและให้มีผลกระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนให้น้อยที่สุด และ (2) มอบหมายให้ พน. โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อใช้ในการขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาอนุมัติในรายละเอียดต่อไป
2. สนพ. ได้ดำเนินโครงการพัฒนาแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย โดยคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2558 ที่ประชุมเห็นชอบในแนวทางการดำเนินโครงการ โดยมีหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง อันได้แก่ สำนักงาน กกพ. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) กฟผ. กฟน. กฟภ. สถาบันวิจัย และสถาบันการศึกษา ร่วมดำเนินการจัดทำแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย
3. เมื่อวันที่ 22 กันยายน 2559 และวันที่ 8 พฤศจิกายน 2559 คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) ได้พิจารณาให้ความเห็นชอบแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 รวมทั้งเห็นชอบกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนฯ และให้นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป โดยสาระสำคัญของแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย มีดังนี้
3.1 วัตถุประสงค์ แผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย เป็นการดำเนินการภายใต้กรอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด ของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 เพื่อให้เกิดการนำไปปฏิบัติในเชิงรูปธรรม ในระยะสั้น ครอบคลุมช่วงปีพ.ศ. 2560 – 2564 ซึ่งเป็นระยะการพัฒนาโครงการนำร่องเพื่อทดสอบความเหมาะสมทางเทคนิคและความคุ้มค่าของการลงทุนในแต่ละเทคโนโลยี และนำผลที่ได้จากการศึกษา ทดสอบ และวิจัยสำหรับแต่ละเทคโนโลยีในโครงการนำร่องมาพิจารณาทบทวนถึงความเหมาะสมในการนำไปใช้พัฒนาจริงในระยะต่อไป
3.2 แนวทางการดำเนินการขับเคลื่อนด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 การดำเนินการพัฒนาระบบสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น ได้กำหนดให้มีการดำเนินการพัฒนาและขับเคลื่อน 5 เทคโนโลยีหลัก ซึ่งมีความสอดคล้องกับกรอบการดำเนินงานในระยะสั้นตามแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 ได้แก่ (1) ระบบบริหารจัดการพลังงาน (2) การออกแบบกลไกราคาและสิ่งจูงใจ และการตอบสนองด้านความต้องการใช้ไฟฟ้า (3) ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็ก (4) ระบบกักเก็บพลังงาน (5) การพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และเพื่อให้การดำเนินการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้นเกิดประสิทธิภาพสูงสุด จึงได้กำหนดการพัฒนาทั้ง 5 เทคโนโลยีให้อยู่ภายใต้ 3 เสาหลักของการขับเคลื่อนด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ได้แก่ (1) เสาหลักที่ 1: การตอบสนองด้านความต้องการไฟฟ้าและระบบบริหารจัดการพลังงาน (2) เสาหลักที่ 2: ระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (3) เสาหลักที่ 3: ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กและระบบกักเก็บพลังงาน
3.3 แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 กระบวนการขับเคลื่อนภายใต้แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 อ้างอิงเสาหลักทั้ง 3 เสาเป็นหลัก โดยจะประกอบด้วยการศึกษา วิจัยและพัฒนา การนำร่องและสาธิตและการเตรียมการเพื่อการใช้งานเชิงพาณิชย์ นอกจากนี้ จะมีการสนับสนุนจากกิจกรรมอื่นๆ ซึ่งมิได้อยู่ภายใต้เสาหลักหนึ่งเสาหลักใด แต่มีความสำคัญในภาพรวมและจำเป็นต้องได้รับการดำเนินการคู่ขนานไปด้วย ได้แก่ การพัฒนาขีดความสามารถในประเทศ การสื่อสารและสร้างความเข้าใจกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสียและบุคคลทั่วไป การเตรียมการแหล่งเงินทุนสนับสนุน จนถึงการจัดทำร่างแผนการขับเคลื่อนระยะปานกลาง ทั้งนี้ โครงสร้างและส่วนประกอบของแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น มีดังต่อไปนี้ (1) การเตรียมโครงสร้าง (2) เสาหลักที่ 1: การตอบสนองด้านความต้องการไฟฟ้าและระบบบริหารจัดการพลังงาน (DR & EMS) (3) เสาหลักที่ 2: ระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (RE Forecast) (4) เสาหลักที่ 3: ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กและระบบกักเก็บพลังงาน (Micro Grid & ESS) (5) การพัฒนาขีดความสามารถด้านสมาร์ทกริดในประเทศ (6) การสื่อสารและสร้างความเข้าใจกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย (7) การเตรียมการแหล่งเงินทุนสนับสนุน และ (8) การจัดทำร่างแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริด
3.4 แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 ได้ประเมินกรอบงบประมาณตามที่มีความจำเป็นสำหรับการดำเนินการต่างๆ ภายใต้แผนขับเคลื่อนฯ รวมทั้งสิ้น 2,082 ล้านบาท สรุปได้ ดังนี้ (1) ภาพรวมกรอบงบประมาณการดำเนินงาน งบประมาณในภาพรวมสำหรับแผนการขับเคลื่อนฯ คิดรวมเป็นงบประมาณการดำเนินการทั้งสิ้น 2,082 ล้านบาท แยกตามหน่วยงานที่รับผิดชอบ ดังนี้ สนพ. กฟผ. กฟน. กฟภ. และ สำนักงาน กกพ. 433 169 436 1,018 และ 26 ล้านบาท ตามลำดับ (2) กรอบงบประมาณภายใต้แผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทยในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 จำนวน 20 โครงการ รายละเอียด ดังนี้ การบริหารและจัดเตรียมโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการขับเคลื่อนฯ 63 ล้านบาท เสาหลักที่ 1: DR & EMS 974 ล้านบาท เสาหลักที่ 2: RE Forecast 49 ล้านบาท เสาหลักที่ 3: Micro Grid & ESS 646 ล้านบาท การส่งเสริมขีดความสามารถ 300 ล้านบาท การสื่อสารทำความเข้าใจกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย 50 ล้านบาท
3.5 เป้าหมายในภาพรวมของแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น คือ การเกิดขึ้นของธุรกิจด้านสมาร์ทกริดเชิงพาณิชย์ในประเทศไทยภายในปี 2564 โดยเป้าหมาย และผลประโยชน์ในภาพรวมจะเกิดขึ้นภายใต้เป้าหมายของแต่ละแผนงานของแผนขับเคลื่อนฯ สรุปได้ ดังนี้ (1) เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านความต้องการใช้ไฟฟ้าฯ เกิดการรับซื้อกำลังไฟฟ้าที่ลดลงได้ในช่วงที่เกิดความต้องการไฟฟ้าสูงสุด หรือ การรับซื้อพลังงานไฟฟ้าแบบ Negawatt เป็นปริมาณ 350 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ การดำเนินการตอบสนองด้านความต้องการใช้ไฟฟ้าจะได้รับการพัฒนาให้เป็นแบบอัตโนมัติมากขึ้น (2) เสาหลักที่ 2 ระบบพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเกิดศูนย์พยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยเน้นการพยากรณ์ในพื้นที่ที่มีความจำเป็นก่อนเป็นลำดับแรก (3) เสาหลักที่ 3 ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กและระบบกักเก็บพลังงาน เกิดการใช้งานระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กเชิงพาณิชย์จำนวน 3 – 5 โครงการ ในพื้นที่ที่มีศักยภาพ รวมถึงทำให้การบริหารจัดการการผลิตและการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ดังกล่าวเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพมากขึ้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบต่อไป
2. มอบหมายให้คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) สามารถพิจารณาทบทวนกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย หากมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาอนุมัติต่อไป
เรื่องที่ 2 ข้อสรุปการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 มีมติเห็นชอบในหลักการ เรื่อง Roadmap การดำเนินการเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยแบ่งการดำเนินงานเป็นสองระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 กำหนดแผนยุทธศาสตร์ในการส่งเสริมการแข่งขันในส่วนของการนำเข้าให้เกิดผู้นำเข้ามากกว่า หนึ่งราย โดยได้แบ่งขั้นตอนการดำเนินงานส่งเสริมการแข่งขันในส่วนนำเข้าเป็น 4 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1.1 ยกเลิกมาตรการต่างๆ ที่ไม่เอื้อต่อการให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นนำเข้า ระยะที่ 1.2 เปิดส่วนแบ่งปริมาณนำเข้าให้ผู้ประกอบการรายอื่น (นอกเหนือจาก ปตท.) ด้วยระบบโควต้า โดยใช้ราคานำเข้าที่ CP+85 เหรียญสหรัฐ/ตัน ระยะที่ 1.3 เปิดส่วนแบ่งปริมาณนำเข้าให้ผู้ประกอบการรายอื่น (นอกเหนือจาก ปตท.) ด้วยระบบโควต้า โดยใช้ราคานำเข้าที่ CP+X เหรียญสหรัฐ/ตัน ซึ่ง X เป็นสูตรคงที่อ้างอิงกับดัชนีที่เหมาะสม สะท้อนต้นทุนการขนส่งและจัดหาซึ่งปรับตามตลาดโลก และระยะที่ 1.4 เปิดการประมูลการนำเข้าก๊าซ LPG เมื่อมีผู้ค้ามาตรา 7 สามารถนำเข้าได้มากกว่าหนึ่งราย และประสงค์จะนำเข้ามากกว่าปริมาณนำเข้าที่ประเทศต้องการ และระยะที่ 2 ลดการควบคุมธุรกิจการผลิตและจัดหาลงอย่างต่อเนื่องจนนำไปสู่การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ ในลักษณะเดียวกันกับธุรกิจน้ำมัน ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 7 กรกฎาคม 2559 กบง. ได้รับทราบรายงานความคืบหน้าการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ว่า จะไม่มีการนำเข้าก๊าซ LPG ในเดือนกรกฎาคมและสิงหาคม 2559 และจากความต้องการภายในประเทศที่ลดลงอย่างต่อเนื่อง จึงคาดการณ์ว่าจะไม่มีปริมาณนำเข้าที่สามารถนำมาประมูลได้ในปีนี้และอาจจะต่อเนื่องนานถึงปีหน้า ซึ่งส่งผลให้การเปิดประมูลนำเข้าก๊าซ LPG อาจจะไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนที่วางไว้
2. การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในระยะที่ 2 จะแบ่งการดำเนินการเป็นสองระยะ โดยเริ่มต้นจากการเปิดเสรีในส่วนนำเข้าและโรงกลั่นฯ ก่อน (ควบคุมเฉพาะโรงแยกก๊าซฯ) เพื่อมิให้การเปิดเสรีกระทบถึงราคาขายปลีกมากจนเกินไป และเมื่อเกิดความพร้อมจึงดำเนินการเปิดเสรีโรงแยกก๊าซฯ ให้ธุรกิจก๊าซ LPG เป็นเสรีทั้งระบบ ในขั้นตอนต่อไป โดยมีแผนการดำเนินการดังนี้ ระยะที่ 2.1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ ควบคุมราคาโรงแยกก๊าซฯ แต่เปิดเสรีส่วนโรงกลั่นฯ และการนำเข้า โดยยกเลิกการกำหนดราคาโรงกลั่นฯ และราคานำเข้า ทั้งนี้ ยังคงมีการกำหนดเพดานราคาก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศโดยการประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ รวมถึงยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซที่ผลิตในประเทศได้ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน ระยะที่ 2.2 เปิดเสรีทั้งระบบ ยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ ซึ่งจะเริ่มดำเนินการหลังจากเปิดเสรีส่วนนำเข้าและโรงกลั่นฯ 6 เดือน โดยให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) พิจารณาถึงความพร้อมด้านการแข่งขันในส่วนผลิตและจัดหาที่เพียงพอและไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคาก๊าซ LPG ทั้งนี้หาก ธพ. พิจารณาแล้วเห็นว่ายังไม่พร้อมในการเปิดเสรีทั้งระบบ เห็นควรเสนอ กบง.ทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG ให้มีความเหมาะสมกับสถานการณ์อีกครั้ง
3. การทบทวนหลักเกณฑ์ราคาก๊าซ LPG ตั้งต้น ปัจจุบัน ภาครัฐเป็นผู้กำหนดราคาของแต่ละแหล่งผลิตและจัดหา โดยราคาก๊าซ LPG ตั้งต้นของประเทศ (ราคา ณ โรงกลั่น) ถูกคำนวณจากระบบราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา (ระบบ pool price) การนำเข้าและส่งออกก๊าซ LPG ของประเทศยังถูกควบคุมโดยภาครัฐ อย่างไรก็ดี ภาครัฐมีนโยบายที่จะเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบให้เกิดการแข่งขัน นำไปสู่ประสิทธิภาพในการบริหารจัดการ การยกเลิกการกำหนดราคาของแต่ละแหล่งจัดหาจะทำให้ไม่สามารถใช้ระบบ pool price ได้อีกต่อไป จึงจำเป็นต้องมีการทบทวนหลักเกณฑ์ราคาก๊าซ LPG ตั้งต้นใหม่ ดังนี้ (1) หลักเกณฑ์ การคำนวณราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น โดยกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นด้วยหลักการ import parity โดยอ้างอิงจากราคานำเข้า เช่นเดียวกับผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปชนิดอื่น (2) หลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนผลิตและจัดหา โดยกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของโรงแยกก๊าซฯ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ และราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น
4. ด้วยสถานการณ์การนำเข้าที่ได้เปลี่ยนแปลงไปจากเดิมที่คาดการณ์ ส่งผลให้ปริมาณนำเข้าก๊าซ LPG มีน้อยมากซึ่งทำให้ไม่สามารถนำมาเปิดประมูลได้ จึงต้องมีการปรับแผนการดำเนินงานตาม Roadmap การเปิดเสรีที่ กบง. มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 และเห็นควรให้ข้ามขั้นตอนการเปิดประมูลนำเข้า และเริ่มดำเนินการในขั้นตอนต่อไปในระยะที่ 2 คือ ลดการควบคุมธุรกิจการผลิตและจัดหาลงอย่างต่อเนื่องจนนำไปสู่การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ ในลักษณะเดียวกันกับธุรกิจน้ำมัน เพราะเป็นช่วงเวลาที่เหมาะสม เนื่องด้วยราคาเนื้อก๊าซจากโรงแยกก๊าซฯ ในปัจจุบันอยู่ในระดับต่ำ ทำให้การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในช่วงนี้จะมีผลกระทบต่อผู้ใช้ปลายทางน้อยที่สุด โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ดังนี้ ระยะที่ 2.1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยควบคุมราคาโรงแยกก๊าซฯ แต่เปิดเสรีส่วนโรงกลั่นฯ และการนำเข้า โดยยกเลิกการกำหนดราคาโรงกลั่นฯ และราคานำเข้า ทั้งนี้ ยังคงมีการกำหนดเพดานราคาก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศโดยการประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ รวมถึงยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซที่ผลิตในประเทศได้ภายใต้การควบคุมของ ธพ. สำหรับระยะที่ 2.2 เปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ ซึ่งจะเริ่มดำเนินการหลังจากเปิดเสรีส่วนนำเข้าและโรงกลั่นฯ 6 เดือน โดยให้ ธพ. พิจารณาถึงความพร้อมด้านการแข่งขันในส่วนผลิตและจัดหาที่เพียงพอและไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคาก๊าซ LPG ทั้งนี้หาก ธพ. พิจารณาแล้วเห็นว่ายังไม่พร้อมในการเปิดเสรีทั้งระบบ เห็นควรเสนอ กบง.ทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG ให้มีความเหมาะสมกับสถานการณ์อีกครั้ง
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอเสนอให้เริ่มดำเนินการเปิดเสรีส่วนนำเข้าและโรงกลั่นฯ ซึ่งเป็นการดำเนินการในระยะที่ 2.1 (ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ) ตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) การผลิต จัดหา และราคา แบ่งเป็น 1) การนำเข้า ยกเลิกการกำหนดราคานำเข้าที่ CP+85 เหรียญสหรัฐ/ตัน และยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศที่ถูกกำหนดโดย ธพ. 2) โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ยกเลิกการควบคุมราคาโรงกลั่นฯ ที่ CP-20 เหรียญสหรัฐ/ตัน เพื่อจูงใจให้เพิ่มกำลังการผลิตและลดโอกาสในการนำเข้าให้ได้มากที่สุด 3) โรงแยกก๊าซฯ และ ปตท.สผ.สยามฯ ภาครัฐจะยังกำกับดูแลกลไกราคาตามนโยบายรัฐบาลที่กำหนดให้ราคาจะต้องสะท้อนต้นทุน โดยใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนที่แท้จริง (cost plus) ในการกำหนดราคา 4) การส่งออก ปัจจุบันอนุญาตให้ส่งออกเฉพาะเนื้อก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศเท่านั้น (นำเข้าเพื่อส่งออก) หลังจากยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้าให้สามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ที่ผลิตภายในประเทศได้ (2) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น เปลี่ยนแปลงจากเดิมที่ใช้ระบบราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา (pool price) เป็นอ้างอิงราคานำเข้า โดยราคานำเข้าประกอบด้วยราคาเนื้อก๊าซ CP ค่าขนส่ง ค่าประกันภัย ค่าการสูญเสีย และค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ (3) การจำหน่าย ยังคงประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ ในช่วงเปลี่ยนผ่าน เพื่อป้องกันการสมยอมในการตั้งราคาหากยังไม่เกิดการแข่งขันที่เพียงพอในส่วนการผลิตและจัดหา พร้อมทั้งศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่ เพื่อใช้ในการติดตามและดูแลราคาให้เหมาะสม เป็นธรรม (4) มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน มอบหมายให้ ธพ. สามารถมีอำนาจสั่งการให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้า LPG แบบฉุกเฉิน (promt cargo) ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม (5) มาตรการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ยังคงใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นเครื่องมือสำคัญในการป้องกันภาวะขาดแคลนและการรักษาเสถียรภาพด้านราคา และ (6) คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้า และรับ/จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศ กำหนดให้ ปตท. ต้องเปิดระบบคลังดังกล่าวให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ ทั้งนี้ หลังจากเริ่มดำเนินการเปิดเสรีส่วนนำเข้าและโรงกลั่นฯ 6 เดือน ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้พิจารณาการดำเนินการขั้นต่อไปในการเปิดเสรีโรง แยกก๊าซฯ ให้ธุรกิจการผลิตและจัดหาก๊าซ LPG เป็นระบบการค้าเสรีทั้งระบบ เมื่อเกิดการแข่งขันในส่วนผลิตและจัดหาที่เพียงพอ ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคาก๊าซ LPG ซึ่งอาจจะเกิดขึ้นได้เนื่องจากปริมาณการผลิตและจัดหาส่วนใหญ่ของประเทศมาจากโรงแยกก๊าซฯ (ในปัจจุบันอยู่ที่ร้อยละ 60 - 65) ตามหลักเกณฑ์ เช่น ราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ (ราคาตลาด) ที่โรงบรรจุก๊าซ LPG ในกรุงเทพมหานครและปริมณฑลควรต่ำกว่าราคาที่รัฐประกาศ และควรมีผู้นำเข้าก๊าซ LPG รายอื่นนอกเหนือจาก ปตท. และปริมาณนำเข้าเพื่อใช้ในประเทศของผู้นำเข้ารายอื่นไม่ควรน้อยไปกว่าร้อยละ 20 ของ ปตท.
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องทบทวนแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ให้มีความเหมาะสม และนำมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 3 แนวทางการบริหารจัดการกิจการก๊าซธรรมชาติและ LNG เพื่อความมั่นคง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 คณะรัฐมนตรี (ครม.) เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 เรื่องแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2558 - 2579 (แผน PDP 2015) และแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการลงทุนในระยะที่ 1 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป็นผู้ดำเนินการ จำนวน 3 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 13,900 ล้านบาท และ (2) เห็นชอบในหลักการสำหรับการดำเนินการลงทุนในระยะที่ 2 และ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) และโครงสร้างพื้นฐาน เพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (ส่วนที่ 2) โดยมอบหมาย ให้ ปตท. ไปดำเนินการศึกษารายละเอียดตามข้อเสนอแนะของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และให้นำผลการศึกษาเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนนำเสนอต่อ กพช. เพื่อทราบต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 ครม. มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 เรื่องแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) และแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง โดยในส่วนของ Gas Plan 2015 ได้มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) รายงานความคืบหน้าการดำเนินงาน ตามแผนฯ ต่อ กบง. ทุก 3 เดือน และเห็นควรทบทวนแผนฯ เมื่อปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ มีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ และในส่วนของแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ได้เห็นชอบดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการการลงทุนในระยะที่ 2 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการ จำนวน 2 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 110,100 ล้านบาท ให้เข้าระบบภายในปี 2564 (2) เห็นชอบให้เลื่อนโครงการลงทุนในระยะที่ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) ออกไป 6-10 ปี ประกอบด้วยโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ จำนวน 2 โครงการ (ส่วนที่ 1 ระยะที่ 3) วงเงินลงทุนรวม 12,000 ล้านบาท โดยให้มีการติดตามและประเมินความจำเป็นของโครงการเป็นระยะๆ และ (3) ในส่วนของการลงทุนโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) (ส่วนที่ 2) จำนวน 2 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 65,500 ล้านบาท มอบหมายให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ ชธ. ร่วมกับ กกพ. และ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ไปศึกษาเพิ่มเติมโดยให้คำนึงถึงแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในอนาคตอย่างใกล้ชิด แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. และ กพช. ตามลำดับอีกครั้ง
2. เมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2559 ครม. มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 เรื่องแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ซึ่งได้ปรับเปลี่ยนการประมาณความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติจาก Gas Plan 2015 เดิมที่ได้รับความเห็นชอบเมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 โดย มีรายละเอียดดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ Map Ta Phut LNG Terminal เพิ่มเติมอีก 1.5 ล้านตันต่อปี [T-1 ext.] วงเงินงบประมาณ 1,000 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ ปตท. หรือบริษัทในกลุ่ม ปตท. ที่ ปตท. มอบหมาย เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดให้เข้าระบบภายในปี 2562 (2) เห็นชอบให้ดำเนินโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง [T-2] วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ ปตท. หรือบริษัทในกลุ่ม ปตท. ที่ ปตท. มอบหมายเป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2565 (3) มอบหมายให้ กฟผ. ไปศึกษาความเหมาะสมด้านเทคนิคและเศรษฐศาสตร์ของโครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ให้แล้วเสร็จภายใน 15 กันยายน 2559 และนำกลับมาเสนอต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และ (4) มอบหมายให้ ชธ. สนพ. กกพ. และ ปตท. ไปศึกษาโครงการ [F-2] : โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่ อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา หรือ มาบตาพุด จังหวัดระยอง) โครงการ [T-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 3 และ โครงการ [T-4 หรือ F-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 4) หรือ FSRU ที่ประเทศเมียนมาให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี และนำกลับมาเสนอต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
3. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 กพช. มีมติเห็นชอบให้ปรับเปลี่ยนการประมาณความต้องการใช้และ แผนจัดหาก๊าซธรรมชาติจากกรณีฐาน (Base Case) ของแผน Gas Plan 2015 ที่ ครม. ได้เห็นชอบเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 เป็นกรณีฐานใหม่ (New Base Case) ที่คิดความเสี่ยงด้านความต้องการใช้จากการชะลอโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินและร้อยละความสำเร็จของแผนพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan : AEDP) และแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Plan : EEP) โดยในช่วงที่ผ่านมา ชธ. สนพ. และ ปตท. ได้ติดตามการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เกิดขึ้นจริง พบว่า มีความแตกต่างจากค่าพยากรณ์คือขยายตัวน้อยกว่าค่าที่คาดการณ์ตามกรณีฐานใหม่ ซึ่งน่าจะเป็นผลจากปัจจัยภายนอก ได้แก่ ราคาน้ำมันในตลาดโลกที่ตกต่ำและสภาวะเศรษฐกิจของโลกถดถอย กระทรวงพลังงานจึงได้ทบทวนการคาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติใหม่ ให้ใกล้เคียงกับความเป็นจริงมากที่สุด รวมถึงจัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติตามการคาดการณ์ใหม่เพื่อให้สามารถรองรับการปรับแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสม ทั้งนี้ประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหา ก๊าซธรรมชาติ มีสาระสำคัญโดยสรุป ดังนี้ (1) ประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ กระทรวงพลังงานได้จัดทำ Gas Plan 2015 ซึ่งในกรณีฐาน (Base case) กระทรวงพลังงานมีแผนลดการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับผลิตไฟฟ้าลง โดยในปี 2579 จะมีสัดส่วนของการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าลดลงเหลือประมาณร้อยละ 37 ซึ่งจะส่งผลให้ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในปี 2579 จะมีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติอยู่ในระดับประมาณ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน จากที่การดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินตามแผน PDP 2015 ในช่วงปี 2558 ที่ผ่านมาจนถึงปัจจุบันไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผน ประกอบกับการดำเนินงานตามแผน AEDP และแผน EEP มีแนวโน้มที่จะขับเคลื่อนให้เกิดผลสัมฤทธิ์ล่าช้ากว่าแผน และอาจจะส่งผลให้การดำเนินการไม่บรรลุเป้าหมายที่วางแผนไว้ กระทรวงพลังงานจึงได้ดำเนินการพิจารณาเชื้อเพลิงที่จะนำมาใช้ในการผลิตไฟฟ้าทดแทนโรงไฟฟ้าถ่านหิน พบว่าในปัจจุบัน ก๊าซธรรมชาติจะเป็นเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสมที่สุด รวมถึงเป็นเชื้อเพลิงที่สะอาดส่งผลกระทบต่อชุมชนและสภาวะแวดล้อมต่ำ ดังนั้นเมื่อเดือนพฤษภาคมที่ผ่าน กระทรวงพลังงานได้ปรับการคาดการณ์ความต้องการใช้ ก๊าซธรรมชาติเพิ่มสูงขึ้นจากการนำมาใช้เพื่อผลิตไฟฟ้าทดแทนโรงไฟฟ้าถ่านหินที่ไม่เป็นไปตามแผน PDP 2015 รวมถึงเพื่อทดแทนการดำเนินการ AEDP และ EEP ที่มีแนวโน้มไม่เป็นไปตามเป้าหมาย นอกจากนี้ ในช่วงที่ผ่านมากระทรวงพลังงานได้มีการติดตามการใช้ก๊าซธรรมชาติอย่างต่อเนื่อง ซึ่งเมื่อเปรียบเทียบการใช้ก๊าซธรรมชาติในปี 2558 จนถึงช่วง 7 เดือนแรกของปี 2559 กับค่าพยากรณ์ตามแผน Gas Plan 2015 พบว่า การใช้ก๊าซธรรมชาติโดยเฉลี่ยมีค่า ต่ำกว่าค่าที่คาดการณ์ไว้ โดยเฉพาะค่าเฉลี่ยปี 2559 ที่ต่ำกว่าค่าพยากรณ์อยู่ร้อยละ 6 กระทรวงพลังงานจึงได้พิจารณาทบทวนค่าพยากรณ์ดังกล่าว พบว่า ในปี 2579 ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติอยู่ที่ 5,062 ล้านลูกบาศก์ฟุต
4. ชธ. และ สนพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าในปี 2565 ประเทศจะมีความต้องการนำเข้า LNG เพื่อทดแทน ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่ลดลงอยู่ที่ประมาณ 17.4 ล้านตันต่อปี ซึ่งสูงขึ้นเมื่อเทียบกับกรณีฐานเดิมตามมติ ครม. วันที่ 27 ตุลาคม 2558 และกรณีฐานใหม่ ตามมติ ครม. วันที่ 12 กรกฎาคม 2559 (ฐานเดิมอยู่ที่ 8.9 ล้านตันต่อปี และฐานใหม่อยู่ที่ 13.5 ล้านตันต่อปี) และในช่วงปลายแผนในปี 2579 คาดว่าประเทศจะมีความต้องการนำเข้า LNG เพิ่มสูงขึ้นถึง 34 ล้านตันต่อปี สูงขึ้นจากกรณีฐานเดิมและกรณีฐานใหม่ (ฐานเดิมอยู่ที่ 22 ล้านตันต่อปี และฐานใหม่อยู่ที่ 31 ล้านตันต่อปี) ซึ่งประเทศจะมีความจำเป็นต้องมีปรับแผนโครงสร้างพื้นฐานและการจัดหา LNG ในระยะยาวให้สอดคล้องและสามารถตอบสนองความต้องการตามค่าพยากรณ์ตามกรณีใหม่ได้อย่างเพียงพอ ซึ่งจากประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติที่เปลี่ยนแปลงไปจากแผน Gas Plan 2015 ทำให้มีความจำเป็นต้องปรับแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ดังนี้ (1) แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเดิมตามมติ ครม. เมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 วันที่ 27 ตุลาคม 2558 และวันที่ 12 กรกฎาคม 2559 ส่วนที่ 1 – โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ชธ. และ สนพ. พบว่า ไม่มีการปรับเปลี่ยนกรอบโครงการและสามารถดำเนินการต่อเนื่องต่อไปได้ ส่วนที่ 2 – โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว ชธ. และ สนพ. พบว่าควรมีการพิจารณาปรับเปลี่ยนกรอบโครงการให้เหมาะสมกับสถานการณ์ความต้องการก๊าซธรรมชาติและ LNG ที่เปลี่ยนแปลงไป โดยรายละเอียดโครงการลงทุนในส่วนที่ 2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้า ก๊าซธรรมชาติเหลวตามแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ที่ปรับเปลี่ยนไป ให้สอดคล้องกับแผน Gas Plan 2015 มีดังนี้ (1) โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง [T-2] วัตถุประสงค์เพื่อเพิ่มความสามารถในการจัดหา LNG ตามความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศที่จะมีความต้องการเพิ่มสูงเกินกว่าความสามารถของโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการนำเข้า LNG ของประเทศในปัจจุบัน (ที่ประกอบไปด้วย Map Ta Phut LNG Terminal ระยะที่ 1 และระยะที่ 2 ซึ่งมีความสามารถในการรองรับ LNG สูงสุดที่ 10 ล้านตันต่อปี) รวมถึง เพื่อกระจายพื้นที่ในการรองรับการนำเข้า LNG ให้มีหลายสถานที่ ประมาณการเงินลงทุนรวม 38,500 ล้านบาท กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2565 (2) โครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] วัตถุประสงค์เพื่อรองรับการจัดหา LNG ตามความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศที่จะมีความต้องการเพิ่มสูงเกินกว่าความสามารถของโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการนำเข้า LNG ของประเทศในปัจจุบัน และเพื่อรองรับการใช้ก๊าซฯ ของโรงไฟฟ้าพระนครใต้ และโรงไฟฟ้าพระนครเหนือ อีกทั้ง จะช่วยทำให้ก่อให้เกิดมิติใหม่ในการแข่งขันในธุรกิจการจัดหา LNG ในอนาคต เนื่องจากวงเงินลงทุนในการก่อสร้าง FSRU ต่ำกว่าการก่อสร้าง LNG Receiving Terminal ประมาณการเงินลงทุนรวม 24,500 ล้านบาท กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2567 (3) โครงการ FSRU ที่ประเทศเมียนมา [F-3] วัตถุประสงค์เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติเข้าสู่ประเทศไทย และเป็นการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อทดแทนการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งผลิตในประเทศเมียนมาที่ในระยะยาวจะลดลงและหมดไป นอกจากนี้ยังเป็นการกระจายความเสี่ยงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติเข้าสู่ประเทศ โดยการกระจายพื้นที่สำหรับการรองรับการจัดหา LNG ให้กระจายออกไปอยู่ในฝั่งตะวันตกของประเทศซึ่งส่งผลให้ประเทศลดการพึ่งพาการจัดหา LNG ด้วยการนำเข้าผ่านทางพื้นที่ฝั่งตะวันออกของประเทศเพียงอย่างเดียว
5. การจัดหา LNG ในรูปแบบสัญญาระยะยาว (เพิ่มเติม) จากบริษัท PETRONAS LNG LTD. มีรายละเอียด ดังนี้ (1) สถานการณ์และแนวโน้มราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในตลาดโลก ในปี 2558 ปริมาณอุปทาน LNG ในตลาดโลกมีแนวโน้มเติบโตเพิ่มขึ้นจากปริมาณ 245.5 ล้านตันต่อปี เป็นประมาณ 360 ล้านตันต่อปี ภายในปี 2564 หรือปรับเพิ่มขึ้นร้อยละ 47 (2) แผนความต้องการ LNG ของประเทศไทย จากการปรับปรุงการคาดการณ์ความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผน Gas Plan 2015 ทำให้ความต้องการ LNG สำหรับปี 2560 อยู่ที่ปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี และเพิ่มเป็นปริมาณ 6.1 ล้านตันในปี 2561 จากนั้นความต้องการยังคงเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องถึง 14.2 ล้านตันต่อปี ในปี 2564 ซึ่งปัจจุบันมีสัญญาจัดหา LNG ระยะยาวจากประเทศกาตาร์ 2 ล้านตันต่อปี และอยู่ระหว่างรอลงนามสัญญาฯ จากบริษัท Shell และบริษัท BP สัญญาฯ ละ 1 ล้านตันต่อปี โดยในปี 2560 จะเริ่มทยอยส่งมอบ ในปริมาณ 0.375 ล้านตันและ 0.317 ล้านตันตามลำดับ รวมมีปริมาณส่งมอบจากสัญญาระยะยาวในช่วงปี 2560 – 2562 เพียง 2.6 – 4 ล้านตันต่อปี ในขณะที่ประเทศมีความต้องการ LNG ถึง 5 – 8.7 ล้านตันต่อปี ดังนั้น จึงมีความจำเป็นต้องจัดหา LNG ในสัญญาระยะยาวเพิ่มเติมเพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการของประเทศ ที่ยังคงมีความต้องการ LNG เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องมากกว่า 20 ล้านตันต่อปีในปี 2568 ทั้งนี้ ปตท. ได้ดำเนินการเจรจาจัดหา LNG เพิ่มเติมกับบริษัท PETRONAS เพื่อขอปรับลดราคาลงจากที่เคยตกลงไว้ตาม Heads of Agreement (HOA) ให้สะท้อนสภาวะตลาดให้มากขึ้น โดยราคาสุดท้ายที่บริษัท PETRONAS เสนอนั้น ลดลงจากราคาเดิมใน HOA เฉลี่ยประมาณ 1.92 - 2.29 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู หรือคิดเป็นร้อยละ 24 - 26 (เปรียบเทียบที่ระดับราคาน้ำมัน JCC ที่ 20 - 100 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และ Henry Hub ที่ 3 - 4 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู) ดังนั้น เพื่อให้การบริหารจัดการกิจการก๊าซธรรมชาติและ LNG เพื่อความมั่นคง มีความชัดเจนมากขึ้น ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบ กบง. เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบ ในวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ดังนี้ 1) ขอความเห็นชอบปรับปรุงความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผน Gas Plan 2015 2) ขอความเห็นชอบให้ดำเนินการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง [T-2] ที่มอบหมายให้ ปตท. ดำเนินโครงการ ให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG สูงสุดเพิ่มขึ้นเป็น 7.5 ล้านตันต่อปี 3) ขอความเห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ขนาด 5 ล้านตันต่อปี โดยมอบหมายให้ กฟผ. เป็นผู้ดำเนิน โครงการ ทั้งนี้ ให้ กฟผ. รายงานความก้าวหน้าการดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน ภายในเดือนธันวาคม พ.ศ. 2561 เพื่อกระทรวงพลังงานจะได้ดำเนินการเตรียมแผนรองรับในกรณีไม่สามารถดำเนินโครงการได้ตามแผน และ 4) ขอความเห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา [F-3] ขนาด 3 ล้านตัน ต่อปี โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปดำเนินการศึกษาในรายละเอียดความจำเป็นของโครงการ ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และนำเสนอผลการศึกษาต่อ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป และ (2) รับทราบการเจรจาซื้อขาย ก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่าง ปตท. กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. ในปริมาณ 1.2 ล้านตัน ต่อปี โดยจะมีการนำเสนอ กพช. และ ครม. เพื่อพิจารณาอีกครั้งหนึ่งและให้ ปตท. สามารถลงนามสัญญา เมื่อได้รับความเห็นชอบ และเมื่อร่างสัญญาฯ ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ จะเสนอให้ ปตท. สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. และ ครม. ทั้งนี้จะมีการนำเสนอเพื่อขอความเห็นชอบให้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG SPA) ระหว่าง ปตท. กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. ให้ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการด้วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบเพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบ ในวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ดังนี้
1.1 รับทราบการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ที่ปรับปรุงใหม่
1.2 เห็นชอบให้ดำเนินการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง [T-2] ที่มอบหมายให้ ปตท. ดำเนินโครงการ ให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG สูงสุดเพิ่มขึ้นจาก 5 ล้านตันต่อปี เป็น 7.5 ล้านตันต่อปี ประมาณการเงินลงทุนรวม 38,500 ล้านบาท และกำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2565
1.3 เห็นชอบให้ กฟผ. ดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ขนาด 5 ล้านตันต่อปี โดย กฟผ. เป็นผู้ดำเนินโครงการ และมีการประมาณการเงินลงทุนรวม 24,500 ล้านบาท กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติ ได้ในปี 2567 ทั้งนี้ ให้ กฟผ. รายงานความก้าวหน้าการดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบนเป็นระยะๆ และต้องเกิดความชัดเจนว่าจะสามารถดำเนินการได้ทันตามแผนภายในเดือนธันวาคม พ.ศ. 2561 เพื่อสำหรับในกรณีที่ กฟผ. ไม่สามารถดำเนินการได้กระทรวงพลังงานจะได้ดำเนินการเตรียมแผนสำรองรองรับในกรณีไม่สามารถดำเนินโครงการได้ตามแผน และให้ กฟผ. รายงานผลการพิจารณาการวิเคราะห์ด้านเศรษฐศาสตร์ที่ได้ปรับปรุงตามความเห็นของ กกพ. ต่อ กบง. เพื่อทราบในการประชุม กบง. วันที่ 2 ธันวาคม 2559
1.4 เห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา [F-3] ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดส่ง ก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2570 โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปดำเนินการศึกษาในรายละเอียดความจำเป็นของโครงการ ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และนำเสนอผลการศึกษาต่อ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ให้ ปตท. นำข้อมูลผลการศึกษาเบื้องต้นมารายงานต่อ กบง. เพื่อทราบในวันที่ 2 ธันวาคม 2559
2. รับทราบการเจรจาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่าง ปตท. กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. ในปริมาณ 1.2 ล้านตันต่อปี โดยจะมีการนำเสนอ กพช. และ ครม. เพื่อพิจารณาอีกครั้งหนึ่งและให้ ปตท. สามารถลงนามสัญญา เมื่อได้รับความเห็นชอบ และเมื่อร่างสัญญาฯ ผ่านการตรวจพิจารณา จากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ จะเสนอให้ ปตท. สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. และ ครม. ทั้งนี้จะมีการนำเสนอเพื่อขอความเห็นชอบให้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG SPA) ระหว่าง ปตท. กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. ให้ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการด้วย
กบง. ครั้งที่ 31 - วันจันทร์ที่ 7 พฤศจิกายน 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 2/2562 (ครั้งที่ 9)
วันศุกร์ที่ 9 สิงหาคม พ.ศ. 2562 เวลา 11.00น.
1. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีประกาศ กบง. เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ฉบับที่ 4 กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ที่ 0.20 บาทต่อลิตร และอัตราเงินชดเชยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ที่ 4.50 บาทต่อลิตร มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 31 มกราคม 2562 และฉบับที่ 12 กำหนดอัตราเงินชดเชยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ที่ 0.65 บาทต่อลิตร มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2562 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 กบง. มีมติเห็นชอบขยายระยะเวลาให้ระดับราคา ขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) 5 บาทต่อลิตร ต่อไปอีก 2 เดือน จากเดิมสิ้นสุดวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 เป็นสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2562 โดยคงอัตราเงินชดเชยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไว้ที่ 4.50 บาทต่อลิตร
2. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกมีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนื่อง ราคาน้ำมันตลาดโลก ปิดตลาด ณ วันที่ 8 สิงหาคม 2562 น้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 56.80 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 68.78 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และน้ำมันดีเซล (10 PPM) อยู่ที่ 72.66 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล อัตราแลกเปลี่ยน ณ วันที่ 8 สิงหาคม 2562 อยู่ที่ 30.9432 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันวันที่ 5 – 11 สิงหาคม 2562 ลิตรละ 21.14 บาท ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของกลุ่มน้ำมัน ณ วันที่ 4 สิงหาคม 2562 มีสินทรัพย์รวม 50,361 ล้านบาท หนี้สินรวม 13,409 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 36,952 ล้านบาท ซึ่งแยกเป็นบัญชีน้ำมัน 43,140 ล้านบาท และบัญชี LPG ติดลบ 6,188 ล้านบาท
3.โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 9 สิงหาคม 2562 ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นดังนี้ (1) อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 8.0800 2.1200 2.1200 -0.7800 -6.3800 0.2000 -0.6500 และ -4.5000 บาทต่อลิตร ตามลำดับ (2) ค่าการตลาด อยู่ที่ 2.9396 1.9841 2.1215 2.0023 3.7021 2.4778 2.4555 และ 2.6118 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และ (3) ราคาขายปลีก อยู่ที่ 34.66 27.25 26.98 24.24 19.79 25.99 24.99 และ 20.99 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ประมาณการสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ในเดือนสิงหาคม 2562 ในกลุ่มดีเซลมีรายจ่าย 387 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับจากกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล 1,238 ล้านบาทต่อเดือน และรายรับจากน้ำมันเตา 11 ล้านบาทต่อเดือน โดยภาพรวมกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องรายได้ 862 ล้านบาทต่อเดือน
4.ในช่วงนี้ราคาน้ำมันตลาดโลกอยู่ในช่วงขาลง ส่งผลให้ค่าการตลาดกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว อยู่ในระดับสูงเกินเกณฑ์ค่าการตลาดที่เหมาะสม ดังนั้น เพื่อรักษาสมดุลสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และเป็นการเตรียมพร้อมในด้านราคาให้มีการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ทดแทนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ในช่วงเดือนตุลาคม 2562 ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นสมควรปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วทุกชนิดเพิ่มขึ้น 0.30 บาทต่อลิตร โดยราคาขายปลีกไม่เปลี่ยนแปลง ทั้งนี้ หลังปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าว จะส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ กลุ่มน้ำมันดีเซลมีรายรับเพิ่มขึ้น 621 ล้านบาทต่อเดือน (จากเดิมมีรายจ่าย 387 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายรับ 234 ล้านบาทต่อเดือน) และส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ของกลุ่มน้ำมันมีรายได้อยู่ที่ 1,483 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ปัจจุบัน (9 ส.ค. 62) อยู่ที่ 0.20 บาท/ลิตร ใหม่ 0.50 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.30 บาท/ลิตร
น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 ปัจจุบัน (9 ส.ค. 62) อยู่ที่ -0.65 บาท/ลิตร ใหม่ -0.35 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.30 บาท/ลิตร
น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 ปัจจุบัน (9 ส.ค. 62) อยู่ที่ -4.50 บาท/ลิตร ใหม่ -4.20 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.30 บาท/ลิตร
2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2562 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 10 สิงหาคม 2562 เป็นต้นไป
กบง. ครั้งที่ 30 - วันพุธที่ 5 ตุลาคม 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 18/2559 (ครั้งที่ 30)
เมื่อวันพุธที่ 5 ตุลาคม 2559 เวลา 14.00 น.
3. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนตุลาคม 2559
4. แผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560
5. การพัฒนาข้อมูลภาพรวมการผลิตไฟฟ้าของประเทศ
6. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแนวทางการจัดทำแผน PDP 2015 โดยให้มีระยะเวลาของแผนสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) พร้อมทั้งจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Development Plan: EEDP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558-2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015
2. การดำเนินงานของโครงการตามแผน PDP 2015 ไตรมาสที่ 3/2559 มีดังนี้
2.1 PDP1 การติดตามแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ประกอบด้วย (1) PDP1-1: โครงการพัฒนาโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จำนวน 7 โครงการ ดังนี้ 1) โครงการพระนครเหนือ ชุดที่ 2 กำลังการผลิต 828 เมกะวัตต์ จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 2) โครงการเขื่อนบางลาง หน่วยที่ 1 – 3 3) โครงการพลังแสงอาทิตย์เขื่อนสิรินธร 4) โครงการแสงอาทิตย์ กฟผ. 5) โครงการเขื่อนป่าสักชลสิทธิ์ 6) โครงการเขื่อนแม่กลอง หน่วยที่ 1 - 2 และ 7) โครงการแสงอาทิตย์ทับสะแก กำลังการผลิต 12 0.25 10 6.7 12 และ 5 เมกะวัตต์ อยู่ระหว่างดำเนินการ (2) PDP1 - 2 ประกอบด้วย 3 กุล่ม ดังนี้ กลุ่มที่ 1 กลุ่ม IPP 2 โครงการ คือ โครงการโรงไฟฟ้าของเอกชน IPP จำนวน 2 โครงการ ดังนี้ 1) โครงการโรงไฟฟ้าทดแทนขนอม ชุดที่ 1 กำลังการผลิต 930 เมกะวัตต์ มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 2) โครงการเนชันแนล พาวเวอร์ ซัพพลาย เครื่องที่ 1 - 2 กำลังการผลิต 270 เมกะวัตต์บริษัทฯ มีหนังสือถึงคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ขอเลื่อนกำหนด SCOD เป็นเดือนพฤศจิกายน 2564 และเดือนมีนาคม 2565 กลุ่มที่ 2 กลุ่มโครงการโรงไฟฟ้าของเอกชน SPP Firm มีทั้งหมด10 โครงการ มีโครงการที่ COD ทันกำหนด จำนวน 6 โครงการ คือ บีกริม บีไอพี พาวเวอร์ 2 ท็อป เอสพีพี โครงการ 1 ท็อป เอสพีพี โครงการ 2 ผลิตไฟฟ้า นวนคร โครงการ 1 อมตะ บีกริม พาวเวอร์ โครงการ 5 และบ่อวิน คลีน เอนเนอจี มีโครงการที่ COD ล่าช้ากว่ากำหนดการ จำนวน 4 โครงการ คือ โครงการพีพีทีซี อ่างทอง เพาเวอร์ (เดิม คือ สยามเพียวไรซ์) เอสเอสยูที โครงการ 1 และเอสเอสยูที โครงการ 2 และ กลุ่มที่ 3 กลุ่มโครงการโรงไฟฟ้าของเอกชน SPP NonFirm จำนวน 11 โครงการ เป็นโครงการที่ SCOD ทันกำหนด จำนวน 3 โครงการ คือ พัฒนาพลังงานลม (วายุวินด์ฟาร์ม) ชัยภูมิ วินด์ฟาร์ม และโคราชวินด์เอ็นเนอร์ยี (มิตรภาพวินด์ฟาร์ม) และเป็นโครงการที่ SCOD ล่าช้ากว่ากำหนดการ จำนวน 2 โครงการ คือ อีเอ วินด์ หาดกังหัน 3 โครงการ 3 และอีเอ วินด์ หาดกังหัน 3 โครงการ 2 และโครงการที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2558 จำนวน 7 โครงการ คือ กรีโนเวชั่น เพาเวอร์ (สราญลมวินด์ฟาร์ม) โครงการไทยเอกลักษณ์เพาเวอร์ เขาค้อวินด์ พาวเวอร์ อีเอ โซล่า พิษณุโลก วะตะแบก วินด์ และอีเอ วินด์ หาดกังหัน 3 โครงการ 1 (2) PDP2 การติดตามการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ประกอบด้วย 1) PDP2 - 1 การติดตามการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ มีโครงการจำนวน 4 โครงการ กำลังการผลิตรวม 2,334 เมกะวัตต์ เป็นโครงการที่สามารถดำเนินการได้ตามแผนจำนวน 2 โครงการ คือ หงสา เครื่องที่ 3 และไซยะบุรี และเป็นโครงการที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนจำนวน 2 โครงการ คือ เซเปียน และน้ำเงี้ยบ 1 PDP2-2 2) ติดตามการเจรจาความร่วมมือด้านพลังงานกับประเทศเพื่อนบ้าน สปป.ลาว มี 3 โครงการ คือ น้ำเทิน 1 ปากเบ่ง เซกอง กำลังการผลิตรวม 1,903 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการยื่นเอกสารหรือเจรจาหาข้อตกลง ส่วนประเทศกัมพูชา คือ โครงการเกาะกง แบ่งเป็น 3 โครงการ คือ Samart Corporation, Koh Kong Utilities และ Phongsabthavy Road & Bridge Construction กำลังการผลิตรวม 5,400 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการเจรจาหาข้อตกลง (3) PDP3 ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวมรับซื้อไฟฟ้าประมาณ 2,063 เมกะวัตต์ คาดว่าการดำเนินการจะเสร็จสิ้นประมาณปี 2562 (4) PDP4 ติดตามโครงการระบบส่งไฟฟ้า ประกอบด้วย 1) PDP 4 - 1 โครงการพัฒนาระบบส่งเพื่อรองรับความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น มีทั้งหมด 4 โครงการ เป็นโครงการที่ดำเนินการได้ตามเป้าหมาย 2 โครงการ คือ โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ระยะที่ 3 และโครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าระยะที่ 12 ส่วนอีก 2 โครงการ คือ โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ระยะที่ 2 และโครงการพัฒนาระบบเคเบิ้ลใต้ทะเลไปยังบริเวณอำเภอเกาะสมุย จังหวัดสุราษฎร์ธานี อยู่ระหว่างการศึกษาความเหมาะสม 2) PDP 4 - 2 โครงการพัฒนาระบบส่งเพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า มีทั้งหมด 5 โครงการ เป็นโครงการที่ดำเนินการได้ตามเป้าหมาย 1 โครงการ คือ โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันออก ส่วนโครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันตกและภาคใต้ ไม่สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมายที่กำหนด ส่วนโครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ภาคเหนือตอนล่าง ภาคกลาง และกรุงเทพมหานคร บริเวณภาคเหนือตอนบน และบริเวณภาคใต้ตอนล่าง อยู่ระหว่างการสำรวจหรือออกแบบ 3) PDP 4 - 3 โครงการปรับปรุงและขยายระบบส่งที่เสื่อมสภาพตามอายุการใช้งานมีจำนวน 3 โครงการ เป็นโครงการที่สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมายจำนวน 2 โครงการ คือ โครงการปรับปรุงและขยายระบบ ส่งไฟฟ้าที่เสื่อมสภาพตามอายุการใช้งาน ระยะที่ 1 : ส่วนสถานีไฟฟ้าแรงสูง และระยะที่ 1 : ส่วนสายส่งไฟฟ้าแรงสูง ส่วนโครงการที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมาย คือ โครงการปรับปรุงและขยายระบบส่งไฟฟ้า ที่เสื่อมสภาพตามอายุการใช้งาน ระยะที่ 2 และ 4) PDP 4 -4 โครงการพัฒนาระบบส่งเพื่อรองรับการเชื่อมต่อโรงไฟฟ้า มีจำนวน 7 โครงการ เป็นโครงการที่ดำเนินการได้ตามเป้าหมาย 4 โครงการ คือ โครงการระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำเขื่อนน้ำงึม 3 - น้ำเทิน 1 โครงการระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP 2007) โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าหลักเพื่อรองรับโรงไฟฟ้าผู้ผลิตเอกชน รายเล็กระบบ Cogeneration ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า และโครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าบริเวณจังหวัดเลย หนองบัวลำภู และขอนแก่น เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการใน สปป. ลาว ส่วนโครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้า บริเวณจังหวัดอุบลราชธานี ยโสธร และอำนาจเจริญ เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการใน สปป. ลาว มีการ ดำเนินการล่าช้ากว่าเป้าหมายที่กำหนด และโครงการระบบส่งไฟฟ้าสำหรับโครงการโรงไฟฟ้าเพื่อทดแทนโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 4-7 และโครงการระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่(IPP 2012) อยู่ระหว่างการออกแบบและศึกษาความเหมาะสม (5) PDP5 แผนการสื่อสารและสร้างความรู้ความเข้าใจ ได้แก่ PDP5-1 แผนงานสื่อสารการจัดทำแผน PDP มีการจัดทำแผนงานสื่อสารผ่านสื่อต่างๆ และ(6) PDP6 การศึกษาแผนและนโยบายในระยะยาว มีการศึกษาทั้งหมด 3 ส่วน ดังนี้ 1) PDP6-1 Smart Grid 2) PDP6 - 2 ค่าไฟฟ้า SEZ และ 3) PDP6-3 ยานยนต์ไฟฟ้า (EV)
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ทั้งนี้ ควรมีการทบทวน แผนฯ เมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องใช้ดำเนินการต่อไป โดยมอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนฯ ต่อ กบง. ทุก 3 เดือน และเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนฯ ตามมติ กพช. ดังกล่าว
2. การจัดทำแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas Plan 2015) ให้รองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้มีเพียงพอในอนาคต ได้วางเป้าหมายการดำเนินงาน 4 ด้านสำคัญ คือ (1) ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG (2) ยืดอายุแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติโดยกระตุ้นการสำรวจและพัฒนาแหล่ง ในประเทศและการใช้เทคโนโลยี เพื่อรักษาระดับการจัดหาให้ยาวนานขึ้น (3) การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ และ (4) มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน ทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access; TPA) และเพื่อให้สอดคล้องกับแผน PDP 2015 จึงได้จัดทำคาดการณ์การใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ภายใต้แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 ใน 3 กรณี คือ (1) กรณีฐาน - คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยยังคงขยายตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยคาดว่าจะเพิ่มขึ้นจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต (ที่ค่าความร้อน 1,000 บีทียู ต่อก๊าซธรรมชาติ1 ลูกบาศก์ฟุต) ในปี 2558 เป็น 5,099 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562 แต่ในระยะยาวคาดว่าลดลงมาอยู่ที่ระดับวันละ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579 (2) กรณีคิดความเสี่ยงด้านความต้องการใช้จากการชะลอโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน และความสำเร็จของการดำเนินงานตามแผน AEDP และ EEDP ทำได้ร้อยละ 70 คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ จะเพิ่มขึ้นจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2558 เป็น 5,528 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562 และในระยะยาวคาดว่าสูงขึ้นอีกเล็กน้อย มาอยู่ที่ระดับวันละ 5,658 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579 (3) กรณีสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุในปี 2565 และ 2566 ผลิต ไม่ต่อเนื่อง คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติจะลดลงจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2558 เป็น 4,688 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2562 และการใช้ระยะยาวอยู่ที่วันละ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579
3. ความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 (Gas Plan 2015) ไตรมาสที่ 3 ในส่วนของการบริหารจัดการด้านการใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศ แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558-2579 (Gas Plan 2015) ประกอบด้วย (1) G1 การคาดการณ์ ความต้องการใช้ก๊าซปี 59 เพื่อติดตามการใช้ก๊าซให้เป็นไปตามแนวทางการชะลอการเติบโตของความต้องการ ใช้ก๊าซ ผลการดำเนินงานคือ อัตราการใช้ก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย 7 เดือนแรกของปี 2559 อยู่ที่ระดับ 4,745 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ในแผนเล็กน้อย (ร้อยละ 1) (2) G2 รักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ 1) G2-1 การบริหารจัดการแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุ ในปี 2565-2566 เพื่อให้การผลิตก๊าซธรรมชาติเป็นไปอย่างต่อเนื่อง ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนของการเตรียมการด้านกฎหมาย ทั้งร่าง พ.ร.บ.ปิโตรเลียม และพ.ร.บ.ภาษีเงินได้ปิโตรเลียมที่ขณะนี้อยู่ในการพิจารณาของสภานิติบัญญัติแห่งชาติ (สนช.) ควบคู่กับการยกร่างกฎกระทรวงที่จำเป็น จากนั้นจึงจะกำหนดเงื่อนไข/หลักเกณฑ์เตรียมเปิดประมูลต่อไป แต่เนื่องจาก สนช. ได้ขอขยายเวลาพิจารณาร่าง พ.ร.บ. ทั้งสองฉบับถึงเดือนตุลาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) จึงได้มีมติเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 ให้กระทรวงพลังงานขยายระยะเวลาในการคัดเลือกผู้ดำเนินการโดยการเปิดประมูลแข่งขันยื่นข้อเสนอจากเดิมให้แล้วเสร็จภายใน1 ปี นับจาก กพช. มีมติเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 เป็นให้แล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2560 2) G2-2 การเปิดให้ยื่นขอสิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ อยู่ระหว่างการดำเนินการเตรียมการด้านกฎหมายทั้งร่าง พ.ร.บ. ปิโตรเลียมและร่าง พ.ร.บ. ภาษีเงินได้ปิโตรเลียมที่ สนช. กำลังพิจารณา และยกร่างกฎหมายลำดับรองที่จำเป็น 3) G2-3 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากอ่าวให้มีประสิทธิภาพ ลดก๊าซฯ จากอ่าวที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ เพื่อใช้ให้เกิดประโยชน์สูงสุด ผลการดำเนินงาน คือ อัตราก๊าซที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ เฉลี่ย 7 เดือน (มกราคม – กรกฎาคม 2559) อยู่ที่ระดับวันละ 686 ล้าน ลบ.ฟุต ต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ (ประมาณร้อยละ 6) และต่ำกว่าค่าเฉลี่ยของปี 2558 ซึ่งอยู่ที่วันละ 710 ล้านลบ.ฟุต (3) G3 หาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG อย่างมีประสิทธิภาพ ดังนี้ 1) G3-2การศึกษาแนวทางการกำกับดูแลด้าน LNG เพื่อให้มีแนวทางการบริหารจัดการและกำกับดูแล LNG อย่างเหมาะสม และสนับสนุนให้เกิดการแข่งขันในธุรกิจ LNG อยู่ระหว่างการปรับแก้รายละเอียดโครงการ (Scope of Work) เพื่อจัดทำ TOR คาดว่า จะเริ่มโครงการในเดือนพฤศจิกายน 2559 และ (4) G4 มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน ดังนี้ 1) G4-2 LNG Terminal โดย กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 เห็นชอบให้ (1) ขยายกำลังผลิตของ LNG Terminal ที่มีอยู่เดิมของ ปตท. เพิ่ม 1.5 ล้านตันต่อปี และพัฒนา LNG Terminal แห่งใหม่ ขนาด 5 ล้านตันต่อปี ภายในปี 2565 (2) มอบหมายการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยศึกษาความเป็นไปได้ในการพัฒนา FSRU ในอ่าวไทยตอนบน และ (3) มอบหมาย พน. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทำการศึกษาและจัดทำแผนโครงสร้างพื้นฐานด้าน LNG ของประเทศให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี
4. ปัญหาและอุปสรรค ประกอบด้วย G2-1 แนวทางในการบริหารสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุ กฎหมายแม่บท 2 ฉบับ ที่ใช้ในการบริหารจัดการยังอยู่ระหว่างการพิจารณาของ สนช. ซึ่งได้มีการขอขยายระยะเวลาพิจารณาออกไปจนถึงวันที่ 21 ตุลาคม 2559 ทำให้ พน. ต้องขยายกรอบการดำเนินงานตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ออกไปจนถึงเดือนกันยายน 2560 นอกจากนั้นยังมีกฎหมายลำดับรองที่จะต้องยกร่างเพิ่มเติมเพื่อรองรับการบริหารจัดการที่เพิ่มเข้ามาอีก 2 แบบ คือ แบบแบ่งปันผลผลิตและแบบสัญญาจ้างสำรวจและผลิต (2) G2-2 การเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ปัญหาอุปสรรคที่เกิดขึ้น คือ การรอกฎหมายใหม่บังคับใช้ เช่นเดียวกับโครงการ G2-1 และ G4 โครงสร้างพื้นฐานรองรับการนำเข้า LNG ประเด็น ท้าทายคือ การรักษาความสมดุลระหว่างเสถียรภาพด้านการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้เพียงพอกับความต้องการใช้ของประเทศในอนาคตกับการส่งเสริมการแข่งขันอย่างเสรีของธุรกิจก๊าซธรรมชาติ เนื่องจากมีความไม่แน่นอนของปัจจัยภายนอกที่ซับซ้อน เช่น การสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหิน ความสำเร็จของแผน AEDP 2015 EEP 2015 เป็นต้น และเพื่อให้การดำเนินงานเป็นไปตามแผน Gas Plan 2015 ชธ. เสนอว่า เนื่องจากแต่ละแผนมีการเชื่อมโยงความสัมพันธ์กัน หากแผนใดมีการเปลี่ยนแปลง ย่อมส่งผลต่อแผนฉบับอื่น จึงควรมีหน่วยงานในการประสานความร่วมมือระหว่างแผนบูรณาการพลังงานระยะยาวทั้ง 5 แผน เพื่อติดตามความคืบหน้าของแต่ละแผน และควรมีระบบการถ่ายทอดข้อมูลระหว่างหน่วยงานที่ชัดเจน เป็นระบบ สม่ำเสมอ เพื่อให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องมีข้อมูลเท่าเทียมกัน เล็งเห็นประโยชน์และมุ่งสู่เป้าหมายในทิศทางเดียวกัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนตุลาคม 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. กบง. เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 และเมื่อวันที่ 3 เมษายน 2558 ได้เห็นชอบการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และ ปตท.สผ.สยาม) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน
2. จากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนตุลาคม 2559 อยู่ที่ 352 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนกันยายน 2559 จำนวน 47 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนกันยายน 2559 อยู่ที่ 34.9014 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าลงจากอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนสิงหาคม 2559 จำนวน 0.0076 บาท ต่อเหรียญสหรัฐฯ ต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติในเดือนตุลาคม 2559 อยู่ที่ 383 บาท ต่อกิโลกรัม ลดลงจากเดือนกันยายน 2559 ที่ 37 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้น ของก๊าซ LPG (LPG Pool) ปรับลดลง 0.1644 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.1623 บาทต่อกิโลกรัม มาอยู่ที่ 12.9979 บาทต่อกิโลกรัม
3. จากราคาก๊าซ LPG Pool ของเดือนตุลาคม 2559 ที่ปรับตัวลดลง 0.1644 บาทต่อกิโลกรัม ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นที่ 0.1644 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.1567 บาทต่อกิโลกรัม เป็นส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.3211 บาท ต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกคงเดิมที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับประมาณ 115 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.3211 บาท และเห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 26 พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ทั้งนี้ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 6 ตุลาคม 2559 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 4 แผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 พฤศจิกายน 2557 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติอนุมัติกรอบแผนการใช้จ่ายเงินงบบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงงบบริหาร 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 เพื่อเป็นเงินสำรองกลาง โดยมอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (อบน.) บริหารจัดการงบประมาณตามกรอบแผนการใช้จ่ายเงินงบบริหารกองทุนน้ำมันฯ และให้สอดคล้องกับวัตถุประสงค์การใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันฯ ซึ่งต่อมาในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 2 ตุลาคม 2558 ที่ประชุมได้รับทราบผลการใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันฯ ประจำปีงบประมาณ 2558 รวมทั้งได้อนุมัติแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันฯ ปีงบประมาณ 2559 เป็นงบบริหารจำนวน 27,161,600 บาท และงบค่าใช้จ่ายอื่น จำนวน 300,000,000 บาท พร้อมทั้งได้อนุมัติเงินงบค่าใช้จ่ายอื่นให้ดำเนินงานโครงการจำนวน 3 โครงการ จำนวนเงินรวม 10,075,820 บาท
2. ผลการใช้จ่ายเงิน ปีงบประมาณ 2559 มีดังนี้ (1) งบบริหาร มีผลการเบิกจ่ายเงิน 11,706,209.71 บาท คิดเป็นร้อยละ 43.10 ของยอดเงินที่ได้รับอนุมัติ แบ่งเป็น สป.พน. 4.8545 ล้านบาท สนพ. 1.0197 ล้านบาท กรมสรรพสามิต 4.8129 ล้านบาท กรมศุลกากร 0.4950 ล้านบาท และ สบพน. 0.5240 ล้านบาท ส่วนงบ ค่าใช้จ่ายอื่น ในปีงบประมาณ 2559 กบง. ได้อนุมัติงบค่าใช้จ่ายอื่น จำนวน 3 โครงการ วงเงิน 10,075,820 บาท โดยมีผลการเบิกจ่าย ดังนี้ (1) โครงการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง (สนพ.) วงเงิน 6,875,820 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 9 เดือน สนพ. ได้จัดจ้าง บริษัท เบอร์รา จำกัด ซึ่งเมื่อวันที่ 22 กรกฎาคม 2559 ที่ปรึกษาได้ส่งรายงานผลการศึกษาเบื้องต้น (Inception Report) ปัจจุบันคณะกรรมการฯ อยู่ระหว่างการพิจารณารายงานดังกล่าว (2) โครงการพัฒนาระบบฐานข้อมูลราคาพลังงานต่างประเทศ (สนพ.) วงเงิน 2,000,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 12 เดือน สนพ. ได้จัดจ้าง บริษัท เบอร์รา จำกัด ปัจจุบันที่ปรึกษาอยู่ระหว่างจัดทำรายงานผลการศึกษาเบื้องต้น (Inception Report) (3) โครงการจัดจ้างที่ปรึกษาด้านกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) วงเงิน 1,200,000 ระยะเวลา 12 เดือน เบิกจ่ายแล้ว 800,000 บาท คงเหลือ 88,700 บาท ซึ่ง อบน. ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2559 ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการเบิกค่าใช้จ่ายเงิน จากเดิมสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2559 เป็นสิ้นสุดวันที่ 30 ตุลาคม 2559
3. เมื่อวันที่ 8 กันยายน 2559 อบน. ได้รับทราบผลการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และได้มีมติอนุมัติแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560 ดังนี้ (1) งบบริหาร ของทั้ง 5 หน่วยงาน เป็นจำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 27,938,200 บาท แบ่งเป็น สป.พน. 10.5324 ล้านบาท สนพ. 8.1929 ล้านบาท กรมสรรพสามิต 6.6998 ล้านบาท กรมศุลกากร 1.1451 ล้านบาท และ สบพน. 1.3680 ล้านบาท (2) งบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2560 จำนวน 300,000,000 บาท เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลาง โดยเบื้องต้น อบน. ได้รับข้อเสนอโครงการทั้งสิ้น 3 โครงการ และได้อนุมัติในหลักการให้หน่วยงานดำเนินโครงการ จำนวน 2 โครงการ รวมเป็นเงิน 4,700,000 บาท ดังนี้ 1) โครงการการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... (สบพน.) วงเงิน 4,100,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 8 เดือน 2) โครงการจัดจ้างที่ปรึกษาด้านกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) วงเงิน 600,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 15 เดือน และ 3) โครงการศึกษาการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศไทย (Strategic Petroleum Reserve: SPR) (ธพ.) ขอรับการสนับสนุนงบประมาณ 30,000,000 บาท ซึ่ง อบน. มอบหมายให้ ธพ. รับไปดำเนินการปรับปรุงรายละเอียดของโครงการให้มีความชัดเจนและเหมาะสมตามข้อพิจารณาของที่ประชุม และนำเสนอ อบน. อีกครั้ง ทั้งนี้ กรอบวงเงินที่เหลือของงบค่าใช้จ่ายอื่น มอบหมายให้ อบน. เป็นผู้พิจารณาอนุมัติต่อไป ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้ กบง. พิจารณา ดังนี้ (1) รับทราบผลการใช้จ่ายเงินงบบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2559 และ (2) ขอความเห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2559
2. เห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560 ดังนี้
2.1 งบบริหาร ของทั้ง 5 หน่วยงาน เป็นจำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 21,938,200 บาท โดยงบประมาณทุกหมวดรายจ่ายให้สามารถนำมาถัวจ่ายได้ทุกรายการ โดยมีรายละเอียด ดังนี้
2.2 งบค่าใช้จ่ายอื่น จำนวน 300,000,000 บาท เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลาง ปีงบประมาณ 2560 อนุมัติให้ดำเนินโครงการ จำนวน 2 โครงการ รวมเป็นเงิน 4,700,000 บาท ดังนี้
(1) โครงการการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) วงเงิน 4,100,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 8 เดือน
(2) โครงการจัดจ้างที่ปรึกษาด้านกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับกรมธุรกิจพลังงาน ของกรมธุรกิจพลังงาน วงเงิน 600,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 15 เดือน
ทั้งนี้ ให้งบบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2559 และกรอบวงเงินคงเหลือของงบค่าใช้จ่ายอื่น มอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นผู้พิจารณาและอนุมัติ ต่อไป
เรื่องที่ 5 การพัฒนาข้อมูลภาพรวมการผลิตไฟฟ้าของประเทศ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 กรกฎาคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติมอบหมายให้สำนักงาน กกพ. ปรับปรุงระเบียบการรับชื้อไฟฟ้าจาก VSPP และ SPP หรือประกาศที่เกี่ยวข้อง โดยกำหนดให้ผู้ประกอบการโรงไฟฟ้า VSPP และ SPP ต้องรายงานข้อมูลปริมาณการผลิตไฟฟ้าทั้งกำลังไฟฟ้า (เมกะวัตต์) และพลังงานไฟฟ้า (กิโลวัตต์-ชั่วโมง) รวมถึงปริมาณการผลิตไฟฟ้าในส่วนที่ใช้เอง ที่ขายตรงในนิคมอุตสาหกรรม และ/หรือ ที่ขายนอกระบบของ กฟผ. และรายงานให้ กบง. ทราบต่อไป
2. สำนักงาน กกพ. ได้พัฒนาระบบการรายงานข้อมูลการผลิตและการใช้ไฟฟ้าแบบ Near Real Time ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2558 โดยมีเป้าหมายในการพัฒนาระบบการรายงานข้อมูลด้านการผลิตและการใช้ไฟฟ้า และก๊าซธรรมชาติให้มีความสมบูรณ์และเป็นระบบมากยิ่งขึ้น โดยปีงบประมาณ 2558 การไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) มีการรายงานข้อมูลการผลิตของโรงไฟฟ้า กฟผ. IPP SPP และ Import มายังระบบของสำนักงาน กกพ. ทุกๆ 1 นาที และในปีงบประมาณ 2559 สำนักงาน กกพ. ได้รวบรวมและพัฒนาการรายงานข้อมูลการผลิตของ VSPP และโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (PEA) และโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กและโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กมากของกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เข้ามาในระบบข้อมูลการผลิตของ กฟผ. เพื่อเป็นภาพรวมการผลิตของประเทศ
3. สรุปการพัฒนาข้อมูล ระบบ และขั้นตอนการรายงานข้อมูลการผลิตไฟฟ้าของประเทศ ดังนี้ (1) การรายงานข้อมูลตรวจวัดจริงมายังระบบ Near Real Time โดย กฟผ. มีการรายงานข้อมูลการผลิตทั้งหมดของโรงไฟฟ้า กฟผ. IPP SPP และ Import มายังระบบ Near Real Time ของสำนักงาน กกพ. ทุกๆ 1 นาที การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) รายงานข้อมูลการผลิตของ VSPP จำนวน 1 ราย มายังระบบของ กฟผ. เพื่อส่งมายังระบบ ของสำนักงาน กกพ. ทุกๆ 15 นาที และ PEA รายงานข้อมูลการผลิตของ VSPP จำนวน 72 ราย มายังระบบของสำนักงาน กกพ. ทุกๆ 15 นาที และ (2) การรายงานข้อมูลสถิติกำลังผลิตของ VSPP รายเดือน เพื่อใช้ประมาณการข้อมูลการผลิต จำแนกตามประเภทเชื้อเพลิงและรายจังหวัด โดย กฟผ. กฟน. PEA และ พพ. จะจัดส่งข้อมูลดังกล่าวมายังสำนักงาน กกพ. ทางจดหมายอิเล็กทรอนิกส์ภายในวันที่ 10 ของทุกเดือน เพื่อให้สำนักงาน กกพ. นำข้อมูลดังกล่าวใช้ประมาณการข้อมูลการผลิตของ VSPP โครงการของ PEA และ โครงการของ พพ. ภายในวันที่ 15 ของเดือน เพื่อนำขึ้นระบบรวมกับข้อมูลจากการตรวจวัดจริงในระบบ Near Real Time
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2559 กระทรวงการคลังได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เรื่องการปรับขึ้นอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล เนื่องจากกระทรวงการคลังได้ผูกพันประมาณการรายรับ ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2560 ในส่วนของรายได้กรมสรรพสามิตได้กำหนดประมาณการรายรับรวม 549,900 ล้านบาท โดยมีการผูกพันให้ปรับขึ้นอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล เป็น 5.95 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ กระทรวงการคลังขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาแนวทางในการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล เพื่อไม่ให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลเปลี่ยนแปลงในทันที
2. เมื่อพิจารณาโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในปัจจุบัน (ณ วันที่ 5 ตุลาคม 2559) อัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 5.65 บาทต่อลิตร ซึ่งกระทรวงการคลังขอปรับเพิ่มขึ้นอีก 0.30 บาทต่อลิตร เป็น 5.95 บาทต่อลิตร โดยทำให้ภาพรวมรายรับของกระทรวงการคลังจากการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตน้ำมันทุกประเภทอยู่ที่ 15,531 ล้านบาทต่อเดือน หรือ 188,956 ล้านบาทต่อปี และหากเป็นตามที่กระทรวงการคลังเสนอโดยขอปรับอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลขึ้นเป็น 5.95 บาทต่อลิตร รายได้จะเพิ่มเป็น 195,220 ล้านบาทต่อปี ซึ่งเกินกว่าเป้าหมายของแผนที่ได้กำหนดไว้ ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอต่อ กบง. เรื่อง แนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เป็น 3 กรณี ดังนี้ (1) กรณีที่ 1 คือการปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล 0.30 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯ จะต้องช่วยอีก 0.32 บาทต่อลิตร จากเดิมที่จัดเก็บจากน้ำมันดีเซลเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.01 บาทต่อลิตร เป็นกองทุนน้ำมันฯ สนับสนุนจำนวน 0.31 บาทต่อลิตร ซึ่งผลจากการปรับอัตรานี้จะส่งผลให้กรมสรรพสามิตมีรายรับเพิ่มขึ้นประมาณ 515 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมันฯ จะมีรายจ่ายเพิ่มขึ้นประมาณ 585 ล้านบาทต่อเดือน โดยจะไม่ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลมีการเปลี่ยนแปลง (2) กรณีที่ 2 คือการปรับเพิ่มภาษีสรรพสามิตของทั้งน้ำมันเบนซินและดีเซล โดยใช้รายรับที่กระทรวงการคลังพึงจะได้เป็นตัวตั้ง ใช้หลักการที่ว่าการจัดเก็บภาษีน้ำมันดีเซลและเบนซิน ควรจัดเก็บในอัตราที่ใกล้เคียงกัน โดยกลุ่มน้ำมันเบนซินจะเลือกชนิดที่มีปริมาณการใช้มากที่สุดคือน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 ซึ่งจากการคำนวณโครงสร้างพบว่า อัตราการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตในกลุ่มของน้ำมันเบนซินจะอยู่ที่ 5.86 บาทต่อลิตร หรือเป็นการปรับเพิ่มขึ้น 0.19 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลปรับเพิ่มขึ้น 0.21 บาทต่อลิตร ซึ่งหากใช้หลักเกณฑ์นี้จะส่งผลให้กรมสรรพสามิตมีรายรับเพิ่มขึ้นประมาณ 527 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมันฯ จะมีรายจ่ายเพิ่มขึ้นประมาณ 599 ล้านบาทต่อเดือน โดยจะไม่ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลมีการเปลี่ยนแปลงเช่นเดียวกับกรณีที่ 1 เนื่องจากกองทุนน้ำมันฯ จะเข้าไปช่วยเหลือทั้งในกลุ่มเบนซินและดีเซล และ (3) กรณีที่ 3 คือการปรับเพิ่มภาษีน้ำมันเบนซิน และ น้ำมันดีเซลปรับเพิ่มอีก 0.19 และ 0.21 บาท ต่อลิตร (เช่นเดียวกับกรณีที่ 2) รวมถึงการสร้างส่วนต่างราคาของน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 3 บาทต่อลิตร เพิ่มขึ้นอีกประมาณ 0.46 บาทต่อลิตร เพื่อรองรับการขยายฐานของการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ให้นำมาสู่การเกิดสมดุลของเบนซินชนิดต่างๆ ทั้งนี้ หากเลือกกรณีนี้จะส่งผลให้กรมสรรพสามิตมีรายรับเพิ่มขึ้นประมาณ 527 ล้านบาทต่อเดือน และกองทุนน้ำมันฯ จะมีรายจ่ายเพิ่มขึ้นประมาณ 643 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและกระทรวงการคลัง พิจารณาการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม โดยคำนึงถึงเป้าหมายรายรับจากภาษีน้ำมันและผลิตภัณฑ์น้ำมันตามที่กระทรวงการคลังกำหนดคือ 194,000 ล้านบาทต่อปี และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานในการประชุมครั้งต่อไป
กบง. ครั้งที่ 29 - วันพุธที่ 7 กันยายน พ.ศ. 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 17/2559 (ครั้งที่ 29)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 7 กันยายน 2559 เวลา 13.30 น.
2. รายงานผลการศึกษาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ
4. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกันยายน 2559
5. การเตรียมความพร้อมภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้เสนอรายงานความคืบหน้า Oil Plan 2015 ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) แล้ว ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2559 รายงานไตรมาส 1 (ตุลาคม - ธันวาคม 2558) (2) เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2559 รายงานไตรมาส 2 (มกราคม - มีนาคม 2559) และ (3) ในการประชุม กบง. ครั้งนี้เป็นการรายงานไตรมาส 3 (เมษายน-มิถุนายน 2559) ซึ่งในช่วงไตรมาสที่ 3 มีความก้าวหน้าของมาตรการต่างๆ ดังนี้
1. มาตรการที่ 2 บริหารจัดการชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม ข้อ 2.2.1 การลดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิง เป็นไปตามแผนโดยมีการประชุมหารือกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย และผู้ค้าน้ำมันแล้ว
2. มาตรการที่ 4 ผลักดันการใช้เอทานอลและไบโอดีเซลตามแผน AEDP 2015 ข้อ 4.2.4 การส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล บี 7 อย่างต่อเนื่อง โดยเมื่อวันที่ 16 สิงหาคม 2559 ธพ. ได้ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดคุณภาพน้ำมันดีเซลฉบับใหม่ โดยกำหนดให้มีไบโอดีเซล ระหว่าง บี 3 – บี 7 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 25 สิงหาคม 2559 เพื่อปรับสมดุลปริมาณน้ำมันปาล์มและราคาไบโอดีเซล
3. มาตรการที่ 5 สนับสนุนการลงทุนในระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิง มีความคืบหน้าของโครงการ/กิจกรรมต่างๆ ดังนี้ ข้อ 5.1.4 ก่อสร้างระบบท่อขนส่งน้ำมันไปยังภาคเหนือและภาคตะวันออกเฉียงเหนือ โดยความก้าวหน้าการก่อสร้างระบบท่อขนส่งน้ำมันไปยังภาคเหนือ ธพ. ได้ลงนามใน MOU กับ บริษัทขนส่งน้ำมันทางท่อ (FPT) เรื่องการลงทุนก่อสร้างระบบท่อน้ำมันไปยังภาคเหนือ และ FPT.ได้ยื่นขออนุญาตในส่วนของคลังน้ำมัน ณ จังหวัดพิจิตร แล้ว และในส่วนของภาคตะวันออกเฉียงเหนือ เมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2559 ธพ. ได้ ลงนามใน MOU กับ บริษัท ไทย ไปป์ไลน์ เน็ตเวิร์ค (TPN) ซึ่งเป็นบริษัทภายในเครือของกลุ่มบริษัท เอส ซี กรุ๊ป เพื่อสนับสนุนโครงการขยายระบบท่อขนส่งน้ำมันไปยังภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ทั้งนี้ โครงการดังกล่าวจะต่อขยายจากระบบเดิม ของบริษัท ท่อส่งปิโตรเลียมไทย (THAPPLINE) อ. เสาไห้ จ. สระบุรี ไปยัง จ.ขอนแก่น ระยะทาง 350 กิโลเมตร ประมาณการเงินลงทุน 10,000 ล้านบาท หลังจาก ลงนาม MOU แล้ว TPN จะดำเนินการทำ EIA และคาดว่าจะเริ่มต้นก่อสร้างได้ในปี 2561 และแล้วเสร็จในปี 2563 ซึ่งโครงการดังกล่าวเป็นการขยายโครงสร้างพื้นงานด้านพลังงานที่สำคัญ รองรับการขยายตัวของภูมิภาคอาเซียน และเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันของประเทศไทย และความคืบหน้าของข้อ 5.2.1 การดำเนินการศึกษาเพื่อกำหนดแนวทางการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ ขณะนี้อยู่ระหว่างการเตรียมจัดจ้างที่ปรึกษา คาดว่าจะใช้ระยะเวลาดำเนินโครงการ 9 เดือน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานผลการศึกษาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เห็นชอบในหลักการให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับไปดำเนินการแยกกิจการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ออกไปในรูปบริษัท จำกัด ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2558 และเห็นชอบให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องยกเว้นภาษีต่างๆ และค่าธรรมเนียม ในการโอนทรัพย์สินจาก บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้แก่บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด ที่จะจัดตั้งขึ้นใหม่โดยจะดำเนินการให้เป็นไปตามระเบียบราชการต่อไป และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) ไปดำเนินการศึกษาและทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในปัจจุบัน เพื่อให้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสามารถรองรับกับโครงสร้างการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติที่จะเกิดขึ้นและให้นำกลับมาเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2557 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ออกประกาศคณะกรรมการ กำกับกิจการพลังงานเรื่อง ข้อบังคับว่าด้วยหลักเกณฑ์การจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานี LNG แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Regime) เพื่อกำหนดให้ผู้รับใบอนุญาตที่เกี่ยวข้องจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานี LNG แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Code) ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กพช. ได้มีมติ เห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558-2579 (Gas Plan 2015) และเห็นชอบกรอบหลักการการบริหารจัดการด้านการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ให้มีการแข่งขันเสรีและส่งเสริมการลงทุนด้านโครงสร้างพื้นฐานในอนาคต โดยเพิ่มจำนวนผู้จัดหาและจำหน่ายการเปิดให้บุคคลที่สามสามารถใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานี LNG (Third Party Access; TPA) และกำกับดูแลการจัดหา LNG ในระยะสั้น/ระยะยาว โดยมอบหมายให้ สนพ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และ กกพ. ร่วมกันศึกษาและจัดทำแนวทางการส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันเสรี และจัดทำแนวทางการกำกับดูแลด้านการจัดหา LNG ต่อไป
3. สนพ. และ กกพ. ได้ร่วมกันจัดจ้างสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (PTIT) เพื่อทำการศึกษาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ โดยมีวัตถุประสงค์ ดังนี้ (1) เพื่อพัฒนาและส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ (2) เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในกิจการด้านพลังงาน และ (3) เพื่อให้ภาคเอกชนและประชาชนทั่วไปมีส่วนร่วมในการพัฒนากิจการก๊าซธรรมชาติและส่งเสริมการพัฒนาตลาดก๊าซธรรมชาติ ซึ่งจากโครงสร้างกิจการและราคาก๊าซธรรมชาติที่ส่งเสริมให้มีการแข่งขันของ 5 ประเทศที่ทำการศึกษา ได้แก่ ประเทศสหรัฐอเมริกา สหราชอาณาจักร เนเธอร์แลนด์ ญี่ปุ่น และตุรกี ทีมที่ปรึกษาพบว่า สหราชอาณาจักรและเนเธอร์แลนด์เป็นประเทศที่มีขนาดตลาดก๊าซธรรมชาติใกล้เคียงกับประเทศไทย และประสบความสำเร็จในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ โดยสามารถรักษาสมดุลระหว่างประสิทธิภาพการแข่งขันและการสร้างความมั่นคงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติได้เป็นอย่างดี โดยจากการหารือร่วมกับหน่วยงานกำกับดูแลและผู้บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของทั้ง 2 ประเทศเพื่อทำความเข้าใจกับหลักการและเหตุผล รวมทั้งแนวคิด และเครื่องมือต่างๆ ที่หน่วยงานดังกล่าวใช้ในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติพบว่า 4 ปัจจัยสำคัญที่ทำให้ทั้ง 2 ประเทศนี้ประสบความสำเร็จในกิจการก๊าซธรรมชาติที่มีการแข่งขัน ได้แก่ (1) มีผู้บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลักที่มีความเข้มแข็งและทักษะสูง (2) มี Shippers จำนวนมาก และไม่มีผู้ประกอบการรายใดครอบงำตลาด (No Dominant Shipper) (3) มีระบบการเปิดเผยข้อมูลอย่างโปร่งใสที่ทุกคนเข้าถึงได้อย่างเท่าเทียมกัน (4) การไม่มีการรวมตัวของกิจการในแนวดิ่ง (Vertical Integration) ทั้งในส่วนของระบบท่อส่งก๊าซฯ หลักและระบบจำหน่าย เพื่อให้ Shippers สามารถเข้ามาสู่ตลาดได้เพิ่มขึ้น อย่างไรก็ตาม เมื่อพิจารณาถึงเงื่อนไขตามแผน Gas Plan 2015 จะพบว่าปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติตามสัญญาการซื้อขายเดิม จะมีบทบาทลดลงเหลือเพียงร้อยละ 30 - 40 ช่วงครึ่งหลังของแผนฯ ขณะที่ LNG จะมีบทบาทเพิ่มขึ้นอย่างมาก เป็นร้อยละ 60-70 อีกทั้งยังต้องมีการสร้างสถานี LNG ใหม่ขนาด 700 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน อีกทั้งหมด 3 สถานี ดังนั้น กรอบในการดำเนินการเพื่อสร้างกรอบพื้นฐานของการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยจึงควรให้ความสำคัญกับเรื่องของการแข่งขันในการจัดหา LNG และในการให้บริการสถานี LNG ด้วย ขณะเดียวกันก็ต้องสร้างสมดุลระหว่างการส่งเสริมการแข่งขันและความมั่นคงในการจัดหา LNG ด้วย
4. โครงสร้างหลัก (Main Structure) ในการส่งเสริมให้กิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยมีการแข่งขันและมีระบบตลาดที่มีประสิทธิภาพ เมื่อพิจารณา 4 ปัจจัยแห่งความสำเร็จในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติร่วมกับเงื่อนไขตาม Gas Plan 2015 จึงสามารถสรุปได้ว่า โครงสร้างหลัก (Main Structure) ในการส่งเสริมให้กิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยมีการแข่งขันและมีระบบตลาดที่มีประสิทธิภาพ ต้องประกอบด้วย 4 องค์ประกอบหลัก ดังนี้ (1) มี Transmission System Oerator : TSO บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ (2) มีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานี LNG หลายราย (3) มีระบบ ที่มีการแข่งขันในการจัดหาก๊าซ LNG และ (4) มี Distribution System Operator : DSO บริหารระบบจำหน่ายก๊าซฯ อย่างอิสระ และมีประสิทธิภาพ
5. ข้อเสนอแผนที่นำทาง (Roadmap) และรูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติตามข้อเสนอแนวคิดหลักการดำเนินการในส่วนขององค์ประกอบหลักเพื่อส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ แบ่งไว้เป็น 3 ระยะ ซึ่งจะใช้เวลาในการดำเนินการรวม 6 ปี โดยมีรายละเอียดเบื้องต้นของการดำเนินการตามแผนที่นำทาง (Roadmap) ดังต่อไปนี้ ระยะที่ 1 ระยะการดำเนินการทันที ได้แก่ มี TSO บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ และมีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานี LNG หลายราย ระยะที่ 2 ระยะการดำเนินการต่อเนื่อง ได้แก่ มีระบบที่มีการแข่งขันในการจัดหา LNG และระยะที่ 3 ระยะการดำเนินการต่อไป ได้แก่ มี DSO บริหารระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ
6. ขั้นตอนการปรับโครงสร้างกิจการและโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ (Transition Plan) ตามข้อเสนอเพื่อให้สามารถเปลี่ยนผ่านจากโครงสร้างกิจการและโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติในปัจจุบัน ไปสู่โครงสร้างที่มีการแข่งขันได้ จำเป็นต้องดำเนินการตามองค์ประกอบหลักทั้ง 4 ตามขั้นตอน กลไก และระยะเวลา ดังนี้ (1) ขั้นตอน กลไก และระยะเวลาเปลี่ยนผ่านให้มี TSO บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ (2) ขั้นตอน กลไก และระยะเวลา เปลี่ยนผ่านให้มีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานี LNG หลายราย จะเป็นส่วนที่ กกพ. จะพิจารณาดำเนินการร่วมกับ TSO ในการจัดทำข้อกำหนดให้มีผู้สนใจลงทุนทำข้อเสนอเพื่อคัดเลือกให้เป็นผู้ประกอบการสถานีบริการ LNG (3) ขั้นตอน กลไก และระยะเวลา เปลี่ยนผ่านให้มีระบบที่มีการแข่งขันในการจัดหา LNG ที่ TSO และ (4) ขั้นตอน กลไก และระยะเวลา เปลี่ยนผ่านให้มี DSO บริหารระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 เพื่อใช้เป็นราคาเริ่มต้นในการแข่งขันทางด้านราคา และต่อมาเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. ได้มีมติเกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าที่ใช้ขยะชุมชนเป็นเชื้อเพลิงดังนี้ (1) เห็นชอบการปรับปรุงลำดับความสำคัญการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็น ได้แก่ ขยะ (ชุมชนและอุตสาหกรรม) พลังงานน้ำขนาดเล็ก ก๊าซชีวภาพจากน้ำเสีย/ของเสีย ชีวมวล ก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และ พลังงานความร้อนใต้พิภพ (2) เห็นชอบให้การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงจากขยะและพลังงานน้ำขนาดเล็ก ให้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT โดยไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) โดยให้ กกพ. เร่งดำเนินการออกประกาศรับซื้อและคัดเลือกโครงการไฟฟ้าจากขยะ (ชุมชนและอุตสาหกรรม) โดยคำนึงถึงแต่ไม่จำกัดเฉพาะแผนแม่บทการจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และ (3) มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ร่วมกับ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ตามความเหมาะสม ยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้า (FiT) ที่หากจะมีการเปลี่ยนแปลงจะต้องนำเสนอ กพช.
2. สำนักงาน กกพ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน โดยได้ดำเนินการจัดทำประกาศและหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะในรูปแบบ FiT ซึ่งจำเป็นต้องใช้ระยะเวลาในการดำเนินการ เนื่องจากมีประเด็นที่ต้องหารือกับหน่วยงานรับผิดชอบด้านการบริหารจัดการขยะให้ชัดเจน ดังนี้ (1) พื้นที่ศักยภาพและสัญญาในการกำจัดขยะ (2) ความพร้อมของหน่วยงานของรัฐในการดำเนินการตามพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ ซึ่งปัจจุบันสำนักงาน กกพ. ได้รับแจ้งพื้นที่ศักยภาพการพัฒนาโครงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าจากขยะชุมชน จากกรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น กระทรวงมหาดไทย โดยแบ่งเป็น 2 กลุ่ม คือ กลุ่มที่ 1 โครงการ Quick Win Projects จำนวน 7 โครงการ และกลุ่มที่ 2 โครงการที่อยู่ระหว่างพัฒนา จำนวน 15 โครงการ
3. เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2559 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีมติเห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง การคัดเลือกการรับซื้อไฟฟ้าตามโครงการผลิตไฟฟ้าจาก ขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) พ.ศ. .... และร่างหลักเกณฑ์การคัดเลือกการรับซื้อไฟฟ้า โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) และให้สำนักงาน กกพ. นำร่างประกาศฯ และร่างหลักเกณฑ์ฯ ดังกล่าวลงเว็บไซต์ของสำนักงาน กกพ. เพื่อรับฟังความคิดเห็นเป็นระยะเวลา 15 วัน โดยมีเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าที่กำลังการผลิตติดตั้งประมาณ 100 เมกะวัตต์ กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562 ทั้งนี้ ตามกรอบเวลาจะสามารถออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าได้ภายในเดือนสิงหาคม 2559 และผู้ที่ได้รับการคัดเลือกจะลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ภายในกลางเดือนมีนาคม 2560
4. สำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือหารือสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เกี่ยวกับแนวทางการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้า โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ FiT เพื่อขอความชัดเจนในการกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ และการทบทวนอัตราการรับซื้อไฟฟ้า ซึ่ง สนพ. มีความเห็นว่า สำนักงาน กกพ. สามารถใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT เชื้อเพลิงขยะ (การจัดการแบบผสมผสาน) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เพื่อใช้ในการรับซื้อไฟฟ้าในปี 2559 ได้ โดยสำนักงาน กกพ. จะต้องมีการรวบรวมข้อมูลอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐานของปี 2560 เพื่อประกาศใช้ในการคำนวณ FiTV ของปี 2561 ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้พิจารณาแล้ว เห็นว่าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนไม่สามารถดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ทันตามกำหนด SCOD ภายในปี 2560 ประกอบกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กำหนดให้อัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ใช้สำหรับโครงการที่ SCOD ภายในปี 2560 เท่านั้น และมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 มอบหมายให้ กบง. ร่วมกับ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ตามความเหมาะสม สำนักงาน กกพ. จึงได้เสนอต่อ กบง. พิจารณาการกำหนดวัน SCOD และอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ FiT ปี 2559
5. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2559 กบง. ได้พิจารณาข้อเสนอของ กกพ. ได้เห็นชอบการกำหนดวัน SCOD ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ภายในปี 2562 แต่เห็นควรให้ สนพ. ดำเนินการนำเสนอรายละเอียดต้นทุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะในปัจจุบัน เปรียบเทียบกับต้นทุนตามที่ กพช. ได้เห็นชอบในคราวการประชุมเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เพื่อนำเสนอ กบง. ประกอบการพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2559 โดย สนพ. ได้ดำเนินการรวบรวมรายละเอียดต้นทุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะ โดยพิจารณาจากข้อมูลต้นทุนเงินลงทุนโรงไฟฟ้าเทคโนโลยีความร้อน (Thermal Power Plant) ซึ่งเป็นข้อมูลพื้นฐานในการจัดทำอัตรา FiT ส่วนคงที่ (FiTF) พบว่า เงินลงทุนโรงไฟฟ้าเทคโนโลยีความร้อนในปัจจุบันยังมีต้นทุนอยู่ในช่วง 70-75 ล้านบาท ต่อเมกะวัตต์ ทั้งนี้ สนพ. ได้จัดประชุมหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย สนพ. พพ. และ สำนักงาน กกพ. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2559 ซึ่งที่ประชุมมีความเห็นร่วมกันว่า เห็นควรให้คงอัตรา FiT ตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2559
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ตามมติคณะกรรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2559 และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2562
เรื่องที่ 4 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกันยายน 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. กบง. เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 และเมื่อวันที่ 3 เมษายน 2558 ได้เห็นชอบการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และ ปตท.สผ.) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน
2. จากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนกันยายน 2559 อยู่ที่ 305 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนสิงหาคม 2559 จำนวน 18 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนสิงหาคม 2559 อยู่ที่ 34.8938 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ซึ่งแข็งค่าขึ้นจากเดือนกรกฎาคม 2559 จำนวน 0.3515 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPG Pool) ปรับเพิ่มขึ้น 0.2341 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 12.9282 บาทต่อกิโลกรัม มาอยู่ที่ 13.1623 บาทต่อกิโลกรัม
3. เพื่อไม่ให้การผันผวนของราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกมีผลกระทบต่อราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศ ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 4 กันยายน 2559 มีฐานะกองทุนสุทธิ 7,411 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ลง 0.2341 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.3908 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.1567 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลงประมาณ 82 ล้านบาทต่อเดือน จากประมาณ 137 ล้านบาทต่อเดือน คงเหลือรายรับประมาณ 55 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.1567 บาท และเห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 24 พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ทั้งนี้ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 8 กันยายน 2559 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 5 การเตรียมความพร้อมภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2559 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติอนุมัติหลักการร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ พร้อมกับให้รับข้อสังเกตของกระทรวงการคลัง กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม กระทรวงยุติธรรม กระทรวงอุตสาหกรรม สำนักงาน ก.พ.ร. สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สำนักงบประมาณ และคณะกรรมการนโยบายการบริหารทุนหมุนเวียนไปประกอบการพิจารณาด้วย
2. สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้หารือร่วมกันเพื่อเตรียมความพร้อมรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... สรุปได้ว่า (1) ระยะเวลาเตรียมการ (เดือนกันยายน 2559 – เดือนเมษายน 2560) โดยเป็น ช่วงเวลาพิจารณาของคณะกรรมการกฤษฎีกา เดือนกันยายน – เดือนธันวาคม 2559 และช่วงเวลาพิจารณาของ สนช. เดือนธันวาคม 2559 – เดือนเมษายน 2560 (2) การเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ประกอบด้วย เตรียมชี้แจงสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และ สนช. และการเตรียมการด้านการปฏิบัติงานของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง
2. ระดับราคา B100 ที่ควรจะผสม B5 อยู่ระหว่าง 35.12 - 37.13 บาทต่อลิตร
3. แนวทางการดำเนินงาน โดย สนพ. และ สบพน. รับผิดชอบในการเตรียมการเพื่อชี้แจงสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และ สนช. ทั้งนี้เพื่อให้การเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ ร่างพระราชบัญญัติเป็นไปตามกรอบเวลา รวมถึงการดำเนินการสร้างความรู้ความเข้าใจระหว่างผู้ที่เกี่ยวข้อง เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ เห็นควรแต่งตั้ง “คณะอนุกรรมการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ” โดยมีองค์ประกอบของคณะอนุกรรมการฯ จำนวน 14 คน มีปลัดกระทรวงพลังงาน เป็น ประธานอนุกรรมการ ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และผู้อำนวยการสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน เป็นรองประธานอนุกรรมการ หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง จำนวน 9 หน่วยงาน เป็นอนุกรรมการ ผู้แทนสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน เป็น อนุกรรมการและเลขานุการ และ ผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นอนุกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ โดยคณะอนุกรรมการฯ มีอำนาจหน้าที่ ดังนี้ (1) จัดทำร่างแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง แผนการรองรับกรณีเกิดวิกฤตน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนการลงทุนโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิงในกิจการของรัฐสำหรับความมั่นคงด้านพลังงาน (2) จัดทำร่างกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และยกร่างกฎหมายลำดับรองภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... (3) มีอำนาจในการแต่งตั้งคณะทำงานและเชิญผู้ที่เกี่ยวข้องเข้าร่วมประชุม พิจารณา รวบรวม จัดส่งหรือชี้แจงเอกสารต่างๆ ที่เกี่ยวข้องตามความเหมาะสม (4) ในการปฏิบัติงานของคณะอนุกรรมการฯ ให้รายงานผลการปฏิบัติงานต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานทราบหรือพิจารณาเป็นระยะๆ ตามความเหมาะสม และ (5) ปฏิบัติงานอื่นๆ ตามที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานมอบหมาย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการเตรียมความพร้อมภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ตามข้อ 2
2. เห็นชอบให้แต่งตั้ง “คณะอนุกรรมการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ” ตามข้อ 2.3 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคำสั่งให้ประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ลงนามต่อไป
กบง. ครั้งที่ 28 - วันจันทร์ที่ 22 สิงหาคม พ.ศ. 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 16/2559 (ครั้งที่ 28)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 22 สิงหาคม 2559 เวลา 15.30 น.
2. ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม
4. รายงานความก้าวหน้าร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
5. แนวทางการกำกับดูแลราคาไบโอดีเซล (B100)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 เพื่อใช้เป็นราคาเริ่มต้นในการแข่งขันทางด้านราคา และต่อมาเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 ได้มีมติเกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าที่ใช้ขยะชุมชนเป็นเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) เห็นชอบการปรับปรุงลำดับความสำคัญการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (2) เห็นชอบให้การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงจากขยะและพลังงานน้ำขนาดเล็ก ให้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT โดยไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) และ (3) มอบหมายให้ กบง. ร่วมกับ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ตามความเหมาะสม ยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้า (FiT) ที่หากจะมีการเปลี่ยนแปลงจะต้องนำเสนอ กพช.
2. สำนักงาน กกพ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน โดยได้ดำเนินการจัดทำประกาศและหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะในรูปแบบ FiT ซึ่งจำเป็นต้องใช้ระยะเวลาในการดำเนินการ เนื่องจากมีประเด็นที่ต้องหารือกับหน่วยงานรับผิดชอบด้านการบริหารจัดการขยะให้ชัดเจน ดังนี้ (1) พื้นที่ศักยภาพและสัญญาในการกำจัดขยะ การบริหารจัดการขยะชุมชนเกี่ยวข้องกับกฎหมาย ระเบียบ และข้อบังคับหลายฉบับ และ (2) ความพร้อมของหน่วยงานของรัฐในการดำเนินการตามพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ ซึ่งปัจจุบันสำนักงาน กกพ. ได้รับแจ้งพื้นที่ศักยภาพการพัฒนาโครงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าจากขยะชุมชน จากกรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น กระทรวงมหาดไทย โดยแบ่งเป็น 2 กลุ่ม คือ กลุ่มที่ 1 โครงการ Quick Win Projects 7 โครงการ และกลุ่มที่ 2 โครงการที่อยู่ระหว่างพัฒนา 15 โครงการ ดังนั้นจึงคาดว่าสามารถดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ประมาณปี 2561 - 2562
3. เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2559 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีมติเห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง การคัดเลือกการรับซื้อไฟฟ้าตามโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) พ.ศ. .... และร่างหลักเกณฑ์การคัดเลือกการรับซื้อไฟฟ้า โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) และให้สำนักงาน กกพ. นำร่างประกาศฯ และร่างหลักเกณฑ์ฯ ดังกล่าวลงเว็บไซต์ของสำนักงาน กกพ. เพื่อรับฟังความคิดเห็นเป็นระยะเวลา 15 วัน โดยมีเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าที่กำลังการผลิตติดตั้งประมาณ 100 เมกะวัตต์ กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562 ทั้งนี้ ร่างประกาศฯ อยู่ระหว่างการรับฟังความคิดเห็น โดยคาดว่าจะสามารถออกประกาศรับซื้อภายในเดือนสิงหาคม 2559
4. สำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือหารือสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เกี่ยวกับแนวทางการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้า โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) เพื่อขอความชัดเจนในการกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ และการทบทวนอัตราการรับซื้อไฟฟ้า ซึ่ง สนพ. มีความเห็นว่า สำนักงาน กกพ. สามารถใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT เชื้อเพลิงขยะ (การจัดการแบบผสมผสาน) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เพื่อใช้ในการรับซื้อไฟฟ้าในปี 2559 ได้ โดยสำนักงาน กกพ. จะต้องมีการรวบรวมข้อมูลอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐานของปี 2560 เพื่อประกาศใช้ในการคำนวณ FiTV ของปี 2561
5. สำนักงาน กกพ. ได้พิจารณาแล้ว เห็นว่าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนไม่สามารถดำเนินการ จ่ายไฟฟ้า เข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ทันตามกำหนด SCOD ภายในปี 2560 ประกอบกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กำหนดให้อัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ใช้สำหรับโครงการที่ SCOD ภายในปี 2560 เท่านั้น และมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 มอบหมายให้ กบง. ร่วมกับ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ตามความเหมาะสม สำนักงาน กกพ. จึงเสนอให้มีการกำหนดวัน SCOD ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ภายในปี 2562 และเสนอให้อัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ให้สามารถใช้สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2559 และใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ในส่วนอัตราคงที่ (FiTF) สำหรับโครงการฯ ที่จะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2562
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดวัน SCOD ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ภายในปี 2562
2. มอบหมายหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ทบทวนความเหมาะสมของอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ให้สามารถใช้สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2559 และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานในการประชุมครั้งต่อไป
เรื่องที่ 2 ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. มีมติเห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ ราคาพลังงานต้องสะท้อนต้นทุนแท้จริง ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่งควรจะมีอัตราภาษีสรรพสามิตที่ใกล้เคียงกัน ค่าการตลาดควรอยู่ในระดับที่เหมาะสม และเก็บเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละประเภท ในอัตราที่ใกล้เคียงกันตามค่าความร้อน โดยมอบหมายให้ กบง. รับไปดำเนินการต่อไป
ในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 7 กรกฎาคม 2559 ที่ประชุมได้มอบหมายให้ สนพ. ศึกษาและจัดทำข้อเสนอนโยบายประเด็นค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมควรเป็นเท่าใด ซึ่ง สนพ. ได้ศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ในเบื้องต้นไว้แล้วตั้งแต่ปี 2557 โดยฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้ผู้แทนสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (PTIT) ซึ่งเป็นที่ปรึกษาการศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง เป็นผู้นำเสนอสาระสำคัญวิธีการและขั้นตอนการศึกษาดังนี้
1. การสำรวจและรวบรวมข้อมูล แบ่งออกเป็น 2 ส่วน ได้แก่
ส่วนที่1 ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมัน โดยรวบรวมจากกลุ่มตัวอย่าง ดังนี้ 1) คลังน้ำมัน 2) บริษัทขนส่งน้ำมัน 3) สถานีบริการน้ำมัน
ส่วนที่2 ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 ข้อมูลของ ม.7 ที่จะนำมาใช้ในการคำนวณ ได้จากการสัมภาษณ์และเก็บข้อมูลจาก ม.7 ที่ดำเนินธุรกิจค้าปลีกน้ำมัน
2. การคำนวณและวิเคราะห์ข้อมูล ข้อมูลที่นำมาใช้ มีดังนี้ 1) ค่าขนส่งจากคลังน้ำมันมายังสถานีบริการ (ทางรถบรรทุก) 2) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการ (เฉพาะหน้าลานที่ไม่รวมต้นทุนคงที่) 3) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 ( เฉพาะม.7 ที่ไม่มีโรงกลั่นน้ำมัน)
2.1 ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมัน จากการคำนวณและวิเคราะห์ ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมันเท่ากับ 0.87 บาทต่อลิตร โดยประกอบด้วย ค่าขนส่ง 0.09 บาทต่อลิตร ค่าจ้าง 0.36 บาทต่อลิตร ค่าสาธารณูปโภค 0.14 บาทต่อลิตร ภาษี 0.06 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายสำนักงาน 0.20 บาท ต่อลิตร และค่าซ่อมบำรุง 0.02 บาทต่อลิตร
2.2 ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 จากการคำนวณและวิเคราะห์ ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 เท่ากับ 0.58 บาทต่อลิตร โดยประกอบด้วย ค่าจ้างและสวัสดิการ 0.06 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายสำนักงาน 0.09 บาทต่อลิตร ค่าประกันภัย 0.01 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายคลังน้ำมัน 0.16 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายฝึกอบรม 0.01 บาทต่อลิตร และค่าสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมาย 0.25 บาทต่อลิตร
2.3 ค่าลงทุนสถานีบริการ ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่องกำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ข้อ 2 ระบุว่า “ค่าการตลาด” หมายถึง ค่าใช้จ่ายต่างๆ ซึ่งรวมผลตอบแทนในการดำเนินธุรกิจของเจ้าของสถานีบริการซึ่งรับน้ำมันเชื้อเพลิงจากผู้ค้าน้ำมัน และของผู้ค้าน้ำมันซึ่งรับน้ำมันเชื้อเพลิงจากผู้ผลิตและจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงจากโรงกลั่นเพื่อใช้ในราชอาณาจักร หรือจากผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อใช้ในราชอาณาจักร แล้วแต่กรณี ดังนั้น ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมควรเป็นดังนี้
เนื่องจากผลการศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงของ PTIT มีเฉพาะค่าใช้จ่ายดำเนินการเท่านั้น ยังไม่ได้มีการรวมค่าลงทุนสถานีบริการ สนพ. จึงได้ทำการศึกษาและวิเคราะห์โดยมีสมมติฐานดังนี้ ค่าลงทุนสถานีบริการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงขนาด 450,000 ลิตรต่อเดือน ประมาณ 18 ล้านบาท โดยมียอดขายเฉลี่ยประมาณ 382,500 ลิตรต่อเดือน (ร้อยละ 85) ระยะเวลาโครงการ 20 ปี ที่อัตราดอกเบี้ย MLR ร้อยละ 6.35 จะได้ค่าลงทุนสถานีบริการที่อัตรา 0.35 บาทต่อลิตร
ทั้งนี้ การดำเนินธุรกิจควรมีผลตอบแทนการลงทุนที่เหมาะสม ซึ่งทำให้ธุรกิจอยู่รอดและสร้างแรงจูงใจให้มีผู้ประกอบการรายใหม่เข้ามา อันจะทำให้เกิดการแข่งขันและพัฒนาสินค้าและบริการ ทำให้ประชาชนได้รับประโยชน์สูงสุด โดยผลการตอบแทนการลงทุนจะอยู่ที่ประมาณ 0.05 บาทต่อลิตร ดังนั้นค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่จูงใจให้เกิดการดำเนินธุรกิจจะอยู่ที่ประมาณ 1.85 บาทต่อลิตร ที่ผลตอบแทนการลงทุนที่ประมาณร้อยละ 8 (ประกอบด้วยค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการ 0.87 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 0.58 บาทต่อลิตร ค่าลงทุนสถานีบริการ 0.35 บาทต่อลิตร และผลการตอบแทนการลงทุน 0.05 บาทต่อลิตร) อีกทั้งผู้ค้าน้ำมันไม่ได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อให้ค่าการตลาดสะท้อนต้นทุนในทุกวัน แต่จะมีการปรับราคาเป็นช่วงๆ จึงส่งผลให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมอยู่ในช่วง 1.60 ถึง 2.00 บาทต่อลิตร
ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม = ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการ + ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 + ค่าลงทุนสถานีบริการ + กำไรของผู้ประกอบการ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการการกำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปศึกษาเพิ่มเติมและนำมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานอีกครั้ง
สรุปสาระสำคัญ
คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 1 สิงหาคม 2559 ได้พิจารณาเรื่อง ขอความเห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (เพิ่มเติม) ฉบับที่ .. พ.ศ. .... เรื่องการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุนและอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง และมีมติดังนี้
1. เห็นชอบให้ผู้ผลิตน้ำมันเชื้อเพลิง ณ โรงกลั่นและจำหน่ายเพื่อใช้ในราชอาณาจักร และผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อใช้ในราชอาณาจักร ซึ่งได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไว้แล้ว และขอเงินคืนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้ในอัตรา 2.75 บาท ต่อลิตร ตามปริมาณน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ตรวจวัดได้จริง ในแบบการตรวจวัดน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ สิ้นวันที่ 16 ธันวาคม 2557
2. เห็นชอบให้ผู้ผลิตน้ำมันเชื้อเพลิง ณ โรงกลั่นและจำหน่ายเพื่อใช้ในราชอาณาจักร และผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อใช้ในราชอาณาจักร ซึ่งได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไว้แล้ว และขอเงินคืนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้ในอัตรา 1.10 บาท ต่อลิตร ตามปริมาณน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ตรวจวัดได้จริงในแบบการตรวจวัดน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ สิ้นวันที่ 10 มีนาคม พ.ศ. 2558
3. เห็นชอบมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน นำร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจสอบความถูกต้องของร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาในครั้งต่อไป
ทั้งนี้ สนพ. ได้นำร่างประกาศกบง. ให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) ตรวจสอบความถูกต้องแล้ว พร้อมทั้งได้แก้ไขร่างประกาศกบง. ฉบับที่ .. พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงบางกรณี เพื่อนำเสนอให้ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงบางกรณี
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ต่อไป
3. มอบหมายให้กรมสรรพสามิตดำเนินการออกระเบียบหรือแนวปฏิบัติในการคืนเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยให้คืนตามปริมาณที่ตรวจวัดได้จริงในแบบการตรวจวัดน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ สิ้นวัน ของ กรมสรรพสามิต ต่อไป
เรื่องที่ 4 รายงานความก้าวหน้าร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2559 และวันที่ 7 มีนาคม 2559 กบง. ได้พิจารณาร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... และได้มีมติเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติฯ โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 กพช. ได้มีมติเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติฯ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการตามพระราชกฤษฎีกาว่าด้วยการเสนอเรื่องและการประชุมคณะรัฐมนตรี พ.ศ. 2548
2. สนพ. ได้นำร่างพระราชบัญญัติฯ เสนอต่อคณะรัฐมนตรี โดยคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2559 ได้มีมติเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติฯ ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้นำข้อคิดเห็นของกระทรวงต่างๆ ไปปรับปรุงในขั้นตอนการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา โดยขั้นตอนต่อไป คือ (1) เมื่อคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบแล้ว จะนำส่งร่างพระราชบัญญัติฯ ให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ตรวจพิจารณา (2) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจพิจารณาร่างพระราชบัญญัติฯ และเสนอร่างกลับไปยังคณะรัฐมนตรี (3) คณะรัฐมนตรีเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติฯ (ฉบับคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจพิจารณา) ส่งสภานิติบัญญัติแห่งชาติ (สนช.) (4) ชี้แจงวิป สนช. (5) สนช. วาระที่ 1 วาระที่ 2 และวาระที่ 3 และ (6) ทูลเกล้าฯ ถวายเพื่อทรงลงพระปรมาภิไธย ทั้งนี้คาดว่าร่างพระราชบัญญัติฯ จะสามารถประกาศในราชกิจจานุเบกษาได้ประมาณเดือนเมษายน 2560 ในขณะเดียวกัน สนพ. และ สบพน. จะดำเนินการจัดทำกฎหมายลำดับรองคู่ขนานกันไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 แนวทางการกำกับดูแลราคาไบโอดีเซล (B100)
สรุปสาระสำคัญ
จากสถานการณ์ราคา B100 ในช่วงที่ผ่านมามีราคาสูงขึ้น เนื่องจากราคาวัตถุดิบสูงขึ้น ทั้งนี้เพื่อช่วยรักษาเสถียรภาพราคาและ ป้องกันการขาดแคลนน้ำมันพืชสำหรับการบริโภค อันเกิดจากสถานการณ์ผลปาล์มดิบและน้ำมันปาล์มดิบที่ราคายังทรงตัวในระดับสูง จึงเสนอแนวทางในการกำกับดูแลสัดส่วนการผสม B100 ในน้ำมันดีเซล ตามราคา B100 ดังนี้
1. ระดับราคา B100 ที่ควรจะผสม B7 ถ้าราคา B100 ต่ำกว่า 35.12 บาทต่อลิตร คำนวณจากราคาผลปาล์มต่ำสุดประมาณ 4.86 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ ถ้าผลปาล์มดิบตกต่ำมากไปถึง 3.50 บาท ซึ่งจะทำให้เกษตรกรขาดทุน อาจจะต้องมีมาตรการอย่างอื่นเข้ามาช่วย เช่นขอให้ผู้ค้า โรงกลั่นต่างๆ มีการ stock น้ำมันปาล์มเพิ่ม มีการซื้อน้ำมันปาล์มเข้าสู่ตลาดเพิ่ม
2. ระดับราคา B100 ที่ควรจะผสม B5 อยู่ระหว่าง 35.12 - 37.13 บาทต่อลิตร
3. ระดับราคา B100 ที่ควรจะผสม B3 ถ้าราคา B100 สูงกว่า 37.13 บาทต่อลิตร โดยคำนวณจากราคาน้ำมันปาล์มบริโภคที่รัฐกำหนดราคาขายไว้สูงสุดที่ 42.00 บาทต่อลิตร โดยคิดกลับเป็น CPO เท่ากับ 33.00 บาทต่อกิโลกรัม เทียบเคียงกับราคา B100 ที่ 37.13 บาทต่อลิตร
4. ให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 รายงานราคาซื้อ B100 ให้กับ สนพ. เพื่อใช้ในการเปรียบเทียบกับราคาที่คำนวณได้จากวิธี cost plus ถ้าราคาไหนต่ำสุด สนพ. จะใช้ราคาดังกล่าวในการนำไปคำนวณโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบสถานการณ์ผลผลิตปาล์มและสต็อค (stock) น้ำมันปาล์มดิบ
2. มอบหมายให้กรมการค้าภายใน ตรวจสอบ stock น้ำมันปาล์มดิบทุกสัปดาห์ ทั้งนี้ ขอให้ติดตาม stock น้ำมันปาล์มดิบใน 15 วันข้างหน้า หาก stock ลดลง และราคาน้ำมันปาล์มยังสูงก็ขอให้กระทรวงพลังงานดำเนินการตามที่เสนอในที่ประชุมต่อไป
กบง. ครั้งที่ 27 - วันจันทร์ที่ 1 สิงหาคม พ.ศ. 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 15/2559 (ครั้งที่ 27)
เมื่อวันจันทร์ที่ 1 สิงหาคม 2559 เวลา 09.30 น.
2. การกำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility
3. การดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
4. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนสิงหาคม 2559
7. การเก็บภาษีสรรพสามิตก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ที่หัวจ่าย
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
เพื่อให้การดำเนินงานของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เกิดความชัดเจนมากขึ้น ควรมีการปรับลักษณะการทำงานให้เป็นองค์กรเชิงยุทธศาสตร์ที่เสนอแนะ กำหนดนโยบาย แผนงาน และมาตรการ ด้านพลังงาน การบูรณาการแผนบริหารพลังงานของประเทศ รวมทั้งกำกับ ติดตาม ประเมินผลนโยบายและแผนบริหารพลังงานของประเทศตามมติ กพช./กบง. ทำหน้าที่บริหารจัดการเทคโนโลยีสารสนเทศ และเป็นศูนย์ข้อมูลกลางด้านพลังงานของประเทศ ดังนั้น สนพ. จึงได้ทบทวนภารกิจเดิมที่ปฏิบัติอยู่และจัดทำข้อเสนอภารกิจใหม่ รวมทั้ง แยกภารกิจที่จะถ่ายโอนไปยังกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ดังนี้
1. ภารกิจเดิม คือ เสนอแนะนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาการพลังงานของประเทศ ภารกิจที่เสนอใหม่เหมือนภารกิจเดิม ส่วนภารกิจที่ถ่ายโอนให้ ธพ. คือ ติดตามราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง/และหรือตาม พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....) ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์โครงสร้างราคา และภารกิจที่ถ่ายโอนให้ ชธ. คือ ติดตามราคาก๊าซธรรมชาตินำเข้าจากพม่า และ LNG ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์โครงสร้างราคา และรายงานสถานการณ์ ก๊าซธรรมชาติ
2. ภารกิจเดิม คือ กำหนดมาตรการแก้ไขป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ภารกิจที่เสนอใหม่เหมือนภารกิจเดิม
3. ภารกิจเดิม คือ ประสาน ติดตาม และประเมินผลการปฏิบัติตามนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาการพลังงานของประเทศ รวมทั้งบริหารจัดการกองทุนพลังงาน ภารกิจที่เสนอใหม่ คือ ประสาน ติดตาม และประเมินผลการปฏิบัติตามนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาการพลังงานของประเทศ ส่วนภารกิจที่ถ่ายโอนให้ ธพ. คือ โครงการน้ำมันเขียว โครงการน้ำมันเถื่อน โครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน (ธพ. รับมอบแล้ว) และโครงการบัตรส่วนลดราคาก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ
4. ภารกิจเดิม คือ บริหารจัดการข้อมูลสารสนเทศพลังงานและการพยากรณ์แนวโน้มด้านพลังงานของประเทศ ภารกิจที่เสนอใหม่ คือ จัดการข้อมูล พยากรณ์แนวโน้มด้านพลังงาน และเป็นศูนย์ข้อมูลกลางด้านพลังงานของประเทศ เพื่อใช้ในการขับเคลื่อนนโยบาย ส่วนภารกิจที่ถ่ายโอนให้ ธพ. คือ จัดทำชุดข้อมูลราคาน้ำมันเผยแพร่ต่อสาธารณะ งานเผยแพร่ ชี้แจงประเด็นคำถามต่างๆ ที่เกี่ยวข้องกับราคาน้ำมัน LPG และก๊าซธรรมชาติ
โดยในช่วงระหว่างเดือนกรกฎาคม – กันยายน 2559 จะมีการประสานงานในการถ่ายโอนและรับโอนข้อมูล ตลอดจนวิธีปฏิบัติงานต่างๆ รวมทั้งหากมีความจำเป็นที่จะต้องจัดฝึกอบรมในทางภารกิจ สนพ. จะประสาน ธพ. และ ชธ. เป็นกรณีๆ ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 การกำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เรื่องการเพิ่มขีดความสามารถการนำเข้า การจ่าย และระบบขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ทั้งในระยะสั้นและระยะยาว เพื่อรองรับปริมาณการใช้ก๊าซ LPG ที่เพิ่มสูงขึ้น ทำให้การผลิตในประเทศไม่เพียงพอและต้องนำเข้า โดยการดำเนินการระยะยาวได้มอบหมายให้ ปตท. เร่งดำเนินการขยายระบบคลัง ท่าเรือนำเข้า และระบบคลังจ่ายก๊าซ ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้าและ จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศ ดังนี้ (1) ขยายระบบคลังและท่าเรือนำเข้าเขาบ่อยา ให้มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตันต่อเดือน และก่อสร้างคลังและท่าเรือนำเข้าแห่งใหม่ มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตันต่อเดือน (2) ขยายระบบคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะ โดยการขยายกำลังการจ่ายทั้งทางรถยนต์และรถไฟ ซึ่งจะทำให้สามารถจ่าย LPG ได้ 276,000 ตันต่อเดือน (3) ขยายระบบคลังภูมิภาค ได้แก่ คลังก๊าซบางจาก คลังก๊าซขอนแก่น คลังก๊าซนครสวรรค์ คลังก๊าซสุราษฏร์ธานี และคลังก๊าซสงขลา และ (4) ขยายระบบขนส่งก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ไปคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะและคลังก๊าซเขาบ่อยา ซึ่งต่อมา เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 ครม. มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง หลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณากำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility (LPG Integrated Facility Enhancement Project: โครงการ LIFE) รวมทั้งวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุน ตามหลักเกณฑ์ที่ กพช. เห็นชอบ ดังนี้ (1) กรอบวงเงินลงทุน เพื่อใช้ในการดำเนินการตามขอบเขตงานที่ได้รับความเห็นชอบรวมทั้งสิ้น 48,599 ล้านบาท โดยแบ่งการลงทุนออกเป็น 2 ระยะ โดยระยะที่ 1 ลงทุน 20,954 ล้านบาท และระยะที่ 2 ลงทุน 27,645 ล้านบาท (2) ผลตอบแทนการลงทุน มีสมมติฐานที่ใช้ในการประเมินผลตอบแทนการลงทุนระยะที่ 1 เท่ากับต้นทุนถัวเฉลี่ยของเงินทุน (WACC) ของ ปตท. และดำรงการจัดลำดับความน่าเชื่อถือให้เท่ากับปัจจุบันและ ไม่ต่ำกว่าของประเทศ ระยะเวลาโครงการ 40 ปี นับตั้งแต่วันเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์
2. การดำเนินการขยายท่าเรือและคลังก๊าซ มีรายละเอียด ดังนี้ (1) งานขยายท่าเรือ ก่อสร้างท่าเทียบเรือสำหรับการรับก๊าซเพิ่ม 1 ท่า และก่อสร้างท่าเทียบเรือสำหรับจ่ายก๊าซเพิ่ม 1 ท่า (2) งานขยายคลังก๊าซเขาบ่อยา ก่อสร้างถังเย็นเก็บก๊าซขนาด 25,000 ตันเพิ่ม 2 ถัง ก่อสร้างถังเก็บก๊าซทรงกลมขนาด 2,000 ตันเพิ่ม 2 ถัง ติดตั้งระบบท่อ เครื่องสูบก๊าซโปรเพนและบิวเทน ติดตั้งชุด BOG compressor และ TR compressor และ เครื่องอัดก๊าซ LPG (3) งานขยายคลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะ เป็นการปรับปรุงระบบขนส่งทางรถไฟและจัดซื้อตู้รถไฟ โดยในปัจจุบันยังอยู่ระหว่างการเจรจากับการรถไฟแห่งประเทศไทย และ (4) งานขยายคลังก๊าซภูมิภาค ประกอบด้วยการก่อสร้างถังเก็บก๊าซทรงกลม เครื่องชั่งน้ำหนัก และ จุดจ่ายก๊าซทางรถ ซึ่งได้แก่ คลังปิโตรเลียมนครสวรรค์ขยายลานบรรจุก๊าซเพิ่ม 2 ช่องจ่าย ขยายสะพานชั่งเพิ่ม 1 เครื่อง คลังปิโตรเลียมขอนแก่นเพิ่มถังเก็บก๊าซทรงกลมขนาด 3,000 ตัน 1 ถัง ขยายลานบรรจุก๊าซเพิ่ม 4 ช่องจ่าย ขยายสะพานชั่งเพิ่ม 1 เครื่อง คลังปิโตรเลียมสุราษฎร์ธานี เพิ่มถังเก็บก๊าซทรงกลมขนาด 3,000 ตัน 1 ถัง ขยายสะพานชั่งเพิ่ม 1 เครื่อง และคลังปิโตรเลียมสงขลาเพิ่มถังเก็บก๊าซทรงกลมขนาด 2,000 ตัน 1 ถัง ขยายลานบรรจุก๊าซเพิ่ม 1 ช่องจ่าย ขยายสะพานชั่งเพิ่ม 1 เครื่อง ติดตั้ง Marine Loading Arm เพิ่ม 1 ชุด
3. อัตราและวิธีการจ่ายผลตอบแทน มีรายละเอียดดังนี้ (1) องค์ประกอบของอัตราผลตอบแทนโครงการ LIFE เท่ากับ WACC ของ ปตท. เฉลี่ยปี 2550-2558 ซึ่งเท่ากับ 10.58% (ย้อนหลัง 5 ปีนับจากมติ ครม. ในปี 2554 ไปจนถึงช่วงปีที่จ่ายเงินค่าก่อสร้างแล้วเสร็จ) ระยะเวลาโครงการ 40 ปี นับตั้งแต่วันเริ่มดำเนินการ เชิงพาณิชย์ (2) เงินลงทุน รวม 9,132 ล้านบาท (3) วิธีการจ่ายและการคำนวณอัตรา ท่าเรือคิดจากเงินลงทุน ของท่าเรือและปริมาณก๊าซ LPG ที่ผ่านท่าเรือจากการนำเข้าหรือส่งออก โดยจ่ายผลตอบแทนการลงทุนคืนด้วยการรวมอยู่ในต้นทุนการนำเข้า คลังก๊าซเขาบ่อยาและคลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะคิดจากเงินลงทุนของคลังทั้งสองและปริมาณก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซ โดยจ่ายผลตอบแทนการลงทุนคืนด้วยการรวมอยู่ในต้นทุนโรงแยกก๊าซ คลังภูมิภาค คิดอัตราผลตอบแทนแยกเป็นรายคลังด้วยเงินลงทุนและปริมาณก๊าซ LPG ที่ผ่านแต่ละคลัง โดยรวมอยู่ในค่าขนส่ง (4) อัตราผลตอบแทน คำนวณจากองค์ประกอบและวิธีการจ่ายคืนเงินลงทุนจากหลักเกณฑ์ที่ได้กล่าวมาข้างต้นซึ่งยังไม่ได้รวมเงินลงทุน Reinvestment ณ ปี ที่31 เมื่อปีที่31 จึงจะคำนวณอัตราเพื่อเป็นอัตราของปีที่ 31 ถึง ปีที่ 40 โดยจะมีการทบทวนวิธีการคำนวณอัตราและอัตราผลตอบแทนทุก 5 ปี
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการการกำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปศึกษาเพิ่มเติม และนำมาเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาอีกครั้งหนึ่ง
เรื่องที่ 3 การดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 กบง. มีมติเห็นชอบในหลักการ เรื่อง Roadmap การดำเนินการ เพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยแบ่งการดำเนินงานเป็นสองระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 กำหนดแผนยุทธศาสตร์ในการส่งเสริมการแข่งขันในส่วนของการนำเข้าให้เกิดผู้นำเข้ามากกว่าหนึ่งราย ทั้งนี้ ได้แบ่งขั้นตอนการดำเนินงานส่งเสริมการแข่งขันในส่วนนำเข้าเป็น 4 ระยะ ดังนี้ (1) ยกเลิกมาตรการต่างๆ ที่ไม่เอื้อต่อการให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นนำเข้า (2) เปิดส่วนแบ่งปริมาณนำเข้าให้ผู้ประกอบการรายอื่น (นอกเหนือจาก ปตท.) ด้วยระบบโควต้า โดยใช้ราคานำเข้าที่ CP+85 เหรียญสหรัฐต่อตัน (3) เปิดส่วนแบ่งปริมาณนำเข้าให้ผู้ประกอบการรายอื่น (นอกเหนือจาก ปตท.) ด้วยระบบโควต้า โดยใช้ราคานำเข้าที่ CP+X เหรียญสหรัฐต่อตัน (4) เปิดการประมูล การนำเข้าก๊าซ LPG เมื่อมีผู้ค้ามาตรา 7 สามารถนำเข้าได้มากกว่าหนึ่งราย และประสงค์จะนำเข้ามากกว่าปริมาณนำเข้าที่ประเทศต้องการ และระยะที่ 2 ลดการควบคุมธุรกิจการผลิตและจัดหาลงอย่างต่อเนื่องจนนำไปสู่ การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบในลักษณะเดียวกันกับธุรกิจน้ำมัน ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2559 กบง. ได้รับทราบ เรื่อง รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ว่า จะไม่มีการนำเข้าก๊าซ LPG ในเดือนกรกฏาคมและสิงหาคม 2559 และจากความต้องการภายในประเทศที่ลดลงอย่างต่อเนื่อง จึงคาดการณ์ว่าจะไม่มีปริมาณนำเข้าที่สามารถนำมาประมูลได้ในปี 2559 และอาจจะต่อเนื่องนานถึงปี 2560 ซึ่งส่งผลให้การเปิดประมูลนำเข้าก๊าซ LPG อาจจะไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนที่วางไว้
2. จากสถานการณ์การนำเข้าที่ได้เปลี่ยนแปลงไปจากเดิมที่คาดการณ์ ส่งผลให้ปริมาณนำเข้าก๊าซ LPG มีน้อยมากทำให้ไม่สามารถนำมาเปิดประมูลได้ จึงต้องมีการปรับแผนการดำเนินงานตาม Roadmap การเปิดเสรี ที่ กบง. มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 และเห็นควรให้ข้ามขั้นตอนการเปิดประมูลนำเข้า และเริ่มดำเนินการในขั้นตอนต่อไปในระยะที่ 2 โดยการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในระยะที่ 2 มีแผนยุทธศาสตร์ที่จะลดการควบคุมธุรกิจการผลิตและจัดหาลงอย่างต่อเนื่อง ได้แก่ การเปิดเสรีการนำเข้าและลอยตัวราคานำเข้าแต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นและโรงแยกก๊าซฯ ซึ่งจะเริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนกันยายน 2559 เป็นต้นไป และการลอยตัวราคาโรงกลั่นฯ และลอยตัวราคาโรงแยกก๊าซฯ แบบมีเงื่อนไข ซึ่งจะเริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้เริ่มดำเนินการเปิดเสรีนำเข้า ดังนี้ (1) การผลิต จัดหา และราคา โดยในส่วนของการนำเข้าจะยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศที่ถูกกำหนดโดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และให้สามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ทั้งในรูปแบบ Export และ/หรือ Re-export ได้ โดยเริ่มดำเนินการตั้งแต่ เดือนมกราคม 2560 ในส่วนของโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก เตรียมยกเลิกการควบคุมราคาเพื่อนำไปสู่การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยเริ่มต้นด้วยการปรับราคาจาก CP-20 เป็น CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เริ่มดำเนินการตั้งแต่ เดือนกันยายน 2559 ส่วนของโรงแยกก๊าซฯ และปตท.สผ.สยามฯ ที่อยู่ภายใต้การบังคับของ พรบ. ปิโตรเลียม ให้ดำเนินการ ตามกฎและระเบียบของกฎหมายนั้น เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนกันยายน 2559 และส่วนของคลัง ก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ให้ยังคงอยู่กายใต้การกำกับดูแลของภาครัฐ โดยกำหนดให้ ต้องเปิดระบบคลังดังกล่าวให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA) โดยเริ่มดำเนินการตั้งแต่ เดือนมกราคม 2560 (2) การจำหน่าย ให้ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ เพื่อส่งเสริมการแข่งขันและให้ราคาขายส่งเป็นไปตามกลไลตลาด พร้อมทั้งศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่ เพื่อใช้ในการติดตามและดูแลราคาให้เหมาะสม เป็นธรรม (3) มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานสามารถมีอำนาจสั่งการให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้า LPG แบบฉุกเฉิน (promt cargo) ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยสามารถได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามต้นทุนจริง รวมถึงศึกษามาตรการเพิ่มสำรอง LPG ใหม่ และมาตรการการปันส่วนก๊าซ LPG (ในภาวะฉุกเฉิน) ให้คุ้มครองเพียงราคาภาครัวเรือนเท่านั้น และ (4) มาตรการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ยังคงใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นเครื่องมือสำคัญในการป้องกันภาวะขาดแคลนและการรักษาเสถียรภาพด้านราคา
3. การเปิดเสรีนำเข้าจำเป็นต้องปรับวิธีกำหนดราคาก๊าซ LPG ตั้งต้น ซึ่งในปัจจุบันคำนวณจากระบบราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา (Pool Price) และใช้กองทุนน้ำมันฯ เป็นกลไกบริหารจัดการปรับราคาของแต่ละแหล่งผลิตและจัดหาที่มีต้นทุนต่างกัน วิธีดังกล่าวเป็นอุปสรรคต่อการนำเข้าอย่างเสรี เนื่องจากต้องรอรับเงินชดเชยการนำเข้าจากระบบ Pool Price เพื่อแก้ไขปัญหาดังกล่าว จึงเห็นควรกำหนดราคาก๊าซ LPG ตั้งต้นเป็นราคานำเข้าแทน วิธีการนี้จะไม่ส่งผลกระทบถึงราคาขายปลีกหากไม่ปรับเปลี่ยนต้นทุนราคาของแต่ละแหล่งจัดหา เนื่องจากเป็นการเปลี่ยนจุดอ้างอิงราคา ณ โรงกลั่นเท่านั้น ซึ่งปัจจุบันการใช้ค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักทำให้เงินรับ/จ่ายสุทธิของกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนการผลิตและจัดหาเป็นศูนย์ แต่การปรับราคาก๊าซ LPG ตั้งต้นเป็นราคานำเข้าจะทำให้เงินกองทุนน้ำมันฯ สุทธิไม่เท่ากับศูนย์และสามารถนำเงินส่วนนี้ไปปรับราคาขายปลีกให้คงเดิมได้ นอกจากนี้ การกำหนดราคาก๊าซ LPG ตั้งต้นที่ราคานำเข้าจะช่วยให้ประเทศไม่ขาดแคลนก๊าซ LPG หลังการเปิดเสรี เพราะเป็นราคาที่พร้อมให้เกิดการนำเข้า โดยหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น คือ ราคา ณ โรงกลั่น = CP + ค่าขนส่ง + ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ส่วนหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ คือ อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของโรงกลั่นน้ำมันฯ เท่ากับ ส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ของโรงกลั่นน้ำมันฯ และราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของโรงแยกก๊าซฯ เท่ากับ ส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ และราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปศึกษาเพิ่มเติม และนำมาเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาอีกครั้งหนึ่ง
เรื่องที่ 4 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนสิงหาคม 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 และเมื่อวันที่ 3 เมษายน 2558 ได้เห็นชอบการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และ ปตท.สผ.) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน ทั้งนี้ให้มี การทบทวนราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหาทุกๆ 3 เดือน ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้มีการทบทวนต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) ต้นทุนจากโรงแยกฯ เดือนสิงหาคม 2559 ลดลง 0.2415 บาทต่อกิโลกรัม จาก 14.9701 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 14.7286 บาทต่อกิโลกรัม (2) คงต้นทุนโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก อ้างอิงราคาตลาดโลกที่ CP-20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เนื่องจากเป็นต้นทุน ที่เหมาะสม (3) คงต้นทุนก๊าซ LPG จากการนำเข้าอยู่ที่ CP + 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และ (4) กำหนดต้นทุนบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด เดือนสิงหาคม 2559 อยู่ที่ 15.00 บาทต่อกิโลกรัม จากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนสิงหาคม 2559 อยู่ที่ 287 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนกรกฎาคม 2559 จำนวน 14 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ 418 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนกรกฎาคม 2559 จำนวน 4.12 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จาก ปตท.สผ.สยาม อยู่ที่ 425 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนกรกฎาคม 2559 จำนวน 0.08 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนกรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 35.2453 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมิถุนายน 2559 จำนวน 0.2280 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPG Pool) ปรับลดลง 0.3261 บาท ต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.2543 บาทต่อกิโลกรัม มาอยู่ที่ 12.9282 บาทต่อกิโลกรัม
2. เพื่อเป็นการลดภาระการชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ และเตรียมการในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในอนาคต ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นสมควรให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม โดยเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพิ่ม 0.3261 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.0647 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.3908 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับประมาณ 133 ล้านบาทต่อเดือน ปัจจุบันฐานะกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ณ วันที่ 24 กรกฎาคม 2559 มีฐานะกองทุนสุทธิ 7,143 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือนสิงหาคม 2559 ดังนี้
(1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 14.7286 บาทต่อกิโลกรัม
(2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 9.4105 บาท ต่อกิโลกรัม
(3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 13.1113 บาทต่อกิโลกรัม
(4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.00 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.3908 บาท
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 21 พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ
ทั้งนี้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 2 สิงหาคม 2559 เป็นต้นไป
อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยหนึ่งในแนวทางคือราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่ง ควรจะมีอัตราภาษีสรรพสามิตที่ใกล้เคียงกัน และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป ซึ่งต่อมา กบง. ได้มีการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลง 2.75 บาทต่อลิตร จาก 4.50 บาทต่อลิตร เป็น 1.75 บาทต่อลิตร โดยมีผลบังคับใช้ในวันที่มีการปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซล ซึ่งเมื่อวันที่ 17 ธันวาคม 2557 กระทรวงการคลังได้มีการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 2.50 บาทต่อลิตร จาก 0.75 บาทต่อลิตร เป็น 3.25 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯ ได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนลงในอัตราเดียวกับอัตราภาษีสรรพสามิตที่ปรับเพิ่มขึ้น (2) เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2558 เห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลง 1.10 บาทต่อลิตร จาก 3.15 บาทต่อลิตร เป็น 2.05 บาทต่อลิตร และยกเว้นการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง (1.10 บาทต่อลิตร X ปริมาณน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง) โดยมีผลบังคับใช้ในวันที่มีการปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซล เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลคงเดิมไม่เปลี่ยนแปลง ซึ่งเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2558 กระทรวงการคลังได้มีการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 1.00 บาทต่อลิตร จาก 3.25 บาทต่อลิตร เป็น 4.25 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนลงในอัตราเดียวกับอัตราภาษีสรรพสามิตที่ปรับเพิ่มขึ้น เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลคงเดิมไม่เปลี่ยนแปลง (3) เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2558 เห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลง 0.77 บาทต่อลิตร จาก 0.75 บาทต่อลิตร เป็น -0.02 บาทต่อลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลคงเดิม ในส่วนของน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลังน้ำมัน ที่ได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไว้เกินให้สามารถ ขอคืนได้ โดยมีผลบังคับใช้ในวันที่มีการปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซล พร้อมทั้งกำหนดให้น้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ หรือขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ต้องเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงสำเร็จรูป (Finished Products) ที่มีคุณภาพเป็นไปตามที่กรมธุรกิจพลังงานประกาศกำหนด ซึ่งเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2558 กระทรวงการคลังได้มีการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 0.70 บาทต่อลิตร จาก 4.25 บาทต่อลิตร เป็น 4.95 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯ ได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ลง ในอัตราเดียวกับอัตราภาษีสรรพสามิตที่ปรับเพิ่มขึ้น เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลคงเดิมไม่เปลี่ยนแปลง
2. ปัญหาจากการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตและอัตรากองทุนน้ำมันฯ มีดังนี้ ครั้งที่ 1 ช่วงระหว่างวันที่ 19 ธันวาคม 2557 ถึงวันที่ 5 มกราคม 2558 บริษัทผู้ผลิตและค้าน้ำมันจำนวน 8 บริษัท ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เพื่อขอให้พิจารณาแนวทางบรรเทาผลกระทบจากการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตและอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ซึ่งส่งผลให้บริษัทผู้ผลิตและค้าน้ำมันขาดทุนปริมาณน้ำมันคงเหลือ ณ คลังน้ำมัน ในเบื้องต้นรวมประมาณ 2,109 ล้านบาท กระทรวงพลังงานจึงได้มีการประชุมหารือร่วมกับกระทรวงการคลังเกี่ยวกับปัญหาดังกล่าว โดยมีข้อสรุปว่า มติ กบง. ไม่ได้กำหนดให้มีข้อยกเว้นการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง ณ สิ้นวันก่อนวันที่ประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานมีผลบังคับใช้ จึงไม่สามารถดำเนินการชดเชยหรือยกเว้นการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง ณ วันสิ้นสุดวันที่ 16 ธันวาคม 2557 ทั้งนี้บริษัทผู้ผลิตและค้าน้ำมัน ยังได้มีการติดตามทวงถามถึงแนวทางแก้ไขปัญหาดังกล่าวเป็นระยะ ครั้งที่ 2 เพื่อแก้ปัญหาการขาดทุนปริมาณน้ำมันคงเหลือจากการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตและอัตรากองทุนน้ำมันฯ ดังเช่นครั้งที่ 1 กบง. จึงได้มีมติให้ยกเว้นการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง (1.10 บาท/ลิตร X ปริมาณน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง) ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2559 บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) มีหนังสือถึง สนพ. เพื่อขอหารือว่าตามประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 27 เรื่องการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุนและอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันฯ สนพ. มีเจตนารมณ์จะบรรเทาภาระผลกระทบให้ผู้ค้าน้ำมันได้รับเงินกองทุนน้ำมันฯ คืน ตามปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลคงเหลือจากการตรวจนับ ณ คลัง ณ สิ้นวันที่ 10 มีนาคม 2558 ตามที่มีการตรวจนับจริงโดยกรมสรรพสามิตใช่หรือไม่ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 17 มิถุนายน 2559 สนพ. ได้มีการหารือกับกรมสรรพสามิตเกี่ยวกับปัญหาดังกล่าวข้างต้น ซึ่งกรมสรรพสามิตได้ชี้แจงว่า การตรวจสอบปริมาณน้ำมันดีเซลคงเหลือที่คลังตามระเบียบปฏิบัติของกรมสรรพสามิต จะมีการเปรียบเทียบปริมาณน้ำมันคงเหลือ 3 บัญชี คือ บัญชีประจำวันแสดงการรับและการจ่ายวัตถุดิบ แบบการตรวจวัดน้ำมันคงเหลือ ณ วันที่ 10 มีนาคม 2558 และบัญชีรับ-จ่ายน้ำมันที่นำมาเป็นวัตถุดิบในการผลิต และครั้งที่ 3 เพื่อแก้ปัญหาการขาดทุนปริมาณน้ำมันคงเหลือจากการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตและอัตรากองทุนน้ำมันฯ ตามครั้งที่ 1 และครั้งที่ 2 กบง. ได้มีมติเห็นชอบกำหนดให้น้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลังน้ำมันที่ได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไว้เกินให้สามารถขอคืนได้ และกำหนดให้น้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ หรือขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ต้องเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงสำเร็จรูป (Finished Products) ที่มีคุณภาพเป็นไปตามที่กรมธุรกิจพลังงานประกาศกำหนด ดังนั้น การปรับอัตราภาษีสรรพสามิตครั้งที่ 3 จึงไม่เกิดปัญหาการขาดทุนปริมาณน้ำมันคงเหลือ ณ คลังน้ำมันอีกต่อไป
3. แนวการแก้ไขปัญหาการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตและอัตรากองทุนน้ำมันฯ มีดังนี้ (1) เพื่อให้สอดคล้องกับแนวทางครั้งที่ 3 ที่ กบง. ได้มีมติเห็นชอบแล้ว ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรว่า กรณีน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลังน้ำมัน ณ สิ้นวันที่ 16 ธันวาคม 2557 ซึ่งได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไว้เกินให้สามารถขอคืนเงินได้ ในอัตรา 2.75 บาทต่อลิตร สำหรับการคืนเงินตามประกาศ กบง. ฉบับที่ 143 พ.ศ. 2557 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ลงวันที่ 16 ธันวาคม 2557 ให้คืนตามปริมาณที่ตรวจวัดได้จริงในแบบการตรวจวัดน้ำมันคงเหลือ ณ สิ้นวันที่ 16 ธันวาคม 2557 ซึ่งการตรวจสอบปริมาณน้ำมันดีเซลคงเหลือที่คลังเป็นไปตามระเบียบปฏิบัติของกรมสรรพสามิต (2) เพื่อให้สอดคล้องกับแนวทางครั้งที่ 3 ที่ กบง. ได้มีมติเห็นชอบแล้ว ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรว่า กรณีน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลังน้ำมัน ณ สิ้นวันที่ 10 มีนาคม 2558 ซึ่งได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไว้เกิน ให้สามารถขอคืนเงินได้ ในอัตรา 1.10 บาทต่อลิตร สำหรับการคืนเงินตามประกาศ กบง. ฉบับที่ 27 พ.ศ. 2558 เรื่อง การกำหนดอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ลงวันที่ 10 มีนาคม 2558 ให้คืนตามปริมาณที่ตรวจวัดได้จริงในแบบการตรวจวัดน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ สิ้นวันที่ 10 มีนาคม 2558 ซึ่งการตรวจสอบปริมาณน้ำมันดีเซลคงเหลือที่คลังเป็นไปตามระเบียบปฏิบัติของกรมสรรพสามิต
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ผู้ผลิตน้ำมันเชื้อเพลิง ณ โรงกลั่นและจำหน่ายเพื่อใช้ในราชอาณาจักร และผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อใช้ในราชอาณาจักร ซึ่งได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไว้แล้ว และขอเงินคืนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้ในอัตรา 2.75 บาท ต่อลิตร ตามปริมาณน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ตรวจวัดได้จริง ในแบบการตรวจวัดน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ สิ้นวันที่ 16 ธันวาคม 2557
2. เห็นชอบให้ผู้ผลิตน้ำมันเชื้อเพลิง ณ โรงกลั่นและจำหน่ายเพื่อใช้ในราชอาณาจักร และผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อใช้ในราชอาณาจักร ซึ่งได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไว้แล้ว และขอเงินคืนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้ในอัตรา 1.10 บาท ต่อลิตร ตามปริมาณน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ตรวจวัดได้จริงในแบบการตรวจวัดน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ สิ้นวันที่ 10 มีนาคม พ.ศ. 2558
3. เห็นชอบมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน นำร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจสอบความถูกต้องของร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาในครั้งต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีการพิจารณาเกี่ยวกับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้งในพื้นที่ชุมชนเป็นโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 เห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ โดยให้ปรับเปลี่ยนการดำเนินงานโครงการฯ ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่งรวม 800 เมกะวัตต์ในอัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วยโดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 (2) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ได้เห็นชอบให้ขยายวัน SCOD ของโครงการฯ จากเดิมภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 (3) เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 ได้มีมติเห็นชอบการเลื่อนกำหนดวัน SCOD ของโครงการฯ ออกไปจากเดิมภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 เป็นให้มีการทยอยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ เป็นระยะๆ โดยมีกำหนด SCOD ครั้งแรกภายในวันที่ 30 กันยายน 2559 สำหรับพื้นที่ที่มีความพร้อมด้านระบบส่งไฟฟ้า และไม่เกินภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 สำหรับพื้นที่ที่เหลือ โดยให้มีการปรับปรุงการกำหนดเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามกลุ่มเป้าหมายให้ชัดเจน เช่น 400 เมกะวัตต์ สำหรับกลุ่มสหกรณ์การเกษตร และอีก 400 เมกะวัตต์ สำหรับหน่วยงานราชการ หรือกลุ่มละประมาณกึ่งหนึ่งของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าโดยรวมของโครงการ (3) เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ได้มีมติเห็นชอบให้เลื่อนกำหนดวัน SCOD ของโครงการฯ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในระยะที่ 1 ออกไปอีก 3 เดือน เป็นภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้ ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือ (ระยะที่ 2) ยังคงเป็นไปตามกำหนดระยะเวลาเดิม คือ ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561
2. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ดำเนินการ ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 ได้ออกประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 แบ่งเป้าหมายการรับซื้อเป็นหน่วยงานราชการ ไม่เกิน 400 เมกะวัตต์ และสหกรณ์ภาคการเกษตร ไม่เกิน 400 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ในระยะที่ 1 กำหนดเป้าหมายรับซื้อ 600 เมกะวัตต์ (2) เมื่อวันที่ 1-10 พฤศจิกายน 2558 สำนักงาน กกพ. ได้เปิดรับคำขอขายไฟฟ้า ซึ่งผลการยื่นแบบคำขอขายไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร มีทั้งหมด 604 ราย แบ่งเป็นส่วนราชการ 370 ราย และสหกรณ์ภาคการเกษตร 234 ราย (3) เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2559 สำนักงาน กกพ. ประกาศกำหนดการเกี่ยวกับขั้นตอนการประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านคุณสมบัติเข้าร่วมโครงการคัดเลือกโดยวิธีการจับสลาก การแสดงผล การคัดเลือก และการประกาศรายชื่ออย่างเป็นทางการ โดยจะประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านการตรวจคุณสมบัติวันที่ 18 เมษายน 2559 ดำเนินการคัดเลือกโดยวิธีจับสลากวันที่ 23 เมษายน 2559 และประกาศรายชื่อโครงการ ที่ผ่านการพิจารณาอย่างเป็นทางการวันที่ 26 เมษายน 2559 และ (4) เมื่อวันที่ 26 เมษายน 2559 กกพ. ได้ประกาศรายชื่อโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ ภาคการเกษตร ที่ผ่านการคัดเลือกที่มีสิทธิเข้าทำสัญญากับการไฟฟ้าอย่างเป็นทางการ โดยเป็นสหกรณ์ ภาคการเกษตร ทั้ง 67 ราย รวมกำลังการผลิต 281.32 เมกะวัตต์ ซึ่งโครงการดังกล่าวจะต้องดำเนินการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย และจะต้องจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) ภายใน 30 ธันวาคม 2559 โดย ณ วันที่ 26 กรกฎาคม 2559 สรุปความคืบหน้าโครงการฯ ดังนี้ (1) การพิจารณาตอบรับและลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า มีการตอบรับซื้อแล้วรอลงนาม PPA จำนวน 56 โครงการ อยู่ระหว่างตรวจสอบทางเทคนิค จำนวน 9 โครงการ และยังไม่ยื่นเอกสาร จำนวน 2 โครงการ และ (2) การยื่นขอใบอนุญาตที่เกี่ยวข้อง การขอใบอนุญาต CoP ดำเนินการแล้วเสร็จ 2 โครงการ อยู่ระหว่างดำเนินการ 39 โครงการ และยังไม่มีการดำเนินการ 26 โครงการ การขอใบอนุญาต อ.1 ดำเนินการแล้วเสร็จ 2 โครงการ อยู่ระหว่างดำเนินการ 14 โครงการ และยังไม่มีการดำเนินการ 51 โครงการ ส่วนการขอใบอนุญาต ร.ง.4 ใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า และ พค.1 ยังไม่มีการดำเนินการทั้งสิ้น 65, 67 และ 67 โครงการ ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 การเก็บภาษีสรรพสามิตก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ที่หัวจ่าย
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยให้ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่งควรจะมีอัตราภาษีสรรพสามิตที่ใกล้เคียงกัน และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการ ปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในรายละเอียดภายใต้กรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป ทั้งนี้ ปัจจุบันภาษีสรรพสามิตของน้ำมันแก๊สโซฮอล E10 อยู่ที่อัตรา 5.67 บาทต่อลิตร ขณะที่ภาษีสรรพสามิตของก๊าซ LPG ภาคขนส่ง อยู่ที่อัตรา 2.17 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ถูกกว่าราคาน้ำมัน แก๊สโซฮอล E10 จึงทำให้ผู้ใช้รถยนต์ที่ใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลเป็นเชื้อเพลิงเปลี่ยนมาใช้ก๊าซ LPG เป็นเชื้อเพลิงทางเลือก
2. เพื่อให้ภาษีสรรพสามิตของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่งมีอัตราที่ใกล้เคียงกัน ตามมติ กพช. ข้างต้น จึงต้องมีการปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตของก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ให้ใกล้เคียงกับอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันแก๊สโซฮอล E10 แต่เนื่องจากก๊าซ LPG สามารถนำไปใช้เป็นเชื้อเพลิงได้ทั้งในภาคครัวเรือน ภาคขนส่ง และภาคอุตสาหกรรม ดังนั้น จึงต้องมีการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตของก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ที่หัวจ่าย เพื่อไม่ให้มีผลกระทบต่อราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนและภาคอุตสาหกรรม และเพื่อให้กระทรวงการคลังสามารถจัดเก็บภาษีสรรพสามิตของก๊าซ LPG ในภาคขนส่ง ใกล้เคียงกับน้ำมันแก๊สโซฮอล E10 โดยไม่กระทบต่อราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนและภาคอุตสาหกรรม ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรมอบหมายให้กรมสรรพสามิตดำเนินการปรับปรุงระเบียบที่เกี่ยวข้องเพื่อให้สามารถเก็บภาษีสรรพสามิตก๊าซ LPG ภาคขนส่งที่หัวจ่ายได้
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กรมสรรพสามิตดำเนินการปรับปรุงระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้สามารถเก็บภาษีสรรพสามิตก๊าซ LPG ภาคขนส่งที่หัวจ่ายได้
กบง. ครั้งที่ 25 - วันพฤหัสบดีที่ 7 กรกฏาคม พ.ศ. 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 13/2559 (ครั้งที่ 25)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 7 กรกฎาคม 2559 เวลา 10.00 น.
1. รายงานผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ประจำปีบัญชี 2558 ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
2. รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย
6. รายงานความก้าวหน้าการลอยตัวราคาขายปลีกก๊าซ NGV
7. รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
8. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2559
10. รายงานการบริหารจัดการกรณีแหล่งก๊าซธรรมชาติ JDA-A18 ปิดซ่อมบำรุง ปี 2559
11. ประมาณการรายรับภาษีสรรพสามิตจากการโอนอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นอัตราภาษีสรรพสามิต
12. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ประจำปีบัญชี 2558 ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1.กรมบัญชีกลางได้พิจารณาเห็นชอบให้ทุนหมุนเวียนที่อยู่ในกำกับของกระทรวงพลังงาน คือ กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เข้าสู่ระบบประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนตั้งแต่ปีบัญชี 2551 เป็นต้นไป ทั้งนี้ การกำกับดูแลและประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนจะดำเนินการโดยคณะกรรมการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน โดยมีการกำหนดกรอบหลักเกณฑ์การประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ประกอบด้วย 4 ด้าน คือ ด้านการเงิน ด้านการสนองประโยชน์ต่อผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย ด้านการปฏิบัติการ และด้านการบริหารพัฒนาทุนหมุนเวียน
รวมทั้งกำหนดเกณฑ์การให้คะแนนผลการดำเนินงาน 3 ระดับ คือ (1) ไม่ผ่านเกณฑ์ปกติ (ต่ำกว่า 3.0000 คะแนน)
(2) ระดับปกติ – ดี (3.0000 – 3.9999 คะแนน) และ (3) ระดับดี – ดีมาก (4.0000 – 5.0000 คะแนน)
2.กองทุนน้ำมันฯ มีขั้นตอนการกำหนดเกณฑ์การประเมินผล โดยเริ่มต้นจากการร่วมประชุมหารือของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) กรมบัญชีกลาง และที่ปรึกษาของกรมบัญชีกลาง (ในปี 2558 คือบริษัท เอฟ พีอาร์ ไอ แอดไวเซอรี่ จํากัด) เพื่อกำหนดเกณฑ์ชี้วัดการประเมินผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ ภายใต้กรอบ 4 ด้าน และกรมบัญชีกลางจะนำเกณฑ์ชี้วัดเสนอคณะกรรมการประเมินผลฯ พิจารณาให้ความเห็นชอบและเสนอให้ประเมินผลการดำเนินงานเมื่อสิ้นปีงบประมาณ ทั้งนี้ ผลการดำเนินงานในภาพรวมของกองทุนน้ำมันฯ ระหว่างปี 2552 – 2558 สรุปผลได้ ดังนี้(1) ปี 2552 อยู่ที่ระดับ 3.2927 คะแนน (2) ปี 2553 อยู่ที่ระดับ 3.7231 คะแนน (3) ปี 2554 อยู่ที่ระดับ 3.837 คะแนน (4) ปี 2555 อยู่ที่ระดับ 3.5989 คะแนน (5) ปี 2556 อยู่ที่ระดับ 3.9745คะแนน (6) ปี 2557 อยู่ที่ระดับ 3.8346 คะแนน และ(7) ปี 2558 อยู่ที่ระดับ 3.7130 คะแนน
3.เมื่อวันที่ 18 พฤษภาคม 2559 กรมบัญชีกลาง ได้มีหนังสือ สนพ. แจ้งว่า คณะกรรมการประเมินผลฯ กรมบัญชีกลาง กระทรวงการคลัง ได้พิจารณาและให้ความเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ ประจำปีบัญชี 2558 โดยอยู่ที่ระดับ 3.7130 คะแนน ซึ่งอยู่ในระดับปกติ – ดี (3.0000 – 3.9999 คะแนน) รวมทั้ง
ได้จัดส่งรายงานผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนประจำปีบัญชี 2558 (ฉบับสมบูรณ์) ให้ สนพ. เพื่อนำเสนอคณะกรรมการ/คณะกรรมการบริหารและผู้บริหารของทุนหมุนเวียน เพื่อประกอบการติดตามผลการดำเนินงาน
ของทุนหมุนเวียนต่อไป ทั้งนี้ มีผลการประเมินปี 2558 (ตุลาคม 2557 – กันยายน 2558) ของกองทุนน้ำมันทั้ง
4 ด้าน ดังนี้ (1) ผลการดำเนินงานด้านการเงิน ได้ 5.0000 คะแนน (2) การสนองประโยชน์ต่อผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย
ได้ 4.2667 คะแนน (3) ผลการทำงานด้านการปฏิบัติการ ได้ 4.0289 คะแนน และ (4) การบริหารพัฒนาทุนหมุนเวียน ได้ 2.5333 คะแนน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบผลการดำเนินงานประจำปีบัญชี 2558 ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องร่วมกันแก้ไขปัญหาเพื่อยกระดับผลการประเมินในปี 2559
สรุปสาระสำคัญ
1.เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแนวทาง การจัดทำแผน PDP 2015 โดยให้มีระยะเวลาของแผนสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ
ของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) พร้อมทั้งจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (EnergyEfficiencyDevelopmentPlan: EEDP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558 - 2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015 โดยกระทรวงพลังงาน ได้ดำเนินการวางกรอบแผนบูรณาการพลังงานแห่งชาติ
โดยจัดทำเป็น 5 แผนหลัก ได้แก่ (1) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (2) แผนอนุรักษ์พลังงาน
(3) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (4) แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของไทย และ (5) แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้การบริหารจัดการด้านพลังงานของประเทศสอดคล้องไปในทิศทางเดียวกัน
2.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (แผน PDP2015) ได้ให้ความสำคัญ
ใน 3 ด้านหลัก ดังนี้ (1) ด้านความมั่นคงทางพลังงาน (Security) เพื่อให้มีความมั่นคงครอบคลุมทั้งระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจำหน่ายไฟฟ้ารายพื้นที่ รวมถึงการกระจายสัดส่วนเชื้อเพลิง เพื่อลดความเสี่ยงการพึ่งพิงเชื้อเพลิงชนิดใดชนิดหนึ่ง (2) ด้านเศรษฐกิจ (Economy) คำนึงถึงต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม ราคาค่าไฟฟ้า
มีความเหมาะสมและมีเสถียรภาพ สะท้อนต้นทุนในการผลิตและจำหน่าย และคำนึงถึงประสิทธิภาพ (Efficiency)
และ (3) ด้านสิ่งแวดล้อม (Ecology) ต้องลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม โดยเฉพาะมีเป้าหมายในการลด
ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ต่อหน่วยการผลิตไฟฟ้าจากการปลดปล่อยของโรงไฟฟ้าในปลายแผนได้
3.แนวทางการจัดทำแผน PDP 2015 ประกอบด้วย (1) การพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าระยะยาว (LoadForecast) : จัดทำให้สอดคล้องกับอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ (GDP) ปี 2557 - 2579
ของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) (2) แผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Plan: EEP) : จากความต้องการใช้ไฟฟ้ากรณีปกติ ได้มีการปรับปรุงความต้องการใช้ไฟฟ้าโดยคำนึงถึงแผนอนุรักษ์พลังงาน โดยแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี จะปรับลดความเข้มการใช้พลังงานลงร้อยละ 30 เทียบกับปี 2556 (3) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) : ตามแนวทางการจัดทำแผน PDP 2015 กำหนดให้มีการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานทดแทนจากปัจจุบันที่ร้อยละ 8 เป็นร้อยละ 20 ของปริมาณความต้องการพลังงานไฟฟ้ารวมของประเทศในปี 2579 (4) ความมั่นคงของระบบไฟฟ้า : พิจารณาเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า บริเวณที่มีจุดเสี่ยง และมีความสำคัญของประเทศ (5) การจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าและกำหนดสัดส่วนเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า : โดยจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าในส่วนของพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องตามแผน AEDP (6) นโยบายผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) : จะดำเนินการตามสัญญาของโรงไฟฟ้าเอกชนที่มีข้อผูกพัน (Commit) แล้ว สำหรับโรงไฟฟ้า SPP ที่จะหมดอายุสัญญา จะส่งเสริมเฉพาะโครงการที่จำเป็นต้องผลิตไฟฟ้าและไอน้ำจำหน่ายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรม และ (7) แผนการลงทุนของการไฟฟ้า : พัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า ให้สอดรับกับการพัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อรองรับประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน (AEC) โดยเชื่อมโยงกับประเทศเพื่อนบ้าน การพัฒนา ASEAN Power Grid และประเทศในกลุ่ม GMS
4.สรุปแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) ได้ดังนี้ (1) ภาพรวมของกำลังการผลิตไฟฟ้าในช่วง ปี 2558-2579 อยู่ที่ 70,335 เมกะวัตต์ (2) กำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ในช่วงปี
พ.ศ. 2558 - 2579 รวมอยู่ที่ 57,459 เมกะวัตต์ (3) สัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง พลังงานหมุนเวียน พลังน้ำต่างประเทศ ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหินและลิกไนต์ และนิวเคลียร์ อยู่ที่ร้อยละ 20 15 37 23 และ 5 ตามลำดับ (4) การปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ณ สิ้นปี 2579 อยู่ที่ 0.319 kgCO2/kWh
หรือ 104,075 พันตัน (5) ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserved Margin: RM) ตามแผน PDP 2015 ณ สิ้นปี 2579 จะอยู่ที่ร้อยละ 15.3 ซึ่ง กพช. ได้มีมติเห็นชอบแผน PDP 2015 เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 และคณะรัฐมนตรีได้มีมติรับทราบตามมติ กพช. แล้วเมื่อวันที่ 30 มิถุยายน 2558
5.คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการ) ได้แต่งตั้งคณะทำงานขับเคลื่อนแผน PDP 2015 เพื่อผลักดันและขับเคลื่อนการดำเนินงานตามแผน PDP 2015 ให้เป็นไปตามมติ ครม. รวมทั้งติดตาม ประเมินผลการดำเนินงานของโครงการตามแผน PDP2015 เพื่อทราบปัญหา อุปสรรค และกำหนดแนวทางแก้ไขปัญหา พร้อมทั้งรายงานผลการดำเนินงานให้คณะอนุกรรมการฯ ทราบเป็นระยะ โดยปัญหาอุปสรรคจากการดำเนินงานมาจากความเข้าใจที่คลาดเคลื่อนหรือการได้รับข้อมูลที่ไม่ถูกต้องของประชาชนต่อดำเนินงานตามแผน PDP 2015 ส่งผลให้การดำเนินโครงการตามแผน PDP 2015 ได้รับการคัดค้านหรือต่อต้านจากชุมชน ดังนั้น เพื่อเป็นการสร้างความรู้ความเข้าใจที่ถูกต้องต่อการดำเนินงานตามแผน PDP2015 ป้องกันการบิดเบือนข้อมูล สนพ. ได้จัดทำโครงการแผนงานสื่อสารการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย เพื่อเผยแพร่ข้อมูล และสร้างความรู้ความเข้าใจต่อแนวคิดในการจัดทำแผน PDP 2015 ให้กับภาคประชาชนและผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในภาคส่วนต่างๆ และเป็นช่องทางในการสื่อสารนโยบายในการจัดทำแผน PDP 2015 จากภาครัฐสู่ภาคประชาชนตลอดจนผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในภาคส่วนอื่นๆ ให้มีประสิทธิภาพมากยิ่งขึ้น
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานปรับปรุงระเบียบการรับชื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต
รายเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) หรือประกาศที่เกี่ยวข้อง โดยกำหนดให้ผู้ประกอบการโรงไฟฟ้า VSPP และ SPP ต้องรายงานข้อมูลปริมาณการผลิตไฟฟ้า ทั้งกำลังไฟฟ้า (เมกะวัตต์) และพลังงานไฟฟ้า
(กิโลวัตต์-ชั่วโมง) รวมถึงปริมาณการผลิตไฟฟ้าในส่วนที่ใช้เอง ที่ขายตรงในนิคมอุตสาหกรรม และ/หรือ ที่ขาย
นอกระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และรายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานทราบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1.เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ทั้งนี้ ควรมีการทบทวนแผนฯ เมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องใช้ดำเนินการต่อไป โดยมอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติรายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนฯ ต่อ กบง. ทุก 3 เดือน และเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนฯ ตามมติ กพช. ดังกล่าว
2.การจัดทำแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (GasPlan2015) ให้รองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้มีเพียงพอในอนาคต ได้วางเป้าหมายการดำเนินงาน 4 ด้านสำคัญ คือ
(1) ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG
(2) ยืดอายุแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติโดยกระตุ้นการสำรวจและพัฒนาแหล่ง
ในประเทศและการใช้เทคโนโลยี เพื่อรักษาระดับการจัดหาให้ยาวนานขึ้น
(3) การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ และ
(4) มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน ทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access; TPA) โดยการดำเนินงานข้างต้นจะส่งผลให้สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับต่อความต้องการ และลดการนำเข้า LNG ในอนาคตได้ (ณ ปลายแผน ปี 2579 ลดลงกว่า 25 ล้านตันต่อปี) จากแผนเดิมที่อิง PDP 2010 Rev. 3 จะต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติ 100% ในรูปของ LNG เพื่อสนองต่อความต้องการใช้ในประเทศ เป็นปริมาณกว่า 47 ล้านตันต่อปี (ประมาณ 6,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) ในปี 2579 รวมทั้งวางกรอบแนวทางการจัดหาและบริหารจัดการ LNG ในอนาคตให้เกิดการแข่งขัน และเพื่อให้สอดคล้องกับแผน PDP 2015 จึงได้จัดทำคาดการณ์การใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ภายใต้แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 ใน 3 กรณี คือ
(1) กรณีฐาน - คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยยังคงขยายตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยคาดว่า จะเพิ่มขึ้นจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2558 เป็น 5,099 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562
แต่ในระยะยาวคาดว่าลดลงมาอยู่ที่ระดับวันละ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579 เนื่องจากคาดว่าการใช้
ก๊าซธรรมชาติในภาคไฟฟ้าจะลดลงจากนโยบายการกระจายเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
(2) กรณีคิดความเสี่ยงด้านความต้องการใช้จากการชะลอโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน และความสำเร็จของการดำเนินงานตามแผน AEDP และ EEP ทำได้ 70%) คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ จะเพิ่มขึ้นจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2558
เป็น 5,528 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562 และในระยะยาวคาดว่าสูงขึ้นอีกเล็กน้อย มาอยู่ที่ระดับวันละ 5,658 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579
(3) กรณีคิดความเสี่ยงด้านการจัดหาจากสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุในปี 2565 และ 2566 ผลิตไม่ต่อเนื่อง คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติจะลดลงจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2558
เป็น 4,688 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562 เนื่องจากอัตราการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแปลงสัมปทาน
ที่หมดอายุลดลงตั้งแต่ปี 2561 โดยเหตุผลเพราะผู้รับสัมปทานหยุดลงทุนในการเจาะหลุมและพัฒนาแท่นหลุมผลิต แต่หลังจากปี 2565 อัตราการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในอ่าวไทยจะเพิ่มขึ้นเมื่อมีการเปิดให้ผู้ดำเนินงานรายใหม่เข้ามาดำเนินการ และการใช้ระยะยาวอยู่ที่วันละ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579
3.แผนดำเนินงานเพื่อรองรับแผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติระยะยาว จะดำเนินการใน 4 ด้าน คือ
(1) ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG โดยส่งสัญญาณของราคา ลดการพึ่งพา
ก๊าซธรรมชาติจากการกระจายเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าตามแผน PDP2015 เร่งมาตรการประหยัดพลังงานของก๊าซธรรมชาติเพื่ออุตสาหกรรมตามแผน EEP 2015 ใน 6 มาตรการสำคัญ และส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติ (NGV) สำหรับรถยนต์ขนส่งสาธารณะและรถบรรทุก
(2) รักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศ
ให้ยาวนานขึ้น โดยกระตุ้นการสำรวจและพัฒนาแหล่งในประเทศและ การใช้เทคโนโลยี เพื่อรักษาระดับการจัดหาให้ยาวนานขึ้น โดยเปิดให้ยื่นขอสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ บริหารจัดการสัญญาสัมปทานที่จะสิ้นสุด บริหารจัดการแหล่งก๊าซในอ่าวไทย และพิจารณาพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติร่วมกับประเทศเพื่อนบ้าน
(3) การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ ได้แก่ เพิ่มจำนวนผู้จัดหาและจำหน่ายเพื่อสร้างการแข่งขัน เสริมสร้างความร่วมมือในการจัดหาก๊าซธรรมชาติระดับ AEC ผ่านทาง ASCOPEจัดตั้งสำนัก LNG เพื่อสนับสนุน และดูแลความเสี่ยงการจัดหา และ
(4) มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขันทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access, TPA) ซึ่งจากการดำเนินงานทั้ง 4 ด้าน พบว่า มีปัญหาอุปสรรคเกี่ยวกับแนวทางในการบริหารสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุ การเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ และโครงสร้างพื้นฐานรองรับการนำเข้า LNG ทั้งนี้ การดำเนินงานภายใต้แผนบูรณาการพลังงานระยะยาวทั้ง 5 แผน มีการเชื่อมโยงสัมพันธ์กัน หากแผนใดมีการเปลี่ยนแปลงย่อมส่งผลต่อแผนฉบับอื่น จึงควรมีการประสานความร่วมมือระหว่างแผนบูรณาการพลังงานระยะยาวทั้ง 5 แผนอย่างใกล้ชิดเพื่อติดตามความคืบหน้าของแต่ละแผนและปรับปรุงแผนฯ หากจำเป็น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1.เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) โดยมีเป้าหมายลดการใช้พลังงาน โดยใช้ดัชนีความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity: EI) ลงร้อยละ 25 ต่อมาเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 กพช. เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) ที่ปรับปรุง โดยปรับปีฐานซึ่งจากเดิมใช้ปี 2548 มาเป็นปี 2553 โดยยึดเป้าหมายที่จะลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลงร้อยละ 25 ในปี 2573 ไว้เช่นเดิม ซึ่งหมายถึงจะลดการใช้พลังงานลงให้ได้ทั้งสิ้น 38,200 ktoe ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมดของประเทศ เมื่อเทียบกับกรณีที่ไม่มีแผนอนุรักษ์พลังงาน (BAU)
2.เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 และวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) โดยมีระยะเวลาของแผนสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ พร้อมทั้งให้จัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Plan: EEP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558 – 2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015 ด้วย และในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 ได้มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 – 2579 (Energy Efficiency Plan : EEP 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยเป้าหมายของแผน EEP 2015 ประกอบด้วย
(1) ลดความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity : EI) ลงร้อยละ 30 ในปี พ.ศ. 2579 (ค.ศ. 2036) เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 (ค.ศ. 2010) (2) ตระหนักถึงเจตจำนงของ APEC มีเป้าหมายร่วมในการลด EI ลงร้อยละ 45
ในปี พ.ศ. 2578 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2548 (ค.ศ. 2005) โดยมุ่งเน้นสัดส่วนที่ประเทศไทยจะสามารถมีส่วนร่วม
ได้เป็นหลัก (3) ตระหนักถึงเจตจำนงของ UNFCCC ในการประชุม COP 20 ที่ประเทศไทยได้เสนอเป้าหมาย NAMAs ในปี พ.ศ. 2563 จะลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาคขนส่งและภาคพลังงานให้ได้ร้อยละ 7 - 20
จากปริมาณที่ปล่อยในปี พ.ศ. 2548 ในภาวะปกติ (สาหรับกรณีที่ไม่ได้รับความช่วยเหลือจากชาติอื่น) ซึ่งมียุทธศาสตร์และมาตรการในการขับเคลื่อนการอนุรักษ์พลังงานของประเทศ ได้แก่ (1) แบ่งแผนออกเป็น 3 ระยะ: ระยะสั้น 1 - 2 ปี ระยะกลาง 5 ปี และระยะยาว 22 ปี (2) กลุ่มเป้าหมาย 4 กลุ่มเศรษฐกิจ: ภาคอุตสาหกรรม
ภาคอาคารธุรกิจ อาคารของรัฐ ภาคบ้านอยู่อาศัย และภาคขนส่ง (3) 3 กลยุทธ์ 10 มาตรการ คือ กลยุทธ์ภาคบังคับ (Compulsory Program) เป็นการกำกับดูแลตามกฎหมาย กลยุทธ์ความร่วมมือ (Voluntary Program) และ
กลยุทธ์สนับสนุน (Complementary Program)
3.เป้าหมายของแผนอนุรักษ์พลังงานในปี พ.ศ. 2559 ได้กำหนดให้ต้องมีผลการอนุรักษ์พลังงานจากการดำเนินงานในทุกมาตรการรวมกันทั้งสิ้น 1,892 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ แบ่งเป็นเป้าหมายเฉพาะที่มาจากมาตรการ
ที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่ง มีเป้าหมายผลอนุรักษ์อยู่ที่ 833 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ โดยมีเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานปี พ.ศ. 2559 อยู่ที่ 1,059 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ รวมทั้งได้มีการกำหนดเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานตลอดแผนไว้อย่างชัดเจน สำหรับความก้าวหน้าการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน ณ วันที่ 30 พฤษภาคม 2559 เฉพาะในส่วนที่เป็นมาตรการที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่งซึ่งมีเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงาน ปี พ.ศ.2559 อยู่ที่ 833 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ได้ดำเนินมาตรการหลักภายใต้แผนอนุรักษ์พลังงาน ซึ่งประกอบด้วย มาตรการ ดังนี้ (1) มาตรการการจัดการพลังงานในโรงงานควบคุมและอาคารควบคุม เป้าหมายอยู่ที่ 299 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ผลการดำเนินงานอยู่ที่ 226 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (2) มาตรการใช้เกณฑ์มาตรฐานและติดฉลากอุปกรณ์เป้าหมาย 104 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ผลการดำเนินงานอยู่ที่ 58 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (3) มาตรการสนับสนุนด้านการเงิน เป้าหมายอยู่ที่ 417 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ผลการดำเนินงานอยู่ที่ 4 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และมาตรการส่งเสริมการใช้หลอด LED เป้าหมายอยู่ที่ 13 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ อยู่ระหว่างดำเนินการ โดยผลการอนุรักษ์พลังงานที่ดำเนินการได้จาก 4 มาตรการ ดังกล่าว คิดเป็นผลการอนุรักษ์พลังงานรวมประมาณ 288 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือคิดเป็นประมาณร้อยละ 35 ของเป้าหมายปี พ.ศ. 2559
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1.เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 (AEDP 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ทั้งนี้ ควรมีการทบทวนแผนฯ เมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องใช้ดำเนินการต่อไป โดยมอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนฯ ต่อ กบง. ทุก 3 เดือน พร้อมทั้งดำเนินการจัดทำแผนปฏิบัติการ (Action Plan) ของ AEDP 2015
2.การจัดทำแผน AEDP 2015 ได้นำค่าพยากรณ์ความต้องการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายตามแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Plan : EEP2015) กรณีที่สามารถบรรลุเป้าหมายลดความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity) ลงร้อยละ 30 ในปี 2579 เมื่อเทียบกับปี 2553 แล้ว คาดการณ์ความต้องการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย
ณ ปี 2579 จะอยู่ที่ระดับ 131,000 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) ค่าพยากรณ์ความต้องการพลังงานไฟฟ้าสุทธิของประเทศจากแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (Power Development Plan :PDP2015)
ในปี 2579 มีค่า 326,119 ล้านหน่วยหรือเทียบเท่า 27,789 ktoe ค่าพยากรณ์ความต้องการใช้พลังงานความร้อน
ในปี 2579 เท่ากับ 68,413 ktoe และค่าพยากรณ์ความต้องการใช้เชื้อเพลิงในภาคขนส่งจากแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง ในปี 2579 มีค่า 34,798 ktoe มาเป็นกรอบในการกำหนดเป้าหมายสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน รวมทั้งพิจารณาถึงศักยภาพแหล่งพลังงานทดแทนที่สามารถนำมาพัฒนาได้ ทั้งในรูปของพลังงานไฟฟ้า ความร้อน และเชื้อเพลิงชีวภาพภายใต้แผน AEDP 2015 เป็นร้อยละ 30 ของการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายในปี 2579 โดยภายใต้กรอบแผน AEDP 2015 มีการกำหนดเป้าหมายของพลังงานทดแทนในภาคการผลิตไฟฟ้า พลังงานความร้อน และเชื้อเพลิงชีวภาพ ดังนี้ (1) การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน 19,684.40 เมกะวัตต์หรือ 5,588.24พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (2) การผลิตความร้อนจากพลังงานทดแทน25,088.00 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และ (3) การผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพจากพลังงานทดแทน 8,712.43 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ รวมเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนจากทั้ง 3 ภาคเป็น 39,388.67 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ซึ่งเมื่อเทียบสัดส่วนกับการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายจำนวน 131,000.00 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ สัดส่วนพลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายอยู่ที่ร้อยละ 30
3.จากข้อมูล ณ วันที่ 18 พฤษภาคม 2559 ของศูนย์สารสนเทศข้อมูลพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน พพ. พบว่า สถานะปัจจุบัน (เดือนมกราคม – มีนาคม 2559) ประเทศไทยมีสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย ร้อยละ 13.86 เพิ่มสูงขึ้นจากสิ้นปี 2558 ที่มีสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน ร้อยละ 12.94
ซึ่งในการติดตามการดำเนินงานเพื่อผลักดันการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน ข้อมูลเดือนมกราคม – มีนาคม 2559
มีกำลังติดตั้งไฟฟ้าสะสม 7,962.79 เมกะวัตต์ โดย พพ. มีการพยากรณ์เป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน
ณ สิ้นปี 2559 อยู่ที่ 8,543.10 เมกะวัตต์ ทำให้ต้องผลักดันการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้นอีก 271.86
เมกะวัตต์ อย่างไรก็ตามข้อมูล ณ วันที่ 11 พฤษภาคม 2559 จากเวบไซต์ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานระบุว่า ณ สิ้นปี 2559 จะมีกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนเข้าสู่ระบบสายส่งทั้งสิ้น 1,342.35
เมกะวัตต์ หากสามารถดำเนินการได้ตามปริมาณดังกล่าว การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนจะบรรลุตามเป้าหมายที่ พพ. คาดการณ์
4.ในส่วนของภาคความร้อนและภาคขนส่ง จากข้อมูลช่วงเดือนมกราคม – มีนาคม 2559 มีการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน 1,741 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และตัวเลขพยากรณ์เป้าหมายปริมาณการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน ณ สิ้นปี 2559 ที่ พพ. คาดการณ์จะอยู่ที่ 6,594.62 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ทำให้ต้องมีการผลักดันการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทนเพิ่มสูงขึ้นถึง 4,853.62 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ในส่วนของภาคขนส่งผลการดำเนินงานเดือนมกราคม – มีนาคม 2559 มีการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพในภาคขนส่ง 7.73 ล้านลิตรต่อวัน มาจากปริมาณการใช้เอทานอล 3.52 ล้านลิตรต่อวัน และปริมาณการใช้ไบโอดีเซล 4.21 ล้านลิตรต่อวัน โดย พพ. พยากรณ์ตัวเลขเป้าหมายปริมาณการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ ณ สิ้นปี 2559 ที่ 7.13 ล้านลิตรต่อวัน มาจากปริมาณการใช้
เอทานอล 3.55 ล้านลิตรต่อวัน และปริมาณการใช้ไบโอดีเซล 3.58 ล้านลิตรต่อวัน จะเห็นว่าขณะนี้มีการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพมากกว่าเป้าหมายที่ได้พยากรณ์ไว้ 0.60 ล้านลิตรต่อวัน ซึ่งมาจากการเพิ่มขึ้นของปริมาณการใช้ไบโอดีเซล
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 รายงานความก้าวหน้าการลอยตัวราคาขายปลีกก๊าซ NGV
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบ Roadmap การปรับโครงสร้างราคาก๊าซ NGV ดังนี้ (1) เห็นชอบให้ลอยตัวราคาขายปลีกก๊าซ NGV ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร แบบมีเงื่อนไขโดยตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 ถึงวันที่ 15 กรกฎาคม 2559 ขอความร่วมมือให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กำหนดเพดานราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปที่ 13.50 บาทต่อกิโลกรัม โดยในช่วงเวลาดังกล่าวหากต้นทุนราคาก๊าซ NGV อยู่ในระดับที่ต่ำกว่า 13.50 บาทต่อกิโลกรัม ให้ปรับราคาขายปลีก
ก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปลงเพื่อให้สะท้อนต้นทุน และตั้งแต่วันที่ 16 กรกฎาคม 2559 เป็นต้นไป ให้ปรับราคาก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปให้สะท้อนต้นทุน ตามหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซ NGV ตามผลการศึกษาของสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย โดยให้ใช้ค่าใช้จ่ายดำเนินการเฉพาะเอกชนที่ 3.4367 บาทต่อกิโลกรัม ในการคำนวณราคาขายปลีกก๊าซ NGV และในส่วนของต้นทุนของราคาเฉลี่ย
เนื้อก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) ให้ใช้ราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมาในการคำนวณ และให้มีการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนกับต้นทุนราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมา ในทุกวันที่ 16 ของแต่ละเดือน ทั้งนี้ ขอความร่วมมือให้ ปตท. คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถโดยสารสาธารณะต่อไปและปรับเพิ่มวงเงินช่วยเหลือสำหรับกลุ่มรถโดยสารสาธารณะเดิมที่ได้รับในวงเงิน 9,000 บาท
ต่อเดือน เป็น 10,000 บาทต่อเดือน และกลุ่มรถสาธารณะเดิมที่ได้รับ 35,000 บาทต่อเดือนเป็น 40,000 บาท
ต่อเดือน โดยให้ช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะไปจนกว่าจะมีกลไกถาวรอื่นมาดูแลแทน เช่น พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (2) เห็นชอบการปรับค่าขนส่งก๊าซ NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตร จากสถานีหลักตามระยะทางจริง
โดยขอความร่วมมือ ปตท. ให้คิดค่าขนส่งโดยใช้อัตราค่าขนส่งก๊าซ NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตรจากสถานีหลักที่ 0.0150 บาทต่อกิโลกรัมต่อกิโลเมตร ในการคำนวณแต่สูงสุดได้ไม่เกิน 4 บาทต่อกิโลกรัมต่อกิโลเมตร ทั้งนี้ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 เป็นต้นไป ทั้งนี้ ให้ ปตท. ไปหารือร่วมกับ สนพ. ถึงแนวทางการทยอยปรับค่าขนส่ง ดังกล่าว เพื่อให้เหมาะสมกับสถานการณ์ต่อไป โดยราคาขายปลีกก๊าซ NGV (ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร จากสถานีก๊าซธรรมชาติหลัก) ตั้งแต่วันที่ 16 มิถุนายน 2559 ถึงวันที่ 15 กรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 12.55 บาทต่อกิโลกรัม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 มีมติเห็นชอบในหลักการ เรื่อง Roadmap การดำเนินการเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยในเบื้องต้นมีแผนยุทธศาสตร์ในการส่งเสริมการแข่งขันในส่วนของการนำเข้าให้เกิดผู้นำเข้ามากกว่าหนึ่งราย และในระยะต่อไปลดการควบคุมธุรกิจการผลิตและจัดหาลงอย่างต่อเนื่องจนนำไปสู่การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ ในปัจจุบันได้มีการดำเนินการส่งเสริมการแข่งขันในส่วนนำเข้าตาม Roadmap ที่ได้วางไว้ และอยู่ในขั้นตอนการแก้ไขอุปสรรคต่างๆ ของการนำเข้า และเตรียมพร้อมรองรับการเปิดประมูลนำเข้าก๊าซ LPG ซึ่งมีรายละเอียด ดังนี้ (1) การยกเลิกชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังภูมิภาค ได้ดำเนินการแล้วเสร็จตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2559 เรื่อง โครงสร้างราคา
ก๊าซ LPG เดือนกุมภาพันธ์ 2559 และการดำเนินการตาม Roadmap (2) การเปิดบริการโครงสร้างพื้นฐานนำเข้า LPG อยู่ระหว่างพิจารณาอัตราค่าบริการและกฎระเบียบการใช้คลัง ท่าเรือนำเข้า และระบบคลังจ่ายก๊าซ โดยอัตราค่าบริการประกอบด้วยส่วนของระบบคลังเดิมและของส่วนขยายเพิ่ม (โครงการ LIFE) ทั้งนี้ ในส่วนของโครงการ LIFE อยู่ระหว่างการคำนวณอัตราค่าบริการจากผลตอบแทนการลงทุนตามกรอบที่ กพช. เห็นชอบ เมื่อวันที่
8 มิถุนายน 2555 โดยมีหลักการคิดอัตราด้วยการแยกต้นทุนเงินลงทุนตามแหล่งผลิตและจัดหา และ (3) การประมูลนำเข้าก๊าซ LPG อยู่ระหว่างการร่างหลักเกณฑ์การประมูลในรายละเอียด โดยมีหลักการคือ ผู้ประมูลต้องเป็นผู้ค้าน้ำมันมาตรา 7 แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิงที่จำหน่าย ก๊าซ LPG การประมูลนี้เป็นการประมูลสิทธิ
การนำเข้าในรอบระยะเวลา 6 เดือน ซึ่งกรมธุรกิจพลังงานจะสั่งให้ผู้ชนะการประมูลนำเข้าก๊าซ LPG ตามจำนวนและระยะเวลาที่กำหนดเป็นคราวๆ ไป ทั้งนี้ ในกรณีที่ผู้ชนะการประมูลเป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 รายอื่นที่ไม่ใช่ ปตท. ผู้ชนะการประมูลจะต้องจำหน่ายก๊าซ LPG ที่นำเข้ามาจากต่างประเทศทั้งหมดให้กับ ปตท. ณ จุดรับซื้อก๊าซ LPG
ที่คลังก๊าซเขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี
2. กรมธุรกิจพลังงานรายงานว่าจะไม่มีการนำเข้าก๊าซ LPG ในเดือนกรกฎาคมและสิงหาคม 2559 และ
เนื่องด้วยความต้องการภายในประเทศที่ลดลงอย่างต่อเนื่อง จึงคาดการณ์ว่าจะไม่มีปริมาณนำเข้าที่สามารถนำมาประมูลได้ในปีนี้และอาจจะต่อเนื่องนานถึงปีหน้า ซึ่งส่งผลให้การเปิดประมูลนำเข้าก๊าซ LPG อาจจะไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนที่วางไว้
3. สนพ. เห็นควรให้มีการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG แบบมีเงื่อนไข โดยยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศที่ถูกกำหนดโดยกรมธุรกิจพลังงาน กล่าวคือ ให้ผู้ค้ารายอื่นๆ สามารถนำเข้าก๊าซ LPG ได้อย่างเสรี โดยไม่ต้องผ่านระบบการประมูลที่ได้วางแผนไว้ รวมถึงปรับระบบโครงสร้างราคาและกฎระเบียบให้รองรับการเปิดเสรีนำเข้า อาทิเช่น (1) อนุญาติให้ส่งออกก๊าซ LPG ได้ เพื่อเป็นการรักษาสมดุลอุปสงค์และอุปทานของประเทศ
(2) เตรียมยกเลิกการควบคุมราคาโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก โดยเริ่มต้นด้วยการปรับราคาจาก CP-20 เป็น
CP-flat เหรียญสหรัฐฯ/ตัน เพื่อจูงใจให้เพิ่มกำลังการผลิตและลดโอกาสในการนำเข้าให้ได้มากที่สุด (3) โรงแยก
ก๊าซธรรมชาติและคลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ยังคงอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของภาครัฐ (4) เตรียมยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ เพื่อส่งเสริมการแข่งขันและให้ราคาขายส่งเป็นไปตามกลไลตลาด (5) ศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่ เพื่อใช้ในการติดตามและดูแลราคาให้เหมาะสม เป็นธรรม นอกจากนี้
มีการกำหนดมาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน โดยให้กรมธุรกิจพลังงานมีอำนาจสั่งการผู้ค้าน้ำมันให้นำเข้า LPG แบบฉุกเฉิน (promt cargo) ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ซึ่งสามารถได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามต้นทุนจริง ทั้งนี้ เตรียมพร้อมเสนอ กบง./กพช. ในเดือนสิงหาคม 2559 เพื่อเตรียมการให้เกิดการเปิดเสรีตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2560 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 8 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2559
สรุปสาระสำคัญ
1.LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา
(โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และ ปตท.สผ.) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน
2.จากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนกรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 301 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนมิถุนายน 2559 จำนวน 43 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมิถุนายน 2559
อยู่ที่ 35.4733 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนพฤษภาคม 2559 จำนวน 0.1418 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPGPool) ปรับลดลง 0.6607 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.9150 บาทต่อกิโลกรัม มาอยู่ที่ 13.2543 บาทต่อกิโลกรัม
3.จากราคาก๊าซ LPGPool ของเดือนกรกฎาคม 2559 ที่ปรับตัวลดลง 0.6607 บาทต่อกิโลกรัม
ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นที่ 0.6607 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.5960 บาทต่อกิโลกรัม เป็นส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.0647 บาท
ต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกคงเดิม ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับ 22 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.0647 บาท และเห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 17 พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ทั้งนี้ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่
8 กรกฎาคม 2559 เป็นต้นไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ภายใต้คำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติ ที่ 55/2557 ได้มีการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อช่วยขับเคลื่อนการดำเนินงานตามนโยบาย แผนงาน และมาตรการด้านพลังงาน จนถึงปัจจุบันมีจำนวน 16 คณะ และต่อมาในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 2 มิถุนายน 2559 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ในฐานะประธานฯ ได้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการฯ ประสานหน่วยงานที่ทำหน้าที่ฝ่ายเลขานุการของคณะอนุกรรมการ 16 คณะ ประกอบด้วย สนพ. จำนวน 7 คณะ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) จำนวน 4 คณะ กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) จำนวน 2 คณะ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) จำนวน 2 คณะ และสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) จำนวน
1 คณะ เพื่อขอให้พิจารณาทบทวนสถานะ ความจำเป็น และอำนาจหน้าที่ของคณะอนุกรรมการ เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน
2. สนพ. ได้มีหนังสือถึง 5 หน่วยงาน ประสานแจ้งให้ฝ่ายเลขานุการของคณะอนุกรรมการทั้ง 16 คณะ พิจารณาทบทวนสถานะ ความจำเป็น และอำนาจหน้าที่ของคณะอนุกรรมการ เพื่อจะได้นำเสนอให้ กบง. พิจารณาต่อไป สรุปผลการพิจารณาได้เป็น 3 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่มที่ 1 : เห็นสมควรให้คงอยู่ต่อไป เนื่องจากมีภารกิจที่ต้องดำเนินการต่อเนื่อง จำนวน 9 คณะ โดยมี สนพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 5 คณะ ได้แก่ คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางปฏิรูปกฎหมายเกี่ยวกับกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) และคณะอนุกรรมการแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อส่งเสริมการพัฒนาการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน มี พพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 3 คณะ ได้แก่ คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตพลังงานจากขยะ และคณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม และมี ธพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน กลุ่มที่ 2 : เห็นควรให้คงอยู่ต่อไป แต่ขอปรับปรุงองค์ประกอบ/อำนาจหน้าที่ของคณะอนุกรรมการ จำนวน 3 คณะ โดยมี สนพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน พพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล และ สป.พน. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการประสานนโยบายและความร่วมมือพหุภาคีด้านพลังงานกับต่างประเทศ และ กลุ่มที่ 3 : เห็นควรให้ยกเลิก จำนวน 4 คณะ โดยมี สนพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวล มี ธพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง มี สป.พน. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการขับเคลื่อนยุทธศาสตร์พลังงานของประเทศทั้งด้านความมั่นคงทางพลังงานและพลังงานที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม และ สบพน. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการวินิจฉัยปัญหาการจ่ายเงินชดเชยและการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจากการปรับภาษีสรรพสามิต
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการพิจารณาทบทวนสถานะ ความจำเป็น และอำนาจหน้าที่ของคณะอนุกรรมการ
จำนวน 16 คณะ
2. เห็นชอบการปรับปรุงองค์ประกอบ/อำนาจหน้าที่ของคณะอนุกรรมการ กลุ่มที่ 2 จำนวน 3 คณะ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานนำเสนอคำสั่งให้ประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานลงนามต่อไป
3. เห็นชอบให้ยกเลิกคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการ กลุ่มที่ 3 จำนวน 4 คณะ
เรื่องที่ 10 รายงานการบริหารจัดการกรณีแหล่งก๊าซธรรมชาติ JDA-A18 ปิดซ่อมบำรุง ปี 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2559 บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้แจ้งความคืบหน้าแผนการทำงานของผู้ผลิตก๊าซฯ ที่มีผลกระทบต่อการจ่ายก๊าซฯ และภาคไฟฟ้า อย่างมีนัยสำคัญในช่วงปี 2559 โดยการทำงานของผู้ผลิตก๊าซฯ แหล่ง JDA–A18 ผู้ผลิตได้แจ้งแผนงานการทำงาน BoosterCompressorProject เพื่อรักษาความสามารถในการจ่ายก๊าซฯ ตามสัญญา ต่อเนื่องจากปี 2558 เป็นเวลา 12 วัน ระหว่างวันที่ 20 – 31 สิงหาคม 2559 และผู้ผลิตก๊าซฯ แจ้งว่าภายหลังการหยุดผลิตข้างต้น ผู้ผลิตก๊าซฯ จะทยอยเพิ่มกำลังการผลิตโดยคาดว่าจะใช้เวลาประมาณ 18 วัน จนกว่าการผลิตจะกลับเข้าสู่ภาวะปกติ รายละเอียดมีดังนี้ (1) วันที่ 20 - 31 สิงหาคม 2559 (12 วัน) เพื่อทำงาน Booster compressor tie-in and de-spading ทำให้ปริมาณก๊าซธรรมชาติหายไปวันละ 421MMscfd ส่งผลกระทบต่อการจำหน่ายก๊าซของสถานีบริการ NGV ในพื้นที่ภาคใต้ตอนล่างจำนวน 14 สถานี (สุราษฎร์ธานี นครศรีธรรมราช สงขลา) ปริมาณรวม 140 ตันต่อวัน และส่งผลกระทบต่อระบบไฟฟ้า โดยโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ต้องเดินเครื่องด้วยดีเซล และโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 2 ต้องหยุดเดินเครื่อง และ (2) วันที่ 1 - 18 กันยายน 2559 (18 วัน) เพื่อทำงาน Booster compressor ramp up ทำให้ปริมาณก๊าซธรรมชาติลดลง 30 - 210 MMscfd ไม่ส่งผลกระทบต่อการจ่ายก๊าซ NGV และระบบไฟฟ้า
2. การดำเนินการบริหารจัดการด้านการจัดหาเชื้อเพลิงเพื่อลดผลกระทบ เตรียมการจัดหา
ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ทดแทนก๊าซฯ ที่ขาดไปบางส่วน โดยจ่ายไปยังระบบท่อฯ ฝั่งตะวันออกและจัดหาน้ำมันดีเซล สำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ซึ่งมีแผนการเดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซล 2 ล้านลิตรต่อวัน ในช่วงที่ผู้ผลิตก๊าซฯ หยุดจ่ายก๊าซฯ ทั้งหมด โดย ปตท. มีแผนการจัดส่งน้ำมันดีเซล ซึ่งจะขนส่งโดยรถยนต์จากคลังปิโตรเลียมสงขลาด้วยความสามารถจัดส่งประมาณวันละ 1 ล้านลิตร
3. การบริหารจัดการ NGV เพื่อลดผลกระทบ ได้แก่ (1) การจัดสรรปริมาณก๊าซฯ เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อผู้ใช้ ในระหว่างวันที่ 20 - 29 สิงหาคม 2559 (10 วัน) จัดส่งก๊าซฯ จากสถานีก๊าซฯ หลักในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ปริมาณ 35 ตันต่อวัน และบรรจุก๊าซฯ เก็บไว้ล่วงหน้าที่สถานีก๊าซฯ หลักจะนะ ปริมาณ 20 ตันต่อวัน และในวันที่ 30 - 31 สิงหาคม 2559 (2 วัน) ใช้ก๊าซฯ จาก Line Pack ในท่อ Offshore จ่ายให้กับสถานีบริการ NGV ได้ตามปกติ และ (2) การสื่อความและประชาสัมพันธ์จะดำเนินการตั้งแต่ช่วงก่อน Shutdown ไปจนถึงระหว่าง Shutdown (มิถุนายน – สิงหาคม 2559) โดยใช้เครื่องมือต่างๆ ได้แก่ การติดป้าย Banner โปสเตอร์
การแจกใบปลิว และเสียงตามสายในสถานีฯ สื่อวิทยุ ข่าวแจก และตัวอักษรวิ่งในฟรี TV การจัดประชุม สัมมนาสื่อความ กับหน่วยงานภาครัฐและผู้ที่เกี่ยวข้องอื่นๆ พบปะสื่อมวลชนท้องถิ่น ส่งจดหมายแจ้งลูกค้า ผู้บริหารสถานีบริการ NGV หน่วยงานราชการ หน่วยงานความมั่นคงและผู้ที่เกี่ยวข้องอื่นๆ
4. การบริหารจัดการด้านพลังงานไฟฟ้า ประกอบด้วย (1) กำลังผลิตไฟฟ้าภาคใต้ (2) ผลกระทบ
ระบบไฟฟ้า ได้แก่ ผลกระทบระบบผลิต และผลกระทบระบบส่ง (3) ลำดับการเดินเครื่องและต้นทุนการผลิตไฟฟ้าระหว่างเดือนกรกฎาคม – สิงหาคม 2559 และ (4) มาตรการรองรับ ได้แก่ ระบบผลิต เชื้อเพลิง ระบบส่ง และ Demand Side
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
การประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 2 มิถุนายน 2559 ได้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ประมาณการรายรับภาษีสรรพสามิตจากการโอนอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นภาษีสรรพสามิต ตั้งแต่วันที่ 22 พฤษภาคม 2557 ถึง วันที่ 6 กรกฎาคม 2559 ซึ่ง สนพ.
ได้ประมาณการรายรับภาษีสรรพสามิตของน้ำมัน ตั้งแต่วันที่ 22 พฤษภาคม 2557 ถึง วันที่ 6 กรกฎาคม 2559 กรณีการโอนอัตราเงินเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นอัตราภาษีสรรพสามิต ทำให้มีรายได้ภาษีสรรพสามิตเพิ่มขึ้น 135,259 ล้านบาท จากมีรายได้รวม 118,569 ล้านบาท เป็น 253,828 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 12 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2559 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบหลักการของร่างประกาศกระทรวงการคลังเรื่อง ลดอัตราภาษีสรรพสามิต (ฉบับที่ ..) เพื่อปรับอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันเบนซินและน้ำมันอื่นที่คล้ายกัน
และน้ำมันดีเซลและน้ำมันอื่นที่คล้ายกัน โดยเป็นการดำเนินการให้มีผลบังคับสอดคล้องกับสภาวการณ์ทางเศรษฐกิจในปัจจุบันและเสริมสร้างเสถียรภาพทางการคลังของประเทศ เพื่อเพิ่มรายได้ของรัฐในรูปแบบของเงินงบประมาณแผ่นดิน สามารถนำไปช่วยพัฒนาเศรษฐกิจของชาติ ช่วยพัฒนารักษาสิ่งแวดล้อม (ลดมลพิษจาก CO2 และ N2O) การสร้างถนน และซ่อมบำรุงถนนหนทาง การลดอุบัติเหตุ (การลดความสูญเสียที่เกิดขึ้นจากอุบัติเหตุจราจร)
2. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ณ วันที่ 6 กรกฎาคม 2559 ราคาน้ำมันดิบดูไบ น้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 44.72 55.79 และ 57.30 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ อัตราแลกเปลี่ยนเงินตรา
วันที่ 5 กรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 35.2786 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันของวันที่ 7 กรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 39.77 บาทต่อลิตร และราคาเอทานอล ณ เดือนกรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 22.80
บาทต่อลิตร ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 จาก 0.2540 เป็น 0.10 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล 91E10 จาก 0.2090 เป็น 0.10 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล E20
จาก -2.7520 เป็น -3.00 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 จาก -9.2960 เป็น -9.35 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว จาก 0.14 เป็น 0.01 บาทต่อลิตร แต่สำหรับน้ำมันเบนซินจากให้คงอัตราเดิม โดยผลจากการปรับอัตราภาษีสรรพสามิต ส่งผลให้รัฐมีรายได้เพิ่มขึ้น 800 ล้านบาทต่อเดือน จาก 15,252 ล้านบาทต่อเดือน เป็น 16,053 ล้านบาทต่อเดือน และผลจากการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องลดลงประมาณ 383 ล้านบาทต่อเดือน (หรือ 12 ล้านบาทต่อวัน) จากมีรายรับ 13 ล้านบาทต่อเดือน (หรือ 0.41 ล้านบาทต่อวัน)
เป็นมีรายจ่าย 371 ล้านบาทต่อเดือน (หรือ 12 ล้านบาทต่อวัน) ทั้งนี้ ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 3 กรกฎาคม 2559มีทรัพย์สินรวม 51,718 ล้านบาท หนี้สินรวม 7,257 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 44,461 ล้านบาท
โดยแยกเป็นของน้ำมัน 37,333 ล้านบาท และก๊าซ LPG 7,128 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นดังนี้
ชนิดน้ำมัน (หน่วย: บาทต่อลิตร) | เดิม | ใหม่ | เปลี่ยนแปลง(+/-) |
น้ำมันเบนซิน | 6.3100 | 6.3100 | 0.0000 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 | 0.2540 | 0.1000 | -0.1540 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 | 0.2090 | 0.1000 | -0.1090 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 | -2.7520 | -3.0000 | -0.2480 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 | -9.2960 | -9.3500 | -0.0540 |
น้ำมันดีเซล | 0.1400 | 0.0100 | -0.1300 |
2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานได้ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับวันเดียวกับการปรับภาษีสรรพสามิตน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว