
มติกบง. (125)
กบง.ครั้งที่ 5/2563 (ครั้งที่19) วันจันทร์ที่ 15 มิถุนายน พ.ศ. 2563
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 5/2563 (ครั้งที่ 19)
วันจันทร์ที่ 15 มิถุนายน พ.ศ. 2563 เวลา 10.00 น.
3. รายงานผลการทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
4. การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลเพื่อใช้ผสมเป็นดีเซลหมุนเร็ว
5. การปรับปรุงโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
6. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
7. การกำหนดโครงสร้างราคาขายปลีก NGV และแนวทางการช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะ
8. แนวทางการดำเนินการกับกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 16 มีนาคม 2563 กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้มีหนังสือถึงบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขอขยายระยะเวลาการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอย ที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ต่อไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2563 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2563 เนื่องจากกระทรวงการคลังยังไม่สามารถจัดประชุมคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม เพื่อพิจารณางบประมาณการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อยผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 50 บาทต่อคนต่อเดือนตั้งแต่เดือนเมษายนถึงมิถุนายน 2563 ได้ทันตามเวลาที่กำหนด ต่อมาเมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายเวลาการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มดังกล่าวต่อไปอีก 3 เดือน เป็นสิ้นสุดวันที่ 30 มิถุนายน 2563 และเมื่อวันที่ 25 พฤษภาคม 2563 ธพ. ได้มีหนังสือถึง ปตท. เพื่อขอขยายเวลาการช่วยเหลือเพิ่มเติมต่อไปอีก 3 เดือนจนถึงวันที่ 30 กันยายน 2563 เนื่องจากยังไม่มีการประชุมคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม ทั้งนี้ ข้อมูล ณ วันที่ 18 พฤษภาคม 2563 มีร้านค้าก๊าซสมัครขอรับการติดตั้งแอปพลิเคชั่น “ถุงเงินประชารัฐ” จำนวน 1,848 ร้านค้า ได้รับติดตั้งแอปพลิเคชั่นแล้วจำนวน 111 ร้านค้า
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 เมษายน 2563 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) (มาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าฯ) ตามที่กระทรวงมหาดไทยเสนอ ดังนี้ (1) กำหนดนโยบายมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมป์ (ประเภทที่ 1.1 ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และประเภทที่ 1.1.1 ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.)) จาก 50 หน่วยต่อเดือนเป็น 90 หน่วยต่อเดือนโดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการ โดยให้ใช้เงินเรียกคืนรายได้เพื่อให้การไฟฟ้ามีฐานะการเงินตามเกณฑ์ที่กำหนดมาเป็นแหล่งเงินในการสนับสนุนการดำเนินการ (2) การขยายระยะเวลาการชำระค่าไฟฟ้า สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมป์ (ประเภทที่ 1.1 ของ กฟน. และประเภทที่ 1.1.1 ของ กฟภ.) เป็นระยะเวลาไม่เกิน 6 เดือนของแต่ละรอบบิลสำหรับใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนเมษายนถึงเดือนมิถุนายน 2563 โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ขยายเวลาการชำระค่าไฟฟ้าให้ กฟน. และ กฟภ. โดยไม่มีเบี้ยปรับ และ (3) ให้กระทรวงมหาดไทยรับความเห็นของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปพิจารณาดำเนินการให้ถูกต้อง
2. เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2563 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้ประชุมร่วมกับ กกพ. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และได้มีมติเห็นชอบมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยดังนี้ (1) สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน (ประเภทที่ 1.1 ของ กฟน. หรือ 1.1.1 ของ กฟภ. ) ให้ใช้ไฟฟ้าฟรีเป็นเวลา 3 เดือน ในรอบการใช้ไฟฟ้าเดือนมีนาคมถึงพฤษภาคม 2563 หากใช้ไฟฟ้าเกิน 150 หน่วยภายใน 3 เดือน ดังกล่าวจะไม่ถูกจัดอยู่ในประเภท 1.2 ของ กฟน. หรือ 1.1.2 ของ กฟภ. ที่เป็นประเภทสำหรับผู้ใช้พลังงานไฟฟ้าเกิน 150 หน่วยต่อเดือน (2) สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย ที่ใช้ไฟฟ้าเกิน 150 หน่วยต่อเดือน (ประเภทที่ 1.2-1.3 ของ กฟน. หรือประเภทที่ 1.1.2-1.2 ของ กฟภ.) ให้จ่ายค่าไฟฟ้ารายเดือนสำหรับรอบการใช้ไฟฟ้าเดือนมีนาคมถึงพฤษภาคม 2563 โดยใช้หน่วยการใช้ไฟฟ้าเดือนกุมภาพันธ์ 2563 เป็นฐานในการอ้างอิง ต่อมาเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2563 คณะรัฐมนตรีมีมติรับทราบแนวทางการดำเนินการมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID – 19) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ
3. สรุปภาระค่าใช้จ่ายในการดำเนินมาตรการตามมติคณะรัฐมนตรี (ไม่รวมมาตรการตรึงค่าเอฟที และการคืนเงินประกัน) คิดเป็นเงินทั้งสิ้นประมาณ 29,255 ล้านบาท โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) มาตรการลดค่าไฟฟ้าในอัตราร้อยละ 3 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท ใช้วงเงินรวมประมาณ 5,008 ล้านบาท แบ่งเป็นในส่วนของ กฟผ. ประมาณ 36 ล้านบาท กฟน. ประมาณ 1,474 ล้านบาท และ กฟภ. ประมาณ 3,498 ล้านบาท (2) มาตรการยกเว้นการเรียกเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) ใช้วงเงินรวมประมาณ 1,247 ล้านบาท แบ่งเป็น กฟน. ประมาณ 167 ล้านบาท และ กฟภ. ประมาณ 1,080 ล้านบาท (3) มาตรการค่าไฟฟ้าฟรี ประมาณ 642 ล้านบาท และ (4) มาตรการการลดค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย ตามมติคณะรัฐมตรีเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2563 ใช้วงเงินประมาณ 22,358 ล้านบาท โดยมีแหล่งเงินสำหรับการดำเนินมาตรการ ได้แก่ (1) มาตรการค่าไฟฟ้าฟรี ภาระจากการดำเนินการตามมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 1.1 ของ กฟน. หรือ 1.1.1 ของ กฟภ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ เป็นเงินประมาณ 642 ล้านบาท ใช้แหล่งเงินจากเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(1) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่ออุดหนุนค่าไฟฟ้าให้กับผู้ด้อยโอกาส โดยให้ กฟน. กฟภ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ เบิกตามภาระค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริง (2) มาตรการลดค่าไฟฟ้าร้อยละ 3 มาตรการยกเว้นการเรียกเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด และมาตรการลดค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย ภาระที่เกิดจากการดำเนินการตามมาตรการฯ ดังกล่าว เป็นเงินประมาณ 28,613 ล้านบาท ให้ใช้เงินสำหรับรักษาเสถียรภาพค่าไฟฟ้าจำนวน 24,637 ล้านบาท มาสนับสนุนภาระดังกล่าวทั้งจำนวน โดยยังขาดอีกจำนวน 3,976 ล้านบาท ซึ่งส่งผลกระทบต่อความสามารถในการรักษาเสถียรภาพค่าไฟฟ้าในอนาคต
4. การดำเนินมาตรการดังกล่าวเป็นการสนับสนุนผู้ใช้ไฟฟ้าเฉพาะกลุ่ม ส่งผลให้การไฟฟ้าขาดสภาพคล่อง และส่งผลต่อการใช้เงินเรียกคืนในการรักษาเสถียรภาพค่าไฟฟ้าที่สะสมตั้งแต่ปี 2557-2562 ทั้งจำนวน ดังนั้น เพื่อให้สามารถนำเงินไปสนับสนุนภาระจากมาตรการดังกล่าวได้ จึงจำเป็นต้องดำเนินการต่อให้เป็นไปตามกรอบของกฎหมายตามที่คณะรัฐมนตรีกำหนด ประกอบด้วย (1) พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 64 ให้รัฐมนตรีโดยความเห็นชอบของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนดนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงานมาตรา 97 วรรคสอง การใช้จ่ายเงินกองทุนตาม (1) (2) (3) (4) และ (5) ให้เป็นไปตามระเบียบที่คณะกรรมการกำหนด ภายใต้กรอบนโยบายของ กพช. ตามมาตรา 11(10) และต้องจัดให้มีการแยกบัญชีตามกิจการที่ใช้จ่ายอย่างชัดเจน (2) มติเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 ที่เห็นชอบการทบทวนมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย ดังนี้ (1) เห็นชอบการยกเว้นมูลค่าของฐานภาษีในการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่มกรณีส่วนลดค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสตามนโยบายของรัฐ ในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าฟรีสำหรับบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ขนาด 5(15) แอมแปร์ มีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนตุลาคม 2558 เป็นต้นไป (2) เห็นชอบการกำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อยที่ได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟ้าตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2559 เป็นต้นไป โดยผู้ที่ได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟรีจะต้องไม่เป็นนิติบุคคล และจะต้องมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ติดต่อกันเป็นระยะเวลาไม่น้อยกว่า 3 เดือน ถึงจะเข้าข่ายที่จะได้รับการอุดหนุน ดังนั้น กกพ. จึงจำเป็นต้องเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน โดยความเห็นชอบของ กพช. กำหนดนโยบายและแนวทางการดำเนินมาตรการดังนี้ (1) การดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 17 มีนาคม วันที่ 7 เมษายน และวันที่ 21 เมษายน 2563 (2) กำหนดเงื่อนไขสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟรีจะต้องไม่เป็นนิติบุคคล และจะต้องมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ให้เข้าข่ายได้รับการอุดหนุน ในช่วงเดือนเมษายนถึงเดือนมิถุนายน 2563 ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 7 เมษายน 2563
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 . รายงานผลการทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot จำนวน 2 ลำเรือ (Cargoes) โดย Cargo ละประมาณ 65,000 ตัน ปริมาณรวมไม่เกิน 200,000 ตัน คือ ลำเรือที่ 1 นำเข้าในเดือนธันวาคม 2562 และลำเรือที่ 2 นำเข้าในเดือนเมษายน 2563 ภายใต้เงื่อนไขที่กำหนด โดยให้ กฟผ. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รายงานผลการนำเข้า LNG ลำเรือแรกต่อ กบง. และเมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้ กฟผ. เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ โดยสามารถนำเข้า LNG ในรูปแบบ Spot ไม่เกิน 200,000 ตัน ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 และมอบหมายให้ สนพ. และ กกพ. ไปทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป
2. เมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2562 กฟผ. ได้ออก Invitation to Bid (ITB) สำหรับการประมูลจัดหา LNG แบบ Spot จำนวน 2 ลำเรือ และประกาศชื่อผู้ชนะการประมูลจัดหา LNG แบบ Spot คือ บริษัท PETRONAS LNG Ltd. ในวันที่ 21 พฤศจิกายน 2562 สำหรับการนำเข้าในวันที่ 28 ธันวาคม 2562 และในเดือนเมษายน 2563 ต่อมาเมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2562 ที่ประชุมเตรียมการทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ลำเรือที่ 1 (Table Top) มีมติเห็นควรให้ บมจ. ปตท. ทำหน้าที่ผสม LNG กับก๊าซธรรมชาติของ บมจ. ปตท. เพื่อให้ได้คุณสมบัติค่าความร้อน (Wobbe Index, WI) อยู่ในช่วงที่สามารถส่งเข้าสู่ระบบส่งก๊าซธรรมชาติได้ เนื่องจาก กฟผ. ไม่สามารถปรับค่า WI ของก๊าซธรรมชาติให้อยู่ในช่วงที่กำหนดได้ ทั้งนี้ ค่าใช้จ่ายในการผสมก๊าซธรรมชาติ บมจ. ปตท. เป็นผู้รับผิดชอบ และเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2562 กฟผ. ได้จองใช้สิทธิความสามารถในการให้บริการของระบบส่งก๊าซธรรมชาติกับหน่วยธุรกิจระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. (Transmission System Operator; TSO) ในลักษณะ Non-Firm Contract และเมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2562 กฟผ. ได้ลงนามสัญญาการใช้ความสามารถในการให้บริการของสถานีแอลเอ็นจี ในลักษณะ Non-Firm Contract สำหรับการนำเข้า LNG ทั้ง 2 ลำเรือ ปริมาณลำเรือละ 65,000 ตันตามเงื่อนไขการเสียสิทธิของ Shipper ปตท. (Use-It-Or-Lose-It; UIOLI) ซึ่งระหว่างวันที่ 28 ธันวาคม 2562 ถึง 21 มกราคม 2563 (25 วัน) กฟผ. ได้ทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ลำเรือที่ 1 ซึ่งเป็นการทดสอบการนำเข้า LNG ในช่วงความต้องการการใช้ไฟฟ้าต่ำ โดยนำก๊าซที่แปรสภาพแล้วไปใช้ในโรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 (BPK-C5) และวังน้อย ชุดที่ 4 (WN-C4) และเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 กบง. ได้รับทราบผลการทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ของ กฟผ. ลำเรือที่ 1 ซึ่งระหว่างวันที่ 21 เมษายน 2563 ถึง 11 พฤษภาคม 2563 (20 วัน) กฟผ. ได้ทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ลำเรือที่ 2 ซึ่งเป็นการทดสอบการนำเข้าในช่วงคาดการณ์ความต้องการการใช้ไฟฟ้าสูง โดยนำก๊าซที่แปรสภาพแล้วไปใช้ในโรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 (BPK-C5) วังน้อย ชุดที่ 4 (WN-C4) และพระนครใต้ ชุดที่ 4 (SB-S4)
3. การทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ทั้ง 2 ลำเรือ สามารถสรุปได้ดังนี้ (1) ลำเรือ 1 ระยะเวลาในการใช้ก๊าซธรรมชาติ 25 วัน (วันที่ 28 ธันวาคม 2562 ถึงวันที่ 21 มกราคม 2563) ปริมาณการนำเข้า LNG 3,314,420 ล้านบีทียู ราคา LNG 159.73 บาทต่อล้านบีทียู การจองและใช้ความสามารถของระบบส่งก๊าซธรรมชาติ 220 พันล้านบีทียูต่อวัน ความไม่สมดุลของการใช้ก๊าซธรรมชาติรวม 10 วัน คุณภาพก๊าซในระบบส่งก๊าซธรรมชาติ เป็นไปตามมาตรฐานที่ กกพ. ประกาศกำหนด ค่าบริการระบบส่งก๊าซธรรมชาติ 120,160,845.43 บาท ค่าบริการสถานี LNG 66,781,528.22 บาท ไม่มีค่าปรับจากการใช้ความสามารถของระบบส่งเกินสิทธิและค่าปรับจากความไม่สมดุล (ในช่วงการทดสอบการนำเข้า LNG ของ กฟผ.)รวมค่าใช้จ่ายที่ลดลงได้ตามมติ กบง. 193.81 ล้านบาท ลดค่าไฟฟ้า Ft 0.35 สตางค์ต่อหน่วย ค่าใช้จ่ายที่ลดลงได้ตาม TPA 108.07 ล้านบาท ลดค่าไฟฟ้า Ft 0.20 สตางค์ต่อหน่วย และ (2) ลำเรือ 2 ระยะเวลาในการใช้ก๊าซธรรมชาติ 20 วัน (วันที่ 21 เมษายน 2563 ถึงวันที่ 11 พฤษภาคม 2563) ปริมาณการนำเข้า LNG 3,278,607 ล้านบีทียู ราคา LNG 65.83 บาทต่อล้านบีทียู การจองและใช้ความสามารถของระบบส่งก๊าซธรรมชาติ 320 พันล้านบีทียูต่อวัน ความไม่สมดุลของการใช้ก๊าซธรรมชาติรวม 9 วัน คุณภาพก๊าซในระบบส่งก๊าซธรรมชาติ เป็นไปตามมาตรฐานที่ กกพ. ประกาศกำหนด ค่าบริการระบบส่งก๊าซธรรมชาติ 145,532,570.3 บาท ค่าบริการสถานี LNG 66,059,939.98 บาท ไม่มีค่าปรับจากการใช้ความสามารถของระบบส่งเกินสิทธิ และค่าปรับจากความไม่สมดุล (ในช่วงการทดสอบการนำเข้า LNG ของ กฟผ.) รวมค่าใช้จ่ายที่ลดลงได้ตามมติ กบง. 513.11 ล้านบาท ลดค่าไฟฟ้า Ft 0.93 สตางค์ต่อหน่วย ส่วนค่าใช้จ่ายที่ลดลงได้ตาม TPA ลดค่าไฟฟ้า 354.19 ล้านบาท ลดค่าไฟฟ้า Ft ประมาณ 0.64 สตางค์ต่อหน่วย
4. ปัญหาและข้อจำกัดในการปรับปรุงเพื่อการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ได้แก่ การปรับปรุงคุณภาพก๊าซในระยะสั้น ระยะกลางและระยะยาว ราคา LNG แบบ Spot มีราคาต่ำกว่าราคาเฉลี่ยก๊าซของประเทศ ทำให้มีผู้สนใจนำเข้า LNG มากขึ้น การจัดหา LNG แบบ Spot ใช้วิธีอ้างอิงราคาน้ำมันเตา 2%S ไม่สะท้อนราคา LNG แบบ Spot ในปัจจุบัน และการคิดค่าบริการสำหรับการจองใช้ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ส่วนข้อเสนอในการปรับปรุง มีดังนี้ (1) การปรับปรุงคุณภาพก๊าซในระยะสั้นทำได้ 2 แนวทาง คือ การปรับปรุงคุณภาพก๊าซโดยหน่วยงานกลาง เช่น TSO ซึ่งอาจจะมีการกำหนดอัตราค่าบริการปรับปรุงคุณภาพก๊าซที่แตกต่างกันตามมาตรฐานคุณภาพก๊าซในโซนที่จ่ายออก และการแยกใบอนุญาต ปตท. Shipper ออกเป็น 2 ส่วน คือ ส่วนที่จัดหาก๊าซในอ่าว/พม่า และส่วนที่จัดหา LNG โดยมอบหมายให้ส่วนที่จัดหาก๊าซในอ่าว/พม่า ปรับปรุงคุณภาพก๊าซแก่ Shipper รายอื่น (2) การปรับปรุงคุณภาพก๊าซระยะกลางและระยะยาว ควรจะปล่อยให้คุณภาพก๊าซของระบบปรับเปลี่ยนตามสัดส่วนของการใช้ LNG ที่เพิ่มขึ้นมากกว่าการจัดให้มีหน่วยงานที่รับผิดชอบ เนื่องจากในอนาคตปริมาณก๊าซในอ่าวจะลดลงจึงทำให้มีการใช้ LNG เพิ่มมากขึ้น (3) ศึกษาข้อมูลราคาซื้อขาย LNG แบบ Spot ในตลาดต่างประเทศที่สอดคล้องกับความเสี่ยงด้านราคาก๊าซในประเทศไทยและคำนึงถึงความแตกต่างของค่าขนส่ง LNG ระหว่างตลาดอ้างอิงและประเทศไทย (4) กำกับกระบวนการจัดหา LNG รูปแบบ Spot และ Long-term ในกรณีที่มีการส่งผ่านต้นทุนไปยังค่าไฟฟ้าของประเทศ (5) กกพ. อาจกำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการให้มีความแตกต่างตามความต้องการใช้ของผู้ใช้บริการแต่ละประเภทได้ และ (6) การคิดค่าบริการระบบส่งก๊าซธรรมชาติแบบ Non-Firm ควรคิดค่าบริการเป็นรายวันเพื่อให้เกิดความคล่องตัวและสอดคล้องกับการคิดค่าบริการของสถานีแอลเอ็นจีที่มีการคิดค่าบริการเป็นรายวัน
5. สรุปผลการนำเข้า LNG แบบ Spot ของ กฟผ. มีดังนี้ (1) ผลการทดสอบนำเข้า LNG ในครั้งนี้ อาจไม่สะท้อนสภาวะที่มีการดำเนินการจริง เนื่องจาก กฟผ. ต้องจองใช้สถานีแอลเอ็นจี แบบ UIOLI โดยเป็นการใช้สิทธิของ ปตท. ที่มีอยู่เดิม ทำให้ปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติและจำนวนวันที่ต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติไม่สอดคล้องกับความต้องการ อีกทั้งการทดสอบได้รับการผ่อนปรนกฎ ระเบียบต่างๆ ซึ่งไม่เป็นไปข้อกำหนดเกี่ยวกับการให้บริการของสถานีแอลเอ็นจีและข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติบนบกแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Code) ดังนั้น ภายหลังจากนี้ จะต้องดำเนินการตามสภาวะปกติ (Normal Operation) พร้อมปฏิบัติตามหลักเกณฑ์ กฎ และระเบียบต่างๆ ที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด (2) ปัจจุบัน LNG ไม่สามารถส่งเข้าระบบส่งก๊าซธรรมชาติได้เนื่องจากคุณภาพไม่เป็นไปตามที่กำหนดจึงต้องผสมกับก๊าซธรรมชาติของ ปตท. โดยในระยะสั้น ปตท. อาจให้บริการปรับปรุงคุณภาพก๊าซแก่ Shipper รายอื่น สำหรับในระยะกลางและระยะยาว ควรยกระดับคุณภาพก๊าซธรรมชาติในระบบส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อรองรับการใช้ LNG ที่เพิ่มขึ้น (3) การนำเข้า LNG แบบ Spot ในช่วงที่ราคาต่ำกว่าราคาก๊าซเฉลี่ยของประเทศ (Pool Price) สามารถลดต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าของประเทศได้ อย่างไรก็ตาม เมื่อราคาปรับตัวสูงขึ้นเทียบเท่ากับราคา Pool Price หรือสูงกว่า จะทำให้ผู้จัดหา LNG ไม่ประสงค์จะนำเข้า LNG มาใช้เองและกลับมาซื้อก๊าซธรรมชาติจากก๊าซเฉลี่ยของประเทศ จึงต้องมีการบริหารจัดการที่มีประสิทธิภาพ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 . การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลเพื่อใช้ผสมเป็นดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบการบังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 โดยให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (บี20) เป็นทางเลือก ต่อมาเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2562 กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ออกประกาศ ธพ. กำหนดลักษณะและคุณภาพของไบโอดีเซล โดยกำหนดให้มีกรดโมโนกลีเซอไรด์ (Monoglyceride) จากไม่สูงกว่าร้อยละ 0.7 โดยน้ำหนัก เป็นไม่สูงกว่าร้อยละ 0.4 โดยน้ำหนัก และเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคาน้ำมันไบโอดีเซลตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2553 จนกว่าจะมีหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลใหม่ และให้ติดตามการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นระยะเวลา 6 เดือน และนำมาเสนอ กบง. เพื่อประกอบการพิจารณาการศึกษาหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลใหม่ที่เหมาะสมต่อไป
2. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2562 คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ได้ปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามมติ กพช. วันที่ 11 กันยายน 2562 มีผลให้ส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 2 บาทต่อลิตร และส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 3 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 ต่อมาเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 กบง. ได้เห็นชอบขยายส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 3 บาทต่อลิตร และลดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ที่ 0.50 บาทต่อลิตร โดยเมื่อวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2563 และ กบน. ได้ออกประกาศปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ตามมติ กบง. ดังกล่าว โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2563 และเมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2563 กบน. ได้ออกประกาศ กบน. ฉบับที่ 13 พ.ศ. 2563 ปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว มีผลให้ส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ลดลงจาก 0.50 บาทต่อลิตร เป็น 0.25 บาทต่อลิตร โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 และ ธพ. ได้กำหนดแนวทางส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล โดยเพิ่มจำนวนสถานีบริการที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ดังนี้ เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2562 ขอความร่วมผู้มือค้าน้ำมันให้เพิ่มปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ในสถานีบริการ เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2562 ประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพไบโอดีเซลเหลือชนิดเดียว เมื่อวันที่ 1 มกราคม 2563 ขอความร่วมมือให้ทุกคลังของผู้ค้าน้ำมันมีการผลิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2563 ขอความร่วมมือให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 มีจำหน่ายในสถานีบริการทุกสถานี
3.ปัจจุบันมีโรงงานผลิตไบโอดีเซล (บี100) ที่จดทะเบียนกับ ธพ. 13 แห่ง มีกำลังการผลิตติดตั้งรวม 8.27 ล้านลิตรต่อวัน (ข้อมูลมิถุนายน 2563) โดยในช่วงเดือนมกราคมถึงวันที่ 8 มิถุนายน 2563 มีปริมาณการผลิต บี100 เฉลี่ย 4.97 ล้านลิตรต่อวัน ณ วันที่ 1 - 8 มิถุนายน 2563 มีปริมาณการใช้ไบโอดีเซลเฉลี่ย 5.52 ล้านลิตรต่อวัน โดยในส่วนของการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ในเดือนมีนาคม เมษายน พฤษภาคม และในช่วงวันที่ 1 – 8 มิถุนายน 2563 อยู่ที่ 11.19 14.54 17.03 และ 18.60 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ ต่ำกว่าเป้าหมายที่กำหนดไว้ที่ 20 30 40 และ 50 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ เนื่องจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโควิด 19 (COVID-19) ทำให้ความต้องการใช้น้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วในภาคขนส่ง ณ วันที่ 8 มิถุนายน 2563 มีผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 รวม 15 ราย แบ่งเป็นสถานีบริการ 5,936 แห่ง Fleet 543 แห่ง Jobber 103 ราย และผู้ค้ามาตรา 10 จำนวน 162 ราย ซึ่งยังไม่เป็นไปตามเป้าหมายของ ธพ.
4. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2562 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ประชุมหารือกับผู้แทนสมาคมผู้ผลิตไบโอดีเซลเพื่อขอทราบข้อมูลต้นทุนและค่าใช้จ่ายต่างๆ ในการปรับปรุงกระบวนการผลิตไบโอดีเซลเพื่อให้ได้ค่าโมโนกลีเซอไรด์ตามที่ ธพ. กำหนด และเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2562 ได้ประชุมหารือร่วมกับกรมธุรกิจพลังงาน สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สมาคมผู้ผลิตไบโอดีเซล และผู้ค้ามาตรา 7 โดย สนพ. ได้เสนอต้นทุนและหลักเกณฑ์ในการคำนวณใหม่ที่ประเมินจากต้นทุนการผลิตเดิมและเงินลงทุนใหม่ มาใช้เป็นต้นทุนในการคำนวณไบโอดีเซลเพื่อผสมเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ซึ่งที่ประชุมเห็นว่าควรใช้หลักเกณฑ์การกำหนดราคาไบโอดีเซลที่ใช้อยู่ในปัจจุบันไปก่อน เพราะส่วนใหญ่การซื้อขายไบโอดีเซลจะเป็นการทำสัญญาซื้อขายล่วงหน้ากับผู้ค้าน้ำมันเรียบร้อยแล้ว และการที่ผู้ผลิตไบโอดีเซลมีต้นทุนส่วนเพิ่มในการปรับปรุงโรงงานเพื่อผลิตไบโอดีเซล (เกรดพิเศษ) ผู้ผลิตสามารถเจรจาส่วนลดที่เคยมีกับผู้ค้าน้ำมันได้ ดังนั้น จึงไม่ได้รับผลกระทบโดยตรงจากการคงหลักเกณฑ์การคำนวณไบโอดีเซลเดิม แต่อย่างไรก็ตาม ผู้ค้าน้ำมันยังมีต้นทุนที่เพิ่มขึ้นจากการปรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เป็น บี10 จึงขอให้ สนพ. เร่งทำการศึกษาต้นทุนการผลิตที่แท้จริงอย่างเหมาะสม รวมทั้งรับฟังความคิดเห็นจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง
5. ข้อเสนอของฝ่ายเลขานุการ มีดังนี้ (1) การติดตามการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐานเป็นระยะเวลา 6 เดือน ไม่เป็นไปตามเป้าหมาย เนื่องจากสถานการณ์จากการแพร่ระบาดของไวรัสโควิด19 และมาตรการ “อยู่บ้าน หยุดเชื้อ เพื่อชาติ” ทำให้ความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงลดลงจากการใช้รถยนต์ในการเดินทางลดลง จึงเห็นควรให้มีการติดตามการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ออกไปถึงเดือนธันวาคม 2563 เพื่อดูผลกระทบจากสถานการณ์และหาแนวทางการส่งเสริมที่เหมาะสม และเห็นควรใช้หลักเกณฑ์คำนวณราคาไบโอดีเซลตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2553 ไปพลางก่อน (2) เพื่อให้หลักเกณฑ์ในการคำนวณราคาไบโอดีเซลสะท้อนต้นทุนการผลิตที่แท้จริง จึงควรให้ สนพ. เร่งดำเนินการศึกษาความเหมาะสมของรายละเอียดต้นทุนไบโอดีเซล ซึ่งอาจมีต้นทุนที่เพิ่มขึ้นในการผลิต เพื่อให้มีลักษณะและคุณภาพของไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2562 และให้รับฟังความเห็นผู้เกี่ยวข้องก่อนเสนอ กบง. พิจารณา
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้มีการติดตามการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ออกไปจนถึงเดือนธันวาคม 2563 ทั้งนี้ ในช่วงระยะเวลาที่ยังต้องติดตามการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เห็นควรให้ใช้หลักเกณฑ์คำนวณราคาไบโอดีเซลตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2553 ไปพลางก่อน
2. เห็นชอบให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานศึกษาหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลใหม่ที่เหมาะสมสะท้อนต้นทุนปัจจุบัน และนำมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณาต่อไป
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงดำเนินการใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และ บี20 จาก 0.25 บาทต่อลิตร เป็น 0.50 บาทต่อลิตร ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563
เรื่องที่ 5 . การปรับปรุงโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบ ในหลักการการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ตามข้อเสนอของคณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม และเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยที่ 2.00 บาทต่อลิตร โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการพิจารณาระยะเวลา ที่เหมาะสมในการบังคับใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคาฯ และค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม โดยนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป นอกจากนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ศึกษาการกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันเชื้อเพลิง ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย และค่าปรับคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม โดยให้นำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป ปัจจุบัน ธพ. อยู่ระหว่างการทบทวนการกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันเบนซินพื้นฐาน และน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล ร่วมกับกลุ่มอุตสาหกรรมโรงกลั่นน้ำมันปิโตรเลียม กรมควบคุมมลพิษ และสมาคมอุตสาหกรรมยานยนต์ไทย เพื่อรองรับการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 เป็นน้ำมันพื้นฐาน และช่วยให้กลุ่มโรงกลั่นน้ำมันสามารถเพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐานที่ใช้สำหรับผลิตน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 ทดแทนการนำเข้าได้มากขึ้น
2. การปรับปรุงโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงตามมติ กบง. วันที่ 9 มีนาคม 2563 มีดังนี้ (1) ปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคาน้ำมันเชื้อเพลิงอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย (Free on Board: FOB) ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน (QA) ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงจากสิงคโปร์มายังไทย (Freight : F) ค่าประกันภัย (Insurance: I) ค่าสูญเสียน้ำมันระหว่างการขนส่ง (Loss: L) ค่าบริการอื่นๆ (ค่าใช้จ่ายคลังและค่าลำเลียง) ในส่วนของค่าขนส่งน้ำมันทางท่อจากศรีราชา - กรุงเทพฯ และค่าปรับอุณหภูมิเป็น 86 องศาฟาเรนไฮต์ ของน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามข้อเสนอของคณะทำงานเพื่อพลังงาน ที่เป็นธรรม (2) ปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ตามข้อเสนอแนวทางการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งเสนอให้ย้ายค่าขนส่งน้ำมันทางท่อจาก ศรีราชา - กรุงเทพฯ ให้เป็นค่าใช้จ่ายตามต้นทุนจริงที่ค่าการตลาด (ประมาณ 0.15 บาทต่อลิตร) ซึ่งมีผล ต่อหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ทำให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเพิ่มขึ้น 0.15 บาทต่อลิตร โดยเปลี่ยนแปลงจากปัจจุบันที่เฉลี่ย 1.85 บาทต่อลิตร เป็นเฉลี่ย 2.00 บาทต่อลิตร แบ่งเป็น ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมันคงเดิมที่ 0.89 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายดำเนินการของผู้ค้ามาตรา 7 เพิ่มขึ้น 1.85 บาทต่อลิตร (จากปัจจุบัน 0.47 บาทต่อลิตร เป็น 0.62 บาทต่อลิตร) และค่าลงทุนสถานีบริการ คงเดิมเท่ากับ 0.49 บาทต่อลิตร (3) ปรับปรุงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมรายผลิตภัณฑ์ ตามการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งเสนอให้ย้ายค่าขนส่งน้ำมันทางท่อ จากศรีราชา - กรุงเทพฯ ให้เป็นค่าใช้จ่ายตามต้นทุนจริง ส่งผลให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงเปลี่ยนแปลง จากเฉลี่ย 1.85 บาทต่อลิตร เป็นเฉลี่ย 2.00 บาทต่อลิตร
3. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2563 ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ระดับ 50.2 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลตลาดสิงคโปร์อยู่ในช่วง 56.7 – 59.9 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ก่อนจะปรับลดลงอย่างก้าวกระโดดจากอุปสงค์น้ำมันที่ลดลงจากการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโควิด 19 และสงครามราคาน้ำมัน (Price War) จนถึงช่วงปลายเดือนเมษายน 2563 ตั้งแต่ต้นเดือนพฤษภาคม 2563 ราคาน้ำมันดิบตลาดโลกและราคาน้ำมันสำเร็จรูปตลาดสิงคโปร์กลับมาอยู่ในทิศทางขาขึ้น จากมาตรการผ่อนคลายการปิดเมือง (Lock down) ในหลายประเทศทั่วโลกและการลดกำลังการผลิตน้ำมันดิบของกลุ่มโอเปคและพันธมิตร โดย ณ วันที่ 9 มิถุนายน 2563 ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ระดับ 40.8 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลตลาดสิงคโปร์ อยู่ในช่วง 43.8 – 45.4 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศมีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาน้ำมันตลาดสิงคโปร์ จึงเป็นระยะเวลาที่เหมาะสมในการพิจารณาบังคับใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ตามที่ กบง. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563 ได้มีมติเห็นชอบไว้ และเมื่อวันที่ 13 เมษายน 2563 ธพ. ได้ออกประกาศปรับลดปริมาณการสำรองน้ำมันดิบเพื่อความมั่นคง จากปัจจุบันสำรองที่ร้อยละ 6 เป็นระหว่างวันที่ 1 พฤษภาคม 2563 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2564 สำรองที่ร้อยละ 4 และตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2565 เป็นต้นไป สำรองที่ร้อยละ 5 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2563 ทั้งนี้ การปรับลดปริมาณการสำรองน้ำมันดิบดังกล่าว ส่งผลต่อหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ในส่วนของค่าใช้จ่ายสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง จากปัจจุบันกำหนดที่ 0.68 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6) เป็นระหว่างวันที่ 1 พฤษภาคม 2563 ถึง 30 เมษายน 2564 จะปรับค่าใช้จ่ายสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคงเป็น 0.45 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 4) และตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2564 เป็นต้นไป จะปรับค่าใช้จ่ายสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคงเป็น 0.57 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 5) เพื่อให้สอดคล้องกับประกาศดังกล่าว
4. ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรเสนอ กบง. พิจารณาบังคับใช้หลักเกณฑ์การปรับปรุงโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) ปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง จากมติ กบง. วันที่ 9 มีนาคม 2563 ในส่วนของค่าใช้จ่ายสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง จากปัจจุบันที่ 0.68 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6) เป็นระหว่างวันที่ 1 พฤษภาคม 2563 ถึง 30 เมษายน 2564 ปรับเป็น 0.45 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 4) และตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2564 เป็นต้นไป ปรับเป็น 0.57 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 5) ให้สอดคล้องกับประกาศ ธพ. (2) ปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงซึ่งเสนอให้ย้ายค่าขนส่งน้ำมันทางท่อจากศรีราชา - กรุงเทพฯ ให้เป็นค่าใช้จ่ายตามต้นทุนจริงที่ค่าการตลาด (ประมาณ 0.15 บาทต่อลิตร) ซึ่งมีผลทำให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเปลี่ยนแปลงจากเฉลี่ย 1.85 บาทต่อลิตร เป็นเฉลี่ย 2.00 บาทต่อลิตร (3) ปรับปรุงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมรายผลิตภัณฑ์ ตามมติ กบง. วันที่ 9 มีนาคม 2563 ตามการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งส่งผลให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงเปลี่ยนแปลงจากเฉลี่ย 1.85 บาทต่อลิตร เป็นเฉลี่ย 2.00 บาทต่อลิตร โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) พิจารณาใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงในช่วงสถานการณ์ราคาที่เหมาะสม และรายงาน กบง. เพื่อทราบในโอกาสแรก ทั้งนี้ ธุรกิจน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นกลไกการค้าเสรีซึ่งรัฐมิได้เป็นผู้กำหนดราคาซื้อขาย โดยโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงดังกล่าวเป็นโครงสร้างราคาอ้างอิงเพื่อใช้ในการติดตามราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสมเป็นธรรม หากปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น และค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอจะทำให้ราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงเปลี่ยนแปลง โดยลดลง 0.18 ถึง 0.65 บาทต่อลิตร และส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงปรับลดลงในช่วง 0.79 ถึง 1.82 บาทต่อลิตร โดยมีเพียงราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E85 ที่ปรับเพิ่มขึ้น 0.62 บาทต่อลิตร
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง และค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยตามที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเห็นชอบเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 17 มิถุนายน 2563 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 6 . การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 24 มีนาคม 2563 และ ให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ให้สอดคล้องกับการปรับลดราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัมอยู่ที่ 318 บาท ต่อไป
2. สถานการณ์ก๊าซ LPG ในเดือนมิถุนายน 2563 ปริมาณการผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 409,986 ตัน เพียงพอต่อความต้องการใช้ภายในประเทศซึ่งอยู่ที่ประมาณ 392,587 ตัน โดยมีความต้องการ ใช้ในภาคปิโตรเคมีลดลง มีการนำเข้าเพื่อส่งออกอยู่ประมาณ 3,500 ตัน โดยตั้งแต่เดือนมกราคมถึงเดือนพฤษภาคม 2563 ไม่มีการนำเข้าเพื่อมาจำหน่ายในประเทศ ส่วนการส่งออกจากโรงกลั่นอยู่ประมาณ 16,600 ตัน และการส่งออกจากการนำเข้าอยู่ประมาณ 3,500 ตัน ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนมิถุนายน 2563 อยู่ที่ 340 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาไม่เปลี่ยนแปลงจากเดือนก่อน ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ยเดือนพฤษภาคม 2563 อยู่ที่ 291.94 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 8.37 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตันและโครงสร้างราคาก๊าซ LPG วันที่ 2 - 15 มิถุนายน 2563 จากราคาก๊าซ LPG Cargo (เฉลี่ย 2 สัปดาห์) ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นและค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ที่ปรับตัวลดลง ส่งผลให้ราคานำเข้าก๊าซ LPG ที่ใช้คำนวณราคา ณ โรงกลั่น ช่วงวันที่ 2 - 15 มิถุนายน 2563 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 29.08 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.8374 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 10.2579 บาทต่อกิโลกรัม (316.80 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 11.0953 บาทต่อกิโลกรัม (354.88 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจึงได้ปรับลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จาก 1.7309 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 0.8935 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาจำหน่ายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวบรรจุถัง (ก๊าซหุงต้ม) ขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 18 พฤษภาคม 2563 กบน. ได้เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ รักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 10,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง โดย ณ วันที่ 7 มิถุนายน 2563 มีกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 34,548 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 40,852 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 6,304 ล้านบาท กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 248 ล้านบาทต่อเดือน
3. ราคาก๊าซ LPG Cargo ปรับตัวลดลงตามราคาน้ำมันดิบที่ปรับตัวลดลงหลังความต้องการใช้น้ำมันดิบทั่วโลกลดลงจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของเชื้อโคโรนาไวรัส 2019 (COVID-19) ประกอบกับประเทศซาอุดิอาระเบียและสหพันธรัฐรัสเซียประกาศเตรียมเพิ่มกำลังการผลิตในเดือนเมษายน 2563 เพื่อทำสงครามราคาน้ำมัน ดังนั้น เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชนจากสถานการณ์ดังกล่าว กบง. ได้ปรับลดราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นของ LPG ลง 3 บาทต่อกิโลกรัม โดยมาจากในส่วนโครงสร้างต้นทุนราคาก๊าซ LPG 1 บาทต่อกิโลกรัม และปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนลง 2 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาขายปลีก LPG ลดลงจาก 363 เป็น 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 ทั้งนี้ ส่งผลให้ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 7 มิถุนายน 2563 ในส่วนของบัญชี LPG ติดลบ 6,304 ล้านบาท และในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงเดือนมิถุนายน 2563 ราคา LPG Cargo ปรับตัวเพิ่มขึ้นประมาณ 60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน จาก 255 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เป็น 315 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาน้ำมันดิบตลาดโลกเนื่องจากความต้องการใช้น้ำมันปรับตัวสูงขึ้นจากมาตรการผ่อนคลายการปิดเมืองในหลายประเทศทั่วโลก
4. ข้อเสนอแนวทางการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) มีดังนี้ (1) แนวทางที่ 1 ให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยขยายระยะเวลาต่อไปอีก 3 เดือน โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มิถุนายน 2563 กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของ LPG จะมีรายจ่ายประมาณ 248 ล้านบาทต่อเดือน และ (2) แนวทางที่ 2 ให้ปรับเพิ่มราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มจาก 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.3104 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG เพิ่มขึ้นจาก 318 เป็น 333 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 24 มิถุนายน 2563 กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของ LPG จะมีรายจ่ายประมาณ 30 ล้านบาทต่อเดือน และ (3) ขอความเห็นชอบให้ กบน. พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ตามแนวทางที่ 1 หรือ แนวทางที่ 2 ต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายให้ราคาขายปลีก อยู่ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มิถุนายน 2563 จนถึงวันที่ 30 กันยายน 2563
เรื่องที่ 7 . การกำหนดโครงสร้างราคาขายปลีก NGV และแนวทางการช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคาขายปลีกก๊าซ NGV โดยวิธี Cost Plus โดยราคาขายปลีกก๊าซ NGV ประกอบด้วย ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ (ราคา Pool Gas บวกอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) บวกอัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Demand Charge สำหรับระบบท่อนอกชายฝั่งที่ระยอง (Zone 1) และระบบท่อบนฝั่ง (Zone 3) บวกอัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Commodity Charge (Tc)) และค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ ซึ่งหมายถึง ค่าใช้จ่ายในส่วนของการลงทุนและค่าใช้จ่ายสถานีก๊าซ NGV ทั้ง 3 ประเภท (สถานีแม่ สถานีลูก และสถานีแนวท่อ) บวกค่าขนส่งภายในรัศมี 50 กิโลเมตร และค่าใช้จ่ายการปรับปรุงคุณภาพก๊าซ ต่อมาเมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบให้ลอยตัวราคาขายปลีกก๊าซ NGV ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร โดยตั้งแต่วันที่ 16 กรกฎาคม 2559 เป็นต้นไป ให้ปรับราคาก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไป ให้สะท้อนต้นทุนตามหลักเกณฑ์การคำนวณราคา NGV โดยให้ค่าดำเนินการที่ 3.4367 บาทต่อกิโลกรัม ให้ปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนกับต้นทุนราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมาในทุกวันที่ 16 ของแต่ละเดือน และขอความร่วมมือบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) คงราคาขายปลีก NGV ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถโดยสารสาธารณะต่อไป โดยปรับเพิ่มวงเงินช่วยเหลือฯ จาก 9,000 บาทต่อเดือน เป็น 10,000 บาทต่อเดือน และกลุ่มที่ได้รับ 35,000 บาทต่อเดือนเป็น 40,000 บาทต่อเดือน โดยให้ช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะไปจนกว่าจะมีกลไกถาวรอื่นมาดูแลแทน นอกจากนี้ ปรับค่าขนส่งก๊าซ NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตรจากสถานีหลักตามระยะทางจริง โดยขอความร่วมมือ ปตท. คิดค่าขนส่งที่ 0.0150 บาทต่อกิโลกรัมต่อกิโลเมตร แต่ไม่เกิน 4 บาทต่อกิโลกรัม ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 โดยให้ ปตท. หารือกับสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ). ถึงแนวทางการทยอยปรับค่าขนส่งดังกล่าวเพื่อให้เหมาะสมกับสถานการณ์ต่อไป
2. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 กบง. มีมติให้คงราคาขายปลีก NGV รถทั่วไป ที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 5 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคมถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2563) และเมื่อวันที่ 25 มีนาคม 2563 กบง. ได้พิจารณามาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถโดยสารสาธารณะที่ได้รับผลกระทบจาก COVID-19 และได้มีมติดังนี้ (1) ให้ลดราคาขายปลีก NGV รถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ลง 3 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน (1 เมษายนถึง 30 มิถุนายน 2563) และ (2) ให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงคมนาคม และ ปตท. หารือร่วมกันเพื่อทบทวนโครงสร้างราคา NGV และมาตรการช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะฯ ในระยะยาวที่เหมาะสม เพื่อนำเสนอ กบง. พิจารณาก่อนวันที่ 30 มิถุนายน 2563
3. กระทรวงพลังงาน กรมการขนส่งทางบก และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้ร่วมประชุมหารือเพื่อทบทวนโครงสร้างราคา NGV และมาตรการช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะฯ ในระยะยาวที่เหมาะสม และมีข้อสรุปเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาดังนี้ (1) การกำหนดโครงสร้างราคาขายปลีก NGV ปัจจุบันเป็นไปตามโครงสร้างราคาขายปลีกราคาจากต้นทุน (Cost Plus) ที่ กพช. กำหนด แต่เนื่องจากต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติที่สะท้อนราคาช้ากว่าน้ำมันประมาณ 6 - 12 เดือน ราคาขายปลีก NGV จึงไม่ได้ปรับขึ้นหรือลงตามราคาน้ำมัน และไม่ได้สะท้อนกับราคาพลังงานตลาดโลก ต่อมา กพช. เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 บังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นน้ำมันเกรดพื้นฐาน ณ วันที่ 9 มิถุนายน 2563 ราคาขายปลีก NGV ตามวิธี Cost Plus อยู่ที่ 15.52 บาทต่อกิโลกรัม ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 อยู่ที่ 18.29 บาทต่อลิตร หรือราคา NGV คิดเป็นร้อยละ 85 ของราคาดีเซลหมุนเร็ว บี10 ปัจจุบันราคาน้ำมันดิบมีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยคาดการณ์ราคาดีเซลหมุนเร็ว บี10 ในปี 2564 จะอยู่ที่ประมาณ 20 - 23 บาทต่อลิตร ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีก NGV อยู่ที่ประมาณ 15 บาทต่อกิโลกรัม หรือประมาณร้อยละ 75 ของราคาดีเซลหมุนเร็ว บี10 และจากการประเมินพฤติกรรมของผู้ใช้รถ NGV จะตัดสินใจเลือกใช้เชื้อเพลิงโดยเปรียบเทียบราคา NGV กับน้ำมันดีเซล ดังนั้น จึงได้เสนอโครงสร้างราคาขายปลีก NGV อ้างอิงไปกับราคาดีเซลหมุนเร็ว บี10 โดยราคาขายปลีก NGV เท่ากับ ร้อยละ X ของราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 รวมกับค่าขนส่ง โดย X คือ ร้อยละราคาขายปลีก NGV ต่อราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 โดยเสนอให้ X เท่ากับ ร้อยละ 75 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 หมายถึง ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 ในเขตกรุงเทพฯ ที่ประกาศโดย PTTOR และ ค่าขนส่งหมายถึง ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงระหว่างกรุงเทพฯกับภูมิภาค ทั้งนี้ ราคาขายปลีก NGV ไม่รวมภาษีบำรุงท้องถิ่น และการปรับราคาจะอ้างอิงราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล บี10 ของวันก่อนหน้า โดยปรับราคาในเวลา 0.00 น. (ตามหลังราคาขายปลีกน้ำมันประมาณ 19 ชั่วโมง) โดยจะนำโครงสร้างราคาขายปลีก NGV เสนอ กพช. ต่อไป (2) มาตรการช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะระยะยาว จากเดิมมีมาตรการการช่วยเหลือ โดยให้ไปอยู่ในโครงการบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ พบว่ามีข้อจำกัดหลายประการ จึงได้เปลี่ยนจากการช่วยเหลือผู้ประกอบการเป็นการช่วยเหลือประชาชนที่ใช้พลังงานโดยตรงและครอบคลุมกลุ่มรถโดยสาธารณะ เพื่อให้ราคาค่าโดยสารรถโดยสารสาธารณะสะท้อนกับต้นทุนที่แท้จริง ไม่บิดเบือนราคาต้นทุนค่าโดยสาร ของเชื้อเพลิงแต่ละชนิด ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอปรับปรุงแนวทางการช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะใหม่ โดยกำหนดกลุ่มที่ให้การช่วยเหลือเฉพาะกลุ่มรถโดยสารที่ราคาค่าโดยสารอ้างอิงกับราคา NGV เท่านั้น ปัจจุบันมีจำนวน 95,721 คัน ประกอบด้วย รถ ขสมก./รถร่วม ขสมก./รถตู้ร่วม ขสมก./รถสองแถว/รถแท็กซี่/(กรุงเทพฯ/ปริมณฑล สงขลา และพัทยา) โดยแบ่งเป็น 2 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 ช่วงระหว่างวันที่ 1 กรกฎาคมถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 ช่วยเหลือส่วนลดฯ เฉพาะกลุ่มรถโดยสารที่มีค่าโดยสารอิงราคา NGV ระยะที่ 2 ตั้งแต่ มกราคม 2564 ลอยตัวราคา NGV รถโดยสารสาธารณะ และช่วยเหลือค่าโดยสารแก่ผู้โดยสารโดยตรง
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการกำหนดโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) อ้างอิงกับราคาน้ำมันดีเซลพื้นฐาน ดังนี้
ราคาขายปลีก NGV = X% (ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 + ค่าขนส่ง)
โดยที่
- X คือ ร้อยละ 75
- ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 คือ ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ในเขตกรุงเทพฯ ประกาศโดย PTTOR
- ค่าขนส่ง คือ ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงระหว่างกรุงเทพฯกับภูมิภาค
หมายเหตุ ราคาขายปลีก NGV ไม่รวมภาษีบำรุงท้องถิ่น
ทั้งนี้ มอบสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานร่วมกับ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) พิจารณาทางเลือกในการปรับราคา NGV และนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป
2. เห็นชอบให้คงราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส.และรถแท็กซี่) ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 1 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 1 - 31 กรกฎาคม 2563) โดยขอความร่วมมือ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนต่างราคาขายปลีก NGV ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม และให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงคมนาคม และ ปตท. หารือร่วมกันเพื่อทบทวนมาตรการช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะฯ ในระยะยาวที่เหมาะสมและนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาก่อนวันที่ 31 กรกฎาคม 2563
เรื่องที่ 8 . แนวทางการดำเนินการกับกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 ตามที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เสนอ โดยแบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม คือ กลุ่มที่ 1 สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2561 (กรณีต่อสัญญา) และกลุ่มที่ 2 สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2562 – 2568 (กรณีก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) กำหนดเงื่อนไขให้โครงการ SPP ระบบ Cogeneration ที่ได้รับสิทธิการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ให้ก่อสร้างในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม และจำหน่ายไฟฟ้าให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมในพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมหรือสวนอุตสาหกรรมเท่านั้น ต่อมาเมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 กพช. มีมติเห็นชอบการปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของ SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มต่ออายุสัญญาให้ครอบคลุมปี 2559 - 2561 และเห็นชอบให้กลุ่มที่สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559 - 2568 ได้รับการต่ออายุสัญญาหรือก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ และให้ กกพ. พิจารณาต่ออายุสัญญาโรงไฟฟ้าภายใต้หลักการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 และเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2562 กกพ. ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ประเภท Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2562 - 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) โดยกำหนดคุณสมบัติตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 และวันที่ 24 มกราคม 2562
2. ภายหลังจากการออกประกาศเชิญชวนฯ มี SPP ระบบ Cogeneration ยื่นข้อเสนอกับ กฟผ. จำนวน 17 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 503 เมกะวัตต์ โดย กฟผ. ได้ตรวจสอบคุณสมบัติตามประกาศ กกพ. พบว่ามีผู้ผ่านการพิจารณาคุณสมบัติ 16 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 477 เมกะวัตต์ โดยมี 1 โครงการ คือ บริษัท โกลว์ เอสพีพี 11 จำกัด ที่ยังอยู่ระหว่างการพิจารณาคุณสมบัติเรื่องที่ตั้งลูกค้าอุตสาหกรรม เนื่องจากโครงการและลูกค้าของบริษัทฯ ตั้งอยู่ในเขตประกอบการอุตสาหกรรมสยามอินดัสเตรียลพาร์ค จังหวัดระยอง จึงทำให้เกิดประเด็นการตีความคุณสมบัติของ “สวนอุตสาหกรรม” ตามประกาศ กกพ. และมติ กพช. ว่ามีเจตนารมณ์หรือหลักการที่จะให้ครอบคลุมถึง “เขตประกอบการอุตสาหกรรม” หรือไม่ และบริษัท โกลว์ เอสพีพี 11 จำกัด ได้ฟ้องคดีต่อศาลปกครองโดยมีประเด็นเกี่ยวกับที่ตั้งของบริษัทฯ ที่ตั้งอยู่ในเขตประกอบการอุตสาหกรรมสยามอีสเทิร์นอินดัสเตรียลพาร์ค จังหวัดระยอง ว่าจะได้รับสิทธิตามมติ กพช. และประกาศ กกพ. หรือไม่ และอยู่ระหว่างการยื่นคำให้การสู้คดี ต่อเมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม 2563 สำนักงาน กกพ. มีหนังสือถึง สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เพื่อแจ้งผลการประชุมของ กกพ. เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2563 และวันที่ 15 เมษายน 2563 โดยที่ประชุมเห็นควรเสนอให้ กพช. พิจารณาทบทวนแนวทางการดำเนินการกับกลุ่ม SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญา (กลุ่มก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) ว่าให้ครอบคลุมพื้นที่เขตอุตสาหกรรมและเขตประกอบการอุตสาหกรรมด้วยหรือไม่ เนื่องจากโครงสร้างกิจการไฟฟ้าในปัจจุบันรัฐมีนโยบายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเท่านั้นที่จะสามารถขายไฟฟ้าให้กับลูกค้าภายนอกพื้นที่นิคมอุตสาหกรรม ทั้งนี้ บริษัท โกลว์ เอสพีพี 11 จำกัด (บริษัท โกลว์ฯ) แจ้งว่า กกพ. ไม่ได้วินิจฉัยคำอุทธรณ์ของบริษัท โกลว์ฯ ว่ามีคุณสมบัติตามข้อ 5 ของประกาศหรือไม่ เพียงแต่แจ้งให้บริษัทฯ ทราบว่าประกาศฯ ของ กกพ. ได้กำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าให้เป็นไปตามมติ กพช. บริษัทฯ จึงมีความประสงค์ให้ กพช. พิจารณาในประเด็นเจตนารมณ์ของ กพช. ในเรื่องแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2562 – 2568 และพื้นที่นิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม หรือกลุ่มโรงงานขนาดใหญ่
3. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration และได้มีมติให้ กกพ. พิจารณาต่ออายุสัญญาโรงไฟฟ้าภายใต้หลักการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ซึ่งได้มีมติเห็นชอบการกำหนดเงื่อนไขให้โครงการ SPP ระบบ Cogeneration ที่ได้รับสิทธิก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ให้ดำเนินการก่อสร้างในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม และจำหน่ายไฟฟ้าให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมในพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมหรือสวนอุตสาหกรรมเท่านั้น ซึ่งต่อมา กกพ. ได้ออกประกาศเชิญชวน รวมถึงได้พิจารณาข้อเสนอจนกระทั่งออกประกาศรายชื่อผู้ที่ผ่านการพิจารณาคุณสมบัติไปจนเสร็จสิ้นแล้ว ในการนี้ การดำเนินการของ กกพ. และ สำนักงาน กกพ. ดังกล่าวจะต้องปฏิบัติอยู่ภายใต้กรอบมติของ กพช. ซึ่งกรณีพิพาทระหว่างผู้ฟ้องคดีและผู้ถูกฟ้องคดี เป็นประเด็นพิพาทที่เกี่ยวข้องกับหน่วยงานหรือองค์กรในฐานะนำนโยบายจาก กพช.สู่การปฏิบัติ มิใช่กรณีการกำหนดนโยบายซึ่งจะเกี่ยวข้องกับ กพช. โดยตรง ดังนั้น จึงเห็นว่าเป็นอำนาจของ กกพ. และสำนักงาน กกพ. ที่จะต้องพิจารณาว่าประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กประเภท Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2562 - 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) พ.ศ. 2562 ฉบับลงวันที่ 2 พฤษภาคม 2562 ได้ดำเนินการสอดคล้องกับมติ กพช. หรือไม่ประการใด จึงเห็นควรมอบหมายให้ กกพ. ไปพิจารณาในประเด็นดังกล่าวและรายงานผลให้ กบง. ทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการพิจารณาแนวทางการดำเนินการกับกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 และนำผลการดำเนินงานมารายงานคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อทราบต่อไป
กบง.ครั้งที่ 4/2563 (ครั้งที่18) วันพุธที่ 25 มีนาคม พ.ศ. 2563
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 4/2563 (ครั้งที่ 18)
วันพุธที่ 25 มีนาคม พ.ศ. 2563 เวลา 10.00 น.
1. มาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถโดยสารสาธารณะเพื่อบรรเทาผลกระทบจาก COVID-19
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 . มาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถโดยสารสาธารณะเพื่อบรรเทาผลกระทบจาก COVID-19
สรุปสาระสำคัญ
1. จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อโคโรนาไวรัส 2019 (COVID-19) ซึ่งส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ ประกอบกับกรมการขนส่งทางบกได้มีหนังสือขอให้กระทรวงพลังงานทบทวนนโยบายการช่วยเหลืออุดหนุนราคาเชื้อเพลิงสำหรับรถสาธารณะ เนื่องจากมีปริมาณผู้โดยสารลดน้อยลงอย่างมาก ส่งผลให้ผู้ประกอบการอาจเกิดภาวะการขาดทุนสะสมจากค่าเชื้อเพลิงที่เป็นต้นทุนหลักในการดำเนินธุรกิจ ต่อมาเมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติรับทราบ ความช่วยเหลือราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขตกรุงเทพมหานครและปริมณฑล สำหรับรถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. และในต่างจังหวัดสำหรับ รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) โดยขอความร่วมมือ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้คงราคาขายปลีก NGV ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 3 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563) และเห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV รถทั่วไป ที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 5 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม ถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2363)
2.ปัจจุบันภาวะแพร่กระจายของโรคติดเชื้อ COVID-19 ยังคงมีแนวโน้มจะทวีความรุนแรง ส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจและค่าครองชีพของประชาชน ตลอดจนผู้ประกอบการรถโดยสารสาธารณะ กระทรวงพลังงานจึงเห็นควรมีมาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถโดยสารสาธารณะเพื่อบรรเทาผลกระทบดังกล่าว โดยขอความร่วมมือ ปตท. ให้เข้ามาช่วยเหลือในการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ลดลง 3 บาทต่อกิโลกรัมเพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ NGV จากเดิมที่ กบง. ให้คงราคาไว้ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ลดลงเหลือ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ กำหนดระยะเวลาการช่วยเหลือ 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 11 เมษายน ถึงวันที่ 10 กรกฎาคม 2563
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ลดลง 3 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.62 บาทต่อกิโลกรัมเป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน – 30 มิถุนายน 2563
2.ขอความร่วมมือบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนต่างราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะฯ เพื่อคงราคาขายปลีกที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน
3.ให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงคมนาคม และ ปตท. หารือร่วมกันเพื่อทบทวนโครงสร้างราคา NGV และมาตรการช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะฯ ในระยะยาวที่เหมาะสม และนำเสนอ กบง. พิจารณาก่อนวันที่ 30 มิถุนายน 2563
กบง.ครั้งที่ 3/2563 (ครั้งที่17) วันจันทร์ที่ 19 มีนาคม พ.ศ. 2563
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2563 (ครั้งที่ 17)
วันพฤหัสบดีที่ 19 มีนาคม พ.ศ. 2563 เวลา 10.00 น.
1. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
2. การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะและรถทั่วไป
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การอ้างอิงราคาก๊าซ LPG นำเข้าจากเดิมที่อ้างอิงด้วยราคา CP ที่ประกาศรายเดือนเป็นอ้างอิงด้วยราคา LPG cargo จากข้อมูล Spot Cargo ( FOB Arab Gulf ) ของ Platts เฉลี่ยรายสัปดาห์แทน โดยที่ LPG cargo คือ ราคา LPG cargo FOB Arab Gulf ของสัปดาห์ก่อนหน้าเฉลี่ย โดยอ้างอิงข้อมูลจาก Platts ด้วยสัดส่วนระหว่างโพรเพนและบิวเทน 50:50 ค่า X คือ ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า ได้แก่ (1) ค่าขนส่ง (Freight) คือ ค่าใช้จ่ายในการขนส่งก๊าซ LPG ของสัปดาห์ก่อนหน้าเฉลี่ยจากราสทานูรา ประเทศซาอุดีอาระเบียมายังอำเภอศรีราชา ประเทศไทย (2) ค่าประกันภัย (Insurance) เท่ากับร้อยละ 0.005 ของ Cost and Freight (CFR) (3) ค่าการสูญเสีย (Loss) เท่ากับ ร้อยละ 0.5 ของ Cost, Insurance and Freight (CIF) (4) ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ เช่น Demurrage, Import Duty และค่าใช้จ่ายอื่น เป็นต้น และอัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยที่ธนาคารพาณิชย์ขายให้กับลูกค้าธนาคารทั่วไปที่ประกาศโดยธนาคารแห่งประเทศไทย ของสัปดาห์ก่อนหน้าเฉลี่ยการเผยแพร่ข้อมูลโครงสร้างราคาก๊าซ LPG อ้างอิงจะเปลี่ยนแปลงจากเดิมที่เป็นข้อมูลรายเดือนเป็นข้อมูลรายสัปดาห์ที่เปลี่ยนแปลงทุกวันจันทร์ (หรือวันทำการวันแรกของสัปดาห์) นอกจากนี้ เห็นชอบปรับกลไกการอ้างอิงราคาก๊าซ LPG จากเดิมที่ใช้ราคาขายปลีกจากการคำนวณด้วยโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ LPGเป็นการใช้ราคาขายปลีกของผู้ค้าแทน
2.เมื่อวันที่ 24 พฤษภาคม 2561 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการในการกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง เพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม หรือ 21.87 บาทต่อกิโลกรัม และมอบหมายให้ สนพ. ออกประกาศ กบง. ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 28 พฤษภาคม 2561 เป็นต้นไป ต่อมาเมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2561 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้คงหลักเกณฑ์โครงสร้างราคาก๊าซ LPG ตามที่ กบง. เห็นชอบเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 โดยให้ใช้ต่อไปในเดือนมิถุนายน ถึงเดือนกรกฎาคม 2561 และเห็นชอบให้ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ รักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงด้วยระบบ Managed Float โดยกำหนดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 363 บาท โดยใช้หลักเกณฑ์การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชย สำหรับก๊าซ LPG ที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง ไม่รวมถึงก๊าซที่ซื้อหรือได้มาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร เท่ากับราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นลบด้วยภาษีสรรพสามิต ภาษีเพื่อราชการส่วนท้องถิ่น อัตราเงินกองทุนอนุรักษ์ และราคา ณ โรงกลั่น ทั้งนี้การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ปัจจุบันกำหนดราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มเท่ากับ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ 21.87 บาทต่อกิโลกรัม เมื่อรวมกับค่าใช้จ่ายในการดำเนินการอื่นๆ แล้ว จะทำให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่กรอบเป้าหมาย 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม
3. ปัจจุบันได้เกิดภาวะแพร่กระจายของโรคติดเชื้อโคโรนาไวรัส 2019 (COVID-19) ซึ่งส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวม ประกอบกับว่าราคา LPG ตลาดโลกได้ปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่องโดยในเดือนมกราคม 2563 ถึงเดือนมีนาคม 2563 ราคาตลาดโลกลดลงประมาณ 205.82 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน หรือลดลงร้อยละ 38 จาก 535.17 สู่ระดับ 329.35 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน จากสถานการณ์ดังกล่าวคาดว่าจะทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศลดลงต่ำกว่า 363 บาทต่อถังขนาด 15 กิโลกรัม จึงเป็นโอกาสที่เหมาะสมในการลอยตัวราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามที่ กบง. ได้เคยมีมติไว้เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 โดยไม่กระทบต่อผู้ใช้ทุกภาคส่วน และในอนาคตหากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกมีการปรับตัวสูงขึ้นจนทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศสูงกว่า 363 บาทต่อถังขนาด 15 กิโลกรัม กระทรวงพลังงานสามารถบริหารจัดการโดยใช้เงินจากกองทุนน้ำมันฯ ช่วยรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกในประเทศได้ จึงขอเสนอให้ยกเลิกการกำหนดราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มสำหรับการซื้อขายก๊าซ LPG ที่ปัจจุบันกำหนดให้เท่ากับ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจะมีผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG เป็นไปตามกลไกตลาด โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัมเป็นระยะเวลา 3 เดือน ทั้งนี้ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 เป็นต้นไป
2.เห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการปรับลดราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัมอยู่ที่ 318 บาท ต่อไป
เรื่องที่ 2. การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะและรถทั่วไป
สรุปสาระสำคัญ
1. การกำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV มีการเปลี่ยนแปลงตามสถานการณ์เศรษฐกิจของประเทศในช่วงเวลานั้นๆ โดยมีมติ กบง. ที่สำคัญ ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 เห็นชอบให้ลอยตัวราคาขายปลีกก๊าซ NGV ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร ตั้งแต่วันที่ 16 กรกฎาคม 2559 เป็นต้นไป ให้ปรับราคาก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปให้สะท้อนต้นทุนโดยให้ค่าดำเนินการที่ 3.4367 บาทต่อกิโลกรัม และให้ปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนกับต้นทุนราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมาในทุกวันที่ 16 ของแต่ละเดือน ขอความร่วมมือบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) คงราคาขายปลีก NGV ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถโดยสารสาธารณะต่อไป และปรับเพิ่มวงเงินช่วยเหลือฯ จากเดิม 9,000 บาทต่อเดือน เป็น 10,000 บาทต่อเดือนและกลุ่มที่ได้รับ 35,000 บาทต่อเดือนเป็น 40,000 บาทต่อเดือน โดยให้ช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะไปจนกว่าจะมีกลไกถาวรอื่นมาดูแลแทน ในส่วนค่าขนส่งก๊าซ NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตรจากสถานีหลักตามระยะทางจริง ขอความร่วมมือ ปตท. คิดค่าขนส่งที่ 0.0150 บาทต่อกิโลกรัมต่อกิโลเมตร แต่ไม่เกิน 4 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่ 21 มกราคม 2559 (2) เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ จากเดิมอยู่ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2561 และขอความร่วมมือ ปตท. คงราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขตกรุงเทพฯ/ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 1 ปี ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2561 และเมื่อครบ 1 ปีแล้วให้ปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุน (3) เมื่อวันที่ 16 มกราคม 2562 ขอความร่วมมือ ปตท. ขยายเวลาการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะออกไปจนถึงวันที่ 15 พฤษภาคม 2562 ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 และให้ปลัดกระทรวงพลังงาน จัดตั้งคณะทำงานร่วมเพื่อพิจารณาแนวทางการช่วยเหลือต่อไป (4) เมื่อวันที่19 เมษายน 2562 เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะเพิ่มขึ้น 3 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.62 บาทต่อกิโลกรัม โดยให้ทยอยปรับราคาเพิ่มขึ้นครั้งละ 1 บาท ทุก 4 เดือน เริ่มตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2562 เป็นต้นไป และขอความร่วมมือ ปตท. ช่วยเหลือส่วนต่างราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะในระหว่างที่ทยอยปรับขึ้นราคาเพื่อคงราคาขายปลีกที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม
2. กระทรวงพลังงานได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะทำงานพิจารณาแนวทางการให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะและราคาขายปลีก LPG ภาคครัวเรือน เฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร (คณะทำงานฯ) โดยมี ปพน. เป็นประธาน คณะทำงานประกอบด้วยผู้แทนกรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงคมนาคม กระทรวงการคลัง กรมการค้าภายใน และ ปตท. โดยมี สนพ. เป็นฝ่ายเลขานุการ ต่อมาเมื่อวันที่ 4 มีนาคม 2562 คณะทำงานฯ ได้เห็นชอบแนวทางการให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ โดยมีมติให้ ปตท. ทยอยปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุนในระยะ 6 เดือน โดยปรับราคาประมาณเดือนละ 1.04 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2562 เป็นต้นไป ให้ ปตท. ช่วยเหลือส่วนต่างราคาปลีก NGV ในระหว่างที่ทยอยปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุน และให้ ปตท. และ สนพ. ไปหารือคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม เกี่ยวกับแนวทางการให้ความช่วยเหลือกลุ่มผู้มีรายได้น้อยสำหรับการใช้บริการรถโดยสารสาธารณะผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐและนำมาเสนอในที่ประชุม ทั้งนี้ ปตท. และสนพ. ได้หารือคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการฯ กรมบัญชีกลาง และกรมการขนส่งทางบก โดยจะเปลี่ยนรูปแบบการช่วยเหลือราคา NGV กลุ่มรถโดยสารสาธารณะ จากบัตรส่วนลดราคา NGV รถโดยสารสาธารณะ ซึ่ง ปตท. ใช้มาตั้งแต่ปี 2555 เป็นการช่วยเหลือค่าเดินทางแก่กลุ่มผู้มีรายได้น้อยโดยตรงผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ก่อนจะปรับลอยตัวราคาขายปลีก NGV รถโดยสารสาธารณะให้สะท้อนราคาขายปลีก โดยคงราคา NGV ไว้ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม จะเพิ่มขึ้นประมาณ 2 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15-16 บาทต่อกิโลกรัม
3. เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2563 คณะทำงานฯ รับทราบแนวทางและขั้นตอนการปรับเปลี่ยนรูปแบบการช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV จากโครงการบัตรส่วนลด NGV ช่วยเหลือผู้ให้บริการ เป็นการช่วยเหลือค่าโดยสารผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐช่วยเหลือผู้รับบริการ ตามที่ ปตท. เสนอ แต่ด้วยปัจจุบันได้เกิดภาวะแพร่กระจายของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ประกอบกับกระทรวงพลังงานได้รับหนังสือขอให้ปรับลดราคาขายปลีก NGV จากกลุ่ม Taxi และกรมการขนส่งทางบกได้มีหนังสือขอให้กระทรวงพลังงานทบทวนนโยบายการช่วยเหลืออุดหนุนราคาเชื้อเพลิงสำหรับรถสาธารณะ เนื่องจากมีปริมาณผู้โดยสารลดน้อยลงมาก อาจเกิดภาวะการขาดทุนสะสมจากค่าเชื้อเพลิง คณะทำงานฯ จึงมีมติให้นำเสนอ กบง. เพื่อขอความร่วมมือ ปตท. ให้คงราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมที่ ปตท. สนับสนุนส่วนลดสำหรับรถโดยสารสาธารณะ ปี 2563 ระหว่างวันที่ 1 มกราคม ถึงวันที่ 30 เมษายน 2563 ภายในกรอบวงเงิน 360 ล้านบาท (ณ วันที่ 16 มีนาคม 2563 ส่วนลดสำหรับรถโดยสารสาธารณะเท่ากับ 1.69 บาทต่อกิโลกรัม) ขอขยายต่อไปอีก 3 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2563 ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563) และมอบหมายให้ สนพ. และ ปตท. ศึกษาแนวทางการช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ใช้บริการรถโดยสารสาธารณะขนาดใหญ่ที่ติดตั้งเครื่อง Electronic Data Capture: EDC นอกจากนี้ ได้มอบให้ สนพ. ร่วมกับ ปตท. จัดตั้งคณะทำงานพิจารณาอัตราค่าโดยสารรถโดยสารสาธารณะที่เป็นธรรม
4. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นสอดคล้องกับคณะทำงานฯ โดยขอความร่วมมือ ปตท. คงราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะฯ ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 3 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2563 ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563) และเห็นว่าราคาขายปลีก NGV รถยนต์ทั่วไป ที่เริ่มใช้ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2563 ถึงวันที่ 15 เมษายน 2563 ควรจะปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.36 บาทต่อกิโลกรัม เมื่อเทียบกับเดือนก่อนหน้า แต่ ปตท. ยังคงจำหน่ายราคาขายปลีก NGV รถยนต์ทั่วไปที่ราคา 15.31 บาทต่อกิโลกรัม และเมื่อพิจารณาแนวโน้มราคาขายปลีก NGV ตามสัญญาการซื้อขายก๊าซฯ ที่ ปตท. ประมาณการไว้ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2563 ถึงวันที่ 16 ธันวาคม 2563 ซึ่งจะอยู่ในค่าเฉลี่ย 15.31 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่เดือนเมษายนถึงเดือนสิงหาคม 2563 ก่อนที่จะปรับตัวลดลงไปอยู่ที่ระดับ 14.49 บาทต่อกิโลกรัม ขณะที่แนวโน้มราคาน้ำมัน และ LPG ลดลงตามราคาตลาดโลก ซึ่งสวนทางกับราคา NGV เพื่อบรรเทาผลกระทบกับกลุ่มผู้ใช้ก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไป ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอให้คงราคาขายปลีก NGV ที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 5 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2563 ถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2563)
มติของที่ประชุม
1.รับทราบแนวทางการให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะตามความเห็นของคณะทำงานพิจารณาแนวทางการให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ
2.เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกราคาก๊าซ NGV รถทั่วไปที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก5 เดือน ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2563 ถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2563
กบง.ครั้งที่ 2/2563 (ครั้งที่16) วันจันทร์ที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2563
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 2/2563 (ครั้งที่ 16)
วันจันทร์ที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2563 เวลา 14.00 น.
1. โครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน(ERC Sandbox)
2. การปรับปรุงโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 . โครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน(ERC Sandbox)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ได้เสนอแนวทางดำเนินการปฏิรูปด้านพลังงานไฟฟ้า ในประเด็นที่ 5 เรื่องการส่งเสริมกิจการไฟฟ้าเพื่อเพิ่มการแข่งขัน สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) จึงดำเนินโครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน (Energy Regulatory Commission Sandbox: ERC Sandbox) เพื่อพัฒนาและทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงานในพื้นที่ที่กำกับดูแลเป็นการเฉพาะ โดยอาจผ่อนปรนหลักเกณฑ์การกำกับดูแลบางประการที่มีอยู่เดิมตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 จนกว่าจะพร้อมเข้าสู่ขั้นตอนเพื่อใช้งานในวงกว้าง โดยประโยชน์จากการดำเนินโครงการฯ(1) การพัฒนารูปแบบธุรกิจการให้บริการทางด้านพลังงานแบบใหม่ ที่จะนำไปสู่การเพิ่มทางเลือกและช่องทางการเข้าถึงบริการด้านพลังงาน ช่วยลดมลพิษจากการผลิตไฟฟ้าในอนาคต (2) ได้ข้อมูลการซื้อขายไฟฟ้าที่เกิดขึ้นภายในโครงการ ซึ่งจะเป็นประโยชน์ต่อการกำหนดหลักเกณฑ์และวิเคราะห์การกำหนดค่าธรรมเนียมการใช้โครงข่ายของบุคคลที่สาม (Third Party Access and Wheeling Charge) การคิดค่า Backup หรือการกำหนด Ancillary Service ที่เหมาะสม (3) ได้ข้อมูลผลกระทบต่อระบบไฟฟ้าจากการให้บริการพลังงานรูปแบบใหม่ ทั้งนี้ ผู้มีสิทธิ์เข้าร่วมโครงการฯ เป็นหน่วยงานของรัฐหรือ นิติบุคคลที่จดทะเบียนในประเทศไทย หรือสถาบันการศึกษา ที่ประสงค์จะเสนอผลิตภัณฑ์ที่เป็นนวัตกรรมทางด้านพลังงานที่ไม่เคยมีหรือไม่เหมือนกับที่มีอยู่แล้วในประเทศไทย หรือนำเทคโนโลยีใหม่มาใช้เพิ่มประสิทธิภาพ และต้องการนำนวัตกรรมนี้ มาเสนอให้ใช้ในวงกว้างหลังผ่านการทดสอบใน ERC Sandbox แล้ว
2.กิจกรรมและนวัตกรรมที่ดำเนินการทดสอบภายใต้โครงการฯ ประกอบด้วย (1) Peer-to-Peer Energy Trading & Bilateral Trading โดย Peer-to-Peer Energy Trading คือ นวัตกรรมการซื้อขายไฟฟ้าโดยตรงระหว่างผู้ผลิต (Producer) และผู้ใช้ไฟฟ้า (Consumer) มีการกำหนดราคาและปริมาณพลังงานไฟฟ้า ที่ซื้อขายชัดเจน และมีกำหนดการส่งมอบพลังงานไฟฟ้าที่ชัดเจนล่วงหน้า (2) Micro grid คือ นวัตกรรม การบริหารจัดการพลังงานในพื้นที่เล็ก ๆ แบบครบวงจรประกอบด้วยระบบผลิตพลังงาน ระบบกักเก็บพลังงาน และระบบบริหารจัดการพลังงาน (3) Battery Storage คือ นวัตกรรมการบริหารจัดการพลังงานไฟฟ้า โดยการอัดประจุไฟฟ้า กักเก็บใน Energy Storage และจ่ายประจุไฟฟ้าเพื่อใช้ในงานในช่วงเวลาอื่นที่ต้องการ (4) โครงสร้างอัตราค่าบริการใหม่ คือ นวัตกรรมการเสนออัตราค่าบริการรูปแบบใหม่ที่ยังไม่มีในปัจจุบัน หรือการศึกษาเพื่อเสนอให้มีการทบทวนอัตราที่มีอยู่เดิมให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น (5) รูปแบบธุรกิจใหม่ คือ นวัตกรรมการศึกษารูปธุรกิจใหม่ ๆ ในอุตสาหกรรมพลังงาน (6) ก๊าซธรรมชาติ คือ นวัตกรรมรูปแบบธุรกิจการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติแบบใหม่ (7) นวัตกรรมด้านพลังงานอื่นๆ โดยมีประเด็นข้อจำกัดในการดำเนินโครงการฯ ทั้งนี้ พบว่าการดำเนินการของกลุ่ม (peer to peer) ขัดกับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าปัจจุบันในรูปแบบ Enhanced Single Buyer (ESB) จึงจำเป็นต้องขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อขอผ่อนปรนในประเด็นการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชน ผ่านโครงข่ายของการไฟฟ้าตามกลุ่มประเภทกิจกรรม ดังนี้ Peer-to-Peer Energy Trading & Bilateral Trading, Microgrid และ รูปแบบธุรกิจใหม่
3. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เห็นควรเสนอ กพช. รับทราบการดำเนินโครงการ ERC Sandbox ของสำนักงาน กกพ.และขอความเห็นชอบในหลักการให้ผ่อนปรนให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชนผ่านโครงข่ายของการไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าบริการตามที่ กกพ. กำหนด ภายใต้การกำกับของ กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งในพื้นที่การดำเนินโครงการ ERC Sandbox โดยมีกำลังผลิตติดตั้งรวมเพื่อใช้ ในการทดสอบนวัตกรรมไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ ระยะเวลาแต่ละโครงการไม่เกิน 2 ปี ทั้งนี้ ผู้เข้าร่วมโครงการต้องไม่ได้รับผลกำไรในเชิงการค้าจากการดำเนินโครงการ โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และเพื่อให้เป็นไปตามเจตนารมณ์ของคณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงานในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
1.รับทราบการดำเนินโครงการ ERC Sandbox ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
2.เห็นชอบในหลักการให้ผ่อนปรนให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชนผ่านโครงข่าย ของการไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าบริการตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำหนด ภายใต้การกำกับของ กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งในพื้นที่การดำเนินโครงการ ERC Sandbox โดยมีกำลังผลิตติดตั้งรวม เพื่อใช้ในการทดสอบนวัตกรรมไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ ระยะเวลาแต่ละโครงการไม่เกิน 2 ปี ทั้งนี้ ผู้เข้าร่วมโครงการต้องไม่ได้รับผลกำไรในเชิงการค้าจากการดำเนินโครงการ โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และเพื่อให้เป็นไปตามเจตนารมณ์ของคณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงานในการส่งเสริมการแข่งขัน ในกิจการไฟฟ้า ทั้งนี้ มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 2. การปรับปรุงโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีการพิจารณากำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง (2) เมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2561 เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยปรับปรุงค่า X จากเดิม “ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์อัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน” เป็น “ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์อัตราเฉลี่ยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน” (3) เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2562 เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยให้ใช้ MOPS Gasoil 10 ppm และ MOPS Gasoil 500 ppm ในการคำนวณราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย (4) เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 เห็นชอบค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมที่ 1.85 บาทต่อลิตร โดยเป็นค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมัน 0.89 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายดำเนินการของผู้ค้ามาตรา 7 (ม.7) 0.47 บาทต่อลิตร และค่าลงทุนสถานีบริการ 0.49 บาทต่อลิตร (5) เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 เห็นชอบ ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมของกลุ่มดีเซลหมุนเร็วรายผลิตภันฑ์ เพื่อส่งเสริมให้ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เพิ่มขึ้น โดยค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และ บี20 อยู่ที่ 1.50 บาทต่อลิตร 1.85 บาทต่อลิตร และ 1.55 บาทต่อลิตร ตามลำดับ โดยยังคงค่าการตลาดเฉลี่ยของทุกผลิตภัณฑ์อยู่ที่ระดับ 1.85 บาทต่อลิตร ตามมติ กบง. วันที่ 20 เมษายน 2561 และเมื่อวันที่ 13 พฤศจิกายน 2562 กลุ่มผีเสื้อกระพือปีกและเครือข่ายได้เรียกร้องขอให้รัฐบาลแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันและค่าพลังงานที่สูงกว่าประเทศ เพื่อนบ้าน ต่อมาเมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2562 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้แต่งตั้งคณะทำงาน เพื่อพลังงานที่เป็นธรรมโดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และมีผู้แทนภาคประชาชน ผู้ทรงคุณวุฒิ หน่วยงานราชการที่เกี่ยวข้อง และภาคเอกชน ร่วมเป็นคณะทำงานฯ เพื่อศึกษาวิเคราะห์ ทบทวน และเสนอแนะแนวทางการกำหนดโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงให้มีความเหมาะสม
2. คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม ได้ตั้งคณะทำงานย่อยเพื่อศึกษารายละเอียดของราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ผลการดำเนินการโดยสรุป ณ วันที่ 4 มีนาคม 2563 มีดังนี้
2.1 การปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง หลักเกณฑ์ที่ใช้อยู่ในปัจจุบันเป็นวิธี Import Parity ซึ่งเทียบเคียงราคานำเข้าน้ำมันสำเร็จรูปจากประเทศสิงคโปร์ซึ่งเป็นศูนย์กลางการซื้อขายน้ำมันของตลาดภูมิภาคเอเชีย (ราคา Mean of Platts Singapore : MOPS) ราคานำเข้าอ้างอิง จะบวกค่าใช้จ่ายเกี่ยวกับการขนส่ง ได้แก่ ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงจากสิงคโปร์มายังไทย (Freight : F) ค่าประกันภัย (Insurance: I) และค่าสูญเสียน้ำมันระหว่างการขนส่ง (Loss: L) ค่าปรับคุณภาพน้ำมันค่าปรับอุณหภูมิ ค่าผสมเชื้อเพลิงชีวภาพ ให้ตรงตามมาตรฐานคุณลักษณะน้ำมันเบนซินของประเทศไทยตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง และค่าบริการอื่นๆ (ค่าใช้จ่ายคลังและค่าลำเลียง)
2.2 ข้อเสนอในการปรับปรุงหลักเกณฑ์ มีดังนี้ (1) ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย (FOB) ในส่วนของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ ปัจจุบันใช้ราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก 2 วันย้อนหลัง โดยอ้างอิง MOPS ของเบนซิน 95 ข้อเสนอคือ ให้ใช้ราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก 2 วันย้อนหลัง โดยเบนซิน 95 อ้างอิง MOPS ของเบนซิน 95 ส่วนกลุ่มแก๊สโซฮอล์ อ้างอิง MOPS เบนซิน 91 Non-Oxy ส่วนของน้ำมันดีเซลคงเดิม (2) ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน ในส่วนของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ ปัจจุบันเบนซิน 95 และเบนซิน 91 อยู่ที่ 2.46 และ 0.26 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ข้อเสนอคือ เบนซิน 95 เท่ากับ 2.05 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เบนซินพื้นฐานชนิดที่ 1 (สำหรับการผลิตแก๊สโซฮอล์ 91 E10, 95 E20, E85) เท่ากับ -0.63 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เบนซินพื้นฐานชนิดที่ 2 (สำหรับการผลิตแก๊สโซฮอล์ 95 E10) เท่ากับ 1.57 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ส่วนของน้ำมันดีเซลไม่มีค่าปรับคุณภาพน้ำมัน (3) ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงจากสิงคโปร์มายังไทย (อ้างอิงอัตรา World Scale) ในส่วนของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ ปัจจุบันใช้ AFRA ของเรือบรรทุกน้ำมันสำเร็จรูปขนาด LR1 และคำนวณอัตราค่าขนส่งในแบบ long term charter โดยให้ค่าขนส่งทางเรือสิงคโปร์-ศรีราชา ข้อเสนอคือ ใช้ AFRA ของเรือบรรทุกน้ำมันดิบเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักขนาด VLCC ต่อ LR2 สัดส่วนร้อยละ 60 ต่อ 40 และคำนวณอัตราค่าขนส่งในแบบ long term charter โดยให้ค่าขนส่งทางเรือสิงคโปร์-ศรีราชา ส่วนของน้ำมันดีเซลปรับตามข้อเสนอของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ (4) ค่าบริการอื่นๆ (ค่าใช้จ่ายคลังและค่าลำเลียง) ในส่วนของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ ปัจจุบันคิดค่าขนส่งน้ำมันทางท่อจากศรีราชา-กรุงเทพฯ ตามจริง ข้อเสนอคือ ย้ายค่าขนส่งน้ำมันทางท่อจากศรีราชา-กรุงเทพฯ ให้เป็นค่าใช้จ่ายตามต้นทุนจริงที่ค่าการตลาด (0.80 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล หรือประมาณ 0.15 บาทต่อลิตร ณ ไตรมาส 1 ปี 2563) ส่วนของน้ำมันดีเซลปรับตามข้อเสนอของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ (5) ค่าประกันภัย ปัจจุบันใช้อัตราร้อยละ 0.084 ของ C&F ของน้ำมันสำเร็จรูป ข้อเสนอคือปรับเป็นอัตราร้อยละ 0.084 ของ C&Fของน้ำมันดิบ ส่วนของน้ำมันดีเซลปรับตามข้อเสนอของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ (6) ค่าสูญเสียน้ำมันระหว่างการขนส่ง ปัจจุบันใช้อัตราร้อยละ 0.3 ของราคา CIF ของน้ำมันสำเร็จรูป ข้อเสนอคือ ปรับเป็นอัตราร้อยละ 0.3 ของราคา CIF ของน้ำมันดิบ ส่วนของน้ำมันดีเซลปรับตามข้อเสนอของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ (7) ค่าใช้จ่ายสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง คงเดิมที่ 0.68 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6) ส่วนของน้ำมันดีเซลคงเดิม (8) ค่าปรับอุณหภูมิเป็น 86 องศาฟาเรนไฮน์ น้ำมันเบนซิน 95 และ 91 อยู่ที่ 0.9814 และ 0.9810 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ส่วนของน้ำมันดีเซลคงเดิมและ (9) ค่าใช้จ่ายการผสมเอทานอลและไบโอดีเซล คงเดิมคือ ส่วนต่างระหว่างมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่เติมลงไปและนำออกจากน้ำมันเบนซินพื้นฐาน ให้เป็นศูนย์จนกว่าผู้ค้าจะส่งข้อมูลมายืนยัน ส่วนของน้ำมันดีเซลคงเดิม
2.3 กรณีที่มีการปรับปรุงหลักเกณฑ์ฯ ตามข้อเสนอ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้มีการปรับองค์ประกอบโครงสร้างราคา ณ โรงกลั่นฯ ได้แก่ น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 91 E20 E85 เบนซินออกเทน 95 เบนซินพื้นฐานชนิดที่ 1 และชนิดที่ 2 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย น้ำมันเตา 600 (2%S) และ1500 (2%S) ผลจากการปรับปรุงหลักเกณฑ์ฯ จะทำให้ราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงเปลี่ยนแปลง โดยลดลง 0.14 ถึง 0.51 บาทต่อลิตร
2.4 จากข้อเสนอแนวทางการปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งเสนอให้ย้ายค่าขนส่งน้ำมันทางท่อจากศรีราชา - กรุงเทพฯ ให้เป็นค่าใช้จ่ายตามต้นทุนจริงที่ค่าการตลาด (0.80 เหรียญต่อบาร์เรล หรือประมาณ 0.15 บาทต่อลิตร) จึงมีผลต่อหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ทำให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเพิ่มขึ้น 0.15 บาทต่อลิตรโดยเปลี่ยนแปลง จากปัจจุบันที่เฉลี่ย 1.85 บาทต่อลิตร เป็นเฉลี่ย 2.00 บาทต่อลิตร แบ่งเป็น (1) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมันคงเดิมที่ 0.89 บาทต่อลิตร (2) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของผู้ค้ามาตรา 7 เพิ่มขึ้น 1.85 บาทต่อลิตร (จากปัจจุบัน 0.47 บาทต่อลิตร เป็น 0.62 บาทต่อลิตร) และ (3) ค่าลงทุนสถานีบริการคงเดิมเท่ากับ 0.49 บาทต่อลิตร และการปรับปรุงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม รายผลิตภัณฑ์ จากการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ส่งผลให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงเปลี่ยนแปลงเป็นเฉลี่ย 2.00 บาทต่อลิตร ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอปรับปรุงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงรายผลิตภัณฑ์
3. สรุปผลการปรับปรุงตามข้อเสนอฯ การปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นฯ และค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงฯ ตามที่คณะทำงานฯ และฝ่ายเลขานุการฯ เสนอตามข้อ 2 ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงปรับลดลงในช่วง 0.39 - 1.58 บาทต่อลิตร โดยมีเพียงราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 E85 ที่ปรับเพิ่มขึ้น 0.01 บาทต่อลิตร จากการประชุมหารือร่วมกับกลุ่มอุตสาหกรรมโรงกลั่นน้ำมันปิโตรเลียม สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย ซึ่งมีความเห็นต่อหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่น ดังนี้ มีราคาน้ำมันเชื้อเพลิงอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย ปริมาณการซื้อขายน้ำมันเบนซิน 91Non-Oxy คิดเป็นสัดส่วนน้อยเมื่อเทียบกับปริมาณการซื้อขายน้ำมันเบนซินในภูมิภาคเอเชีย และราคาน้ำมันเบนซิน 91 Non-Oxy ตามที่บริษัท S&P Global Platts รายงานเป็นการประเมินราคา มิได้เป็นการเก็บข้อมูลซื้อขายจริงเช่นเดียวกับน้ำมันเบนซินออกเทน 97 ออกเทน 95 และ ออกเทน 92 และการกำหนดค่าปรับคุณภาพน้ำมันเบนซินควรคำนึงถึงต้นทุนค่าปรับความดันไอ (RVP) ค่าปรับอุณหภูมิการระเหยในอัตราร้อยละ 50 โดยปริมาณ (T50) และค่าปรับ MON (Motor Octane number) นอกเหนือจากต้นทุนในการขจัดสารตะกั่ว กำมะถัน เบนซีน และสารเร่งปฏิกิริยา ตามที่คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรมพิจารณาด้วย
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบแนวทางการปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่น ตามข้อเสนอของคณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม (2) ขอความเห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงที่เสนอปรับปรุง ได้แก่ น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 91 E20 E85 เบนซินออกเทน 95 เบนซินพื้นฐานชนิดที่ 1 และชนิดที่ 2 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย น้ำมันเตา 600 (2%S) และ 1500 (2%S) (3) ขอความเห็นชอบ ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยที่ 2.00 บาทต่อลิตร (4) ขอความเห็นชอบให้การดำเนินการตามข้อ (2) และ(3) มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 10 มีนาคม 2563 เป็นต้นไป และ (5) ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและกรมธุรกิจพลังงาน ศึกษาการกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิงอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชียและการกำหนดค่าปรับปรุงคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง และนำเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่น ตามข้อเสนอของคณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม
2.เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 = (1-X1) ของ [ราคาเบนซินพื้นฐานชนิดที่ 2 + (Y1 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984)] + (X1) ของราคาเอทานอล
น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 = (1-X2) ของ [ราคาเบนซินพื้นฐานชนิดที่ 1 + (Y2 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984)] + (X2) ของราคาเอทานอล
น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E20 = (1-X3) ของ [ราคาเบนซินพื้นฐานชนิดที่ 1 + (Y3 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984)] + (X3) ของราคาเอทานอล
น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E85 = (1-X4) ของราคาเบนซินพื้นฐานชนิดที่ 1 + (X4) ของราคาเอทานอล
โดยที่
X1 = ร้อยละโดยปริมาตรเอทานอลแปลงสภาพอัตราต่ำของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E10 ออกเทน 95 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน
Y1 = ส่วนต่างระหว่างมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่เติมลงในน้ำมันเบนซินพื้นฐานและมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่นำออกจากน้ำมันเบนซินพื้นฐาน ซึ่งเมื่อนำไปผสมกับเอทานอลแปลงสภาพแล้วจะได้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E10 ออกเทน 95 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน
X2 = ร้อยละโดยปริมาตรเอทานอลแปลงสภาพอัตราต่ำของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E10 ออกเทน 91 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน
Y2 = ส่วนต่างระหว่างมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่เติมลงในน้ำมันเบนซินพื้นฐานและมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่นำออกจากน้ำมันเบนซินพื้นฐาน ซึ่งเมื่อนำไปผสมกับเอทานอลแปลงสภาพแล้วจะได้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E10 ออกเทน 91 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน
X3 = ร้อยละโดยปริมาตรเอทานอลแปลงสภาพอัตราต่ำของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E20 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน
Y3 = ส่วนต่างระหว่างมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่เติมลงในน้ำมันเบนซินพื้นฐานและมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่นำออกจากน้ำมันเบนซินพื้นฐาน ซึ่งเมื่อนำไปผสมกับเอทานอลแปลงสภาพแล้วจะได้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E20 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน
X4 = ร้อยละโดยปริมาตรเอทานอลแปลงสภาพอัตราต่ำของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E85 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน
เอทานอล = ราคาเอทานอลแปลงสภาพ ตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเห็นชอบ
เบนซินออกเทน 95 = (ราคาน้ำมันเบนซินอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + พรีเมียม) ที่ 60℉ x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984
โดยที่
ราคาน้ำมันเบนซินอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย = ราคา Mean of Platts Singapore (MOPS) เบนซิน 95
พรีเมียม = ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน 2.05 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล + ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือบรรทุกน้ำมันดิบเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก ขนาด VLCC : LR2 สัดส่วนร้อยละ 60 : 40 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) + ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F น้ำมันดิบ +ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF น้ำมันดิบ + ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6)
เบนซินพื้นฐานชนิดที่ 1 = (ราคาน้ำมันเบนซินอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + พรีเมียม) ที่ 60℉ x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984
โดยที่
ราคาน้ำมันเบนซินอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย = ราคา Mean of Platts Singapore (MOPS) เบนซิน 91 Non-Oxy
พรีเมียม = ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน -0.63 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล + ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือบรรทุกน้ำมันดิบเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก ขนาด VLCC : LR2 สัดส่วนร้อยละ 60 : 40 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) + ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F น้ำมันดิบ +ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF น้ำมันดิบ + ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6)
เบนซินพื้นฐานชนิดที่ 2 = (ราคาน้ำมันเบนซินอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + พรีเมียม) ที่ 60℉ x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984
โดยที่
ราคาน้ำมันเบนซินอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย = ราคา Mean of Platts Singapore (MOPS) เบนซิน 91 Non-Oxy
พรีเมียม = ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน 1.57 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล + ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือบรรทุกน้ำมันดิบเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก ขนาด VLCC : LR2 สัดส่วนร้อยละ 60 : 40 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) + ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F น้ำมันดิบ +ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF น้ำมันดิบ + ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6)
น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว = (1-X) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + (X) ของราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน
โดยที่
X = ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์อัตราเฉลี่ยของน้ำมันดีเซล หมุนเร็ว ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน
ไบโอดีเซล = ราคาอ้างอิงไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเห็นชอบ (บาทต่อลิตร)
น้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิง = (0.9184 x MOPS Gasoil 10 ppm + 0.0816 x MOPS Gasoil ราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย 500 ppm + พรีเมียม) ที่ 60℉ x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984
โดยที่
พรีเมียม = ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือบรรทุกน้ำมันดิบเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก ขนาด VLCC : LR2 สัดส่วนร้อยละ 60 : 40 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) + ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F น้ำมันดิบ +ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF น้ำมันดิบ + ค่าสำรอง น้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6)
น้ำมันเตา 600 (2%S)
FO 600 (2%S)t = [(FO 180 (2%)t x 0.836) + MOPS Gasoil 50 ppm) x 0.164] x อัตราแลกเปลี่ยน x 0.9896 /158.984
โดยที่
FO 180 (2%)t = ราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t โดยคำนวณจาก 2 คูณด้วยราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t-1 บวกด้วยราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t-2 แล้วหารด้วย 3
FO 180 (2%) = คำนวณจากราคาน้ำมันเตาชนิด FO 180 CST 2.0% (อ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย) ที่ต่ำสุดบวกด้วยราคาที่สูงสุดในวันนั้นๆ แล้วหารด้วย 13.1784
น้ำมันเตา 1500 (2%S)
FO 1500 (2%S)t = FO 180 (2%)t x อัตราแลกเปลี่ยน x 0.9896 /158.984
โดยที่ FO 180 (2%)t = ราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t โดยคำนวณจาก 2 คูณด้วยราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t-1 บวกด้วยราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t-2 แล้วหารด้วย 3
FO 180 (2%) = คำนวณจากราคาน้ำมันเตาชนิด FO 180 CST 2.0% (อ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย) ที่ต่ำสุดบวกด้วยราคาที่สูงสุดในวันนั้นๆ แล้วหารด้วย 13.1784
3. เห็นชอบค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยที่ 2.00 บาทต่อลิตร
4. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาระยะเวลาที่เหมาะสมในการบังคับใช้หลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ตามข้อ 2 และค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมตามข้อ 3 โดยนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาต่อไป
5. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกรมธุรกิจพลังงาน ศึกษาการกำหนดลักษณะและคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงการกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิงอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย และการกำหนดค่าปรับปรุงคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม และนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ด้านการบริหารจัดการพลังงาน ประเด็นการปฏิรูปที่ 3 ปฏิรูปการสร้างธรรมาภิบาลในทุกภาคส่วน ได้เสนอให้รัฐบาลกำหนดนโยบายส่งเสริมวิสาหกิจเพื่อสังคมเพื่อยกระดับคุณภาพชีวิตชุมชน ในภาคอุตสาหกรรมและกิจการพลังงานและให้เริ่มนำร่องในพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง โดยให้แต่งตั้งคณะกรรมการชุดหนึ่งเพื่อทำหน้าที่ศึกษาความเหมาะสมการจัดตั้งบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคมของกลุ่มอุตสาหกรรมด้านพลังงานและปิโตรเคมี และอุตสาหกรรม ที่เกี่ยวเนื่อง ต่อมาสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) ได้มอบหมายให้มูลนิธิเพื่อสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย ดำเนินงานโครงการศึกษาการบริหารจัดการและพัฒนาอุตสาหกรรมปิโตรเลียมนำร่องในพื้นที่ มาบตาพุดการดำเนินงานโครงการฯ มีระยะเวลา 10 เดือน ตั้งแต่เดือนเมษายน 2562 - กุมภาพันธ์ 2563 และได้ยกร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการศึกษาความเหมาะสมการจัดตั้งบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคม และการขับเคลื่อนการดำเนินการวิสาหกิจเพื่อสังคมในพื้นที่มาบตาพุด โดยมีปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นประธานอนุกรรมการ มีผู้แทนสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงานและผู้แทนการนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทยเป็นอนุกรรมการและเลขานุการร่วม มีหน้าที่เสนอแนะนโยบาย และศึกษาความเหมาะสม การจัดตั้งบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคมของกลุ่มอุตสาหกรรมด้านพลังงานและปิโตรเคมี และอุตสาหกรรม ที่เกี่ยวเนื่อง และเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2562 ซึ่งได้มอบหมายให้ สป.พน. ปรับปรุงขอบเขตการดำเนินงานให้อยู่ในอุตสาหกรรมด้านพลังงานและปิโตรเคมี ทั้งในและนอกเขตนิคมอุตสาหกรรมและให้นำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
2. สป.พน. ได้ปรับปรุงร่างคำสั่งดังกล่าวเรียบร้อยแล้ว จึงขอนำเสนอ กบง. พิจารณาและมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธาน กบง. พิจารณาลงนามต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการศึกษาความเหมาะสมการจัดตั้งบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคมและการขับเคลื่อนการดำเนินการวิสาหกิจเพื่อสังคมในพื้นที่มาบตาพุด และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาลงนามต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นายคมกฤช ตันตระวาณิชย์) ได้แจ้งให้ที่ประชุมฯ ทราบว่า คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้หารือกับภาครัฐในการช่วยเหลือประชาชนเพื่อบรรเทาผลกระทบของประชาชนและภาคธุรกิจจากการแพร่ระบาดของไวรัสโควิด-19 และบรรเทาภัยแล้งในเบื้องต้นดังนี้ (1) การคืนเงินประกันการใช้ไฟฟ้า เพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายของรัฐบาล โดยคืนเงินประกันให้กับผู้ขอใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 1 และ 2 รวมจำนวนประมาณ 21 ล้านราย ซึ่งวางเงินประกันไว้กับการไฟฟ้าตามขนาดมิเตอร์ รวมวงเงินทั้งสิ้นประมาณ 30,000 ล้านบาท คาดว่าจะทยอยคืนได้ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2563 เป็นต้นไป (2) เร่งการเบิกจ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าที่มีครอบคลุมพื้นที่ 72 จังหวัด และในส่วนที่ค้างอยู่จะเร่งลงพื้นที่และอนุญาตให้เปลี่ยนแปลงโครงการได้ เพื่อให้เกิดการใช้จ่ายที่รวดเร็วขึ้น (3) ลดค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) เพื่อให้ค่าไฟฟ้าคงอยู่ที่ 3.50 บาทต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่เดือนเมษายนถึงมิถุนายน 2563 (4) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และการไฟฟ้านครหลวง จะอนุญาตให้ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 5 กิจการประเภทโรงแรม สามารถแจ้งร้องขอเพื่อขยายเวลาการชำระค่าไฟฟ้าได้เป็นระยะเวลา 6 เดือน ทั้งนี้กระทรวงมหาดไทยแจ้งว่าจะลดค่าไฟฟ้าอีกร้อยละ 3 เป็นระยะเวลา 3 เดือน
2.ประธานฯ ได้แจ้งให้ที่ประชุมฯ ทราบว่า มาตรการดังกล่าวจะนำเสนอต่อที่ประชุมคณะรัฐมนตรี ในวันที่ 10 มีนาคม 2563 เพื่อเร่งให้เกิดการกระตุ้นเศรษฐกิจในช่วงนี้
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง.ครั้งที่ 1/2563 (ครั้งที่15) วันศุกร์ที่ 21 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2563
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 1/2563 (ครั้งที่ 15)
วันศุกร์ที่ 21 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2563 เวลา 10.00 น.
1. การแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
3. รายงานความก้าวหน้าการนำเข้า LNG แบบ Spot ของ กฟผ.
4. ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยพ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1)
5. ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018)
6. ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018)
7. ร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018)
8. แนวทางการส่งเสริมพื้นที่ติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้า (EV Mapping)
10. การเสนอชื่อบุคคลเพื่อรับการคัดเลือกเป็นกรรมการสรรหากรรมการภาคประชาสังคมของกระทรวงพลังงาน
11. แนวทางการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 24 กันยายน 2562 พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ได้มีผลบังคับใช้ โดยได้กำหนดให้มีคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ขึ้น และมีการแบ่งหน้าที่และอำนาจของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ที่เกี่ยวข้องกับกองทุนน้ำมันฯ ไปให้ กบน. ต่อมาเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับปรุงหน้าที่และอำนาจของ กบง. ให้สอดคล้องกับการปฏิบัติงาน ในปัจจุบัน ทั้งนี้ ให้เพิ่มเลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เข้าร่วมเป็นกรรมการ
2เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบเห็นชอบร่างคำสั่ง กพช. ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และมอบหมายให้ ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธาน กพช. พิจารณาลงนามต่อไป ซึ่งต่อมานายกรัฐมนตรีในฐานะประธาน กพช. ได้ลงนามในคำสั่ง กพช. ที่ 3/2563 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ลงวันที่ 31 มกราคม 2563
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติรับทราบ ในหลักการนโยบายมอบของขวัญปีใหม่ 2563 ให้กับกลุ่มผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 14.6 ล้านราย โดยให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 50 บาทต่อคนต่อเดือน (150 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน) เป็นเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2563 แทนการให้การช่วยเหลือเดิม (45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน) ต่อมาเมื่อวันที่ 17 ธันวาคม 2562 กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือถึงประธานคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม ขอสนับสนุนงบประมาณดำเนินการดังกล่าว โดยให้ยกเลิกสิทธิ์การช่วยเหลือเดิม (45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน) เป็นการชั่วคราว และยกเลิกการให้ความช่วยเหลือของ ปตท. แก่กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 100 บาทต่อคนต่อเดือน ซึ่งการช่วยเหลือจะสิ้นสุดวันที่ 31 ธันวาคม 2562 โดยขอรับการสนับสนุนงบประมาณจากกองทุนประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม จำนวน 240 ล้านบาทต่อเดือน และ ปตท. บริจาคเข้ากองทุนประชารัฐสวัสดิการฯ จำนวน 10 ล้านบาทต่อเดือน
2. เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการ ปตท. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ต่อไปอีก 3 เดือน เป็นสิ้นสุดวันที่ 31 มีนาคม 2563 ทั้งนี้ หากกรมบัญชีกลางพัฒนาแอปพลิเคชั่น “ถุงเงินประชารัฐ” เสร็จ และร้านค้าก๊าซสามารถรับบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ให้ส่วนลดในการซื้อก๊าซแล้ว ให้ยกเลิกการช่วยเหลือของ ปตท. ต่อมาเมื่อวันที่ 21 มกราคม 2563 กระทรวงพลังงานมีหนังสือถึงประธานคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการฯ ขอเปลี่ยนแปลงระยะเวลานโยบายการมอบของขวัญปีใหม่ฯ เป็นวันที่ 1 เมษายน 2563 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2563 เพื่อให้ต่อเนื่องจากการขยายระยะเวลาการช่วยเหลือของ ปตท. ทั้งนี้ ณ วันที่ 28 มกราคม 2563 มีร้านค้าก๊าซสมัครขอรับการติดตั้งแอปพลิเคชั่น “ถุงเงินประชารัฐ” จำนวน 904 แห่ง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3. รายงานความก้าวหน้าการนำเข้า LNG แบบ Spot ของ กฟผ.
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบเห็นชอบแนวทางการทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) โดยให้ กฟผ. ทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot จำนวน 2 ลำเรือ (Cargoes) โดย Cargo ละประมาณ 65,000 ตัน ปริมาณรวมไม่เกิน 200,000 ตัน โดยลำเรือที่ 1 นำเข้าในเดือนธันวาคม 2562 และลำเรือที่ 2 นำเข้าในเดือนเมษายน 2563 ภายใต้เงื่อนไขที่กำหนด โดยให้ กฟผ. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รายงานผลการนำเข้า LNG ลำเรือแรกต่อ กบง. เพื่อทราบผลกระทบจากการดำเนินการ รวมถึงเปรียบเทียบต้นทุนค่าไฟฟ้า และผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
2. กฟผ. ได้นำเข้า LNG และนำก๊าซที่แปรสภาพแล้วไปใช้ในโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่กำหนด โดยสรุปผลการดำเนินการได้ ดังนี้ (1) ปริมาณการนำเข้า LNG 3,314,420 ล้านบีทียู (2) ระยะเวลาในการใช้ LNG ระหว่างวันที่ 28 ธันวาคม 2562 ถึงวันที่ 21 มกราคม 2563 รวม 25 วัน (3) การจองและใช้ความสามารถของระบบส่งก๊าซธรรมชาติ โรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 (BPK-C5) 100 พันล้านบีทียู (Overuse 3 วัน) โรงไฟฟ้าวังน้อย ชุดที่ 4 (WN-C4) 110 พันล้านบีทียู (Overuse 13 วัน) รวม 210 พันล้านบีทียู (4) ความไม่สมดุลของการใช้ก๊าซ (เกินบวก/ลบ ร้อยละ 5) รวม 10 วัน (5) คุณภาพก๊าซในระบบส่งเป็นไปตามมาตรฐานที่ กกพ. ประกาศกำหนด (6) ค่าบริการระบบส่งก๊าซธรรมชาติ รวมเป็นจำนวนเงิน 112,299,856 บาท (7) ค่าบริการสถานี LNG รวมเป็นจำนวนเงิน 62,412,643 บาท (8) ไม่มีค่าปรับจากการใช้ความสามารถของระบบส่งเกินสิทธิ ในช่วงการทดสอบการนำเข้า LNG ของ กฟผ. (9) ไม่มีค่าปรับจากความไม่สมดุล (ในช่วงการทดสอบการนำเข้า LNG ของ กฟผ.)
3. กระบวนการปฏิบัติตามขั้นตอนการนำเข้า LNG แบบ Spot ของ กฟผ. (1) การจัดหา LNGโดย กฟผ. ดำเนินการจัดหา LNG แบบ Spot ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 (2) การนำ LNG เข้าสู่สถานี LNG โดยการจองใช้สิทธิความสามารถในการให้บริการของ LNG Terminal มีแนวทางปฏิบัติตาม TPA Code จะต้องดำเนินการตามเงื่อนไขการเสียสิทธิ (Use-It-Or-Lose-It หรือ UIOLI) ของ Shipper รายเดิม (ปตท.) แต่ กฟผ. ได้รับการยกเว้น ตามมติ กบง. เมื่อวันที่21 ตุลาคม 2562 กำหนดให้ PTTLNG แจ้ง Slot ล่วงหน้า 3-5 Slots/Cargo แทนการจองใช้งานแบบ UIOLI เนื่องจาก กฟผ. จะต้องมีความยืดหยุ่นในการเลือกเวลาส่งมอบ (Slot Flexibility) ซึ่งควรพิจารณาความเหมาะสมของเงื่อนไขการเสียสิทธิ UIOLI เพื่อให้รองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคต และ Minimum Send-out ด้วยข้อจำกัดของปั๊ม (pump) จะต้องส่งก๊าซขั้นต่ำ (Minimum Send-out) และมีช่วงที่ไม่สามารถส่งได้ (Dead Band) ดังนั้น ในช่วงการทดสอบ Shipper ทั้งสองรายจะต้องช่วยกัน Send-Out ให้ได้ตามข้อจำกัดของสถานี LNG (3) การผสมคุณภาพก๊าซ (Gas Mixing) กำหนดให้เป็นหน้าที่ของ Shipper ในการนำก๊าซที่มีคุณภาพตามมาตรฐานเข้าระบบส่งก๊าซธรรมชาติ โดยต้องไม่ส่งผลกระทบต่อลูกค้ารายที่มีอยู่เดิม ข้อยกเว้นในการทดสอบคือ Shipper ปตท. จะเป็นผู้พิจารณาคุณภาพรวมของก๊าซที่ผสม ข้อเสนอแนะในขั้นตอนนี้คือ ควรศึกษาแนวทางการปรับปรุงคุณภาพของก๊าซ LNG ที่แปรสภาพแล้ว หรือคุณภาพของก๊าซผสมในระบบส่งก๊าซธรรมชาติ โดยให้คำนึงถึงปริมาณก๊าซในอ่าวและปริมาณ LNG ที่มีภาระผูกพันตามสัญญาระยะยาว เพื่อรองรับ LNG ที่จะเข้ามาในอนาคต (4) ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยการจองใช้สิทธิความสามารถในการให้บริการของระบบส่งก๊าซธรรมชาติ มีแนวทางปฏิบัติปกติตาม TPA Code จะต้องดำเนินการภายในกรอบระยะเวลาที่ TSO ประกาศความสามารถคงเหลือในการให้บริการของระบบส่งก๊าซธรรมชาติแต่ละเดือน และ TSO มีหน้าที่ในการบริหารสมดุลและคุณภาพของก๊าซในระบบส่ง TSO จะทำการแจ้งปริมาณรับและส่งก๊าซ และความไม่สมดุลของ Shipper แต่ละรายเป็นระยะๆ ซึ่งข้อยกเว้นในการทดสอบ ได้แก่ ค่าปรับความไม่สมดุลรายวัน ค่าปรับการใช้ความสามารถของการให้บริการระบบส่งเกินกำหนด และการขอปรับเปลี่ยน Nomination ระหว่างวัน (Daily Adjustment) ข้อเสนอแนะในขั้นตอนนี้ คือ กกพ. จะกำหนดอัตราค่าปรับความไม่สมดุลรายวัน และค่าปรับการใช้ความสามารถของการให้บริการระบบส่งเกินกำหนด ภายหลังการนำเข้า LNG ของ กฟผ. ลำเรือที่ 2 แล้วเสร็จ สำหรับประเด็นการขอปรับเปลี่ยน Nomination ควรปรับปรุงวิธีการดำเนินการให้เหมาะสมกับแนวทางปฏิบัติต่อไป และ (5) การเรียกเก็บค่าบริการ แนวทางปฏิบัติตาม TPA Code จะเป็นกระบวนการสรุปข้อมูลปริมาณการใช้บริการ LNG Terminal และระบบส่งก๊าซธรรมชาติทั้งหมดของ Shipper เพื่อเรียกเก็บค่าบริการ ข้อยกเว้นในการทดสอบคือ การเรียกเก็บค่าบริการแบบ Non-Firm (UIOLI) ของ LNG Terminal ได้รับการยกเว้นตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 ที่ได้กำหนดให้ กฟผ. ชำระเงินค่าบริการ LNG Terminal ตามวันและปริมาณ Send Out Rate ตามที่ กฟผ. ใช้จริง และการเรียกเก็บค่าบริการแบบ Non-Firm ของระบบส่งก๊าซธรรมชาติได้รับการยกเว้น โดยกำหนดให้ กฟผ. ชำระค่าผ่านท่อตามหลักการ Daily Basis ตามจำนวนวันที่ใช้จริง โดยไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนกับสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่าง กฟผ. และ ปตท. ฉบับปัจจุบัน ในขั้นตอนนี้มีข้อเสนอแนะคือ ควรปรับปรุงความเหมาะสมสำหรับการเรียกเก็บอัตราสำหรับสถานี LNG และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ภายหลังจากการนำเข้า LNG ของ กฟผ. ลำเรือที่ 2 แล้วเสร็จ เพื่อให้รองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติที่จะเกิดขึ้นในอนาคต
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018) เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 และวันที่ 30 เมษายน 2562 ตามลำดับ สรุปได้ ดังนี้ (1) มีการจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่ โดยในปี 2580 จะมีกำลังการผลิตไฟฟ้ารวม 77,211 เมกะวัตต์ โดยเป็นกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ 56,431 เมกะวัตต์ (2) ระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจำหน่ายไฟฟ้า มีความมั่นคงรายพื้นที่ สร้างสมดุลระบบไฟฟ้าตามรายภูมิภาค (3) ปลายแผนมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลร้อยละ 65 ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติร้อยละ 53 ถ่านหินและลิกไนต์ร้อยละ 12 การผลิตไฟฟ้าที่ไม่ได้มาจากเชื้อเพลิงฟอสซิล มีสัดส่วนร้อยละ 35 ประกอบด้วย พลังน้ำต่างประเทศ ร้อยละ 9 พลังงานหมุนเวียนร้อยละ 20 และการอนุรักษ์พลังงานร้อยละ 6 (4) ในการจัดสรรโรงไฟฟ้าหลักประเภทฟอสซิลใหม่ ได้คำนึงถึงการลดปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงถ่านหินลงจากแผน PDP ฉบับเดิม (PDP2015) เพื่อลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ให้สอดคล้องกับข้อตกลงของ COP21 และลดความขัดแย้งของประชาชนในพื้นที่ โดยการเปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ซึ่งปัจจุบันมีราคาลดลงมาก เพื่อทำให้ราคาค่าไฟฟ้าของประเทศอยู่ในระดับเหมาะสมสามารถแข่งขันได้ (5) มีโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชนปีละ 100 เมกะวัตต์ เป็นเวลา 10 ปี รวม 1,000 เมกะวัตต์ โดยจะเริ่มดำเนินโครงการตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป และ (6) ให้ทบทวนแผน PDP ใหม่ทุก 5 ปี หรือเมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนอย่างมีนัยสำคัญ และให้ศึกษาและจัดทำแผนการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของประเทศเพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพิ่มประสิทธิภาพ เป็นศูนย์กลางซื้อขายไฟฟ้า (Grid connection) ในภูมิภาครวมถึงการเชื่อมโยงกับระบบจำหน่าย เพื่อให้สามารถรองรับการเพิ่มขึ้นของพลังงานหมุนเวียนในอนาคต (Grid Modernization) ต่อไป
2. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi - Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (2) เห็นชอบกรอบราคารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (3) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา และ (4) เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธาน กพช. พิจารณาลงนามต่อไป ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากได้รับการแต่งตั้งแล้วเมื่อวันที่ 31 มกราคม 2563
3. กระทรวงพลังงาน ได้ทบทวนและปรับปรุง PDP2018 โดยปรับเป้าหมายและแผนการจ่ายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องกับนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 รวมถึงปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบและแผนการปลดโรงไฟฟ้าออกจากระบบของโรงไฟฟ้าหลักประเภทเชื้อเพลิงฟอสซิลบางโรง ให้เหมาะสมมากขึ้น โดยเมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2563 คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีมติเห็นชอบร่างแผน PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียต่อร่างแผนดังกล่าว และให้นำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2563 สนพ. ได้จัดรับฟังความคิดเห็นต่อแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) ฉบับใหม่ 4 แผน ประกอบด้วย ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018) ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561– 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018) และร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) ณ กรุงเทพมหานคร โดยมีผู้เข้าร่วมสัมมนารวมทั้งสิ้น 457 คน
4. ร่างแผน PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 สรุปได้ดังนี้ (1) ปรับเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในบางประเภทเชื้อเพลิง โดยยังคงเป้าหมายรวมไว้เท่าเดิมที่ 18,696 เมกะวัตต์ (2) เพิ่มโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากให้สอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 ประกอบไปด้วย โรงไฟฟ้าที่ผลิตด้วยเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพจากน้ำเสีย ก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน รวมทั้งพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบผสมผสาน (Hybrid) กับชีวมวล และหรือ ก๊าซชีวภาพจากน้ำเสียและ/หรือ ก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน โดยจะเปิดรับซื้อตั้งแต่ปี 2563 - 2567 มีกำลังผลิตไฟฟ้ารวม 1,993 เมกะวัตต์ (3) ปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบสำหรับโรงไฟฟ้าตามนโยบายส่งเสริมของภาครัฐเดิมให้เหมาะสมยิ่งขึ้น ได้แก่ โรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ จากเดิมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบปี 2564 – 2565 ปีละ 60 เมกะวัตต์ เป็นปี 2565 – 2566 ปีละ 60 เมกะวัตต์ (4) ปรับลดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ลง (5) ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เข้ามาในแผน จำนวน 24 โครงการ กำลังผลิตไฟฟ้ารวม 69 เมกะวัตต์ (6) ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) (7) ปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าจากพลังงานลมให้เร็วขึ้น จากเดิมเริ่มรับซื้อปี 2577 เป็นปี 2565 และมีการปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบและแผนการปลดโรงไฟฟ้าออกจากระบบของโรงไฟฟ้าหลักประเภทเชื้อเพลิงฟอสซิลบางโรง ให้มีความเหมาะสมมากขึ้น ได้แก่ โรงไฟฟ้าของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (NPS) กำลังผลิต ตามสัญญารวม 540 เมกะวัตต์ เปลี่ยนชนิดเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ มีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเดือนพฤศจิกายน 2570 โรงไฟฟ้าแม่เมาะเครื่องที่ 8 หรือ 9 เลื่อนการปลดออกจากระบบ จากเดิมปลดปลายปี 2564 เป็นปลดปลายปี 2567 เพื่อรักษาความมั่นคงระบบไฟฟ้าที่ระดับแรงดัน 230 kV ในการส่งไฟฟ้าไปพื้นที่จังหวัดเชียงใหม่ ลำพูน จนกว่าสายส่ง 500 kV แม่เมาะ 3 - ลำพูน 3 จะแล้วเสร็จในปี 2567 โรงไฟฟ้าแม่เมาะเครื่องที่ 12 - 13 เลื่อนการปลดออกจากระบบ จากเดิมปลดต้นปี 2568 เป็นปลดปลายปี 2568 เพื่อลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในภาพรวม
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับปรุงรายละเอียดของแผนงานตามที่กรรมการได้ให้ข้อคิดเห็นไว้ ก่อนนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 5. ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018) เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 และวันที่ 30 เมษายน 2562 ตามลำดับ ซึ่งกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้จัดทำร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 2561 - 2580 (AEDP2018) เพื่อส่งเสริมพลังงานทดแทนให้สอดคล้องกับแผน PDP2018 และได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นต่อร่างแผน AEDP2018 ในภูมิภาคต่างๆ จำนวน 7 ครั้ง ต่อมา เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 พพ. จึงได้ปรับปรุงร่างแผน AEDP2018 ให้สอดคล้องกับ มติ กพช. ดังกล่าว และเมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2563 กระทรวงพลังงาน ได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นต่อแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) จำนวน 4 แผน ประกอบด้วย ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 - 2580 (AEDP2018) ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 (EEP2018) และร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580
2. เหตุผลในการปรับปรุงแผน AEDP สรุปได้ดังนี้ (1) ปรับเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในบางประเภทเชื้อเพลิง โดยยังคงเป้าหมายรวมไว้เท่าเดิมที่ 18,696 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย การเพิ่มโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ให้สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 โดยจะเปิดรับซื้อตั้งแต่ปี 2563 - 2567 มีกำลังผลิตไฟฟ้ารวม 1,993 เมกะวัตต์ ปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบสำหรับโรงไฟฟ้าตามนโยบายส่งเสริมของภาครัฐเดิมให้เหมาะสมยิ่งขึ้น ได้แก่ โรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ จากเดิมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบปี 2564 - 2565 ปีละ 60 เมกะวัตต์ เป็น ปี 2565 - 2566 ปีละ 60 เมกะวัตต์ ปรับลดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ลง ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยเข้ามาในแผน จำนวน 24 โครงการ กำลังผลิตไฟฟ้ารวม 69 เมกะวัตต์ ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าจากพลังงานลมให้เร็วขึ้น จากรับซื้อปี 2577 เป็นปี 2565 (2) ปรับเป้าหมายการผลิตความร้อนจากพลังงานหมุนเวียนบางประเภทเชื้อเพลิง ได้แก่ ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตความร้อนจากเชื้อเพลิงชีวมวลที่เพิ่มขึ้นจากการขยายโรงงานน้ำตาลในช่วงที่ผ่านมาทำให้คาดการณ์ว่าจะมีความต้องการใช้ชีวมวลเพิ่มสูงขึ้น ปรับลดเป้าหมายการผลิตความร้อนจากพลังงานแสงอาทิตย์ลง เนื่องจากเทคโนโลยียังไม่เหมาะสม ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตความร้อนจากไบโอมีเทนในภาคอุตสาหกรรมเพื่อทดแทนการใช้ก๊าซธรรมชาติเหลว และ (3) ปรับเป้าหมายการผลิตเชื้อเพลิงในภาคขนส่งจากพลังงานหมุนเวียน ได้แก่ ปรับลดเป้าหมายการผลิตเอทานอลลงจากการส่งเสริมให้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ อี20 เป็นน้ำมันเชื้อเพลิงหลัก โดยปรับลดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิงในกลุ่มเบนซินและลดการชดเชยเชื้อเพลิงชีวภาพซึ่งจะทำให้ปริมาณการใช้แก๊สโซฮอล์ อี85 ลดลง ปรับลดเป้าหมายการผลิตไบโอดีเซลจากการส่งเสริมให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10 เป็นน้ำมันดีเซลมาตรฐานของประเทศเพื่อให้สมดุลกับปริมาณผลผลิตปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์ม และลดการชดเชยเชื้อเพลิงชีวภาพซึ่งจะทำให้ปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ลดลง และปรับลดเป้าหมายการผลิตไบโอมีเทนอัดลงจากการคาดการณ์การใช้ก๊าซธรรมชาติ ในยานยนต์ที่มีแนวโน้มลดลง
3. สรุปร่าง AEDP2018 ประกอบด้วย (1) เป้าหมายกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก จำนวน 9 ประเภทเชื้อเพลิง กำลังการผลิตติดตั้งรวม 18,696 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าได้ 52,894 ล้านหน่วย ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ 9,290 เมกะวัตต์ พลังงานแสงอาทิตย์ลอยน้ำ 2,725 เมกะวัตต์ ชีวมวล 3,500 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,485 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 183 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ(พืชพลังงาน) 1,000 เมกะวัตต์ ขยะชุมชน 400 เมกะวัตต์ ขยะอุตสาหกรรม 44 เมกะวัตต์ พลังน้ำขนาดเล็ก 69 เมกะวัตต์ สัดส่วนไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนต่อพลังงานขั้นสุดท้าย คิดเป็นร้อยละ 3.55 (2) เป้าหมายการผลิตพลังงานความร้อนจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก จำนวน 5 ประเภทเชื้อเพลิง พลังงานความร้อนที่ต้องการ 64,657 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ได้แก่ ชีวมวล 23,000พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ก๊าซชีวภาพ 1,283 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ขยะ 495 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ พลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานหมุนเวียนอื่นๆ 100 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และไบโอมีเทน 2,023 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ สัดส่วนความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อพลังงานขั้นสุดท้าย คิดเป็นร้อยละ 19.15 (3) เป้าหมายการผลิตเชื้อเพลิงในภาคขนส่งจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก จำนวน 5 ประเภทเชื้อเพลิง ความต้องการเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง 40,890 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ได้แก่ เอทานอล 7.5 ล้านลิตรต่อวัน (1,396 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) ไบโอดีเซล 8.00 ล้านลิตรต่อวัน (2,517 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และน้ำมันไพโรไลซิส 0.53 ล้านลิตรต่อวัน (171 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) สัดส่วนเชื้อเพลิงชีวภาพต่อพลังงานขั้นสุดท้าย คิดเป็นร้อยละ 3.22 (4) เปรียบเทียบเป้าหมายสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของแผน AEDP2015 และ AEDP2018 อยู่ที่ร้อยละ 30.07 และ 30.18 ตามลำดับ แบ่งเป็น พลังงานไฟฟ้าอยู่ที่ร้อยละ 4.27 และร้อยละ 5.75 ตามลำดับ พลังงานความร้อนอยู่ที่ร้อยละ 19.15 และร้อยละ 21.20 ตามลำดับ และการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพอยู่ที่ร้อยละ 6.65 และร้อยละ 3.22 ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 - 2580 (AEDP2018) และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับปรุงรายละเอียดของแผนงานตามที่กรรมการได้ให้ข้อคิดเห็นไว้ ก่อนนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 6. ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (EEP2015) ที่กำหนดเป้าหมายจะลดความเข้มของการใช้พลังงาน (Energy Intensity; EI) ต่อหน่วยผลิตภัณฑ์มวลรวมภายในประเทศ (GDP) ในปี 2579 ร้อยละ 30 เมื่อเทียบกับปี 2553 ต่อมาเมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 กพช. ได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018) ซึ่งมีการกำหนดเป้าหมายกำลังการผลิตไฟฟ้าจากมาตรการอนุรักษ์พลังงาน 4,000 เมกะวัตต์ และการประชุมหารือแนวทางการจัดทำแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) เมื่อวันที่ 29 มกราคม 2562 มีมติให้ปรับปรุงแผน TIEB ได้แก่ (1) แผนอนุรักษ์พลังงาน (2) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (3) แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และ (4) แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง ให้สอดคล้องตามแผน PDP2018
2. แนวทางการจัดทำร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 (EEP2018) มีดังนี้ (1) ปรับสมมติฐานที่ใช้ในการคาดการณ์ความต้องการพลังงานในอนาคต กำหนดเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานของประเทศในระยะสั้น 1-2 ปี ระยะกลาง 10 ปี และระยะยาว 20 ปี ปรับสมมุติฐาน GDP อัตราการเพิ่มของประชากร และค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าให้สอดคล้องกับแผน PDP2018 รวมทั้งรักษาระดับเป้าหมายโดยการลด EI ลงร้อยละ 30 ภายในปี พ.ศ. 2580 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 โดยมีเป้าหมายในการลดการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ให้ได้ทั้งสิ้น 49,064 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมด เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 (2) ทบทวนกรอบการอนุรักษ์พลังงาน แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 โดยมีเป้าหมายลดความเข้มการใช้พลังงาน (EI) ลงร้อยละ 30 ในปี พ.ศ. 2580 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 คือ ลดการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของประเทศ ณ ปี พ.ศ. 2580 จากระดับ 181,238 ktoe ในกรณีปกติ (Business as usual: BAU) ลดลงไปอยู่ที่ระดับ 126,867 ktoe หรือคิดเป็นเป้าหมายผลการประหยัดพลังงานเท่ากับ 54,371 ktoe ผลการดำเนินงานในช่วงปี พ.ศ. 2554 - 2560 คิดเป็นพลังงานที่ประหยัดได้สะสมประมาณ 5,307 ktoe และสามารถลดความเข้มการใช้พลังงาน (EI) ลงได้ร้อยละ 7.63 ทั้งนี้ เพื่อให้บรรลุเป้าหมายการลดความเข้มการใช้พลังงาน (EI) ลงร้อยละ 30 ภายในปี พ.ศ. 2580 จึงจะต้องมีเป้าหมายลดการใช้พลังงานจากมาตรการอนุรักษ์พลังงานต่างๆ ในช่วงปี พ.ศ. 2561 – 2580 อีกประมาณ 49,064 ktoe (3) ปรับกลยุทธ์การขับเคลื่อนแผนฯ โดยมุ่งเน้นไปที่เป้าหมาย 5 สาขาเศรษฐกิจหลัก ได้แก่ อุตสาหกรรม ธุรกิจการค้า บ้านอยู่อาศัย เกษตรกรรม และขนส่ง แบ่งเป็น 3 กลยุทธ์ คือ กลยุทธ์ภาคบังคับ มีการกำกับดูแลให้ผู้ใช้พลังงานรายใหญ่ในภาคส่วนต่างๆ ต้องมีการใช้พลังงานเป็นไปตาม มาตรฐาน มาตรการ/วิธีการที่กำหนดขึ้นอย่างเหมาะสม กลยุทธ์ภาคส่งเสริม มีมาตรการสนับสนุนทางด้านการเงิน เพื่อเร่งรัดให้มีการตัดสินใจลงทุนเปลี่ยนอุปกรณ์ หรือดำเนินมาตรการด้านอนุรักษ์พลังงาน การส่งเสริมการนำเทคโนโลยีและนวัตกรรมต่างๆ เข้ามาประยุกต์ใช้เพื่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงาน และกลยุทธ์ภาคสนับสนุน ช่วยเสริมกลยุทธ์ภาคบังคับและกลยุทธ์ภาคส่งเสริมให้เกิดผลประหยัดด้านพลังงาน โดยหากดำเนินการได้ตามเป้าหมายคาดว่าจะก่อให้เกิดผลประหยัดพลังงานของประเทศในช่วงปี พ.ศ. 2561 - 2580 รวม 54,371 ktoe คิดเป็นมูลค่าเงินที่จะประหยัดได้ราว815,571 ล้านบาท ช่วยลดภาระในการจัดหาโรงไฟฟ้าได้ประมาณ 4,000 เมกะวัตต์ และยังทำให้เกิดการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ได้ราว 170 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า (Mt-CO2) ทั้งนี้ ภายหลังจัดทำร่างแผน EEP2018 พพ. ได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นต่อร่างแผนฯ ในภูมิภาคต่างๆ จำนวน 4 ครั้ง ในกรุงเทพมหานคร เชียงใหม่ ขอนแก่น และสุราษฎร์ธานี
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 (EEP 2018) และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับปรุงรายละเอียดของแผนงานตามที่กรรมการได้ให้ข้อคิดเห็นไว้ ก่อนนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 7. ร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 ต่อมากระทรวงพลังงานได้ทบทวนและปรับประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับสถานการณ์ความต้องการใช้ในประเทศ โดย กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้รับทราบ Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ ซึ่งได้ทบทวนและปรับประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับสถานการณ์ความต้องการใช้ในประเทศ ต่อมาเมื่อวันที่ 30 เมษายน 2562 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 เนื่องจาก Gas Plan 2015 เป็นการวางแผนโดยบูรณาการตาม PDP2015 ประกอบกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เกิดขึ้นจริงในปี 2561 และ 2562 ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ รวมถึงการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศสามารถผลิตได้อย่างต่อเนื่องภายหลังการประมูลสัมปทานในระบบแบ่งปันผลผลิต (PSC) ส่งผลให้สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยได้อย่างต่อเนื่องอยู่ที่ระดับประมาณ 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
2. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องจึงได้ร่วมกันทบทวน Gas Plan 2015 และจัดทำร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติพ.ศ. 2561 -2580 (Gas Plan 2018) โดยบูรณาการให้สอดคล้องกับ PDP2018 และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2562 ได้รับทราบแนวทางการจัดทำ Gas Plan 2018 และให้ สนพ. นำไปรับฟังความคิดเห็นกับผู้ที่มีส่วนเกี่ยวข้อง และจัดทำสรุปเสนอ กบง. ต่อไป
3. การจัดทำ Gas Plan 2018 สรุปได้ดังนี้ (1) กรอบแนวคิดและเป้าหมายของ Gas Plan 2018 ได้แก่ ส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคเศรษฐกิจต่างๆ เพื่อลดปัญหามลพิษทางอากาศ เร่งรัดการสำรวจและผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งปิโตรเลียมภายในประเทศ พื้นที่พัฒนาร่วมและพื้นที่ทับซ้อน พัฒนาและใช้ประโยชน์โครงสร้างพื้นฐานอย่างมีประสิทธิภาพ และส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ (2) สมมติฐานความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ได้แก่ ภาคการผลิตไฟฟ้า ประมาณการตาม PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ใช้ก๊าซธรรมชาติในโรงแยกก๊าซ (ใช้เป็นวัตถุดิบสำหรับผลิต LPG และปิโตรเคมี) ประมาณการตามปริมาณก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ภาคอุตสาหกรรม ประมาณการตามการขยายตัวทางเศรษฐกิจ (GDP) ซึ่งการคาดการณ์ GDP ปี 2561 - 2580 ขยายตัวเฉลี่ยร้อยละ 3.8 ต่อปี และคำนึงถึงแผนการขยายโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ภาคขนส่งประมาณการตามแนวโน้มจำนวนรถ NGV (3) ประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ เพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.7 ต่อปี คาดว่าในปี 2580 จะอยู่ที่ระดับ 5,348 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน แบ่งเป็นการผลิตไฟฟ้าร้อยละ 67 ภาคอุตสาหกรรมร้อยละ 21 โรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 11 และภาคขนส่งร้อยละ 1 (4) ประมาณการการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติในประเทศ (อ่าวไทยและพื้นที่บนบก) ก๊าซธรรมชาติจากประเทศเมียนมา LNG สัญญาปัจจุบัน และก๊าซธรรมชาติหรือ LNG ที่ต้องจัดหาเพิ่ม โดยตั้งแต่ปี 2563 จำเป็นต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติหรือ LNG เพิ่มเติมจากที่มีในสัญญาเพื่อรองรับความต้องการใช้ของประเทศ และจากการคาดการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติในอนาคตมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นจากประมาณ 4,676 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2561 เป็นประมาณ 5,348 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2580 โดยการผลิตจากแหล่งภายในประเทศมีแนวโน้มลดลงอยู่ที่ระดับประมาณ 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2580 การจัดหา LNG เพิ่มเติมจากที่มีในสัญญาเพื่อรองรับความต้องการใช้ของประเทศ พบว่าในปี 2580 ความต้องการ LNG ทั้งหมดอยู่ที่ประมาณ 26 ล้านตันต่อปี (โครงข่ายท่อบนบกประมาณ 22 ล้านตันต่อปี และภาคใต้ประมาณ 4 ล้านตันต่อปี) โดยการจัดหาเพื่อรองรับความต้องการในภาคใต้ ประกอบด้วย การจัดหาสำหรับโรงไฟฟ้าขนอม โรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี และโรงไฟฟ้าใหม่ ตามแผน PDP2018 rev.1 มีความจำเป็นต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติในรูปแบบ LNG ประมาณ 1.5 - 3.0 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2570 และการจัดหาสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ ซึ่งปัจจุบันจัดหาจากแหล่ง JDA โดยจะเร่งรัดการเจรจาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA เพิ่มเติม หรือจัดหาในรูปแบบ LNG ประมาณ 0.7 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2572 (5) แผนโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติ ปัจจุบันมีท่าเรือและ LNG Terminal ที่รองรับการนำเข้า LNG ได้ 11.5 ล้านตันต่อปี ขณะที่การใช้งานตามสัญญาสูงสุดของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) มีเพียง 5.2 ล้านตันต่อปี เท่านั้น ทั้งนี้ หากรวมโครงการ LNG Terminal ที่ได้รับอนุมัติแล้ว ได้แก่ โครงการ LNG Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง (บ้านหนองแฟบ) [T-2] ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี กำหนดแล้วเสร็จปี 2565 FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] กำหนดแล้วเสร็จปี 2567 มาบตาพุดระยะที่ 3 (EEC) จังหวัดระยอง 10.8 ล้านตันต่อปี กำหนดแล้วเสร็จปี 2570 ดังนั้นในปี 2570 จะมี LNG Terminal ที่สามารถรองรับการนำเข้า LNG ได้ในปริมาณรวมทั้งสิ้น 34.8 ล้านตันต่อปี และสามารถขยายเพื่อรองรับ LNG ได้ถึง 47.5 ล้านตันต่อปี LNG Terminal ส่วนที่เหลือจากความต้องการใช้ในประเทศ ซึ่งต้องมีมาตรการส่งเสริมให้เกิดการใช้งานอย่างเต็มศักยภาพต่อไป อาทิ มาตรการส่งเสริมให้ประเทศไทยเป็น LNG Regional Hub
4. แนวโน้มความต้องการโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติในพื้นที่ภาคใต้ มีดังนี้ (1) โครงสร้างพื้นฐานสำหรับโรงไฟฟ้าขนอม โรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี และโรงไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP2018 rev.1 ซึ่งจำเป็นต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติโดยการนำเข้า LNG เนื่องจากนโยบายในการส่งเสริมให้ส่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยขึ้นไปยังโรงแยกก๊าซที่จังหวัดระยองทั้งหมดเพื่อเพิ่มมูลค่า ส่งผลให้จำเป็นต้องมีการก่อสร้าง LNG Terminal ขนาด 5 ล้านตันต่อปี และท่อส่งก๊าซธรรมชาติจาก LNG Terminal ถึงโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2569 เพื่อรองรับความต้องการใช้ในโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานีที่จะเข้าระบบในปี 2570 (2) โครงสร้างพื้นฐานสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ ในกรณีที่ไม่สามารถเจรจาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA ได้ อาจมีความจำเป็นต้องก่อสร้าง FSRU ขนาด 2 ล้านตันต่อปี ในพื้นที่เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2571 ส่วนความต้องการโครงสร้างพื้นฐานในพื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ จากการพิจารณาแนวโน้มความต้องการใช้ เปรียบเทียบกับการจัดหาก๊าซธรรมชาติในภูมิภาค (แหล่งสินภูฮ่อมและแหล่งน้ำพอง) พบว่าการจัดหาจะเพียงพอกับความต้องการใช้ถึงปี 2572 โดยต้องเตรียมการสำรวจและผลิตหรือจัดหาเพิ่มเติมผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติใหม่จาก จังหวัดนครราชสีมาไปโรงไฟฟ้าน้ำพองและโรงไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP2018 rev.1 โดยก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติให้แล้วเสร็จภายในปี 2572 เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือที่จะเข้าระบบในปี 2573
5. เปรียบเทียบ Gas Plan 2015 และ (ร่าง) Gas Plan 2018 ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติภาพรวม อยู่ที่ระดับ 5,348 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2580 เพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.7 ต่อปี สูงกว่า Gas Plan 2015 ซึ่งอยู่ที่ระดับ 5,062 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2579 โดยเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.1 ต่อปี นอกจากนี้ ในส่วนของการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับความต้องการใช้จากเดิมคาดว่าจะมีความต้องการ LNG เพิ่มขึ้นสูง ปัจจุบันสถานการณ์เปลี่ยนแปลงไป โดยก๊าซธรรมชาติในประเทศสามารถผลิตได้อย่างต่อเนื่อง (ภายหลังจากการประมูลแหล่งก๊าซธรรมชาติบงกชและเอราวัณในรูปแบบการแบ่งปันผลผลิต (PSC)) ส่งผลให้ความต้องการ LNG ในส่วนที่ต้องจัดหาเพิ่มตาม (ร่าง) Gas Plan 2018 อยู่ที่ระดับ 26 ล้านตันต่อปี ในปี 2580 น้อยกว่าใน Gas Plan 2015 ซึ่งอยู่ที่ระดับ 34 ล้านตันต่อปี ในปี 2579
6. ประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับ ได้แก่ (1) สร้างความมั่นคง เนื่องจากก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าให้มีเสถียรภาพและทำให้ประชาชนมีไฟฟ้าใช้อย่างทั่วถึง ชุมชนมีโอกาสในการใช้วัตถุดิบเหลือใช้ทางการเกษตรผลิตเป็นไบโอมีเทนอัดมาใช้ทดแทนการนำเข้า LNG (2) สร้างความมั่งคั่ง มีการขยายตัวของอุตสาหกรรมในแนวท่อซึ่งจะเสริมสร้างเศรษฐกิจในพื้นที่ อุตสาหกรรมปิโตรเคมีช่วยเพิ่มมูลค่าของก๊าซธรรมชาติได้ถึง 7-25 เท่า ช่วยให้เศรษฐกิจของประเทศขยายตัว การเกิด LNG Regional Hub มีประโยชน์ต่อเศรษฐกิจของประเทศ คิดเป็นมูลค่าประมาณ 165 พันล้านบาทใน 10 ปี และเกิดการจ้างงาน 16,000 คนต่อปี การใช้โครงสร้างพื้นฐานอย่างเต็มศักยภาพจะส่งผลให้ต้นทุนก๊าซธรรมชาติลดลง ซึ่งจะทำให้ค่าไฟฟ้าลดลง และ (3) สร้างความยั่งยืน จากการลดการปล่อยมลพิษจากการผลิตไฟฟ้าจาก 0.46 kg-CO2/kWh ในปี 2561 เป็น 0.27 kg-CO2/kWh ตาม PDP2018 rev.1 ลดการปล่อยมลพิษทางอากาศจากการใช้พลังงาน รวมทั้งมีการบริหารจัดการเปลี่ยนของเสียให้เป็นพลังงาน (Waste to Energy) ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2563 คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ มีมติเห็นชอบร่าง Gas Plan 2018 และมอบหมายให้ สนพ. นำเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 (Gas Plan 2018) และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานจัดทำแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับ Gas Plan 2018 รวมถึงศึกษาทบทวนโครงการ Floating Storage Regasification Unit (FSRU) ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน (F-1) เพื่อให้การบริหารจัดการโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเกิดประสิทธิภาพสูงสุด
เรื่องที่ 8. แนวทางการส่งเสริมพื้นที่ติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้า (EV Mapping)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (Energy Efficiency Plan: EEP 2015) ซึ่งได้มีการบรรจุมาตรการการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าเป็นมาตรการหนึ่งของการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง โดยตั้งเป้าหมายส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าภายในปี 2579 รวมทั้งสิ้น 1.2 ล้านคัน และจากปัญหามลพิษฝุ่นละอองขนาดเล็กสูงเกินกว่าค่ามาตรฐานในพื้นที่กรุงเทพมหานครและปริมณฑลตั้งแต่ช่วงปลายปี 2561 คณะรัฐมนตรีจึงได้มีมติเมื่อวันที่ 12 กุมภาพันธ์ 2562 ให้การแก้ไขปัญหามลภาวะด้านฝุ่นละอองเป็นวาระแห่งชาติ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2562 คณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติได้มีมติเห็นชอบแผนปฏิบัติการขับเคลื่อนวาระแห่งชาติ “การแก้ไขปัญหามลพิษด้านฝุ่นละออง” โดยมีมาตรการด้านพลังงานที่เกี่ยวข้องคือ การใช้มาตรการจูงใจเพื่อสนับสนุนส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่จะต้องมีแนวทางการดำเนินการภายในปี 2562 - 2564 โดยในส่วนของกระทรวงพลังงานจะมีการกำหนดกรอบแนวทางการสนับสนุนสถานีอัดประจุไฟฟ้า การทบทวนอัตราค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมเพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมเปลี่ยนผ่านไปสู่การส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า
2. ข้อมูลการจดทะเบียนยานยนต์ไฟฟ้าของกรมการขนส่งทางบก ปี 2562 พบว่าการจดทะเบียนของยานยนต์ไฟฟ้าในช่วง 5 ปี ที่ผ่านมาเพิ่มขึ้นจาก 9,585 คัน ในปี 2557 เป็น 20,484 คันในปี 2561 และเพิ่มเป็นจำนวน 32,127 คัน ในปี 2562 โดยในจำนวนนี้รวมยานยนต์ไฟฟ้าที่เป็นรถจักรยานยนต์ส่วนบุคคล รถยนต์นั่งส่วนบุคคลไม่เกิน 7 คน และรถโดยสาร ทั้งนี้ ในการจดทะเบียนของกรมการขนส่งทางบกได้รวมรถไฟฟ้าประเภทไฮบริด (PHEV) และรถยนต์ไฮบริดทั่วไป (HEV) จึงทำให้ไม่สามารถอ้างอิงจำนวนรถ PHEV จากข้อมูลการจดทะเบียนได้ (เฉพาะรถประเภท PHEV และ BEV เท่านั้นที่สามารถอัดประจุไฟฟ้าจากโครงข่ายไฟฟ้าได้) จากข้อมูลของสมาคมยานยนต์ไฟฟ้าไทย (EVAT) ปัจจุบันมีจำนวนสถานีอัดประจุไฟฟ้าที่เป็นการดำเนินงานของทั้งภาครัฐและเอกชนรวมกัน จำนวน 520 แห่งทั่วประเทศ มีจำนวนหัวจ่ายรวม 805 หัวจ่าย แยกเป็นประเภทหัวจ่ายแบบธรรมดา (Normal Charge) จำนวน 736 หัวจ่าย และหัวจ่ายแบบเร่งด่วน (Quick Charge) จำนวน 69 หัวจ่าย การกระจายตัวของสถานีอัดประจุไฟฟ้าพบว่ายังคงกระจุกตัวอยู่ในบริเวณพื้นที่ภาคกลาง โดยเฉพาะกรุงเทพมหานคร และอยู่ในพื้นที่ชุมชนเมืองเป็นส่วนใหญ่ ยังขาดการกระจายตัวในถนนสายหลักระหว่างเมืองที่ต้องรองรับผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่เดินทางมาจากเมืองอื่น ตลอดจนผู้ใช้ยานยนต์ที่มาพักผ่อนเพื่อเดินทางต่อไปยังจุดหมายปลายทางอื่น
3. แนวทางการพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้า ประกอบด้วย
3.1 วัตถุประสงค์ (1) เพื่อการแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อม/เพิ่มทางเลือกในการใช้พลังงาน/ลดการพึ่งพาน้ำมันเชื้อเพลิงที่จะต้องนำเข้าจากต่างประเทศ/เพิ่มประสิทธิภาพในการใช้พลังงาน (2) เพื่อส่งเสริมและสนับสนุนการจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าในพื้นที่อย่างทั่วถึง อันเป็นการอำนวยความสะดวกแก่ผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้า (3) เพื่อสร้างแรงกระตุ้นให้ผู้บริโภคหันมาใช้ยานยนต์ไฟฟ้าเพิ่มมากขึ้น (4) เพื่อสร้างการมีส่วนร่วมกับภาคธุรกิจการให้บริการ อาทิ โรงแรม ห้างสรรพสินค้า อาคารธุรกิจอื่นๆ ในการจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า
3.2 กรอบแนวทางการดำเนินงาน (1) พื้นที่เป้าหมาย ได้แก่ พื้นที่ชุมชน ส่งเสริมการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าทั้งในสถานีบริการน้ำมันห้างสรรพสินค้า อาคารพาณิชย์ และอาคารสำนักงาน โดยเฉพาะในพื้นที่ของสถานีบริการน้ำมัน ซึ่งมีการลงทุนพัฒนาสิ่งอำนวยความสะดวกอยู่แล้ว การติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าบนถนนสายหลักระหว่างเมืองเพื่อรองรับผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่อาศัยอยู่ในพื้นที่นั้นหรือรองรับผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่เดินทางมาจากเมืองอื่น (2) ประเภทของสถานีอัดประจุ แบ่งเป็น สถานีอัดประจุไฟฟ้ากระแสตรงแบบเร่งด่วน (Quick Charge) ในเขตชุมชนเมืองชั้นในระหว่างเส้นทางหลวงสายหลักของประเทศไทย และสถานีอัดประจุไฟฟ้าแบบปกติ (Normal Charge) ในห้างสรรพสินค้า อาคารพาณิชย์ และอาคารสำนักงาน ที่มีศักยภาพและความพร้อม (3) งบประมาณสนับสนุน เปิดให้มีการใช้งบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในการสนับสนุนการลงทุนเพื่อติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า (4) ขั้นตอนการดำเนินงาน โดยจัดทำรายละเอียดหลักเกณฑ์และแนวทางในการสนับสนุนการลงทุนติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า กำหนดคุณสมบัติของผู้มีสิทธิ์ขอรับการสนับสนุน โดยแนวทางในการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าจะพิจารณาจากปัจจัยต่างๆ เช่น ความหนาแน่นของประชากร ความหนาแน่นของการจราจร/การเดินทาง ระยะทางระหว่างกริดแรงดันไฟฟ้าและสถานีอัดประจุไฟฟ้า และการใช้ประโยชน์ของพื้นที่ (Land use) จากนั้นดำเนินการ ประกาศรับสมัครหน่วยงานภาครัฐและเอกชน ที่มีคุณสมบัติตามหลักเกณฑ์ แนวทางฯ เพื่อขอรับการสนับสนุนเงินลงทุนติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า และเริ่มดำเนินการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าตามขั้นตอนที่กำหนดในแผนงาน (5) วิธีการดำเนินงาน มอบสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นหน่วยงานหลักในการบริหารงานส่งเสริมการติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้าให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า โดย จัดทำข้อเสนอโครงการส่งเสริมการติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้าให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า เพื่อขอรับการสนับสนุนจาก กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน โดยร่วมกับกรมธุรกิจพลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้แก่ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และ การไฟฟ้า นครหลวง (กฟน.) เพื่อดำเนินการกำหนดพื้นที่ติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้า (EV Mapping) ให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าโดยให้มีระยะห่างของแต่ละ สถานีภายในรัศมีไม่เกิน 50 - 70 กิโลเมตร และจัดทำแนวทางการกำกับดูแลความปลอดภัยของการติดตั้งสถานอัดประจุไฟฟ้าในสถานีบริการน้ำมัน และพื้นที่อื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งประสานความร่วมมือระหว่างหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องให้เกิดการดำเนินงานอย่างพร้อมเพรียงและเป็นไปในทิศทางเดียวกัน นอกจากนี้มอบสำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พิจารณากำหนดแนวทางในการจัดสรรเงินสนับสนุนการติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้าให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งมอบการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (กฟผ./กฟภ./กฟน.) พิจารณาเตรียมความพร้อมการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานของระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับและเชื่อมต่อกับสถานีอัดประจุไฟฟ้า และการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าในอนาคต
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้า และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการตามวิธีการดำเนินงาน และให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับระบบขนส่งสาธารณะ (Mass Transit) และเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. การดำเนินงานของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน มีดังนี้ (1) การศึกษาความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับระบบขนส่งสาธารณะ (Mass Transit) สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ศึกษาต้นทุนค่าไฟฟ้า เทียบกับต้นทุนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการของระบบขนส่งสาธารณะทางราง พบว่าเป็นสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 4 นอกจากนั้นพบว่า ค่าไฟฟ้าของระบบขนส่งสาธารณะทางรางอยู่ในระดับที่ใกล้เคียงกับค่าเฉลี่ยของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดใหญ่ (2) การศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า สำนักงาน กกพ. ได้ศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและแนวทางการจัดการระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้าของประเทศไทย โดยอ้างอิงกรณีศึกษาจากต่างประเทศ ซึ่งพบว่ามีมาตรการจูงใจทางด้านภาษี (Tax Incentive) ในการนำเข้ารถยนต์ และอุปกรณ์ต่างๆ รวมถึงการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าพิเศษสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้าที่ไม่มีการคิดค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) เพื่อเป็นการส่งเสริมอุตสาหกรรมยานยนต์ไฟฟ้า
3. เมื่อวันที่ 19 กุมภาพันธ์ 2563 กกพ. ได้พิจารณาข้อเสนอแนวทางการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีฯ เพื่อใช้เป็นอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า เป็นระยะเวลา 2 ปี หรือจนกว่าจะมีประกาศโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป โดยมีข้อเสนอ 2 แนวทาง ดังนี้ (1) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า เท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบันประเภท 2.2 กิจการขนาดเล็ก อัตราตามช่วงเวลา (Time Of Use (TOU)) ซึ่งมีอัตราค่าไฟฟ้าในช่วงเวลา Peak เท่ากับ 5.7982 บาทต่อหน่วย และช่วงเวลา Off Peak เท่ากับ 2.6369 บาทต่อหน่วย (สำหรับแรงดันไฟฟ้าน้อยกว่า 22 kV) โดยมีเงื่อนไขคือ กำหนดขนาดกำลังติดตั้งของสถานีอัดประจุไฟฟ้าสูงสุดต้องไม่เกินขนาดหม้อแปลง 250 kVA (2) อัตราค่าไฟฟ้าแบบคงที่ตลอดทั้งวัน มีค่าเท่ากับอัตราค่าพลังงานไฟฟ้า ช่วงเวลา Off Peak ของผู้ใช้ไฟฟ้าตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบันประเภท 2.2 กิจการขนาดเล็ก อัตราตามช่วงเวลา (Time Of Use (TOU)) หรือเท่ากับ 2.6369 บาทต่อหน่วย (สำหรับแรงดันไฟฟ้าน้อยกว่า 22 kV) โดยมีเงื่อนไขคือ การใช้ไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้ามีความสำคัญลำดับรอง (Low Priority) เมื่อเปรียบเทียบกับการใช้ไฟฟ้าเพื่อวัตถุประสงค์ทั่วไป และสามารถควบคุม ปรับลด หรือตัดการใช้ไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้าได้ เมื่อมีข้อจำกัดด้านความจุไฟฟ้าของระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Grid Capacity) เพื่อไม่ให้มีผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้ารายอื่น และรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามข้อปฏิบัติทางเทคนิคของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายตามพื้นที่รับผิดชอบ
มติของที่ประชุม
1. รับทราบรายงานการศึกษาความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับระบบขนส่งสาธารณะ และการศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า
2. เห็นชอบแนวทางการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าแบบคงที่ตลอดทั้งวัน มีค่าเท่ากับอัตราค่าพลังงานไฟฟ้า ช่วงเวลา Off Peak ของผู้ใช้ไฟฟ้าตาม โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบันประเภท 2.2 กิจการขนาดเล็ก อัตราตามช่วงเวลา (Time Of Use (TOU)) หรือเท่ากับ 2.6369 บาทต่อหน่วย (สำหรับแรงดันไฟฟ้าน้อยกว่า 22 kV) โดยอัตราดังกล่าวต้องใช้กับเงื่อนไขการบริหารจัดการแบบ Low Priority หรือการใช้ไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้ามีความสำคัญลำดับรอง เมื่อเปรียบเทียบกับการใช้ไฟฟ้าเพื่อวัตถุประสงค์ทั่วไป และสามารถควบคุม ปรับลด หรือตัดการใช้ไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้าได้ เมื่อมีข้อจำกัดด้านความจุไฟฟ้าของระบบจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อไม่ให้มีผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้ารายอื่น และรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามข้อปฏิบัติทางเทคนิคของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายตามพื้นที่รับผิดชอบ และใช้เป็นระยะเวลา 2 ปี หรือจนกว่าจะมีประกาศโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ได้กำหนดให้ภาคประชาชนมีส่วนร่วมในการให้ข้อเสนอแนะต่อรัฐอย่างเป็นทางการ ในรูปของคณะที่ปรึกษาหรือคณะกรรมการของภาคประชาสังคม ให้เป็นหนึ่งในประเด็นปฏิรูปที่ 3 ปฏิรูปการสร้างธรรมาภิบาลในทุกภาคส่วน ซึ่งบรรจุอยู่ในแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน โดยให้แต่งตั้งคณะกรรมการของภาคประชาสังคม ภายใต้คำสั่งของรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน มีอำนาจหน้าที่ ให้คำปรึกษาและข้อเสนอแนะเชิงนโยบายต่อคณะกรรมการแต่ละชุดของกระทรวงพลังงาน ติดตามการดำเนินงานตามนโยบายและรับทราบปัญหาพร้อมให้ข้อเสนอแนะในการบริหารจัดการและกำกับดูแล เพื่อเสนอมุมมองของผู้มีส่วนได้เสียภาคประชาชนและภาคผู้ประกอบการ โครงสร้างกรรมการประกอบด้วยตัวแทนผู้มีส่วนได้เสีย (Stake Holders) 3 ฝ่าย คือ (1) ผู้ใช้/ผู้บริโภคพลังงาน (2) ตัวแทนองค์กรผู้ผลิต/ผู้จำหน่ายพลังงาน (3) นักวิชาการ/ผู้เชี่ยวชาญ/ผู้ทรงคุณวุฒิ การได้มาของคณะกรรมการให้เป็นไปตามความเหมาะสม โดยแต่งตั้งคณะกรรมการสรรหาเพื่อมาดำเนินการดังกล่าว ซึ่งคณะกรรมการสรรหา ประกอบด้วยกรรมการจากแต่ละภาคส่วน ดังนี้ (1) ผู้ใช้/ผู้บริโภคพลังงานมีสัดส่วน 3 คน (2) ผู้ผลิต/ผู้จำหน่ายพลังงาน มีสัดส่วน 3 คน (3) ภาควิชาการ มีสัดส่วน 3 คน และ (4) กรรมการหรือผู้ที่ได้รับมอบหมายจากคณะกรรมการด้านพลังงานแต่ละชุด มีสัดส่วน 2 คน โดยให้กรรมการสรรหาไปกำหนดวิธีการได้มาขอตัวแทนผู้มีส่วนได้เสีย โดยเปิดโอกาสให้สมัครหรือเสนอชื่อเป็นการทั่วไป
2. เมื่อวันที่ 28 มกราคม 2563 กระทรวงพลังงานได้มีประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง การเสนอชื่อบุคคลเพื่อรับการคัดเลือกเป็นกรรมการสรรหากรรมการภาคประชาสังคมของกระทรวงพลังงาน โดยคณะกรรมการสรรหาฯ มีองค์ประกอบ คือ (1) ผู้แทนองค์กรผู้ใช้/ผู้บริโภคพลังงาน จำนวน 3 คน (2) ผู้แทนผู้ผลิต/ผู้จำหน่ายพลังงาน จำนวน 3 คน (3) ภาควิชาการ จำนวน 3 คน (4) ผู้ที่ได้รับมอบหมายจากคณะกรรมการด้านต่างๆ ของกระทรวงพลังงาน จำนวน 2 คน ทั้งนี้ คณะกรรมการด้านพลังงาน หมายถึง กรรมการด้านพลังงานระดับประเทศที่มีการแต่งตั้งขึ้นตามกฎหมาย เช่น คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) คณะกรรมการ ปิโตรเลียม และคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (กทอ.) ซึ่งกรรมการสรรหามีอำนาจหน้าที่กำหนดวิธีการและหลักเกณฑ์การสรรหาคณะกรรมการของภาคประชาสังคม คัดเลือกบุคคลที่สมควรได้รับการเสนอชื่อเป็นกรรมการ ต่อมาสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เพื่อขอให้ สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการของคณะกรรมการด้านพลังงานระดับประเทศ พิจารณามอบหมายผู้แทนจากคณะกรรมการแต่ละชุด เพื่อร่วมเป็นกรรมการสรรหาตามประกาศกระทรวงพลังงาน เนื่องจากกรรมการด้านพลังงานระดับประเทศอยู่ในความรับผิดชอบของ สนพ. จำนวน 3 คณะ (กพช. กบง. และ กทอ.) และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ 1 คณะ (คณะกรรมการปิโตรเลียม) ทั้งนี้ ในส่วนของ สนพ. จึงขอนำเสนอ กบง. พิจารณามอบหมายผู้ที่มีคุณสมบัติตามประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง การเสนอชื่อบุคคลเพื่อรับการคัดเลือกเป็นกรรมการสรรหากรรมการภาคประชาสังคม ของกระทรวงพลังงาน เข้าร่วมเป็นกรรมการสรรหาฯ จำนวน 1 คน
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเป็นผู้แทนของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อเป็นกรรมการสรรหากรรมการภาคประชาสังคมของกระทรวงพลังงาน
เรื่องที่ 11. แนวทางการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแนวทางส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล ดังนี้ (1) เห็นชอบการขยายส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 2 บาทต่อลิตร และลดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 3 บาทต่อลิตร โดยให้เริ่มดำเนินการได้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 เป็นต้นไป (2) เห็นชอบการบังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 โดยให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นทางเลือก ต่อมาเมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยที่ 1.85 บาทต่อลิตร
2. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2562 คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ได้ออกประกาศปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ตามมติ กพช. มีผลให้ส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 2 บาทต่อลิตร และส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 3 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้กำหนดแนวทางส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล ดังนี้ (1) 1 ตุลาคม 2562 ขอความร่วมผู้มือค้าน้ำมันให้เพิ่มปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี10 ในสถานีบริการ (2) 18 ตุลาคม 2562 ประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพไบโอดีเซลเหลือชนิดเดียว (3) 1 มกราคม 2563 ขอความร่วมมือให้ทุกคลังของผู้ค้าน้ำมันมีการผลิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และ (4) 1 มีนาคม 2563 ขอความร่วมมือให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 มีจำหน่ายในสถานีบริการทุกสถานี
3. ปัญหาในการดำเนินงาน ได้แก่ (1) ส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วยังไม่จูงใจให้ผู้บริโภคเปลี่ยนมาใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ส่งผลให้ปริมาณการใช้น้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วและไบโอดีเซล ยังไม่เป็นไปตามแผนที่กำหนด โดย ณ วันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2563 มีปริมาณการใช้ ดังนี้ (1) น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 อยู่ที่ประมาณ 57 ล้านลิตรต่อวัน สูงกว่าแผนที่กำหนดไว้ที่ 5 ล้านลิตรต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 82 ของการใช้น้ำมันดีเซลทั้งหมด (2) น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 การใช้มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น แต่ยังต่ำกว่าแผนที่กำหนดไว้มาก โดยปัจจุบันอยู่ที่ 4.7 ล้านลิตรต่อวัน ต่ำกว่าแผนที่กำหนดไว้ที่ 57 ล้านลิตรต่อวัน (3) น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อยู่ที่ 7.2 ล้านลิตรต่อวัน สูงกว่าแผนที่กำหนดไว้ที่ไม่เกิน 5 ล้านลิตรต่อวัน (4) ไบโอดีเซล (บี 100) อยู่ที่ 5.9 ล้านลิตรต่อวัน กว่าแผนที่กำหนดไว้ที่ 7.1 ล้านลิตรต่อวัน (2) ปัจจุบัน ธพ. ไม่มีหลักเกณฑ์ที่เหมาะสมในการติดตามค่าการตลาดน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วรายผลิตภัณฑ์ เพื่อติดตามราคาขายปลีกให้เหมาะสม และค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ปัจจุบันอยู่ในระดับใกล้เคียงกัน ทำให้ผู้ประกอบการไม่มีแรงจูงใจในการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ส่งผลให้ปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ไม่เป็นไปตามแผนที่กำหนด
4. ข้อเสนอฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรส่งเสริมให้มีปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เพิ่มขึ้น โดยปรับส่วนต่างราคาขายปลีก ดังนี้ (1) ขยายส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เพิ่มขึ้นจากปัจจุบันที่ 2 บาทต่อลิตร เป็น 3 บาทต่อลิตร และลดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี10 เพิ่มขึ้นจากปัจจุบันที่ 1 บาทต่อลิตร เป็น 0.50 บาทต่อลิตร (2) ปรับปรุงค่าการตลาดที่เหมาะสมของน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วรายผลิตภัณฑ์ โดยกำหนดให้ค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 สูงกว่าค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และ บี20 เพื่อสร้างแรงจูงใจให้ผู้ประกอบการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 โดยยังคงค่าการตลาดเฉลี่ยของทุกผลิตภัณฑ์อยู่ที่ระดับ 1.85 บาทต่อลิตร ตามมติ กบง. วันที่ 20 เมษายน 2561 ดังนี้ ค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 1.50 บาทต่อลิตร ค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 1.85 บาทต่อลิตร และค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 1.55 บาทต่อลิตร
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบขยายส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 3 บาทต่อลิตร และลดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ที่ 0.50 บาทต่อลิตร
2. เห็นชอบค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม ดังนี้
3. เห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ให้สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ข้อ 1 และ 2 โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มีนาคม 2563
กบง.ครั้งที่ 7/2562 (ครั้งที่14) วันจันทร์ที่ 23 ธันวาคม พ.ศ. 2562
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 7/2562 (ครั้งที่ 14)
วันจันทร์ที่ 23 ธันวาคม พ.ศ. 2562 เวลา 09.30 น.
1. การปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันเบนซิน
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายเพทาย หมุดธรรม)
รักษาราชการแทน ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน
เรื่องที่ 1 การปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันเบนซิน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และน้ำมันเบนซินออกเทน 91 ดังนี้ (1) เบนซินออกเทน 95 เท่ากับ ราคาน้ำมันเบนซินอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชียบวกค่าพรีเมียม ที่ 60 องศาฟาเรนไฮต์ คูณด้วยอัตราแลกเปลี่ยนหารด้วย 158.984 โดยที่ค่าพรีเมียม ประกอบด้วย ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน 2.46 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือขนาด LR1 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) ค่าขนส่งทางท่อ (ศรีราชา – กรุงเทพฯ) ค่าประกันภัย ร้อยละ 0.084 ของ C&F ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF และค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และ (2) เบนซินออกเทน 91 เท่ากับ ราคาน้ำมันเบนซินอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชียบวกค่าพรีเมียม 60 องศาฟาเรนไฮต์ คูณด้วยอัตราแลกเปลี่ยนหารด้วย 158.984 โดยที่ค่าพรีเมียมประกอบด้วย ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน 0.26 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือขนาด LR1 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) ค่าขนส่งทางท่อ (ศรีราชา – กรุงเทพฯ) ค่าประกันภัย ร้อยละ 0.084 ของ C&F ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF และค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล
2. ราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันเบนซิน ประกอบด้วย ราคาน้ำมันเบนซินอ้างอิงราคากลาง ของตลาดภูมิภาคเอเชีย คำนวณจากหลักการเสมอภาคการนำเข้า (Import Parity) จากตลาดกลางภูมิภาคเอเชีย (ประเทศสิงคโปร์) ซึ่งปัจจุบันอ้างอิงด้วยราคา MOPS (Mean of Platts Singapore) Gasoline 95 Unl และค่าพรีเมียม โดยมีส่วนประกอบหลักสองส่วน คือ (1) ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน และ (2) ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (ประกอบด้วย ค่าขนส่ง ค่าประกันภัย ค่าสูญเสีย และค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง) และบริษัท S&P Global Platts เป็นองค์กรที่ประกาศราคาน้ำมันเบนซินอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย ได้มีประกาศปรับคุณลักษณะของน้ำมันเบนซิน 92 (MOPS Gasoline 92 Unl) น้ำมันเบนซิน 95 (MOPS Gasoline 95 Unl) และน้ำมันเบนซิน 97 (MOPS Gasoline 97 Unl) ต่อมาเมื่อวันที่ 1 กรกฎาคม 2562 โดยปรับลดปริมาณกำมะถัน (Sulphur) ความดันไอ (Reid Vapor Pressure) จุดเดือดสุดท้าย (Final Boiling Point) อะโรมาติก (Aromatics) และโอเลฟิน (Olefins) ซึ่งการประกาศปรับคุณลักษณะดังกล่าวยังคงมีคุณสมบัติของน้ำมันบางรายการไม่เป็นไปตามมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเบนซินของประเทศไทย ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันเบนซิน พ.ศ. 2562 และเนื่องจาก การกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันเบนซินของประเทศไทยมีคุณภาพสูงกว่ามาตรฐานน้ำมันที่ซื้อขาย ในตลาดภูมิภาคเอเชีย ซึ่งอ้างอิงจาก S&P Global Platts ทั้งนี้ คุณลักษณะของน้ำมันเบนซินของตลาดภูมิภาคเอเชียที่เปลี่ยนแปลง ส่งผลต่อการคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันเบนซินในส่วนของค่าปรับคุณภาพน้ำมัน เพื่อให้ได้มาตรฐาน EURO 4 ตามประกาศของ ธพ. ต่อมาเมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2554 กบง. ได้กำหนดให้มีค่าต้นทุนส่วนเพิ่ม EURO 4 ของน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และออกเทน 91 ที่ระดับ 2.46 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และเมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 ได้มีมติเห็นชอบให้ค่าต้นทุนส่วนเพิ่ม EURO 4 ดังกล่าวเป็นค่าปรับคุณภาพน้ำมันตามหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันเบนซินในปัจจุบัน โดยกำหนดให้ค่าปรับคุณภาพน้ำมันของน้ำมันเบนซินออกเทน 95 อยู่ที่ 2.46 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และค่าปรับคุณภาพน้ำมันของน้ำมันเบนซินออกเทน 91 อยู่ที่ 0.26 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล
3. เพื่อให้หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันเบนซินสะท้อนต้นทุนตามปัจจุบัน ซึ่งมีการปรับคุณลักษณะของน้ำมันเบนซินของตลาดภูมิภาคเอเชีย ในขณะที่โรงกลั่นน้ำมันในประเทศยังต้องปรับปรุงคุณลักษณะของน้ำมันเบนซินบางรายการให้ตรงตามมาตรฐานคุณภาพน้ำมันของประเทศ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ไปปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันเบนซิน โดยให้ สนพ. ขอข้อมูลโรงกลั่นน้ำมัน ดังนี้ (1) ค่าปรับคุณภาพน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และออกเทน 91 ซึ่งครอบคลุมถึงต้นทุนส่วนเพิ่มการผลิตน้ำมัน ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันเบนซินพื้นฐาน พ.ศ. 2562 และประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันเบนซิน พ.ศ. 2562 (2) ค่าพรีเมียมของน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และออกเทน 91 ซึ่งประกอบด้วย ค่าขนส่งทางเรือ (สิงคโปร์ – ศรีราชา) ค่าขนส่งทางท่อ (ศรีราชา - กรุงเทพฯ) ค่าประกันภัย ค่าสูญเสีย และค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง และ (3) ปริมาณจำหน่าย และราคาขายส่งเฉลี่ยหน้าโรงกลั่น (บางจาก ศรีราชา ระยอง) ของน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละผลิตภัณฑ์ที่จำหน่ายภายในประเทศและส่งออกต่างประเทศทุกวัน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2562 เป็นต้นไป ทั้งนี้ ให้โรงกลั่นน้ำมันส่งข้อมูลให้ สนพ. ภายใน7 วัน นับตั้งแต่วันที่ได้รับหนังสือ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการให้มีการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันเบนซิน และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ไปดำเนินการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันเบนซินต่อไป
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานดำเนินการขอข้อมูลโรงกลั่นน้ำมัน เพื่อใช้ในปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันเบนซิน ดังนี้
2.1 ค่าปรับคุณภาพน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และออกเทน 91 ซึ่งครอบคลุมถึงต้นทุนส่วนเพิ่มการผลิตน้ำมัน ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันเบนซินพื้นฐาน พ.ศ. 2562 และประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันเบนซิน พ.ศ. 2562
2.2 ค่าพรีเมียมของน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และออกเทน 91 ซึ่งประกอบด้วย 1) ค่าขนส่งทางเรือ (สิงคโปร์ – ศรีราชา) 2) ค่าขนส่งทางท่อ (ศรีราชา – กรุงเทพฯ) 3) ค่าประกันภัย 4) ค่าสูญเสีย และ 5) ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง
2.3 ปริมาณจำหน่าย และราคาขายส่งเฉลี่ยหน้าโรงกลั่น (บางจาก ศรีราชา ระยอง) ของน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละผลิตภัณฑ์ที่จำหน่ายภายในประเทศและส่งออกต่างประเทศทุกวัน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2562 เป็นต้นไป
ทั้งนี้ ให้โรงกลั่นน้ำมันส่งข้อมูลให้ สนพ. ภายในวันที่ 7 มกราคม 2563
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ด้านการบริหารจัดการพลังงาน ประเด็นการปฏิรูปที่ 3 ปฏิรูปการสร้างธรรมาภิบาลในทุกภาคส่วน แนวทาง 4 ส่งเสริมและสร้างธรรมาภิบาลในการบริหารจัดการทุกองค์กร โดยการสร้างระบบธรรมาภิบาลในการดำเนินกิจการของผู้ประกอบการ ซึ่งได้เสนอให้รัฐบาลกำหนดนโยบายส่งเสริมวิสาหกิจเพื่อสังคมเพื่อยกระดับคุณภาพชีวิตชุมชน โดยภาคอุตสาหกรรมและกิจการพลังงาน และให้เริ่มนำร่องในพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง และการปฏิรูปรูปแบบของการจัดกิจกรรมทางสังคมของผู้ประกอบการ โดยดำเนินการเป็นองค์รวมในรูปแบบของกิจการวิสาหกิจเพื่อสังคมจะตอบสนองความต้องการของชุมชนอย่างทั่วถึง โดยจดทะเบียนตั้งเป็นบริษัทจำกัด (วิสาหกิจเพื่อสังคม) และมีมาตรการสนับสนุนในรูปแบบต่าง ๆ จากรัฐ โดยการจัดตั้งบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคม เพื่อทำหน้าที่ประสานเชื่อมโยงและขับเคลื่อนให้เกิดการซื้อขายสินค้า (Matching) ระหว่างผู้ผลิต (Supply) คือวิสาหกิจชุมชน ผู้บริโภค (Demand) คือ โรงงาน พนักงาน และประชาชนรวมทั้งนักท่องเที่ยวในพื้นที่ ทั้งนี้ เพื่อสร้างรายได้แก่วิสาหกิจชุมชนและทำหน้าที่พัฒนายกระดับมาตรฐานสินค้าของวิสาหกิจชุมชน โดยบริษัทวิสาหกิจนี้ได้รับการสนับสนุนจัดตั้งโดยกลุ่มผู้ประกอบการอุตสาหกรรม และบริหารจัดการร่วมกันโดยกลุ่มผู้ประกอบการอุตสาหกรรมและวิสาหกิจชุมชน และเพื่อให้บริษัทดำเนินกิจกรรมในการสนับสนุนการซื้อขายและการพัฒนามาตรฐานสินค้าชุมชนให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ของกลุ่มผู้ประกอบการอุตสาหกรรมและของวิสาหกิจชุมชนอย่างแท้จริง โดยไม่ต้องพึ่งพางบประมาณของภาครัฐและไม่เป็นภาระต่อภาครัฐในการกำกับดูแล ซึ่งการมีวิสาหกิจเพื่อสังคมดังกล่าวจะสนับสนุนให้เกิดการบูรณาการร่วมกัน (Integration) ระหว่างกลุ่มผู้ประกอบการอุตสาหกรรมและกลุ่มวิสาหกิจชุมชน และยังเป็นการเสริมความเข้มแข็งให้กับโครงการ CSR ที่กลุ่มผู้ประกอบการอุตสาหกรรม
2. กองยุทธศาสตร์และแผนงาน สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (กยผ.สป.พน.) ได้มอบหมาย ให้มูลนิธิเพื่อสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (สถาบันฯ) ดำเนินงานโครงการศึกษาการบริหารจัดการและพัฒนาอุตสาหกรรมปิโตรเลียมนำร่องในพื้นที่มาบตาพุด โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อศึกษาแนวทางการสร้างความยอมรับและความเข้าใจของประชาชนในพื้นที่ เพื่อลดอุปสรรคในการพัฒนา โดยใช้แนวทางความรับผิดชอบต่อธุรกิจสังคม ประกอบการศึกษาความเป็นไปได้ในการจัดตั้งบริษัทส่งเสริมวิสาหกิจเพื่อสังคม นำร่องในพื้นที่ มาบตาพุด การดำเนินงานโครงการฯ มีระยะเวลา 10 เดือน ตั้งแต่เดือนเมษายน 2562 ถึง กุมภาพันธ์ 2563 และกยผ.สป.พน. ได้ยกร่างคำสั่งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่ ../ 2562 เรื่อง แต่งตั้ง คณะอนุกรรมการศึกษาความเหมาะสมการจัดตั้งบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคมและการขับเคลื่อนการดำเนินการวิสาหกิจเพื่อสังคมในพื้นที่มาบตาพุด มีองค์ประกอบทั้งสิ้น 12 คน มีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการ มีผู้แทนสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงานและผู้แทนการนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย เป็นอนุกรรมการและเลขานุการร่วม โดยมีหน้าที่และอำนาจในการยกร่างการดำเนินการและขับเคลื่อนการดำเนินการโครงการและนำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อขอมติสนับสนุนการดำเนินโครงการนำร่องบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคมมาบตาพุด โดยหลังจากแต่งตั้งคณะอนุกรรมการศึกษาความเหมาะสมการจัดตั้งบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคมและการขับเคลื่อนการดำเนินการวิสาหกิจเพื่อสังคมในพื้นที่มาบตาพุดสำเร็จ คณะอนุกรรมการฯ จะมีหน้าที่พิจารณาผลการศึกษาและกำหนดแนวทางดำเนินการ มาตรการสนับสนุนและแผนปฏิบัติการเพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ขอความเห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการศึกษาความเหมาะสมการจัดตั้งบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคมและการขับเคลื่อนการดำเนินการวิสาหกิจเพื่อสังคมในพื้นที่มาบตาพุด
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน ปรับปรุงร่างคำสั่งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการศึกษาความเหมาะสมการจัดตั้งบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคมและการขับเคลื่อนการดำเนินการวิสาหกิจเพื่อสังคมในพื้นที่มาบตาพุด โดยปรับปรุงขอบเขตการดำเนินงานให้อยู่ในอุตสาหกรรมด้านพลังงานและปิโตรเคมี ทั้งในและนอกเขตนิคมอุตสาหกรรมและให้นำเสนอคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงานพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติรับทราบ การเปลี่ยนการช่วยเหลือ กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ในโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน ที่บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้การช่วยเหลืออยู่เดิม มาเป็นการให้ความช่วยเหลือผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดยการให้ส่วนลดการซื้อก๊าซหุงต้ม จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2562
2. เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2562 กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้มีหนังสือถึง บริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) เพื่อขอขยายระยะเวลาการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอย ที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ต่อไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2563 และเมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอย ที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ต่อไปอีก 3 เดือน จากเดิมตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2562 เป็นตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2563 ทั้งนี้ หากกรมบัญชีกลางมีการพัฒนาแอปพลิเคชั่น “ถุงเงินประชารัฐ” เสร็จ โดยร้านค้าก๊าซสามารถรับบัตรสวัสดิการแห่งรัฐให้ส่วนลดในการซื้อก๊าซหุงต้มเรียบร้อยแล้ว จึงให้ยกเลิกการช่วยเหลือของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง.ครั้งที่ 6/2562 (ครั้งที่13) วันพุธที่ 4 ธันวาคม พ.ศ. 2562
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 6/2562 (ครั้งที่ 13)
วันพุธที่ 4 ธันวาคม พ.ศ. 2562 เวลา 09.30 น.
1. รายงานความก้าวหน้าของสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. และ กฟผ.(Global DCQ)
2. แนวทางการผลักดันให้ประเทศไทยเป็นศูนย์กลาง การซื้อ-ขาย LNG ของภูมิภาค (Regional LNG Hub)
3. โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
5. การศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า
6. การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลเพื่อใช้ผสมเป็นดีเซลหมุนเร็ว
7. ปรับปรุงคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
8. นโยบายมอบของขวัญปีใหม่ (ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม) ให้กับผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ
9. การปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1.รายงานความก้าวหน้าของสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. และ กฟผ.(Global DCQ)
สรุปสาระสำคัญ
1เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาเรื่อง การนำเข้า LNG ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และได้มีมติ ดังนี้ (1) รับทราบแนวทางการบริหารจัดการการนำเข้า LNG ของ กฟผ. เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ที่ กฟผ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เสนอ ภายใต้การกำกับของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (2) รับทราบข้อเสนอของ กฟผ. และ ปตท. ที่จะร่วมกันบริหารจัดการไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ภายใต้การกำกับของ กกพ. แทนการลงนาม MOU และความก้าวหน้าของการเจรจา Global DCQ ที่จะดำเนินการแล้วเสร็จภายในปี 2562(3) เห็นชอบให้ กฟผ. จัดหา LNG แบบ Spot ปริมาณไม่เกิน 200,000 ตัน สำหรับการทดสอบระบบส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดยมอบหมายให้ กกพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ กฟผ. ไปพิจารณาความเหมาะสม ทั้งด้านปริมาณ และช่วงเวลาในการจัดหา LNG แบบ Spot สำหรับการทดสอบระบบ แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป (4) มอบหมายให้ กฟผ. ไปเจรจาหาข้อยุติในการนำเข้า LNG กับ บริษัท PETRONAS LNG Ltd. โดยไม่ให้มีเกิดการเรียกร้องค่าเสียหายหรือค่าใช้จ่ายใดๆ ตามเงื่อนไขที่กำหนดไว้ในเอกสารเชิญชวนยื่นข้อเสนอ (Request for Proposal: RFP) (5) มอบหมายให้ ปตท. และ กฟผ. ไปบริหารจัดการ การใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. ให้เหมาะสมและเกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ และ (6) มอบหมายให้ สนพ. และ กกพ. ไปทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
2. การเจรจาสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่าง ปตท. และ กฟผ. (Global DCQ) เป็นสัญญาเพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. เพื่อให้เกิดความมั่นคงและความยืดหยุ่นสำหรับการจัดหาเชื้อเพลิงก๊าซฯ โดยเสรีที่ไม่มีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้า ภายใต้แผนความต้องการใช้ก๊าซฯ ของประเทศ โดยสัญญากำหนดปริมาณความต้องการใช้ก๊าซฯ เฉลี่ยรายวัน (DCQ) ซึ่ง ปตท. และ กฟผ. ได้หารือร่วมกันในประเด็นในสัญญา Global DCQ ที่ยังไม่ได้ข้อยุติ 4 ประเด็น ได้แก่ (1) การเรียกรับก๊าซและการเปลี่ยนแปลงการเรียกรับก๊าซ (Re-Nomination) (2) การกำหนดบทปรับ กรณีการใช้ก๊าซไม่สมดุลในแต่ละวัน (Imbalance) (3) การขาดส่งก๊าซธรรมชาติของบุคคลที่สาม และ (4) เงื่อนไขการใช้ก๊าซขั้นต่ำ (Minimum Take) ทั้งนี้ ใน 4 ประเด็นข้างต้น กกพ. จะพิจารณาภายใต้หลักการให้เกิดความมั่นคงทางพลังงาน ความเป็นธรรมต่อทุกภาคส่วน และไม่ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้า ภายหลังการเจรจาทั้ง 4 ประเด็นแล้วเสร็จ สัญญา Global DCQ จะต้องผ่านกระบวนการพิจารณาจากคณะกรรมการ กฟผ. อัยการสูงสุด กบง. และ กพช. ตามลำดับ ทำให้ไม่สามารถลงนามสัญญา Global DCQ ให้แล้วเสร็จภายในปี 2562 จึงจำเป็นต้องต่ออายุสัญญาชั่วคราวไปก่อนอีก 1 ปี หรือจนกว่าจะลงนาม Global DCQ แล้วเสร็จ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2. แนวทางการผลักดันให้ประเทศไทยเป็นศูนย์กลาง การซื้อ-ขาย LNG ของภูมิภาค (Regional LNG Hub)
สรุปสาระสำคัญ
1. บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้รับมอบหมายจากคณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ให้ศึกษาความเป็นไปได้ในการพัฒนาประเทศไทยให้เป็น Regional LNG Hub และให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ ปตท. กำหนด Roadmap การพัฒนาประเทศไทยให้เป็น Regional LNG Hub ภายในปี 2562 ต่อมาเมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2562 คณะอนุทำงานขับเคลื่อนประเด็นปฏิรูปพลังงานด้านปิโตรเลียมและปิโตรเคมี ภายใต้คณะทำงานพิเศษประสานเชื่อมโยงคณะกรรมการยุทธศาสตร์ชาติและคณะกรรมการปฏิรูปประเทศของกระทรวงพลังงาน ได้รับทราบผลการศึกษาการพัฒนา Regional LNG Hub ในประเทศไทย ซึ่งรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน มีนโยบายที่จะผลักดันให้ประเทศไทยเป็นศูนย์กลางด้านพลังงานในภูมิภาคอาเซียน โดยใช้ความได้เปรียบทางยุทธศาสตร์ของที่ตั้งของประเทศและการผลักดันเชิงนโยบาย เพื่อให้ประเทศไทยเป็นศูนย์กลางด้านไฟฟ้าและศูนย์กลาง LNG
2. การพัฒนาประเทศไทยให้เป็นศูนย์กลางการซื้อ-ขาย LNG ในภูมิภาค (Regional LNG Hub) เพื่อให้เป็นตลาดที่ผู้ซื้อและผู้ขายมารวมตัวเพื่อทำการแลกเปลี่ยนซื้อ-ขาย LNG โดยใช้ประโยชน์จาก LNG Terminal Infrastructure ที่มีอยู่หลายแห่งในภาคตะวันออก โดยประเทศไทยมีศักยภาพที่จะพัฒนาให้เป็น Regional LNG Hub เนื่องจากมีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่อยู่ในระดับสูง ประกอบกับประเทศไทยตั้งอยู่ ในตำแหน่งที่เป็นศูนย์กลางของประเทศที่มีความต้องการ LNG มีโครงสร้างพื้นฐานรองรับโดยสามารถให้บริการต่างๆ ได้อย่างหลากหลาย เช่น การให้บริการขนถ่ายและกักเก็บ LNG การให้บริการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซธรรมชาติ และการให้บริการเพื่อนำ LNG ไปใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตกระแสไฟฟ้า เป็นต้น โดยปัจจัยส่งเสริม/ผลักดันในการพัฒนา Regional LNG Hub ได้แก่ การเพิ่ม Flexibility ในการบริหารจัดการ LNG เพื่อเป็นพื้นฐานที่สำคัญสำหรับการพัฒนาเศรษฐกิจระดับประเทศ ผ่านกลไกตลาด รองรับการเติบโตทางเศรษฐกิจและอุตสาหกรรมที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้น การใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่ให้เกิดประโยชน์สูงสุดการพัฒนาโครงข่ายก๊าซธรรมชาติและพัฒนาเป็นศูนย์กลางการซื้อ - ขาย LNG ส่วนกลุ่มลูกค้าเป้าหมายในภูมิภาคพบว่าตำแหน่งที่ตั้งของประเทศไทยเป็นศูนย์กลางการซื้อ - ขาย LNG ภายในภูมิภาค คิดเป็นประมาณ 60% ของการซื้อ-ขาย LNG ในโลก และมีแนวโน้มความต้องการใช้ LNG ที่สูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ประโยชน์ของการพัฒนา Regional LNG Hub ในประเทศไทย มีดังนี้ (1) สามารถเพิ่ม Flexibility ในการบริหารจัดการ LNG สนับสนุนการสร้างความมั่นคงทางด้านพลังงาน (2) เพิ่มการใช้ประโยชน์โครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่เดิมให้เกิดประโยชน์สูงสุด (3) ประโยชน์ต่อเศรษฐกิจและอัตราการจ้างงานของประเทศไทยโดยรวม (4) ลดภาระการส่งผ่านอัตราค่าบริการไปยังค่าไฟฟ้า และ (5) สร้างโอกาสให้เกิดความร่วมมือในระดับภูมิภาคและในระดับสากล
3. แผนการส่งเสริมและผลักดันให้เกิดการดำเนินธุรกิจ Regional LNG Hub แบ่งเป็น 3 ช่วง ดังนี้ (1) ช่วงทดสอบกิจกรรม (ไตรมาสที่ 1 ปี 2563) โดยทดสอบระบบการให้บริการต่าง ๆ และทำการตลาด/สื่อความกับผู้ค้า LNG เพื่อให้เข้ามาใช้บริการ (2) ช่วงเริ่มดำเนินการ (ไตรมาสที่ 2-3 ปี 2563) โดยเริ่มทดลองค้าขาย LNG เชิงพาณิชย์ ทบทวนกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง และสร้างความร่วมมือระหว่างประเทศ ในระดับภูมิภาคและในระดับสากลร่วมกับภาครัฐ และ (3) ช่วงดำเนินการเชิงพาณิชย์ (ไตรมาส 4 ปี 2563 และ ปี 2564 เป็นต้นไป) ไตรมาส 4 ปี 2563 ให้บริการ Regional LNG Hub เต็มรูปแบบ ส่วนปี 2563 เป็นต้นไป จะปรับปรุง Infrastructure ที่จำเป็น (เช่น สร้างถังกักเก็บ LNG เพิ่มเติม และ/หรือ ปรับปรุงท่าเรือ) ทั้งนี้ การผลักดันให้ประเทศไทยเป็น Regional LNG Hub จำเป็นต้องได้รับการสนับสนุนจากภาครัฐ และหน่วยงานต่างๆ โดยประเด็นที่เกี่ยวข้องกับกระทรวงพลังงาน ได้แก่ (1) การซื้อ-ขาย LNG เพื่อให้ประเทศไทยเป็น LNG Hub ในเชิงพาณิชย์ ควรศึกษาแนวทางดำเนินการให้เกิดความชัดเจน และไม่กระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงาน (2) ขยายการให้บริการของ LNG Terminal ที่เกี่ยวข้องกับ Regional LNG Hub เพื่อรองรับกิจกรรมตาม LNG Hub เช่น การส่งออก การสำรอง เป็นต้น (3) การกำหนดอัตราค่าบริการ LNG Terminal ในส่วนที่เกี่ยวกับ LNG Hub เป็นการเพิ่ม utilization rate ของ Terminal ช่วยลดภาระผู้บริโภคในประเทศ และ (4) ควรศึกษาแนวทางดำเนินการสำหรับกรณีที่ปริมาณความต้องการ LNG ในประเทศสูงขึ้นและมีความจำเป็นต้องลงทุนโครงสร้างพื้นฐาน หรือถังเก็บ LNG เพิ่มเติม โดยพิจารณาแบ่งสัดส่วนต้นทุน (Unbundle) ให้เหมาะสม
4. เมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2562 ที่ประชุมคณะอนุทำงานฯ ด้านปิโตรเลียมและปิโตรเคมี มีมติรับทราบผลการศึกษาโดยมีข้อสังเกต สรุปได้ดังนี้ (1) ผลการศึกษาพิจารณาเฉพาะโครงสร้างพื้นฐาน Onshore Terminal ความเป็นไปได้ในการพัฒนาประเทศไทยให้เป็น Regional LNG hub ของ ปตท. ยังไม่ครอบคลุมถึงโครงสร้างพื้นฐานของประเทศทั้งหมดที่มีแผนจะดำเนินการ ซึ่งได้แก่ โครงการก่อสร้าง FSRU ของ กฟผ. (2) ในอนาคตหากสามารถพัฒนาเป็น Regional LNG hub จะต้องพิจารณาแบ่งสัดส่วนทั้งในเรื่องการแยกบัญชีก๊าซระหว่างการใช้ในประเทศ การส่งออก และขอบเขตการดำเนินงานของ ธุรกิจ LNG ที่ใช้ในประเทศเพื่อความมั่นคงกับเชิงพาณิชย์ให้ชัดเจน ทั้งนี้ ต้นทุนที่เกิดจากการลงทุนพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานเพิ่มเติม จะไม่ถูกส่งผ่านไปยังผู้ใช้ก๊าซในประเทศ เพราะเป็นต้นทุนในส่วนการค้าเชิงพาณิชย์ และ (3) ควรมีการศึกษาเพิ่มเติมโดยเปรียบเทียบกับประเทศอื่น ๆ ในภูมิภาค นอกเหนือจากประเทศสิงคโปร์ เพียงประเทศเดียว เช่น ประเทศเวียดนาม และฟิลิปปินส์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3. โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ซึ่งมีหลักการในการส่งเสริมให้ชุมชนมีส่วนร่วมในการผลิต ใช้ และจำหน่ายไฟฟ้า อย่างยั่งยืน ให้ชุมชนมีส่วนร่วมเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้า ส่งเสริมโรงไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนตามศักยภาพเชื้อเพลิงและสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ สร้างความมั่นคงระบบไฟฟ้าในพื้นที่ ลดภาระการลงทุนของภาครัฐในการสร้างระบบส่ง และระบบจำหน่ายไฟฟ้า ส่งเสริมเศรษฐกิจฐานรากให้มีรายได้ โดยชุมชนได้รับผลตอบแทนจากการจำหน่ายเชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียนจากวัสดุทางการเกษตรและการจำหน่ายไฟฟ้า และสร้างการยอมรับของชุมชนในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าของประเทศ โดยเป้าหมายเป็นพื้นที่ที่มีศักยภาพพลังงานหมุนเวียนทั่วประเทศที่สามารถส่งเสริมให้เกิดโรงไฟฟ้าชุมชน และสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่นั้น ๆ มีระบบส่งและระบบจำหน่ายที่สามารถรองรับไฟฟ้าที่ผลิตจากโรงไฟฟ้าชุมชนได้ ต่อมาเมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 กพช. ได้มีมติเห็นชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และเห็นชอบให้นำความเห็นของ กพช. ไปพิจารณาประกอบการจัดทำรายละเอียดโครงการฯ เช่น (1) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนควรผลิตไฟฟ้าให้ชุมชนได้อย่างมีเสถียรภาพ และไม่เป็นภาระต่อระบบ โดยอาจเป็นโรงไฟฟ้าแบบผสมผสานหลายเชื้อเพลิง (Hybrid) และพิจารณาการนำระบบกักเก็บพลังงานเข้ามาช่วยเสริมความมั่นคง (2) เน้นผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในชุมชนให้มากที่สุดและให้มีไฟฟ้าส่วนเกินเหลือขายเข้าระบบน้อยที่สุด โดยต้องมีอัตราการรับซื้อที่เหมาะสมไม่กระทบค่าไฟฟ้าโดยรวม (3) ควรพิจารณากรอบวัตถุประสงค์และกฎระเบียบการใช้เงินจากกองทุนต่าง ๆ ที่จะนำมาใช้สนับสนุนในโครงการให้เหมาะสม (4) พิจารณาการนำวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาใช้เป็นเชื้อเพลิง (5) ควรกำหนดขั้นตอนและหลักเกณฑ์การพิจารณาโครงการให้มีความชัดเจน โปร่งใส และเป็นธรรม โดยเฉพาะขั้นตอนการคัดเลือก และ(6) ควรกำหนดแนวทางและมาตรการเชิงรุกในการป้องกันและบรรเทาผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากการดำเนินโครงการเพื่อป้องกันปัญหาที่อาจเกิดขึ้นต่อชุมชนรอบโครงการ พร้อมทั้งมอบหมาย กบง. ดำเนินการจัดทำรายละเอียดในการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยมีองค์ประกอบ 17 คน มีปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นประธานอนุกรรมการ ผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ และมีผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ ร่วมเป็นอนุกรรมการ ได้แก่ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย เป็นต้น โดยมีหน้าที่พิจารณาให้ความเห็น เสนอแนะ และกำหนดแนวทางการดำเนินการส่งเสริมและสนับสนุนการจัดตั้งโรงไฟฟ้าชุมชน พิจารณาและเสนอความก้าวหน้า และปัญหาอุปสรรคและนโยบายต่อการดำเนินงาน และต่อมาเมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2562 ประธานฯ กบง. ได้ลงนามในคำสั่งปรับปรุงองค์ประกอบคณะอนุกรรมการฯ
3.เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2562 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาหลักการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ดังนี้
3.1 หลักการทั่วไปใช้สำหรับการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยประเภทเชื้อเพลิงโรงไฟฟ้า ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) เชื้อเพลิงแบบผสมผสาน (Hybrid) ระหว่าง ชีวมวล และ/หรือ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และ/หรือ ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และร่วมกับพลังงานแสงอาทิตย์ได้ ทั้งนี้ ให้ติดตั้งมิเตอร์วัดพลังงานไฟฟ้าแยกแต่ละประเภทเชื้อเพลิง และแยกราคารับซื้อไฟฟ้า ซึ่งเป็นสัญญาประเภท Non-Firm สามารถใช้ระบบกักเก็บพลังงาน (ESS) ร่วมด้วยได้ และห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลช่วยในการผลิตไฟฟ้า ยกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้า ในปี 2563 จะเปิดรับซื้อไฟฟ้าปริมาณรวม 700 เมกะวัตต์ และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) โดยแบ่งเป็น (1) โครงการ Quick win เป็นโครงการที่ให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 ซึ่งเปิดโอกาสให้โรงไฟฟ้าที่ก่อสร้างแล้วเสร็จหรือใกล้จะแล้วเสร็จเข้าร่วมโครงการ และ (2) โครงการทั่วไป เปิดโอกาสให้ผู้มีความประสงค์เข้าร่วมโครงการเป็นการทั่วไป และอนุญาตให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ในปี 2564 เป็นต้นไป กรณีที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด ให้สามารถกำหนดเงื่อนไขหักหลักประกันตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ และปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายเป็นไปตามที่ประกาศรับซื้อกำหนดไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ การคัดเลือกโครงการจะดำเนินการโดยคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ที่จัดตั้งภายใต้ กพช. โดยคณะกรรมการฯ จะพิจารณาตามหลักเกณฑ์เงื่อนไขที่กำหนด และคัดเลือกเรียงตามลำดับจากโครงการที่เสนอให้ผลประโยชน์คืนสู่ชุมชนสูงสุดไปสู่ผลประโยชน์ต่ำสุด ทั้งนี้ จะพิจารณารับซื้อจากโครงการ Quick win ก่อนเป็นลำดับแรก แล้วจึงจะพิจารณารับซื้อจากโครงการทั่วไป
3.2 รูปแบบโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก มีรูปแบบการร่วมทุนประกอบด้วย 2 กลุ่ม คือ กลุ่มผู้เสนอโครงการ (ภาคเอกชนอาจร่วมกับองค์กรของรัฐ) สัดส่วนประมาณร้อยละ 60 - 90 และกลุ่มวิสาหกิจชุมชน (มีสมาชิกไม่น้อยกว่า 200 ครัวเรือน) สัดส่วนประมาณร้อยละ 10 - 40 (เป็นหุ้นบุริมสิทธิไม่น้อยกว่าร้อยละ 10 และเปิดโอกาสให้ซื้อหุ้นเพิ่มได้อีก รวมแล้วไม่เกินร้อยละ 40) มีส่วนแบ่งจากรายได้ที่เกิดจากการจำหน่ายไฟฟ้าที่ยังไม่ได้หักค่าใช้จ่ายใดๆ ให้กับกองทุนหมู่บ้านที่อยู่ในพื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นของโรงไฟฟ้าชุมชนนั้นๆ และจะต้องกำหนดเงื่อนไขการจัดสรรเงินส่วนแบ่งรายได้ที่เกิดจากการจำหน่ายไฟฟ้าของโครงการฯ ให้เป็นไปเพื่อการใช้ประโยชน์ด้านพลังงานให้กับชุมชน โดยมีอัตราส่วนแบ่งรายได้เป็นไม่ต่ำกว่า 25 สตางค์ต่อหน่วย สำหรับโรงไฟฟ้าประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และอัตราส่วนแบ่งรายได้ไม่ต่ำกว่า 50 สตางค์ต่อหน่วย สำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ Hybrid สำหรับพื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นของโรงไฟฟ้านั้น ๆ ครอบคลุมหมู่บ้านโดยรอบโรงไฟฟ้าที่อยู่ในรัศมีจากศูนย์กลางโรงไฟฟ้าเป็นระยะทาง ดังนี้ (1) 5 กิโลเมตร สำหรับโรงไฟฟ้าที่ผลิตพลังงานไฟฟ้าเกิน 5,000 ล้านกิโลวัตต์ชั่วโมงต่อปี (2) 3 กิโลเมตร สำหรับโรงไฟฟ้าที่ผลิตพลังงานไฟฟ้าเกิน 100 ล้านกิโลวัตต์ ชั่วโมงต่อปี แต่ไม่เกิน 5,000 ล้านกิโลวัตต์ชั่วโมงต่อปี และ (3) 1 กิโลเมตร สำหรับโรงไฟฟ้าที่ผลิตพลังงานไฟฟ้าไม่เกิน 100 ล้านกิโลวัตต์ชั่วโมงต่อปี ในกรณีที่มีการทับซ้อนกันของเขต พื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น เนื่องจากโรงไฟฟ้าอยู่ใกล้กันอาจรวมพื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นเข้าด้วยกันก็ได้ ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงประโยชน์ต่อการพัฒนาพื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นเป็นสำคัญ และชุมชนยังคงได้รับผลประโยชน์ตามระเบียบกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามปกติ ต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิง โดยมีสัญญารับซื้อเชื้อเพลิงในราคาประกันกับวิสาหกิจชุมชน ในรูปแบบเกษตรพันธะสัญญา (Contract farming) ซึ่งในสัญญาจะต้องมีการระบุข้อมูลปริมาณการรับซื้อเชื้อเพลิง ระยะเวลาการรับซื้อเชื้อเพลิง คุณสมบัติของเชื้อเพลิงและราคารับซื้อเชื้อเพลิงไว้ในสัญญาด้วย
3.3 อัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (VSPP) ดังนี้
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) รูปแบบโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และราคารับซื้อไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ตามที่กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานเสนอ ทั้งนี้ ให้เพิ่มเติมราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับกรณีก๊าซชีวภาพที่ใช้พืชพลังงานเพียงอย่างเดียวด้วย และให้นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาต่อไป
2. เห็นควรให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณามอบหมายให้ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ไปดำเนินการออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณา
3. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน จัดทำร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก เพื่อทำหน้าที่คัดเลือกโครงการที่จะเข้าร่วมโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. ในช่วงปี 2558 - 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติให้มีการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) โดยได้กำหนดอัตราการรับซื้อไฟฟ้า ประเภทพลังงานหมุนเวียน ปริมาณการรับซื้อ รวมทั้งกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (Scheduled Commercial Operation Date : SCOD) ของแต่ละโครงการไว้ และได้มอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ออกระเบียบรับซื้อไฟฟ้าและกำหนด SCOD ของแต่ละโครงการไว้ตามมติ กพช. ทำให้ไม่มีความยืดหยุ่นในทางปฏิบัติ ซึ่งสาเหตุการเลื่อน SCOD มีทั้งจากเหตุสุดวิสัย เช่น การประสบภัยธรรมชาติ การเปลี่ยนแปลงทางกฎหมาย เหตุขัดข้องของระบบไฟฟ้า และสาเหตุมาจากไม่ใช่เหตุสุดวิสัย เช่น ความล่าช้าจากการจัดทำรายงานวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (Environmental Impact Assessment : EIA) และ รายงานวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและสุขภาพ (Environmental Health Impact Assessment : EHIA) ความล่าช้าจากการจัดหาแหล่งเงินทุนหรือการจัดซื้อเครื่องจักร เพื่อแก้ไขปัญหาดังกล่าวในกรณีที่มีสาเหตุมาจากเหตุสุดวิสัย ต่อมา เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 กพช. ได้มีมติมอบอำนาจให้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กกพ. พิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้ (1) มอบให้ กบง. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ทั้ง ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากเดิมที่ กพช. มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้า และ (2) มอบให้ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ทั้ง SPP และ VSPP) จากเดิมที่ กพช. ได้มีมติไว้เฉพาะกรณีที่โครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าหรือมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (สัญญาฯ) แล้ว แต่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกรอบระยะเวลาที่ กพช. กำหนด เนื่องจากเหตุสุดวิสัย โดยให้ กกพ. สามารถพิจารณาเลื่อนกำหนด SCOD ใหม่ได้ โดยให้กรอบการขยายระยะเวลา SCOD เท่ากับระยะเวลาที่เกิดเหตุสุดวิสัยจริง และจะต้องรายงานผลการดำเนินการให้ กบง. และ กพช. ทราบเป็นระยะ
2. ปัจจุบันมีโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรูปแบบ FiT ที่ผ่านการคัดเลือกแล้ว จำนวน 4 โครงการ ได้แก่ (1) โครงการ VSPP ขยะอุตสาหกรรม (7 ราย กำลังผลิต 41.83 เมกะวัตต์) กำหนด SCOD ภายในปี 2562 ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว และมี 2 ราย ขอเลื่อนกำหนด SCOD จากปัญหาสถาบันการเงินและความล่าช้าในการจัดทำรายงาน EHIA โดยขอเลื่อนกำหนด SCOD (2) โครงการ VSPP ขยะชุมชน (11 ราย กำลังผลิต 83.04 เมกะวัตต์) กำหนด SCOD ภายในปี 2564 ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว มี 1 ราย ขอเลื่อนกำหนด SCOD เนื่องจากระยะเวลาก่อสร้างและทดสอบระบบไม่ทันกำหนด SCOD (3) โครงการ VSPP ประชารัฐ เชื้อเพลิงชีวมวลในพื้นที่ชายแดนภาคใต้ (3 ราย กำลังผลิต 12 เมกะวัตต์) ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว 2 ราย สำหรับ 1 ราย ไม่ได้ลงนามสัญญาฯ เนื่องจากที่ตั้งติดผังเมือง (4) โครงการ SPP Hybrid Firm 17 ราย กำลังผลิตรวม 300 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ภายในปี 2564 สถานภาพอยู่ระหว่างจัดทำรายงาน EIA หรือรายงานการปฏิบัติตามมาตรการป้องกัน แก้ไข และติดตามตรวจสอบผลกระทบสิ่งแวดล้อม (Code of Practice : CoP) ก่อนการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเนื่องจากการจัดทำ EIA ต้องใช้ระยะเวลาทำให้การพัฒนาโครงการ ไม่เป็นไปตามแผนงานที่กำหนดไว้มี 6 ราย ขอเลื่อนการลงนามสัญญาฯ และ 7 ราย ขอเลื่อนทั้งการลงนามสัญญาฯ และ กำหนด SCOD
3. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 กพช. ได้มีมติมอบให้ กกพ. สามารถพิจารณาเลื่อนกำหนด SCOD ใหม่ได้ โดยให้ขยายระยะเวลากำหนด SCOD ได้เฉพาะกรณีเหตุสุดวิสัยเท่านั้น ตามระยะเวลาที่เกิดเหตุสุดวิสัยจริง ต่อมาเมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2561 กกพ. ได้มีมติกำหนดแนวทางการพิจารณาขยายกำหนดวัน SCOD อันเนื่องมาจากเหตุสุดวิสัยจากข้อเท็จจริงที่เกิดขึ้นในแต่ละราย และกำหนดให้พิจารณาขยายกำหนดวัน SCOD จากความพร้อม 4 ด้าน ดังนี้ (1) ด้านที่ดิน (2) ด้านเทคโนโลยี (3) ด้านแหล่งเงินทุน และ (4) ด้านการขออนุญาตตามกฎหมายที่เกี่ยวข้อง
4. กกพ. ได้ประเมินผลการรับซื้อไฟฟ้าที่ผ่านมาพบว่า ปัจจุบันการพัฒนาโครงการพลังงานหมุนเวียนต้องใช้ระยะเวลาในการสร้างความเข้าใจ และการยอมรับจากชุมชน โดยบางโครงการได้รับการคัดค้านจากชุมชนในพื้นที่ซึ่งอยู่นอกเหนือการควบคุมของผู้ประกอบการ ส่งผลให้ต้องใช้ระยะเวลาในการจัดทำรายงาน EIA และการขอรับใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงาน ซึ่งเหตุดังกล่าวมิใช่เหตุสุดวิสัยตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 จนเป็นเหตุให้ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตาม SCOD ที่ กพช. หรือ กบง. กำหนด ดังนั้น กกพ. จึงขอให้ กพช. มอบให้ กกพ. สามารถพิจารณาขยายระยะเวลา SCOD โครงการพลังงานหมุนเวียนที่ประสบปัญหาการพัฒนาโครงการได้ตามความเหมาะสมเป็นรายโครงการ เพื่อสร้างความยืดหยุ่นให้กับผู้ประกอบการให้สามารถดำเนินโครงการต่อไปจนแล้วเสร็จเพื่อเป็นการสนับสนุนส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามนโยบายรัฐ โดย กกพ. จะออกหลักเกณฑ์ และแนวทางการพิจารณาความพร้อม 5 ด้าน คือ (1) ความพร้อมด้านที่ดิน (2) ความพร้อมด้านการจัดหาเครื่องจักร (3) ความพร้อมด้านแหล่งเงินทุน (4) ความพร้อมด้านการขออนุญาตประกอบกิจการ (5) ความพร้อมด้านการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อม เพื่อใช้หลักเกณฑ์ดังกล่าวเป็นบรรทัดฐานในการพิจารณาขยายระยะเวลา SCOD ต่อไป และ กกพ. ขอสงวนสิทธิที่จะกำหนดบทปรับได้ตามความเหมาะสม
มติของที่ประชุม
เห็นควรนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณามอบอำนาจให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เพิ่มเติมจากที่ กพช. ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 โดยให้สามารถพิจารณาขยายระยะเวลาวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ในโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจากกรอบวันที่ กพช. หรือคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) กำหนดสำหรับโครงการที่ประสบปัญหาการพัฒนาโครงการอันเนื่องมาจากกรณีเหตุอื่นที่ไม่เข้าข่ายเหตุสุดวิสัยได้ โดยให้ กกพ. พิจารณาเป็นรายโครงการตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด รวมทั้ง ให้ออกหลักเกณฑ์และแนวทางการพิจารณาเพื่อใช้เป็นบรรทัดฐานต่อไป ทั้งนี้ ให้ กกพ. สามารถสงวนสิทธิที่จะกำหนดบทปรับได้ตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด และจะต้องรายงานผลการดำเนินการให้ กบง. และ กพช. ทราบเป็นระยะ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฏาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้สถานีอัดประจุไฟฟ้าใช้อัตราค่าไฟฟ้าตามประกาศเรื่องอัตราค่าบริการสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรกเพื่อรองรับการใช้งานรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้า (โครงการนำร่อง) ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเป็นการชั่วคราวไปก่อนจนกว่าจะมีอัตราค่าไฟฟ้าถาวรสำหรับยานยนต์ไฟฟ้า และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีอำนาจตัดสินใจแก้ไขปัญหาในทางปฏิบัติดังกล่าวได้ ต่อมาเมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2560 กกพ. ได้ออกระเบียบกำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการยื่นคำขอรับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า โดยกำหนดเกณฑ์การอนุญาตตามขนาดการจำหน่ายไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้า ดังนี้ (1) กรณีสถานีอัดประจุไฟฟ้า มีขนาดการจำหน่ายไฟฟ้า 1,000 กิโลโวลต์แอมแปร์ ขึ้นไป (หรือขนาดตั้งแต่ 1.0 เมกะวัตต์ ที่ค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้าเท่ากับ 1.0) ต้องได้รับใบอนุญาตจาก กกพ. (2) กรณีสถานีอัดประจุไฟฟ้า มีขนาดการจำหน่ายไฟฟ้าต่ำกว่า 1,000 กิโลโวลต์แอมแปร์ ยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาต (ให้มาจดแจ้งต่อสำนักงาน กกพ. เพื่อขอยกเว้นตามพระราชกฤษฎีกากําหนดประเภท ขนาด และลักษณะของกิจการพลังงาน ที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2552)
2. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2562 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ออกประกาศเชิญชวนเข้าร่วมโครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน (Energy Regulatory Commission Sandbox : ERC Sandbox) และเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 สำนักงาน กกพ. ได้ประกาศรายชื่อผู้มีสิทธิเข้าร่วมโครงการ ERC Sandbox ซึ่งมีโครงการที่ผ่านการพิจารณาคัดเลือก จำนวนทั้งหมด 34 โครงการ รวมถึงโครงการที่เสนอขอศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. ได้รวบรวมข้อมูลจากผู้ประกอบการสถานีอัดประจุไฟฟ้า ซึ่งสรุปได้ดังนี้ (1) ปัจจุบันมีสถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวน 170 โครงการมีกำลังไฟฟ้าติดตั้งรวม 9,399.44 กิโลโวลต์แอมแปร์ (หรือประมาณ 9.4 เมกะวัตต์ ที่ค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้าเท่ากับ 1.0) ซึ่งเข้าข่ายได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตทั้งหมด (2) การประกอบกิจการสถานีอัดประจุไฟฟ้า จะต้องซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายในอัตราค่าไฟฟ้าชั่วคราวสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าเพื่อมาจำหน่ายให้กับยานยนต์ไฟฟ้าที่มารับบริการอัดประจุไฟฟ้า ดังนั้นผลประกอบการจึงขึ้นอยู่กับต้นทุนค่าไฟฟ้า ซึ่งแบ่งเป็น (1) กรณีมีผู้ใช้สถานีอัดประจุไฟฟ้าน้อยรายและไม่ต่อเนื่อง จะมีการใช้กำลังไฟฟ้าชาร์จที่สูงและเกิดค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) ในสัดส่วนสูงถึง 66% ของค่าไฟฟ้าทั้งหมด คิดเป็นต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยสูงถึง 13.20 บาทต่อหน่วย (2) กรณีมีผู้ใช้สถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวนมากและสม่ำเสมอ จะเกิดค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) ในสัดส่วนเพียง 10% ของค่าไฟฟ้าทั้งหมด คิดเป็นต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยที่ 4.83 บาทต่อหน่วย ต้นทุนค่าไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้าจึงขึ้นอยู่กับความต้องการกำลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand) ความต้องการพลังงานไฟฟ้า (Energy Demand) ระยะเวลาที่ใช้สถานีอัดประจุไฟฟ้า และจำนวนผู้ใช้สถานีอัดประจุไฟฟ้า ดังนั้น เมื่อมีผู้ใช้บริการสถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวนน้อยรายและไม่ต่อเนื่องโดยเฉพาะในช่วงเริ่มต้นการเปิดกิจการสถานีอัดประจุไฟฟ้า จึงทำให้สถานีอัดประจุไฟฟ้ามีต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยสูงมากไม่คุ้มค่าต่อการลงทุน เป็นเหตุให้ผู้ประกอบการฯ เสนอขอผ่อนปรนกฎและระเบียบที่เกี่ยวข้องภายใต้โครงการ ERC Sandbox
3. เมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2562 คณะทำงานดำเนินงานโครงการ ERC Sandbox ได้หารือกับผู้ประกอบการฯ ซึ่งสรุปข้อเสนอแนวทางการดำเนินการเพื่อขอผ่อนปรนกฎและระเบียบต่างๆ ภายใต้โครงการ ERC Sandbox ดังนี้ (1) กำหนดให้การใช้ไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้ามีความสำคัญลำดับรอง (Low Priority) เมื่อเปรียบเทียบกับการใช้ไฟฟ้าเพื่อวัตถุประสงค์ทั่วไป และสามารถควบคุม ปรับลด หรือตัดการใช้ไฟฟ้าของสถานีประจุไฟฟ้าได้ เมื่อมีข้อจำกัดด้านความจุไฟฟ้าของระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Grid capacity) ซึ่งจำเป็นต้องมีการติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าเพิ่มเติมเพื่อตรวจวัดและควบคุมสถานีอัดประจุไฟฟ้าในสายป้อน (Feeder) ที่เกี่ยวข้อง และติดตั้งระบบตรวจวัดและควบคุมรวมทั้งระบบสื่อสาร ซึ่งผู้ประกอบการสถานีอัดประจุไฟฟ้า ต้องรับผิดชอบค่าใช้จ่ายทั้งหมดที่เกิดขึ้น (2) ขอให้พิจารณาอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อให้เกิดการส่งเสริมส่งเสริมสถานีอัดประจุไฟฟ้าสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในวงกว้างต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2562 กกพ. ได้พิจารณาเรื่อง การศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า เห็นว่าการส่งเสริมสถานีอัดประจุไฟฟ้าสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรก ควรคำนึงถึงต้นทุน ในการจัดหาไฟฟ้าที่เหมาะสมและเป็นธรรม ส่งเสริมให้เกิดการใช้ไฟฟ้าอย่างคุ้มค่ามีประสิทธิภาพ จึงมีมติเห็นควรเสนอให้ กพช. พิจารณามอบอำนาจให้ กกพ. และ กบง. สามารถพิจารณากำหนดอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า ในโครงการ ERC Sandbox เพื่อศึกษาอัตราค่าบริการที่เหมาะสมต่อสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
เห็นควรนำเสนอ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งศึกษาความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าระบบขนส่งสาธารณะ (Mass transit) ต่อไป
เรื่องที่ 6. การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลเพื่อใช้ผสมเป็นดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2553 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซล (B100) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 ได้มีมติเห็นชอบการบังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 โดยให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (B7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20) เป็นทางเลือก ต่อมาเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2562 กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ออกประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพของไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน โดยกำหนดให้มีกรดโมโนกลีเซอไรด์ (Monoglyceride) จากไม่สูงกว่าร้อยละ 0.7 โดยน้ำหนัก เป็นร้อยละ 0.4 โดยน้ำหนัก ซึ่งการปรับปรุงกระบวนการผลิตไบโอดีเซลเพื่อให้ได้ค่าโมโนกลีเซอไรด์ไม่สูงกว่าร้อยละ 0.4 โดยน้ำหนัก จะต้องเพิ่มเงินลงทุนในการปรับปรุงกระบวนการดังกล่าว
2. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2562 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ประชุมหารือร่วมกับผู้แทนสมาคมผู้ผลิตไบโอดีเซลไทยเพื่อขอทราบข้อมูลต้นทุนและค่าใช้จ่ายต่างๆ ในการปรับปรุงกระบวนการผลิตไบโอดีเซล และเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2562 ได้หารือร่วมกับ ธพ. สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สมาคมผู้ผลิตไบโอดีเซล และผู้ค้ามาตรา 7 โดย สนพ. ได้เสนอต้นทุนและหลักเกณฑ์ในการคำนวณใหม่ที่ประเมินจากต้นทุนการผลิตเดิมและเงินลงทุนใหม่ มาใช้เป็นต้นทุนในการคำนวณไบโอดีเซลเพื่อผสมเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ซึ่งที่ประชุมฯ เห็นว่าควรใช้หลักเกณฑ์การกำหนดราคาไบโอดีเซลที่ใช้อยู่ในปัจจุบันไปก่อน เพราะส่วนใหญ่การตกลงซื้อขายน้ำมันไบโอดีเซลจะมีการทำสัญญาซื้อขายล่วงหน้ากับผู้ค้าน้ำมันเรียบร้อยแล้ว และการที่ผู้ผลิตไบโอดีเซลมีต้นทุนส่วนเพิ่มในการปรับปรุงโรงงานเพื่อผลิตไบโอดีเซล (เกรดพิเศษ) ผู้ผลิตสามารถเจรจาส่วนลดที่เคยมีกับผู้ค้าน้ำมันได้ ดังนั้น จึงไม่ได้รับผลกระทบโดยตรงจากการคงหลักเกณฑ์การคำนวณไบโอดีเซลเดิม แต่ผู้ค้าน้ำมันยังมีต้นทุนเพิ่มขึ้นจากการปรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B7 เป็น B10 จึงขอให้ สนพ. เร่งศึกษาต้นทุนการผลิตที่แท้จริง และรับฟังความคิดเห็นจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้ครบถ้วน ดังนั้น สนพ. จึงขอเสนอ กบง. เพื่อพิจารณา ดังนี้ (1) เห็นควรใช้หลักเกณฑ์คำนวณราคาไบโอดีเซลตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2553 และ (2) เห็นควรให้ สนพ. เร่งดำเนินการศึกษาความเหมาะสมของรายละเอียดต้นทุนไบโอดีเซล ซึ่งอาจมีต้นทุนที่เพิ่มขึ้นในการผลิต เพื่อให้มีลักษณะและคุณภาพของไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2562 และขอให้ สนพ.รับฟังความเห็นผู้เกี่ยวข้องก่อนเสนอ กบง. พิจารณา
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคาน้ำมันไบโอดีเซล ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2553 จนกว่าจะมีหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลใหม่
2. รับทราบในหลักการว่าควรมีการศึกษาหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลใหม่ที่เหมาะสม แต่เห็นควรให้ติดตามการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน เป็นระยะเวลา 6 เดือน และนำมาเสนอ กบง. เพื่อประกอบการพิจารณาการศึกษาหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลใหม่ที่เหมาะสม ต่อไป
เรื่องที่ 7. ปรับปรุงคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้แต่งตั้งขึ้นตามคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ที่ 4/2545 ลงวันที่ 19 ธันวาคม 2545 เพื่อทำหน้าที่เสนอแนะนโยบาย แผนการบริหารและพัฒนา และมาตรการด้านพลังงานตามที่ กพช. มอบหมาย โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธานกรรมการ มีหัวหน้าส่วนราชการต่างๆ เป็นกรรมการ และมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ มีองค์ประกอบรวมทั้งสิ้น 11 คน มีอำนาจหน้าที่เสนอแนะนโยบาย แผนการบริหารและพัฒนามาตรการทางด้านพลังงาน บริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง กำหนดราคาและอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามกรอบและแนวทางที่ กพช. มอบหมาย ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2557 นายกรัฐมนตรีในฐานะประธาน กพช. ได้ลงนามในคำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 โดยให้ยกเลิกคำสั่ง กพช. ที่ 4/2545 และให้แต่งตั้ง กบง. ขึ้นใหม่ โดยมีองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่คงเดิม ต่อมาพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ได้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 24 กันยายน 2562 โดย พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ ได้กำหนดให้มีคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (คบน.) และแบ่งอำนาจและหน้าที่ กบง. ที่เกี่ยวข้องกับกองทุนน้ำมันฯ ตามคำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 ข้อ 3 (3) เป็น 2 ส่วน โดยส่วนที่ 1 ถ่ายโอนอำนาจและหน้าที่ไปให้ คบน. ตามมาตรา 14 (4) ใน พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ และส่วนที่ 2 อำนาจและหน้าที่ กบง. ตามในคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 15/2562 ข้อ 3
2. เพื่อให้อำนาจและหน้าที่ของ กบง. สอดคล้องกับการปฏิบัติงานในปัจจุบัน ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรปรับปรุงอำนาจและหน้าที่ กบง. โดยได้จัดทำร่างคำสั่งแต่งตั้ง กบง. ขึ้นใหม่ โดยขอตัดอำนาจและหน้าที่ข้อ 3 (3) ออก ประกอบกับในช่วงที่ผ่านมา กบง. มีภารกิจในการพิจารณาเรื่องนโยบายไฟฟ้าเป็นจำนวนมากจึงเห็นควรให้เพิ่ม เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เข้าร่วมเป็นกรรมการอีกตำแหน่งหนึ่ง
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงพลังงานจะจัดทำนโยบายมอบของขวัญปีใหม่ให้กับกลุ่มผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 14.6 ล้านราย โดยให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 50 บาทต่อคนต่อเดือน (150 บาท ต่อคนต่อ 3 เดือน) เป็นระยะเวลา 3 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2563) แทนการให้การช่วยเหลือเดิม (45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน) โดย ปตท. จะนำเงินเข้ากองทุนประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม เดือนละ 10 ล้านบาท และจะขอยกเลิกการช่วยเหลือกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่มีผู้ได้รับสิทธิ์ 88,189 ราย (ช่วยเหลือจำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน) หลังจากสิ้นสุดระยะเวลาการช่วยเหลือ (วันที่ 31 ธันวาคม 2562) ทั้งนี้คาดการณ์ว่านโยบายนี้ ต้องใช้งบประมาณ ประมาณ 100 - 250 ล้านบาทต่อเดือน จากเงินกองทุนประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม จำนวน 240 ล้านบาทต่อเดือน และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) บริจาคเข้ากองทุนประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม จำนวน 10 ล้านบาทต่อเดือน
2. ซึ่งการดำเนินการของบประมาณจากกองทุนประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม มีขั้นตอนการดำเนินการ โดยต้องนำเสนอเรื่องเข้าที่ประชุมคณะอนุกรรมการนโยบายการจัดประชารัฐสวัสดิการเพื่อพิจารณากลั่นกรอง และนำเสนอเรื่องเข้าที่ประชุมคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม แล้วจึงนำเสนอคณะรัฐมนตรี (ครม.) พิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9. การปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
สรุปสาระสำคัญ
ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 ได้รับทราบข้อเสนอการปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และให้ ปตท. ดำเนินการตามกฎหมาย กฎระเบียบ และมติคณะรัฐมนตรีที่เกี่ยวข้องโดยคำนึงถึงผลประโยชน์สูงสุดต่อประชาชนและประเทศชาติต่อไป ต่อมา ปตท. ได้มีข้อเสนอปรับปรุงโครงสร้างการขายหุ้นของ PTTOR โดยกำหนดสัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท. ใน PTTOR และการเสนอขายหุ้นสามัญของ PTTOR ให้แก่ผู้ถือหุ้นของ ปตท. ทั้งนี้ ปตท. เห็นควรนำเรื่องดังกล่าวเสนอ กพช. ทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง.ครั้งที่ 5/2562 (ครั้งที่12) วันจันทร์ที่ 21 ตุลาคม พ.ศ. 2562
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 5/2562 (ครั้งที่ 12)
วันจันทร์ที่ 21 ตุลาคม พ.ศ. 2562 เวลา 09.30 น.
2. แนวนโยบายพลังงานเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โรงไฟฟ้าชุมชน)
3. การทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
4. การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ขอความร่วมมือให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) รับผิดชอบโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน (ครัวเรือนรายได้น้อย ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหารและอื่นๆ) ตั้งแต่วันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 เป็นต้นไป จนกว่าจะมีแนวทางอื่นมาทดแทน ต่อมาเมื่อวันที่ 29 สิงหาคม 2560 คณะรัฐมนตรีเห็นชอบข้อเสนอของกระทรวงการคลัง เรื่องแนวทางการจัดประชารัฐสวัสดิการการให้ความช่วยเหลือผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดยเห็นชอบวงเงินส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มจากร้านค้าตามที่กระทรวงพลังงานกำหนดจำนวน 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน (ใช้ 1 ครั้งต่อ 3 เดือน) ซึ่งกระทรวงการคลังกำหนดเริ่มใช้บัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ในวันที่ 1 ตุลาคม 2560 ทั้งนี้การดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าว ซ้ำซ้อนกับแนวทางการให้ความช่วยเหลือเฉพาะกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย ในโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือนที่ ปตท. ให้ความช่วยเหลืออยู่ ดังนั้น กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือแจ้ง ปตท. ยกเลิกการช่วยเหลือและระงับการใช้สิทธิ์เฉพาะกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย (18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน) ในโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือนส่วนการช่วยเหลือร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร (150 กิโลกรัมต่อเดือน) ปตท. ยังดำเนินการตามเดิมในอัตรากิโลกรัมละ 2.50 บาท โดยมีจำนวนร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ลงทะเบียนผ่านโครงการจำนวน 408,567 ราย คิดเป็นจำนวนเงินช่วยเหลือค่าชดเชยประมาณ 19.4 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งมีการใช้บริการผ่านร้านค้าก๊าซ LPG ที่ลงทะเบียนกับโครงการ จำนวน 7,772 ร้าน ผ่านการใช้สิทธิ์ด้วยการส่งข้อความ SMS
2. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 กบง. ได้มีมติมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน ขอความร่วมมือ ปตท. ขยายระยะเวลาการสนับสนุนโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน เฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ต่อไปอีก 2 เดือน จากเดิมสิ้นสุดวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 เป็นสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2562
3. การดำเนินการตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 ปตท. เปลี่ยนการช่วยเหลือมาเป็นให้ความช่วยเหลือผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดยมีรายละเอียดดังนี้ (1) ผู้ที่ได้รับการช่วยเหลือ กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่เคยลงทะเบียนใช้สิทธิ์ตามโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีก ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) (โครงการเดิม) และเป็นผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐของกระทรวงการคลัง ซึ่งปัจจุบันมีผู้มีรายได้น้อยที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ และเป็นผู้ได้รับสิทธิ์ตามโครงการบรรเทาผลกระทบฯ จำนวน 88,189 ราย ทั้งนี้ ปตท. ดำเนินการโดยการนำข้อมูลผู้ที่ลงทะเบียนร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร (โครงการเดิม) จำนวน 408,567 ราย ไปเปรียบเทียบกับผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 14.5 ล้านราย พบว่ามีผู้ใช้สิทธิ์ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 88,189 ราย (2) ปริมาณการช่วยเหลือ ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2562 รวมเป็นจำนวนเงินช่วยเหลือประมาณ 8.8 ล้านบาท/เดือนและ (3) รูปแบบการช่วยเหลือ ใช้บริการผ่านร้านค้าก๊าซที่ติดตั้งเครื่อง EDC ภายใต้โครงการเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐได้ทุกร้าน โดยปัจจุบันมีร้านค้าก๊าซที่ติดตั้งเครื่อง EDC แล้ว จำนวน 2,001 ร้าน ทั่วประเทศ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2. แนวนโยบายพลังงานเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โรงไฟฟ้าชุมชน)
สรุปสาระสำคัญ
1.เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาให้ความเห็นชอบ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 กพช. ได้มีมติเห็นชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และให้นำความเห็นของ กพช. ไปพิจารณาประกอบการจัดทำรายละเอียดการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ได้แก่ (1) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนควรที่จะสามารถผลิตไฟฟ้าให้ชุมชนได้อย่างมีเสถียรภาพและไม่เป็นภาระต่อระบบ โดยอาจดำเนินการในรูปแบบโรงไฟฟ้าแบบผสมผสานหลายเชื้อเพลิง (Hybrid) และพิจารณาถึงการนำระบบกักเก็บพลังงานเข้ามาช่วยเสริมความมั่นคงของระบบ (2) โรงไฟฟ้าชุมชนควรเน้นผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในชุมชนให้มากที่สุดเป็นอันดับแรกและให้มีไฟฟ้าส่วนเกินเหลือขายเข้าระบบน้อยที่สุด โดยจะต้องมีอัตราการรับซื้อที่เหมาะสมไม่กระทบค่าไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าโดยรวม (3) ควรพิจารณากรอบวัตถุประสงค์และกฎระเบียบการใช้เงินจากกองทุนต่างๆ ที่จะนำมาใช้สนับสนุน ในโครงการให้เหมาะสม เพื่อให้การใช้จ่ายของกองทุนเป็นไปตามวัตถุประสงค์ที่กฎหมายกำหนดไว้ และสามารถสนับสนุนการดำเนินโครงการให้บรรลุวัตถุประสงค์ได้อย่างมีประสิทธิภาพ (4) ควรพิจารณาถึงการนำวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาใช้เป็นเชื้อเพลิงเพื่อลดปัญหาการเผาเศษวัสดุเหลือใช้ทางเกษตรและลดปัญหามลพิษ PM 2.5 (5) ควรกำหนดขั้นตอนและหลักเกณฑ์การพิจารณาโครงการให้มีความชัดเจนโปร่งใส และเป็นธรรม โดยเฉพาะขั้นตอนการคัดเลือกผู้เข้าร่วมโครงการ และคำนึงถึงความคุ้มค่าและประโยชน์สูงสุดที่เกิดขึ้นต่อชุมชนและประเทศด้วย และ (6) ควรกำหนดแนวทางและมาตรการเชิงรุกในการป้องกันและบรรเทาผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากการดำเนินโครงการเพื่อป้องกันปัญหาที่อาจเกิดขึ้นต่อชุมชนรอบโครงการ ทั้งนี้ มอบหมายให้ กบง. จัดทำรายละเอียดในการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. การจัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชน ควรจะต้องพิจารณาถึงประเด็นต่างๆ ได้แก่
2.1 วัตถุประสงค์ ได้แก่ (1) ส่งเสริมให้ชุมชนมีส่วนร่วมในการผลิต ใช้ และจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อใช้ประโยชน์ในพื้นที่ของตนเองอย่างยั่งยืน (2) ส่งเสริมให้ชุมชนมีส่วนร่วมเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้า (3) ส่งเสริมโรงไฟฟ้าที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามศักยภาพเชื้อเพลิง และสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ สร้างความมั่นคงระบบไฟฟ้าในพื้นที่ ลดภาระการลงทุนของภาครัฐในการสร้างระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า (4) ส่งเสริมเศรษฐกิจฐานรากให้มีรายได้จากการจำหน่ายเชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียน จากวัสดุทางการเกษตรและจำหน่ายไฟฟ้า และ (5) สร้างการยอมรับของชุมชนในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าของประเทศ
2.2 หลักเกณฑ์การคัดเลือก ต้องมีความโปร่งใส เป็นธรรม ตรวจสอบได้ โดยคำนึงถึงเกณฑ์ต่างๆ ดังนี้ (1) รูปแบบการร่วมทุน ให้ภาครัฐและ/หรือเอกชนและ/หรือชุมชน มีส่วนร่วมในการจัดตั้งโรงไฟฟ้าชุมชน โดยการกำหนดสัดส่วนการร่วมทุนให้เหมาะสม ชุมชนสามารถเข้าร่วมได้ (2) กำหนดพื้นที่เป้าหมายในพื้นที่ 6 ภูมิภาคของประเทศ โดยกำหนดเป็น Zoning ในพื้นที่ที่มีศักยภาพพลังงานหมุนเวียนและมีความพร้อมในการดำเนินงาน โดยเฉพาะในพื้นที่จังหวัดที่มีระดับ GDP ในเกณฑ์น้อย โดยอาจดำเนินการเป็นโครงการนำร่อง เพื่อพิจารณาผลการดำเนินงานก่อนขยายผลในระยะต่อไป (3) เชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าจะต้องเป็นเชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียนที่สามารถจัดหาได้ในพื้นที่เป็นหลัก ได้แก่ เชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ ขยะ และพลังงานแสงอาทิตย์ ทั้งนี้ สามารถใช้เชื้อเพลิงในรูปแบบผสมผสานได้ (Hybrid) เพื่อใช้ทดแทนในกรณีที่เชื้อเพลิงหลักไม่เพียงพอ นอกจากนี้ กรณีที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์จะต้องมีแนวทางการกำจัดซากแผงเซลล์แสงอาทิตย์ (4) โครงสร้างพื้นฐาน มีระบบส่งและระบบจำหน่ายที่สามารถรองรับไฟฟ้าที่ผลิตจากโรงไฟฟ้าชุมชนได้ โดยโรงไฟฟ้าชุมชนต้องมีขนาดกำลังผลิตไฟฟ้าที่สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ (5) ผลตอบแทนสู่ชุมชน มีการกำหนดผลประโยชน์กลับคืนสู่ชุมชนในพื้นที่อย่างเป็นรูปธรรม เช่น ส่วนลดค่าไฟฟ้าคืนสู่ชุมชน ส่วนแบ่งผลกำไรจากการดำเนินงานตามสัดส่วนที่ชุมชนได้ร่วมทุน รายได้จากการขายเชื้อเพลิงจากวัสดุทางการเกษตร (6) ราคารับซื้อไฟฟ้า ต้องไม่กระทบหรือกระทบต่อราคาค่าไฟฟ้าน้อยที่สุด โดยผู้เข้าร่วมโครงการจะต้องมีสัญญารับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชุมชนกับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ทั้งนี้ รับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชุมชนตามเป้าหมายพลังงานหมุนเวียนภายใต้แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) และสอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP2018) โดยอาจเร่งรัดให้มีการรับซื้อเร็วขึ้นจากแผนตามความเหมาะสม
2.3 แหล่งเงินสนับสนุนการดำเนินโครงการ พิจารณาการใช้งบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าในการสนับสนุนการลงทุนหรืออุดหนุนการดำเนินกิจการของโรงไฟฟ้าชุมชน โดยพิจารณากรอบวัตถุประสงค์และกฎระเบียบการใช้เงินจากกองทุนต่างๆ ที่จะนำมาใช้สนับสนุนในโครงการให้เหมาะสม เพื่อให้การใช้จ่ายของกองทุนเป็นไปตามวัตถุประสงค์ที่กฎหมายกำหนดไว้ และสามารถสนับสนุนการดำเนินโครงการให้บรรลุวัตถุประสงค์ได้อย่างมีประสิทธิภาพ
3. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2562 กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) แจ้งว่า รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้มอบหมาย พพ. ให้เป็นผู้รับผิดชอบโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายดังกล่าว ซึ่ง พพ. เห็นควรเสนอ กบง. ให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก เพื่อขับเคลื่อนให้การกำหนดแนวทางการส่งเสริมพลังงานทดแทนและสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนชุมชนเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอความเห็นชอบจาก กบง. ให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการฯ ดังกล่าวภายใต้ กบง. รวมทั้งมอบหมายให้ พพ. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานร่วมกันจัดทำรายละเอียดในการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก รูปแบบในการจัดหาโรงไฟฟ้าชุมชน และราคารับซื้อไฟฟ้า โดยนำความเห็นของ กพช. ไปพิจารณาประกอบการจัดทำ และนำเสนอคณะอนุกรรมการฯ ก่อนเสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานจัดทำร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการฯ และมอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาลงนามต่อไป
2.มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานร่วมกันจัดทำรายละเอียดในการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก รูปแบบในการจัดหาโรงไฟฟ้าชุมชน และราคารับซื้อไฟฟ้า โดยนำความเห็นของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปพิจารณาประกอบการจัดทำ และนำเสนอคณะอนุกรรมการสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากเพื่อพิจารณา ก่อนนำเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 3. การทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 โครงการนำร่อง โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำก๊าซ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด เพื่อทดสอบโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติที่มีผู้ประกอบการมากกว่าหนึ่งราย เตรียมตัวไปสู่การเปิดเสรีในอนาคตที่จะให้มีผู้ประกอบการหลายราย ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต่อมาเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบให้ กฟผ. เตรียมการจัดหา LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 และเริ่มการนำเข้า LNG ในปริมาณไม่เกิน 1.5 ล้านตัน ภายในปี 2562 และเห็นชอบการขอส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ภายใต้เงื่อนไข กฟผ. ต้องเลือกโรงไฟฟ้าที่ที่มีประสิทธิภาพสูงสุด ราคาที่จัดหาต้องไม่สูงกว่าราคา LNG ต่ำที่สุดตามสัญญาการจัดหา LNG ระยะยาวของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ที่มีอยู่ในปัจจุบัน และสัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. จะต้องไม่น้อยกว่าสัดส่วนของ ปตท.
2.เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 กบง. ได้พิจารณาการนำเข้า LNG ของ กฟผ. และได้มีมติ ดังนี้ (1) รับทราบแนวทางการบริหารจัดการการนำเข้า LNG กฟผ. เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ที่ กฟผ. และ ปตท. เสนอภายใต้การกำกับของ กกพ. (2) รับทราบข้อเสนอของ กฟผ. และ ปตท. ที่จะร่วมกันบริหารจัดการไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ภายใต้การกำกับของ กกพ. แทนการลงนาม MOU และความก้าวหน้าของการเจรจาสัญญา Global DCQ ที่จะดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2562 (3) เห็นชอบให้ กฟผ. จัดหา LNG แบบ Spot ปริมาณไม่เกิน 200,000 ตัน สำหรับการทดสอบระบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดยมอบหมายให้ กกพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ กฟผ. ไปพิจารณาความเหมาะสมทั้งด้านปริมาณ และช่วงเวลาในการจัดหา LNG แบบ Spot สำหรับการทดสอบระบบ แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป (4) มอบหมายให้ กฟผ. ไปเจรจาหาข้อยุติในการนำเข้า LNG กับ บริษัท PETRONAS LNG Ltd. โดยไม่ให้เกิดการเรียกร้องค่าเสียหายหรือค่าใช้จ่ายใดๆ ตามเงื่อนไขที่กำหนดไว้ในเอกสารเชิญชวนยื่นข้อเสนอ (Request for Proposal: RFP)(5) มอบหมายให้ ปตท. และ กฟผ. ไปบริหารจัดการการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซธรรมชาติภายใต้ การกำกับของ กกพ. ให้เหมาะสมและเกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ และ (6) มอบหมายให้ สนพ. และ กกพ. ไปทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
3.สำนักงาน กกพ. ได้หารือร่วมกับ สนพ. ปตท. กฟผ. และบริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) เพื่อหารือการดำเนินการตามมติ กบง. วันที่ 30 สิงหาคม 2562 จำนวน 3 ครั้ง และเมื่อวันที่16 ตุลาคม 2562 ได้หารือร่วมกับรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน โดยมีข้อสรุปเห็นควรให้พิจารณาเป็นทางเลือก 2 แนวทาง พร้อมทั้งจัดทำผลกระทบที่เกิดขึ้น เพื่อนำเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณา ดังนี้ (1) แนวทางที่ 1 กฟผ. นำเข้า LNG แบบ Spot 2 Cargoes ติดต่อกันภายในเดือนธันวาคม 2562 มีข้อดีคือ ดำเนินการตามเจตนารมณ์ของ กพช. และ กบง. มีระยะเวลาการดำเนินงานสั้น สามารถสรุปผลเพื่อนำไปสู่การพิจารณาการแข่งขันกิจการก๊าซธรรมชาติระยะต่อไปได้รวดเร็ว มีการทดสอบการบริหารจัดการ LNG ในถังเก็บ ของ PTTLNG และทดสอบการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในท่อของ Transmission System Operator (TSO) ส่วนข้อเสียคือ มีความเสี่ยงภาระ Take or Pay แหล่งก๊าซฯ เมียนมา และราคา LNG แบบ Spot ในเดือนธันวาคมมีแนวโน้มสูงและกระทบอัตราค่าไฟฟ้าสูงกว่าการนำเข้าเดือนเมษายน และ (2) แนวทางที่ 2 กฟผ. นำเข้า LNG แบบ Spot Cargo ที่ 1 ในเดือนมกราคม 2563 และ Cargo ที่ 2 ในเดือนเมษายน 2563 มีข้อดีคือ ราคา LNG แบบ Spot เดือนเมษายนมีแนวโน้มต่ำกว่าและกระทบอัตราค่าไฟฟ้าต่ำกว่าการนำเข้าเดือนธันวาคม มีการทดสอบการบริหารจัดการ LNG ในถังเก็บของ PTTLNG และทดสอบการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในท่อของ TSO โดยมีระยะเวลาในการสรุปผลก่อนการทดสอบ Cargo ที่ 2 ส่วนข้อเสียคือ ขั้นตอนการดำเนินงานทั้งหมดใช้เวลา 3 ถึง 4 เดือน ส่งผลให้การสรุปผลการทดสอบและการพิจารณาการส่งเสริมโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติระยะต่อไปล่าช้าออกไป
4. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2562 กกพ. ได้พิจารณาแนวทางการนำเข้า LNG แบบ Spot ทั้งสองแนวทาง และเห็นควรให้เสนอแนวทางที่ 3 ด้วยสมมติฐานการนำเข้า LNG เดือนละ 1 Cargo ในเดือนธันวาคม 2562 ถึงเดือนเมษายน 2563 โดยสำนักงาน กกพ. ได้วิเคราะห์ผลกระทบของแต่ละแนวทางและช่วงเวลาในการนำเข้า LNG สรุปได้ดังนี้ (1) ช่วงเวลาการนำเข้า อยู่ในช่วงเดือนธันวาคม 2562 ถึงเมษายน 2563 (2) ปริมาณ แนวทางที่ 1 และ 2 รวม 2 Cargoes ไม่เกิน 200,000 ต้น ส่วนแนวทางที่ 3 เลือกนำเข้า 1 Cargo ประมาณ 65,000 ตัน (3) โรงไฟฟ้าที่กำหนด ทั้ง 3 แนวทางเลือกใช้ โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 (WN4) โรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 (BPK5) และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ทดแทนระยะที่ 1 (SBRP1) (4) ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าทั้ง 3 แนวทาง มูลค่ารวมและราคา LNG กฟผ. เสนอต่ำกว่า TPA Code ทั้งนี้ ไม่คิดค่าใช้จ่ายทางการเงิน (ค่าใช้จ่ายที่ ปตท. เรียกเก็บ) และ Margin และ (5) ผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า (คิดเฉพาะส่วนต่างเนื้อก๊าซ) แนวทางที่ 1 คิดเป็น 156 ล้านบาท แนวทางที่ 2 นำเข้าเดือนมกราคมและเมษายน 2563 คิดเป็น 108 และ -222 ล้านบาท ตามลำดับ และแนวทางที่ 3 เดือนธันวาคม 2562 ถึงเดือนเมษายน 2563 คิดเป็น 78 108 25 -116 และ -222 ล้านบาท ตามลำดับ ทั้งนี้ เปรียบเทียบราคา LNG กับ ราคา Swing gas ที่ LNG ไปแทนที่ (อ้างอิงราคา LNG JKM Spot (Forecast) ณ วันที่ 16 ตุลาคม 2562) และที่อัตราแลกเปลี่ยน 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ
5.กฟผ. ได้นำเสนอแนวทางการทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot เพื่อขอความเห็นชอบจาก กบง. ดังนี้ (1) Slot Available ขอให้ PTTLNG แจ้ง Slot ล่วงหน้า 3-5 Slots/Cargo แทนการจองใช้งานแบบ Use-It-Or-Lose-It (UIOLI) โดยแนวทางที่ 1 กฟผ. สามารถใช้ทุก slot ได้ โดยไม่กระทบ Inventory (2) เงื่อนไข UIOLI ของ Terminal กำหนดอัตรา Send-out Rate ตามแผนการใช้จริงของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. และชำระเงินตามวันและปริมาณ Send Out Rate ตามที่ กฟผ. ใช้จริง (3) การชำระค่าบริการระบบท่อ ขอชำระค่าบริการตามหลัก Daily Basis ตามจำนวนวันที่ใช้จริง และชำระค่าผ่านท่อสำหรับจุดส่งมอบโรงไฟฟ้าบางปะกงและพระนครใต้ โดยไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนกับสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่าง กฟผ./ปตท. ฉบับปัจจุบัน (4) โครงสร้างราคา ขอใช้หลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG กฟผ. เช่นเดียวกับหลักเกณฑ์การนำเข้า LNG ของ ปตท. ที่ ปตท. ปฏิบัติอยู่ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 คือกำหนดให้ราคา LNG Spot ที่นำเข้าไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S หลักเกณฑ์การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่ใช้ Spot LNG ในครั้งนี้เป็น Must take และให้ กฟผ. ส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ โดยใช้สูตรโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติในการนำเข้าของ กฟผ. เพื่อทดสอบระบบ ตามที่ กบง. เห็นชอบ เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2561 ดังนี้ Wกฟผ = LNGกฟผ. + S + [Tzone 3] โดยที่ Wกฟผ. คือ ราคาขายก๊าซของ กฟผ. ให้กับลูกค้าโรงไฟฟ้าที่กำหนด LNGกฟผ. คือ ราคาเนื้อก๊าซ LNG ที่ กฟผ. จัดหา S คือ อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ Tzone 3 คือ อัตราค่าบริการสำหรับการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่ง โดยกำหนดอัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) ให้เท่ากับ 0 บาทต่อล้านบีทียู เพื่อไม่ให้กระทบต่อค่าไฟฟ้า (5) ช่วงเวลาการนำเข้า คือช่วงเดือนธันวาคม 2562 จำนวน 2 Cargoes (6) โรงไฟฟ้าที่กำหนดให้ใช้ Spot LNG ได้แก่ โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 (WN4) โรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 (BPK5) และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ทดแทนระยะที่ 1 (SBRP1) และ (7) ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าประกอบด้วย ราคาเนื้อ LNG ค่า Surveyor Fee ค่าสินค้าผ่านท่าเทียบเรือ ค่าเดินพิธีศุลกากร ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า ค่าใช้จ่ายทางการเงิน ค่าสถานี ค่าท่อ ค่าประกัน ค่าธรรมเนียมใบอนุญาต และ Margin โดยให้ กฟผ. เรียกเก็บค่าใช้จ่ายนำเข้า โดยไม่คิดค่าใช้จ่ายทางการเงิน และ Margin เมื่อเงื่อนไขการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซ เป็นไปตามข้อ (1) ถึง (3) ข้างต้น
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) โดยให้ กฟผ. ทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot จำนวน 2 ลำเรือ (Cargoes) โดย Cargo ละประมาณ 65,000 ตัน ปริมาณรวมไม่เกิน 200,000 ตัน ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 ตามกำหนดเวลา คือ ลำเรือที่ 1 นำเข้าในเดือนธันวาคม 2562 และลำเรือที่ 2 นำเข้าในเดือนเมษายน 2563 ภายใต้เงื่อนไขดังนี้
1. Slot Available : PTTLNG แจ้ง Slot ล่วงหน้า 3-5 Slots/Cargo แทนการจองใช้งานแบบ Use-It-Or-Lose-It (UIOLI) เพื่อให้ได้ราคาที่เหมาะสมที่สุด เนื่องจากผู้ค้าต้องมีความยืดหยุ่นในการเลือกเวลาส่งมอบ (Slot Flexibility)
2. เงื่อนไข UIOLI ของ Terminal : กำหนดอัตรา Send Out Rate ตามแผนการใช้จริง ของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. และให้ กฟผ. ชำระเงินตามวันและปริมาณ Send Out Rate ตามที่ กฟผ. ใช้จริง
3. การชำระค่าบริการระบบท่อ : ให้ กฟผ. ชำระค่าผ่านท่อตามหลัก Daily Basis ตามจำนวนวันที่ใช้จริง โดยไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนกับสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่าง กฟผ. กับ ปตท. ฉบับปัจจุบัน
4. โครงสร้างราคา :
(1) เกณฑ์ราคานำเข้า LNG กฟผ. ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ซึ่งเป็นหลักเกณฑ์เดียวกับที่ ปตท. ปฏิบัติอยู่ คือกำหนดให้ราคา LNG Spot ที่นำเข้าไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S โดย กฟผ. สามารถดำเนินการนำเข้าได้ โดยไม่ต้องผ่าน กบง. อีกครั้ง
(2) ให้ กฟผ. ส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้
(3) หลักเกณฑ์การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่ใช้ Spot LNG ในครั้งนี้เป็น Must take
5. โรงไฟฟ้าที่กำหนดให้ใช้ Spot LNG : คือ โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 (WN4) โรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 (BPK5) และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ทดแทนระยะที่ 1 (SBRP1)
6. ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า :
ค่าใช้จ่ายนำเข้า = ราคาเนื้อ LNG + Surveyor Fee + ค่าสินค้าผ่านท่าเทียบเรือ + ค่าเดินพิธีศุลกากร + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า + ค่าใช้จ่ายทางการเงิน+ ค่าสถานี+ ค่าท่อ + ค่าประกัน + ค่าธรรมเนียมใบอนุญาต + Margin
โดยให้ กฟผ. เรียกเก็บค่าใช้จ่ายนำเข้า โดยไม่คิด ค่าใช้จ่ายทางการเงิน และ Margin เมื่อเงื่อนไขการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซ เป็นไปตามข้อ 1 - 3 ข้างต้น
7. ให้ กฟผ. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน รายงานผลการนำเข้า LNG ลำเรือแรก ต่อ กบง. เพื่อทราบผลกระทบจากการดำเนินการ รวมถึงการเปรียบเทียบต้นทุนค่าไฟฟ้า และผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
เรื่องที่ 4. การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
สรุปสาระสำคัญ
1.วันที่ 11 มีนาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทาง การแก้ไขปัญหาชีวมวลสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 โดยให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเลือกปรับรูปแบบ Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) ได้ โดยทำการปรับลดระยะเวลาอายุสัญญาคงเหลือในรูปแบบ FiT ลง เพื่อให้มูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าของโครงการที่ผู้ประกอบการได้รับในรูปแบบ FiT เท่ากับมูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าที่พึงจะได้รับตลอดอายุโครงการที่เหลืออยู่จากรูปแบบอัตราที่ได้รับอยู่ในปัจจุบัน
2. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2560 ชมรมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ได้ยื่นหนังสือ ต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์) เพื่อขอให้แก้ไขปัญหาความไม่เป็นธรรม และความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวลโดยเร่งด่วนให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรม เช่นเดียวกับที่ได้มีการแก้ไขปัญหาให้แก่ VSPP ชีวมวลไปแล้ว ต่อมา เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2560 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะทำงานแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล โดยมีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นฝ่ายเลขานุการ คณะทำงานฯ มีอำนาจหน้าที่ในการตรวจสอบและศึกษาข้อเท็จจริง ตลอดจนชี้แจงทำความเข้าใจกับภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งจัดทำข้อเสนอแนวทางแก้ไขปัญหาต่อข้อร้องเรียนหรือข้อเสนอของผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าชีวมวล เพื่อให้ได้มาซึ่งข้อยุติร่วมกัน ทั้งนี้ให้รวมถึงกรณีโครงการประเภท SPP ที่ได้มีการเปลี่ยนสัญญาเป็น VSPP ไปแล้ว แต่ไม่ได้รับการเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ด้วยเหตุผลว่าไม่ใช่ระบบ Adder ทั้งนี้ คณะทำงานฯ ได้มีการประชุมวันที่ 14 กรกฎาคม 2560 และวันที่ 16 สิงหาคม 2560 เพื่อหาแนวทางแก้ไขปัญหาข้อร้องเรียนโรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล และเสนอ กบง. พิจารณา เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 โดย กบง. มีมติเห็นชอบแนวทางการบรรเทาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวล โดยให้สามารถสมัครใจในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ โดยมีเงื่อนไขตามที่กำหนดจำนวน 6 ข้อ ทั้งนี้ ในข้อ 6 ให้ กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าคู่สัญญา พิจารณาดำเนินการเพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็น FiT ได้ เช่น เงื่อนไขการยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันในการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิม การวางหลักประกันให้สอดคล้องกับสัญญา SPP Firm ในปัจจุบัน การส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้า การคำนวณระยะเวลาปรับลดกรณีโครงการที่มีปัญหาด้านเทคนิคในการปฏิบัติตามสัญญา Firm เกินกว่ากรอบระยะเวลาที่กำหนด และอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง
3. มีการปรับคณะรัฐมนตรี และเปลี่ยน รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายศิริ จิระพงษ์พันธ์) จึงมีการทบทวนใหม่ โดย กบง. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 มีมติมอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อทบทวนหลักการพร้อมทั้งเสนอราคารับซื้อไฟฟ้าและแนวทางการบรรเทาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวลอย่างเหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า และเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ต่อมา กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2561 มีมติเห็นชอบเสนอ กบง. พิจารณาโดยใช้หลักการ Net Present Value (NPV) ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 โดยขอแก้ไขมติ กบง. ใน 3 ประเด็น ดังนี้ (1) ปรับปรุงการคำนวณในตารางระยะเวลาที่ปรับลดอายุสัญญาจากที่ กบง. มีมติเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 (2) ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ไม่ควรที่จะมีการต่ออายุสัญญาอีก และ (3) ขอเพิ่มกรณีโครงการที่ยังไม่ได้จ่ายไฟฟ้า เข้าระบบ เมื่อเปลี่ยนสัญญาไปใช้อัตรา FiT (ประเภท Firm) ให้มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ
4. กบง. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 มีมติเห็นชอบในหลักการตามแนวทางการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวล ตามที่สำนักงาน กกพ. เสนอ และมอบหมายให้สำนักงาน กกพ. ไปตรวจสอบข้อมูลเพิ่มเติมในส่วนของ SPP ที่ได้รับผลกระทบจริงตามข้อร้องเรียนเป็นรายโครงการ รวมทั้งวิเคราะห์ผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นจากการรับซื้อไฟฟ้าของ SPP Hybrid Firm และให้นำเสนอ กบง. พิจารณาอีกครั้ง
5. เมื่อวันที่ 24 กรกฎาคม 2561 กกพ. มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานสรุปผลการตรวจสอบข้อมูลเพิ่มเติม ในส่วนของ SPP ที่ได้รับผลกระทบจริงตามข้อร้องเรียนเป็นรายโครงการ รวมทั้งวิเคราะห์ผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นจากการรับซื้อไฟฟ้าของ SPP Hybrid Firm ตาม มติ กบง. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 ต่อมา เมื่อวันที่ 12 กันยายน 2561 สำนักงาน กกพ. ได้เข้าร่วมประชุมหารือระหว่าง รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และชมรม SPP ชีวมวล โดย รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้มอบหมาย ดังนี้ (1) ให้ ชมรม SPP ชีวมวล มีหนังสือสอบถามสมาชิก SPP เป็นรายๆ ว่ารายใดบ้างที่ประสงค์จะเปลี่ยนเป็น FiT ภายใต้สมมติฐานเริ่มได้รับอัตรา FiT วันที่ 1 มกราคม 2562 และ (2) ให้สำนักงาน กกพ. มีหนังสือถึงผู้ที่ผ่านการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล เพื่อขอรับทราบความคิดเห็นและข้อกังวล กรณีที่ SPP ชีวมวล ที่มีสัญญาเดิม จะเปลี่ยนแปลงอัตรารับซื้อไฟฟ้าเป็นรูปแบบ FiT 4.24 บาทต่อหน่วย (ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์) และ 3.66 บาทต่อหน่วย (มากกว่า 10 เมกะวัตต์) โดยจะต้องเปลี่ยนเป็นสัญญาแบบ Firm เมื่อได้รับอัตราแบบ FiT และจะไม่มีการต่ออายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายหลังครบอายุสัญญา และ วันที่ 18 ธันวาคม 2561 กกพ. มีหนังสือถึง รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อส่งผลการสำรวจ SPP ชีวมวลที่ประสงค์จะเปลี่ยนเป็น FiT และความเห็นของ SPP Hybrid Firm (ชีวมวล 15 โครงการ)
6. กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 มีความเห็นให้สำนักงาน กกพ. ชี้แจง กบง. ดังนี้ (1) ในเรื่องนี้เป็นประเด็นเชิงนโยบาย โดย กบง. มีมติเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 เห็นชอบหลักการแก้ไขปัญหาด้วยวิธี NPV ตามมติ กบง. เดิมเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 ซึ่งขณะนี้ยังไม่ได้มีการเปลี่ยนแปลงหลักการดังกล่าว (2) กกพ. ได้ดำเนินการตามที่ กบง. และกระทรวงพลังงานมอบหมาย แต่ กกพ. ไม่มีอำนาจเปลี่ยนแปลง หลักการตามมติ กบง. ดังกล่าวได้ เว้นแต่ กบง. จะมีมติเปลี่ยนแปลงหลักการใหม่ กกพ. ขอเวลาในการศึกษาและจะนำเรียน กบง. ต่อไป และ กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 กบง. ได้มีมติมอบหมายสำนักงาน กกพ. ไปพิจารณาทางเลือกอื่นในการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล กรณีไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็นแบบ FiT ได้ และให้นำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
7. วันที่ 24 เมษายน 2562 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน พร้อมทั้งปลัดประทรวงพลังงาน ได้เชิญ สนพ. พพ. สำนักงาน กกพ. และ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เข้าร่วมประชุม โดย รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้ให้ กฟผ. พิจารณารายละเอียดของ SPP ชีวมวลของแต่ละสัญญา โดยจะนัดหมายมาหารือกันคราวต่อไป และ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2562 มีมติให้สำนักงาน กกพ. จัดทำข้อวิเคราะห์ในการเสนอความเห็นการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวล ต่อ กบง. เพื่อพิจารณา ดังนี้ (1) โครงสร้างและสูตรการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าของ SPP สัญญาประเภท Firm ที่ผ่านมาถูกกำหนดโดยนโยบายของรัฐจากหลักการต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ (Avoided cost) โดยผู้ประกอบการได้นำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าวมาใช้ศึกษาความเป็นไปได้และความเหมาะสมก่อนตัดสินใจลงทุนโครงการ (2) การแก้ไขปัญหา SPP ชีวมวล เป็นประเด็นปัญหาเชิงนโยบายซึ่งเกี่ยวเนื่องมาจากการให้สิทธิ VSPP สามารถเลือกเปลี่ยนค่าไฟฟ้าเป็นแบบ FiT ได้ตามมติ กพช. ซึ่งการแก้ไขปัญหาให้กับ SPP ชีวมวลนอกจากจะต้องพิจารณาความเป็นธรรมจากผลกระทบเชิงนโยบายแล้วจะต้องพิจารณาผลกระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าของประเทศในภาพรวม รวมทั้งผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นกับ SPP Hybrid Firm ที่ได้รับการคัดเลือกโดยวิธี Competitive Bidding
8. วันที่ 13 กันยายน 2562 สำนักงาน กกพ. มีหนังสือถึง สนพ. เพื่อนำเสนอความเห็นการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ต่อ กบง. ฝ่ายเลขานุการจึงขอให้ที่ประชุม พิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาของ SPP ชีวมวล ตามความเห็นของ กกพ. ซึ่งได้มีความเห็นว่า กบง. ได้พิจารณาเห็นชอบแนวทางแก้ไขปัญหาไปแล้วเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 โดยให้ SPP ชีวมวล สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ตามเงื่อนไขที่กำหนด แต่ต่อมา กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 มีมติมอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทบทวนหลักการและเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ซึ่ง กกพ. ได้เสนอ กบง. พิจารณาในการประชุมเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 ให้ใช้หลักการ Net Present Value (NPV) ตามเดิมที่ กบง. เคยมีมติเห็นชอบไปแล้วเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 ทั้งนี้ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2562 ได้พิจารณาเรื่องการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล แล้ว มีความเห็น ดังนี้ (1) โครงสร้างและสูตรการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้ารับซื้อจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ที่ผ่านมากำหนดจากนโยบายของรัฐและกำหนดไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยอัตราค่าไฟฟ้าของ SPP ชีวมวลสัญญาประเภท Firm กำหนดจากหลักการต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ (Avoided cost) มีโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า 2 ส่วนหลัก ประกอบด้วย ค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment: CP) เป็นราคาต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment: EP) อ้างอิงราคาเชื้อเพลิง Fossil ประเภทต่างๆ เช่น น้ำมันเตา ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน โดยที่ผู้ประกอบการได้นำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าวมาใช้ศึกษาความเป็นไปได้และความเหมาะสมก่อนตัดสินใจลงทุนในโครงการ ซึ่งที่ผ่านมาราคาเชื้อเพลิง Fossil มีทั้งสูงและต่ำตามสถานการณ์ตลาดโลก สำหรับสัญญาประเภท Non-Firm ในปัจจุบันอ้างอิงราคาค่าไฟฟ้าขายส่งและค่า Ft ขายส่ง (2) ในการแก้ไขปัญหา SPP ชีวมวล จึงเป็นประเด็นปัญหาเชิงนโยบายซึ่งเกี่ยวเนื่องมาจากการให้สิทธิผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบสามารถเปลี่ยนค่าไฟฟ้าเป็นแบบ FiT ได้ตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 จึงทำให้เกิดปัญหาร้องเรียนความไม่ธรรมและเหลื่อมล้ำจาก VSPP ที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วโดยเฉพาะเชื้อเพลิงชีวมวล ทำให้ VSPP เชื้อเพลิงชีวมวลได้รับการแก้ไขปัญหาตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 โดยได้รับสิทธิให้สามารถเปลี่ยนค่าไฟฟ้าเป็นแบบ FiT ในอัตรา 4.24 - 4.54 บาทต่อหน่วย (หลักการ Net Present Value: NPV โดยลดระยะเวลาอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าปัจจุบัน) ซึ่งในการแก้ไขปัญหาให้กับ SPP ชีวมวลนอกจากจะต้องพิจารณาความเป็นธรรมจากผลกระทบเชิงนโยบายแล้วจะต้องพิจารณาผลกระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าของประเทศในภาพรวม รวมทั้งผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นกับ SPP ชีวมวลแบบ FiT (โครงการ SPP Hybrid Firm) ที่ได้มีการประกาศรับซื้อและดำเนินคัดเลือกเมื่อปี 2560 โดยวิธี Competitive Bidding ควบคู่กันไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 และ วันที่ 2 พฤษภาคม 2561 โดยให้ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น Feed-in Tariff (FiT) ได้
2. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานและคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ร่วมกันพิจารณาปรับตารางระยะเวลาที่ปรับลด พร้อมทั้งทบทวนเงื่อนไขการปรับไปใช้อัตรา FiT ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้เป็นปัจจุบัน และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
กบง.ครั้งที่ 4/2562 (ครั้งที่11) วันอังคารที่ 17 กันยายน พ.ศ. 2562
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 4/2562 (ครั้งที่ 11)
วันอังคารที่ 17 กันยายน พ.ศ. 2562 เวลา 14.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
2. มาตรการป้องกันและบรรเทาผลกระทบจากเหตุการณ์ความไม่สงบในประเทศซาอุดีอาระเบีย
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
รักษาราชการแทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายเพทาย หมุดธรรม)
เรื่องที่ 1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism จากบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ให้ที่ประชุมฯ ทราบว่า เมื่อวันที่ 14 กันยายน 2562 เกิดเหตุการณ์โจมตีโรงกลั่นน้ำมันของบริษัท Saudi Aramco ประเทศซาอุดีอาระเบีย จำนวน 2 แห่ง ได้แก่ ใน Abqaiq Crude Oil Processing Facility (กำลังผลิต 7 ล้านบาร์เรลต่อวัน) และ Khurais Oil Complex (กำลังผลิต 1.2 ล้านบาร์เรลต่อวัน) ทำให้เกิดไฟไหม้และสามารถดับไฟได้ในเวลาต่อมา แต่มีความจำเป็นต้องลดกำลังการผลิต ซึ่งผลส่งประทบต่อปริมาณการผลิตประมาณ 5.7 ล้านบาร์เรลต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 5 ของความต้องการใช้น้ำมันทั่วโลก ต่อมาเมื่อวันที่ 16 กันยายน 2562 Saudi Aramco ได้แจ้งว่าการกลับมาผลิตน้ำมันให้ได้ตามเดิมจะใช้เวลามากกว่า 48 ชั่วโมง ตามที่ประเมินไว้ในระยะแรก และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานของสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์แจ้งว่ามีความพร้อมที่จะส่งออกน้ำมันสู่ตลาดมากขึ้นหากจำเป็น หลังเกิดเหตุการณ์ดังกล่าว ราคาน้ำมันดิบเบรนส์ปรับเพิ่มสูงขึ้นประมาณร้อยละ 14 ซึ่งคาดการณ์ว่าราคาน้ำมันดิบตลาดดูไบปิดตลาดวันนี้จะปรับสูงขึ้นตาม ความรุนแรงของการโจมตีดังกล่าวจะส่งผลต่อปริมาณน้ำมันดิบหายไป 5.7 ล้านบาร์เรลต่อวัน และน้ำมันสำเร็จรูป 1.5 ล้านบาร์เรลต่อวัน ซึ่งทบวงพลังงานระหว่างประเทศ (IEA) มองว่าด้วยศักยภาพของกลุ่มโอเปคจะเพิ่มกำลังผลิตคืนมาได้ 3.2 ล้านบาร์เรลต่อวัน แต่ Platte มองว่าจะผลิตคืนมาได้เพียง 2.0 ล้านบาร์เรลต่อวัน แต่อย่างไรก็ตาม ประธานาธิบดีโดนัลด์ ทรัมป์ ของสหรัฐอเมริกาแจ้งว่าพร้อมปล่อยน้ำมันสำรองทางยุทธศาสตร์ (SPR) ซึ่งปัจจุบันมีมากกว่า 630 ล้านบาร์เรล ในส่วนของราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) มีแนวโน้มปรับเพิ่มขึ้นตามราคาน้ำมันดิบ ประกอบกับเริ่มเข้าสู่ช่วงฤดูหนาวซึ่งมีความต้องการใช้ในการสร้างความอบอุ่น สำหรับตลาด ก๊าซธรรมชาติ (LNG) เหตุการณ์ในประเทศซาอุดีอาระเบียไม่ส่งผลกระทบต่อราคา LNG โดยราคาส่งมอบ ในเดือนตุลาคมและพฤศจิกายน 2562 ปรับเพิ่มขึ้นเล็กน้อยตามฤดูกาลปกติ ปัจจัยที่มีผลต่อราคา LNG ได้แก่ ความตึงเครียดในบริเวณช่องแคบฮอมุส เนื่องจาก LNG ของกาตาร์และสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์จะต้องขนส่ง ผ่านช่องแคบนี้คิดเป็นร้อยละ 26 ของปริมาณ LNG ของโลก หากมีการข่มขู่ปิดช่องแคบฮอมุสอาจส่งผลกระทบต่อราคา LNG แต่จะไม่ส่งผลกระทบต่อราคา Spot LNG มากนัก
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2. มาตรการป้องกันและบรรเทาผลกระทบจากเหตุการณ์ความไม่สงบในประเทศซาอุดีอาระเบียบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 14 กันยายน 2562 โรงกลั่นน้ำมัน บริษัท ซาอุดี อารามโก (Saudi Aramco) ของซาอุดีอาระเบียถูกโจมตีและเกิดไฟไหม้ และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานให้กระทรวงพลังงาน ทราบว่าจุดที่ถูกโจมตีไม่ได้เป็นที่ตั้งโรงกลั่นน้ำมัน แต่เป็น Crude Oil Processing Facility หรือโรงงานที่ทำหน้าที่กำจัดสารต่างๆ ที่ไม่ต้องการออกจากน้ำมันดิบ ก่อนส่งต่อไปยังผู้ซื้อของบริษัท Aramco ซึ่งกระทรวงพลังงานได้ติดตามสถานการณ์อย่างใกล้ชิดเพื่อสร้างความมั่นใจให้กับประชาชนไม่ให้เกิดความกังวลในช่วงที่ คาดว่าจะเกิดวิกฤตการณ์น้ำมัน 2 - 30 วัน
2. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ราคาน้ำมันตลาดโลกปิดตลาด ณ วันที่ 16 กันยายน 2562 น้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 63.85 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับสูงขึ้น 5.52 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 79.69 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับสูงขึ้น 6.60 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล น้ำมันดีเซล (10 PPM) อยู่ที่ 80.55 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับสูงขึ้น 5.59 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล อัตราแลกเปลี่ยนเงินตรา อยู่ที่ 30.6823 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันวันที่ 16-22 กันยายน 2562 ลิตรละ 20.82 บาท ราคาเอทานอล ณ เดือน กันยายน 2562 ลิตรละ 21.96 บาท ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 15 กันยายน 2562 มีฐานะสุทธิ 39,402 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 45,113 ล้านบาท และบัญชี LPG ติดลบ 5,711 ล้านบาท โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 17 กันยายน 2562 ค่าการตลาดเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลอยู่ที่ 1.26 บาทต่อลิตร กลุ่มน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 1.45 บาทต่อลิตร และของน้ำมันเชื้อเพลิงทั้งหมดอยู่ที่ 1.31 บาทต่อลิตร ปัจจุบันรัฐยังคงชดเชยราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล E20, E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และ บี20 ส่งผลให้สภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ในกลุ่มน้ำมันดีเซลมีรายจ่าย 31 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่มีรายรับจากกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล 1,231 ล้านบาทต่อเดือน และรายรับจากน้ำมันเตา 10 ล้านบาทต่อเดือน โดยภาพรวมกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องรายได้ 1,210 ล้านบาทต่อเดือน
3. กระทรวงพลังงานมีมาตรการป้องกันและบรรเทาผลกระทบจากเหตุการณ์ดังกล่าว ดังนี้ (1) การป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดย ปตท. จะกระจายการจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงจากแหล่งอื่น เช่น สหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ (UAE) ประเทศโอมาน เป็นต้น เพื่อทดแทนการนำเข้าน้ำมันจากซาอุดีอาระเบียประมาณ 170,000 บาร์เรลต่อวัน และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) จะบริหารจัดการปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศให้เพียงพอกับความต้องการใช้ในช่วงที่คาดว่าจะเกิดวิกฤตการณ์น้ำมัน โดย ณ วันที่ 16 กันยายน 2562 มีปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือและปริมาณสำรองของประเทศรวม 6,407 ล้านลิตร คาดการณ์ว่าสามารถเพียงพอใช้ได้ 54 วัน และปริมาณก๊าซ LPG สำหรับการใช้ในภาคครัวเรือน ภาคอุตสาหกรรม และ ภาคขนส่ง คาดการณ์ว่าสามารถเพียงพอใช้ได้ 12 วัน ทั้งนี้ หากสถานการณ์ยาวนานเกินกว่า 12 วัน ธพ. จะจัดสรรก๊าซ LPG ให้กับภาคครัวเรือนก่อนเป็นลำดับแรก และ (2) การรักษาเสถียรภาพระดับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง จากการประเมินเบื้องต้น หากสถานการณ์ดังกล่าวอยู่ในช่วง 1 สัปดาห์ จะทำให้ราคาน้ำมันดิบปรับเพิ่มขึ้น 5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล หากอยู่ในช่วงราว 2 - 6 สัปดาห์ ราคาจะปรับขึ้น 5 - 15 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ดังนั้น เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม โดยไม่ให้ส่งผลกระทบต่อประชาชน กระทรวงพลังงานเห็นควรปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอลลง 1.00 บาทต่อลิตร และกลุ่มดีเซลหมุนเร็วลง 0.60 บาทต่อลิตร โดยราคาขายปลีกไม่เปลี่ยนแปลงซึ่งจะส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายเพิ่มขึ้น 2,023 ล้านบาทต่อเดือน มีสภาพคล่องรายได้ของกลุ่มน้ำมัน ติดลบรวม 813 ล้านบาทต่อเดือน แบ่งเป็นกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล มีรายจ่ายเพิ่มขึ้น 925 ล้านบาทต่อเดือน จากเดิมมีรายรับ 1,231 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายรับ 307 ล้านบาทต่อเดือน และกลุ่มดีเซล มีรายจ่ายเพิ่มขึ้น 1,099 ล้านบาทต่อเดือน จากเดิมมีรายจ่าย 31 ล้านบาทต่อเดือน เป็น มีรายจ่าย 1,130 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2562 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 18 กันยายน 2562 เป็นต้นไป
กบง.ครั้งที่ 3/2562 (ครั้งที่10) วันศุกร์ที่ 30 สิงหาคม พ.ศ. 2562
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2562 (ครั้งที่ 10)
วันศุกร์ที่ 30 สิงหาคม พ.ศ. 2562 เวลา 13.30 น.
1. การนำเข้า LNG 1.5 ล้านตัน ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
2. แนวนโยบายพลังงานเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โรงไฟฟ้าชุมชน)
3. แนวทางการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ทดแทนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7)
4. กรอบนโยบายการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ภายใต้พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562
5. การทบทวนคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
6. ความคืบหน้าการดำเนินคดีกับบริษัท ยูไนเต็ดแก๊ส จำกัด
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1. การนำเข้า LNG 1.5 ล้านตัน ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. วันที่ 27 พฤษภาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) รับทราบการรายงานความคืบหน้าผลการดำเนินงานในการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน โดยคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีมติรับทราบความคืบหน้ารายงานการเจรจาระหว่าง กฟผ. และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ภายใต้การกำกับของสำนักงาน กกพ. (2) มอบหมายให้ กฟผ. และ ปตท. ภายใต้การกำกับของ กกพ. ไปจัดทำข้อตกลงในการนำเข้า กำกับ และบริหารจัดการการนำเข้า LNG เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay จากการนำเข้า LNG ของ กฟผ. รวมทั้งให้เจรจาสัญญา Global DCQ ให้สอดคล้องกัน เพื่อไม่ให้เกิดภาวะการ ขาดแคลน LNG ในอนาคต โดยอยู่ภายในระยะเวลาการเริ่มต้นใช้ LNG Terminal ของ กฟผ. และดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในกรอบระยะเวลาตามข้อเสนอในสัญญาการนำเข้า LNG ของ กฟผ. (ภายในวันที่ 15 กันยายน 2562) และให้ กกพ. รายงาน กบง. ต่อไป และ (3) เห็นชอบหลักการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้า หรือ Heat Rate เฉพาะโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง เพื่อใช้เป็นหลักการในการปฏิบัติของศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าในช่วงส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อมาเมื่อวันที่ 27 พฤษภาคม 2562 สำนักงาน กกพ. ได้รายงาน กบง. เรื่องผลกระทบจากการนำเข้าตามโครงสร้างเพื่อรองรับการแข่งขันตามมติ กพช. วันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดยการแบ่งการคิดราคาก๊าซเป็น Pool Gas ปตท. และ LNG กฟผ. ส่งผลต่อการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าในระบบ Heat Rate แทนระบบ Merit Order ที่ใช้อยู่เดิม โดยเบื้องต้นจะส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าประมาณ 2 สตางค์ต่อหน่วย
2. เมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2562 กกพ. ได้พิจารณาเรื่องการบริหารจัดการนำเข้า LNG เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay และสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ฉบับใหม่ (Global DCQ) โดยมีข้อสรุปดังนี้ (1) การวิเคราะห์ความเสี่ยงที่จะเกิด Take or Pay พบว่าในปี 2563 2564 และ 2565 มีปริมาณก๊าซที่สามารถเรียกเพิ่มเติมจากอ่าวไทยอยู่ที่ 37,991 170,582 และ 237,094 BBTU/Yr ตามลำดับ แต่เนื่องจากการใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติอาจมีความแตกต่างกันในแต่ละเดือน ดังนั้น การบริหารจัดการไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay จำเป็นต้องพิจารณาความต้องการรายเดือนด้วย และจากการวิเคราะห์พบว่า กฟผ. และ ปตท. จะสามารถบริหารจัดการและไม่เกิด Take or Pay ในทุกๆสัญญาได้ โดย กฟผ. และ ปตท. เห็นชอบร่วมกันว่าจะสามารถบริหารจัดการได้ดี หาก กฟผ. นำเข้าไม่เกิน 1 MTPA ในปี 2563 และไม่เกิน 1.2 MTPA ในปีต่อๆ ไป และในการเจรจาสัญญา LNG Sales and Purchase Agreement (SPA) กฟผ. ได้ขอเพิ่มเงื่อนไขให้สามารถปรับลดปริมาณ LNG ลงได้อีก 15% ของ Annual Contract Quantity (ACQ) ในแต่ละปี ในกรณีที่มีการเปลี่ยนแปลงการใช้ก๊าซลดลง กฟผ.จะสามารถใช้ทางเลือกในสัญญาปรับลดการซื้อก๊าซเพื่อลดผลกระทบและโอกาสในการเกิด Take or Pay นอกจากนี้ LNG SPA ของ กฟผ.ยังอนุญาตให้สามารถ Divert Cargo ไปยัง Terminal อื่นได้หากจำเป็น เพื่อลดภาระ Take or Pay (2) การทำ MOU เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay และการใช้ก๊าซตาม Global DCQ ฉบับใหม่ เนื่องจาก กฟผ. เลือกใช้โรงไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูงและเดินเครื่องในลักษณะ Base Load จึงไม่มีโอกาสเกิด Take or Pay ในส่วนสัญญา LNG ของ กฟผ. แต่จะมีโอกาสเกิด Take or Pay ในส่วนสัญญาของ ปตท. ดังนั้น ปตท. จึงไม่เห็นความจำเป็นในการลงนาม MOU แต่เห็นควรให้ทำการบริหารจัดการร่วมกันระหว่าง ปตท. และ กฟผ. ภายใต้การกำกับของ กกพ. จะเกิดผลในทางปฏิบัติมากกว่า และหลังจากสัญญา Global DCQ สิ้นสุดลง กฟผ. และ ปตท. ได้มีการพิจารณาต่อสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระยะสั้นเป็นรายปีมาแล้ว 4 ครั้ง และสัญญาจะสิ้นสุดอีกครั้งในเดือนธันวาคม 2562 เพื่อให้ ปตท. สามารถบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในระยะยาว จึงจำเป็นต้องลงนามสัญญา Global DCQ อีกครั้ง โดยสัญญา Global DCQ ได้ผ่านการพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว แต่ยังคงเหลือประเด็นด้านเทคนิคบางประเด็นที่ยังหาข้อยุติไม่ได้และจะดำเนินการเจรจาหาข้อยุติร่วมกันให้แล้วเสร็จภายในปี 2562
3. กกพ. จึงขอเสนอให้ที่ประชุมพิจารณาดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการการนำเข้า LNG ของ กฟผ. เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ที่ กฟผ. และ ปตท. เสนอ ภายใต้การกำกับของ กกพ. โดย กฟผ. จะต้องมีการนำเข้า LNG ไม่เกิน 1.09 ล้านตัน ในปี 2563 และไม่เกิน 1.2 ล้านตัน หลังปี 2564 โดยสัญญา SPA ระหว่าง กฟผ. และ Petronas จะสามารถปรับลดลงได้อีก 15% ของสัญญา หากจำเป็นที่จะต้องลดการนำเข้า LNG เพิ่มเติมเมื่อเกิดภาระ Take or Pay ให้พิจารณาลดการนำเข้าของ กฟผ. เป็นลำดับแรก รวมทั้งอาจมีการ Divert LNG ไปยัง Terminal อื่นหากจำเป็น (2) รับทราบข้อเสนอของ กฟผ. และ ปตท. ที่จะร่วมกันบริหารจัดการไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ภายใต้การกำกับของ กกพ. แทนการลงนาม MOU และ (3) รับทราบความก้าวหน้าของการเจรจาสัญญา Global DCQ ที่จะดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2562
4. เมื่อวันที่ 6 สิงหาคม 2562 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้จัดประชุมร่วมกับ กฟผ. ปตท. สำนักงาน กกพ. โดยมีรองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายสราวุธ แก้วตาทิพย์) เป็นประธาน สรุปได้ดังนี้ (1) สถานการณ์ LNG ของประเทศในปัจจุบันได้เปลี่ยนแปลงไปจากช่วงที่ กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ที่ได้เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ที่มอบหมายให้ กฟผ. นำเข้า LNG ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี โดยเฉพาะอย่างยิ่ง การจัดหา LNG ในประเทศไม่ได้ลดลงตามที่ได้เคยประมาณการไว้ ในขณะที่ความต้องการใช้ LNG ก็ไม่ได้เพิ่มสูงขึ้นตามที่ประมาณการไว้ จึงทำให้ความจำเป็นในการนำเข้า LNG อาจเปลี่ยนไปจากเดิม (2) การนำเข้า LNG ของ กฟผ. โดยหลักการแล้วไม่ควรส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประเทศและต้องไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay จนส่งผลกระทบต่อต้นทุนการจัดหา LNG ของประเทศ รวมทั้งอาจมีความจำเป็นต้องพิจารณาทบทวนการแบ่งราคา LNG เป็น 2 Pool จากการนำเข้า LNG ของ กฟผ. เนื่องจากมีโอกาสสูงมากที่จะมีผลกระทบทำให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้น (3) ราคา LNG Spot ปัจจุบันลดลงมาอยู่ที่ระดับ 4 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ซึ่งเป็นสัญญาณว่าในช่วง 2 – 3 ปีข้างหน้า แนวโน้ม LNG จะมีราคาลดลง จึงอาจต้องพิจารณาความเหมาะสมและทบทวนความจำเป็นเร่งด่วนของการผูกพันสัญญาการจัดหา LNG ในระยะปานกลางและระยะยาวในขณะนี้ และ (4) กรณีที่จะให้ กฟผ. นำเข้า LNG ควรจะมีกลไกการบริหารจัดการเพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบเรื่อง Take or Pay รวมทั้งต้องพิจารณาความเป็นไปได้และข้อจำกัดของกฎหมายในกรณีที่ กฟผ. จะนำ LNG ไปจำหน่ายในตลาดอื่นก่อนดำเนินการด้วย ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปข้อสรุปแนวทางดำเนินการเป็น 3 ทางเลือก ดังนี้ (1) ให้ กฟผ. บริหารสัญญานำเข้า LNG ไม่ให้เกิดภาระ Take or pay หรือ (2) ให้ กฟผ. จัดซื้อ LNG แบบ Spot สำหรับการทดลองระบบการแข่งขันตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31กรกฎาคม 2560 หรือ (3) ให้ กฟผ. เลื่อนเวลาการนำเข้า LNG ที่ประมูลได้ จากปี 2562 เป็นปี 2565
มติของที่ประชุม
1. รับทราบแนวทางการบริหารจัดการการนำเข้า LNG ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ที่ กฟผ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เสนอภายใต้การกำกับของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)
2. รับทราบข้อเสนอของ กฟผ. และ ปตท. ที่จะร่วมกันบริหารจัดการไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ภายใต้การกำกับของ กกพ. แทนการลงนาม MOU และความก้าวหน้าของการเจรจาสัญญา Global DCQ ที่จะดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2562
3. เห็นชอบให้ กฟผ. จัดหา LNG แบบ Spot ปริมาณไม่เกิน 200,000 ตัน สำหรับการทดสอบระบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดยมอบหมายให้ กกพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ กฟผ. ไปพิจารณาความเหมาะสมทั้งด้านปริมาณ และช่วงเวลาในการจัดหา LNG แบบ Spot สำหรับการทดสอบระบบ แล้วนำกลับมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาต่อไป
4. มอบหมายให้ กฟผ. ไปเจรจาหาข้อยุติในการนำเข้า LNG กับบริษัท PETRONAS LNG Ltd. โดยไม่ให้เกิดการเรียกร้องค่าเสียหายหรือค่าใช้จ่ายใดๆ ตามเงื่อนไขที่กำหนดไว้ในเอกสารเชิญชวนยื่นข้อเสนอ (Request for Proposal: RFP)
5. มอบหมายให้ ปตท. และ กฟผ. ไปบริหารจัดการการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ภายใต้การกำกับของ กกพ. ให้เหมาะสมและเกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ
6. มอบหมายให้ สนพ. และ กกพ. ไปทบทวนแนวทางส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 2. แนวนโยบายพลังงานเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โรงไฟฟ้าชุมชน)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2562 คณะรัฐมนตรี (รัฐบาลพลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) แถลงนโยบายต่อรัฐสภา โดยมีนโยบายที่เกี่ยวข้องกับด้านพลังงานได้แก่ที่สำคัญ ได้แก่ (1) ส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทนจากวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาเพิ่มมูลค่า (2) การพัฒนาสาธารณูปโภคพื้นฐาน เสริมสร้างความมั่นคงทางด้านพลังงานให้สามารถพึ่งพาตนเองได้ กระจายชนิดของเชื้อเพลิงทั้งจากฟอสซิลและจากพลังงานทดแทนอย่างเหมาะสม สนับสนุนการผลิตและการใช้พลังงานทดแทนตามศักยภาพของแหล่งเชื้อเพลิงในพื้นที่ เปิดโอกาสให้ชุมชนและประชาชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตและบริหารจัดการพลังงานในพื้นที่ ส่งเสริมให้มีการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 และ B100 เพื่อเพิ่มการใช้น้ำมันปาล์มดิบ และจัดทำแนวทางการใช้มาตรฐานน้ำมัน EURO5 ส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาเทคโนโลยีด้านพลังงาน รวมทั้งสนับสนุนให้เกิดโครงสร้างตลาดไฟฟ้ารูปแบบใหม่ และให้มีราคาพลังงานสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง (3) ยกระดับโครงข่ายระบบไฟฟ้าและพลังงานให้มีความทันสมัย ทั่วถึง เพียงพอ มั่นคง และมีเสถียรภาพ ทั้งนี้ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้มีแนวนโยบายการพัฒนาด้านพลังงานของประเทศ โดยมุ่งเน้นการพัฒนาที่ยั่งยืน (Sustainable) พลังงานต้องมีต้นทุนราคาที่เป็นธรรมสามารถยอมรับได้ ประชาชนสามารถเข้าถึงได้ (Affordable) และส่งเสริมให้เกิดการพัฒนาเศรษฐกิจ ด้วยการสร้างกลไกให้ชุมชนเข้ามามีส่วนร่วมด้านพลังงาน สร้างงานและสร้างรายได้ให้ชุมชนในระดับฐานรากของประเทศ (Energy for all) โดยการพัฒนาด้านพลังงานไฟฟ้า มุ่งเน้นให้มีการผลิตพลังงานไฟฟ้าในชุมชนตามศักยภาพเชื้อเพลิงพลังงานสะอาดที่หาได้ในพื้นที่และนำไปใช้ในพื้นที่เป็นหลัก ประชาชนสามารถเข้าถึงพลังงานไฟฟ้าได้อย่างทั่วถึง ราคาถูก โดยอาจใช้กองทุนส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเป็นเครื่องมือในการส่งเสริมการขับเคลื่อนโครงการ
2. กรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก มีหลักการและเหตุผลในการ ส่งเสริมให้ชุมชนมีส่วนร่วมในการผลิต ใช้ และจำหน่ายไฟฟ้า อย่างยั่งยืน ส่งเสริมให้ชุมชนมีส่วนร่วมเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้า ส่งเสริมโรงไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนตามศักยภาพเชื้อเพลิงและสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ สร้างความมั่นคงระบบไฟฟ้าในพื้นที่ ลดภาระการลงทุนของภาครัฐในการสร้างระบบส่ง และระบบจำหน่ายไฟฟ้า ส่งเสริมเศรษฐกิจฐานรากให้มีรายได้ โดยชุมชนได้รับผลตอบแทนจากการจำหน่ายเชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียนจากวัสดุทางการเกษตรและการจำหน่ายไฟฟ้า และสร้างการยอมรับของชุมชนในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าของประเทศ โดยเป้าหมายเป็นพื้นที่ที่มีศักยภาพพลังงานหมุนเวียนทั่วประเทศที่สามารถส่งเสริมให้เกิดโรงไฟฟ้าชุมชน และสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่นั้นๆ มีระบบส่งและระบบจำหน่ายที่สามารถรองรับไฟฟ้าที่ผลิตจากโรงไฟฟ้าชุมชนได้ เปิดให้มีการใช้งบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าในการสนับสนุนการลงทุนหรืออุดหนุนการดำเนินกิจการของโรงไฟฟ้าชุมชน มีแนวทางการจัดตั้ง (1) ให้ชุมชนมีส่วนร่วมลงทุนโรงไฟฟ้ากับภาครัฐและ/หรือเอกชนเพื่อให้สามารถดำเนินกิจการได้อย่างมีประสิทธิภาพ (2) รับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชุมชนตามเป้าหมายพลังงานหมุนเวียนภายใต้แผน AEDP และสอดคล้องกับแผน PDP2018 โดยอาจเร่งรัดให้มีการรับซื้อเร็วขึ้นจากแผนตามความเหมาะสม (3) ในพื้นที่ที่ไม่มีศักยภาพจากพืชพลังงานจะส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์(4) โรงไฟฟ้าชุมชนต้องมีขนาดกำลังผลิตไฟฟ้าที่สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ (5) มีสัญญารับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชุมชนกับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (6) ราคารับซื้อไฟฟ้าต้องไม่กระทบหรือกระทบต่อราคาค่าไฟฟ้าน้อยที่สุด (7) มีการกำหนดผลประโยชน์กลับคืนสู่ชุมชนในพื้นที่อย่างเป็นรูปธรรม เช่น ส่วนลดค่าไฟฟ้าคืนสู่ชุมชน ส่วนแบ่งผลกำไรจากการดำเนินงานตามสัดส่วนที่ชุมชนได้มีการร่วมทุนในโรงไฟฟ้าชุมชน รายได้จากการขายเชื้อเพลิงจากวัสดุทางการเกษตร
3. ขั้นตอนการดำเนินงานจะนำเสนอกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ ก่อนนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณามอบหมายให้ กบง. ดำเนินการจัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากที่ได้รับความเห็นชอบ มอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ และพื้นที่ที่ไม่มีข้อจำกัดทางด้านระบบส่งและระบบจำหน่าย เป็นต้น และแก้ไขหลักเกณฑ์ กฎ ระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อสนับสนุนการดำเนินงาน รวมทั้งให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการเปิดรับข้อเสนอโรงไฟฟ้าชุมชน ดำเนินการคัดเลือกตามขั้นตอนต่อไป โดยโรงไฟฟ้าชุมชนมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไม่เกินปี 2565
4. ผลประโยชน์ต่อเศรษฐกิจฐานราก ได้แก่ ชุมชนมีรายได้จากการเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้าชุมชน และลดภาระค่าใช้จ่ายของชุมชน ชุมชนมีรายได้จากการจำหน่ายวัสดุทางการเกษตรเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า เกิดการสร้างงาน สร้างอาชีพ และสร้างความเข้มแข็งในชุมชน ลดการย้ายถิ่นฐานของแรงงาน และเกิดการจับจ่ายใช้สอยในพื้นที่ ก่อให้เกิดการหมุนเวียนของเศรษฐกิจในชุมชน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 3. แนวทางการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ทดแทนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 เมษายน 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบโครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) หารือกับกรมสรรพสามิต ในการกำหนดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ในอัตรา 5.80 บาทต่อลิตร รวมทั้งเห็นชอบให้ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 มีราคาถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) 1.00 บาทต่อลิตร โดยกำหนดอัตราเงินชดเชยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 ที่ 0.65 บาทต่อลิตร ต่อมาเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2562 กบง. เห็นชอบขยายระยะเวลาให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) 5 บาทต่อลิตร ต่อไปถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 และเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 กบง. เห็นชอบขยายระยะเวลาให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) 5 บาทต่อลิตร ต่อไปถึงวันที่ 30 กันยายน 2562 โดยคงอัตราเงินชดเชยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไว้ที่ 4.50 บาทต่อลิตร ต่อมาเมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2562 กบง. มีมติเห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันกลุ่มดีเซลเพิ่มขึ้น 0.30 บาทต่อลิตร ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ 0.50 บาทต่อลิตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 อัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 0.35 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 อัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 4.20 บาทต่อลิตร
2. ปัจจุบันกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ออกประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล เป็น 3 ประเภท ได้แก่ น้ำดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ส่วนสถานการณ์การจำหน่ายและการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้ (1) ณ วันที่ 18 สิงหาคม 2562 ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 มีจำนวน 3 ราย แบ่งเป็น Fleet 1 แห่ง และสถานีบริการ 44 แห่ง และที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 จำนวน 13 ราย แบ่งเป็น Fleet 532 แห่ง สถานีบริการ 1,693 แห่ง (2) ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นจาก 0.00003 ล้านลิตรต่อวัน ในช่วงเริ่มต้น (เดือนพฤษภาคม 2562) โดยปัจจุบัน ณ วันที่ 1–18 สิงหาคม 2562 มียอดจำหน่ายอยู่ที่ 0.011 ล้านลิตรต่อวัน ส่วนปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 มีการเติบโตอย่างก้าวกระโดดจาก 0.10 ล้านลิตรต่อวัน ในช่วงปี 2561 โดยปัจจุบันมียอดจำหน่ายถึง 6.18 ล้านลิตรต่อวัน ทั้งนี้ โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 27 สิงหาคม 2562 พบว่า ปัจจุบันยังคงชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ในอัตรา 0.35 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ในอัตรา 4.20 บาทต่อลิตร โดยส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ที่ 1 บาทต่อลิตร และ 5 บาทต่อลิตร ตามลำดับ โดยสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ในเดือนสิงหาคม 2562 มีสภาพคล่องสุทธิกลุ่มน้ำมัน 1,400 ล้านบาทต่อเดือน แยกเป็นกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล 1,320 ล้านบาทต่อเดือน และกลุ่มดีเซล 69 ล้านบาทต่อเดือน และมีฐานะกองทุนน้ำมันรวม ณ วันที่ 25 สิงหาคม 2562 อยู่ที่ 38,210 ล้านบาท
3. ความพร้อมการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ทดแทนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) แบ่งเป็น (1) ความพร้อมของปริมาณน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) โดยสำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร คาดการณ์ปริมาณผลผลิตปาล์มน้ำมันปี 2562 ครึ่งปีหลัง จะออกสู่ตลาดประมาณ 7.490 ล้านตัน ลดลงร้อยละ 19.5 เมื่อเทียบกับช่วงครึ่งปีแรกของปี 2562 โดยไตรมาสที่ 4 คาดว่าผลผลิตในเดือนตุลาคม พฤศจิกายน และธันวาคม จะออกสู่ตลาดประมาณ 1.312 ล้านตัน 1.391 ล้านตัน และ 1.208 ล้านตัน ตามลำดับ (ประมาณการ ณ วันที่ 27 เมษายน 2562) (2) กระทรวงพาณิชย์รายงานปริมาณสต็อกน้ำมันปาล์มดิบคงเหลือ ระหว่างวันที่ 24 – 26 กรกฎาคม 2562 มีจำนวน 451,127 ตัน เพิ่มขึ้นจากสต็อกคงเหลือ ณ สิ้นเดือนมิถุนายน 2562 ร้อยละ 12.65 ทั้งนี้ ตามเป้าหมายการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ของกระทรวงพลังงาน คาดการณ์ว่า ณ เดือนธันวาคม 2562 จะมีปริมาณการใช้ไบโอดีเซล B100 ที่ระดับ 6.2 ล้านลิตรต่อวัน เทียบเท่าการใช้น้ำมันปาล์มดิบ (CPO) 167,360 ตันต่อเดือน ซึ่งสต็อกน้ำมันปาล์มดิบคงเหลือในปัจจุบันและผลผลิตปาล์มที่คาดการณ์จะสามารถรองรับการใช้น้ำมันปาล์มดิบในการผลิตไบโอดีเซลได้เพียงพอ (3) ความพร้อมของผู้ผลิตไบโอดีเซล (บี100) ปัจจุบันมี 13 ราย กำลังการผลิต 8,312,242 ลิตรต่อวัน โดยมีผู้ผลิตไบโอดีเซลสำหรับใช้ผสมเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10 ได้ (ค่าโมโนกลีเซอไรต์ ไม่สูงกว่าร้อยละ 0.4 โดยน้ำหนัก) จำนวน 9 ราย กำลังการผลิต 6,892,242 ลิตรต่อวัน ส่วนที่เหลืออยู่ระหว่างการปรับปรุงกระบวนการผลิต (4) ความพร้อมของรถยนต์ที่ใช้เชื้อเพลิงดีเซล ปัจจุบันมีรถยนต์ที่ใช้เชื้อเพลิงดีเซล 10,466,820 คัน เป็นรถยนต์ที่ค่ายรถยนต์รับรองว่าสามารถรองรับการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ได้ประมาณ 5,231,972 คัน (คิดเป็นร้อยละ 50.0 ของจำนวนรถยนต์ดีเซลทั้งหมด) ทั้งนี้ รถยนต์ดีเซลที่หมดการรับประกันแล้ว จะใช้กลไกส่วนต่างราคาเพื่อจูงใจให้ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และ (5) ความพร้อมของผู้ค้าน้ำมัน มีความพร้อมและสนับสนุนการดำเนินการตามนโยบายของภาครัฐ โดยขอให้ภาครัฐกำหนดนโยบายที่ชัดเจน รวมทั้งเร่งการประชาสัมพันธ์สร้างความเข้าใจเพื่อให้ผู้บริโภคมีความมั่นใจต่อการเปลี่ยนมาใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เพิ่มขึ้น
4. แนวทางการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ปัจจุบันการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) มีสัดส่วนการใช้สูงสุดของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว คือ ประมาณ 56.4 ล้านลิตรต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 91 ของการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วทั้งหมด ในขณะที่การใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อยู่ในระดับสูงกว่าเป้าหมายที่กำหนดไว้ที่ประมาณ 5 ล้านลิตรต่อวัน ซึ่งกองทุนน้ำมันฯ รับภาระชดเชยในส่วนนี้ประมาณ 805 ล้านบาทต่อเดือน โดยหากการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 มีอัตราเพิ่มขึ้นเกินกว่าเป้าหมายมากจะทำให้ปริมาณ CPO ภาพรวมทั้งประเทศที่ผลิตได้ไม่เพียงพอ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ทดแทนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) โดยมีแนวทางดำเนินการ ดังนี้ (1) ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 ขยายส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ที่ 2 บาทต่อลิตร (ปัจจุบันส่วนต่างอยู่ที่ 1 บาทต่อลิตร) และลดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ที่ 3 บาทต่อลิตร (ปัจจุบันส่วนต่างอยู่ที่ 5 บาทต่อลิตร) หลังการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ คาดว่า ณ เดือนธันวาคม 2552 การใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ลดลงมาอยู่ที่ระดับประมาณร้อยละ 50 ของการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (ประมาณ 30 - 32 ล้านลิตรต่อวัน) การใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เพิ่มขึ้นโดยอยู่ที่ระดับประมาณร้อยละ 50 ของการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (ประมาณ 30 – 32 ล้านลิตรต่อวัน) และการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ลดลงมาอยู่ที่ระดับไม่เกิน 5 ล้านลิตรต่อวัน และส่งผลให้สภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ในกลุ่มน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 371 ล้านบาทต่อเดือน เป็น 440 ล้านบาทต่อเดือน และจากนโยบายของรัฐบาลในการรายได้ราคาผลปาล์มน้ำมัน 4 บาทต่อกิโลกรัม จะส่งผลให้ราคาไบโอดีเซล บี100 เพิ่มขึ้นจากปัจจุบันประมาณ 7 บาทต่อลิตร จากราคา 20.54 บาทต่อลิตร เป็น 27.43 บาทต่อลิตร และทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลเพิ่มขึ้นตามไปด้วย โดยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) เพิ่มขึ้นประมาณ 0.50 บาทต่อลิตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เพิ่มขึ้นประมาณ 0.70 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เพิ่มขึ้นประมาณ 1.50 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ หากราคาขายปลีกสูงขึ้นมากจนส่งผลกระทบต่อประชาชน สามารถพิจารณาปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และนำเงินที่กองทุนน้ำมันฯ มารักษาเสถียรภาพราคาได้ และ (2) ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 บังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน โดยให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นทางเลือก รวมทั้งประกาศคุณภาพน้ำมันไบโอดีเซลเป็นชนิดเดียวที่สามารถนำมาผลิตน้ำมันดีเซลได้ทุกเกรด โดยการดำเนินการดังกล่าว จะทำให้มีการใช้ไบโอดีเซลเพิ่มขึ้น ช่วยดูดซับปริมาณน้ำมันปาล์มดิบ สร้างความมั่นคงทางพลังงานในการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของวัตถุดิบที่สามารถผลิตได้ในประเทศมากขึ้น ช่วยรักษาเสถียรภาพระดับราคา CPO ของประเทศ ทำให้เกษตรกรมีรายได้ที่มั่นคง รวมทั้งช่วยลดปัญหาสิ่งแวดล้อมด้านมลภาวะทางอากาศจากฝุ่นละอองขนาดเล็ก PM 2.5 ในภาคคมนาคมขนส่ง
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบขยายส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ที่ 2 บาทต่อลิตร และลดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ที่ 3 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 เป็นต้นไป
2. เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
2. เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารส่วนต่างราคาขายปลีกกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยปรับเพิ่มหรือลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้ในกรอบอัตราตามข้อ 2 ในช่วงสถานการณ์ราคาที่เหมาะสม ทั้งนี้มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการต่อไป
4. เห็นชอบให้วันที่ 1 มกราคม 2563 บังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน โดยให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นทางเลือก
5. เห็นชอบมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการ ดังนี้
5.1 กระทรวงพลังงานบริหารจัดการการใช้ไบโอดีเซลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง และกระทรวงพาณิชย์บริหารจัดการการใช้ไบโอดีเซลเพื่อใช้บริโภค
5.2 กรมธุรกิจพลังงานติดตามปริมาณการใช้น้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว และประกาศคุณภาพไบโอดีเซลเป็นชนิดเดียวที่สามารถนำมาผลิตน้ำมันดีเซลได้ทุกเกรด ภายในวันที่ 1 มกราคม 2563
5.3 กระทรวงพาณิชย์ กรมการค้าภายใน ดำเนินการบริหารจัดการผลผลิตปาล์มน้ำมันให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ไบโอดีเซล และดำเนินการป้องกันการลักลอบนำเข้าน้ำมันปาล์มดิบจากต่างประเทศ
สรุปสาระสำคัญ
1.พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 (พระราชบัญญัติฯ) ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 27 พฤษภาคม 2562 เพื่อยกระดับกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ลงวันที่ 23 ธันวาคม 2547 สำหรับใช้เป็นกลไกในการรักษาเสถียรภาพของระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงมิให้เกิดผลกระทบต่อเศรษฐกิจในการแก้ไขปัญหาดังกล่าว โดยมีคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ทำหน้าที่ในการบริหารกิจการของกองทุนฯ โดย พระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับในวันที่ 24 กันยายน 2562 เป็นต้นไป และให้ยุบเลิกสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) โดยตั้ง สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง มีฐานะเป็นหน่วยงานของรัฐที่เป็นนิติบุคคลเข้ามาทำหน้าที่แทน พร้อมทั้งการโอนบรรดาเงิน ทรัพย์สิน สิทธิ หนี้สิน รวมทั้งงบประมาณของ สบพน. ไปเป็นของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและการบริหารกิจการของกองทุนฯ จะอยู่ภายใต้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง แทน คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.)
2. การเตรียมความพร้อมบริหารกองทุนฯ ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่าน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะหน่วยงานที่รับผิดชอบการดำเนินงานกองทุนฯ ก่อนถึงกำหนดเวลาที่พระราชบัญญัตินี้มีผลใช้บังคับ ได้ดำเนินการร่วมกับสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ในการเตรียมความพร้อมในด้านต่างๆ ได้แก่ การจัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และการจัดทำแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง การจัดทำหลักเกณฑ์วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการ เพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ การจัดทำกฎหมายลำดับรอง การเตรียมพระราชกฤษฎีกาว่าด้วยการเลิกยุบ สบพน. การจัดทำโครงสร้างสำนักงานกองทุนฯ และการปรับปรุง/แก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 ลงวันที่ 23 ธันวาคม 2547 ทั้งนี้ การเตรียมความพร้อมบริหารกองทุนฯ คาดว่าจะดำเนินการได้ทันรองรับกับพระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับในวันที่ 24 กันยายน 2562 ซึ่งจะมีบทเฉพาะกาลตามมาตรา 54 ให้นำประกาศและระเบียบที่ออกตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เฉพาะส่วนที่เกี่ยวข้องกับกองทุนฯ ที่ใช้บังคับอยู่ในวันก่อนวันที่พระราชบัญญัติฯ นี้ใช้บังคับ มาใช้บังคับโดยอนุโลมเท่าที่ไม่ขัดหรือแย้งกับพระราชบัญญัติฯ จนกว่าจะมีประกาศและระเบียบตามพระราชบัญญัติฯ ใช้บังคับ ทั้งนี้ การดำเนินการออกระเบียบ ข้อบังคับ และประกาศตามพระราชบัญญัติฯ ให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายใน 120 วันนับแต่วันที่พระราชบัญญัติฯ ใช้บังคับ หากไม่สามารถดำเนินการได้ ให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานรายงานเหตุผลที่ไม่อาจดำเนินการได้ต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ
3.เพื่อให้การดำเนินงานบริหารกองทุนน้ำมันฯ ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านตามบทเฉพาะกาลของพระราชบัญญัติฯ เป็นไปอย่างต่อเนื่อง สนพ. และ สบพน. จึงมีหนังสือหารือคณะกรรมการกฤษฎีกา สรุปได้ดังนี้ (1) ในกรณีที่ร่างพระราชบัญญัติฯ ประกาศใช้บังคับเป็นกฎหมาย อาจเกิดประเด็นปัญหาเกี่ยวกับความมีผลใช้บังคับของข้อกำหนดตามคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 ในส่วนที่เกี่ยวข้องกับกองทุนฯ ได้ ดังนั้น เพื่อป้องกันไม่ให้เกิดปัญหาความไม่ชัดเจนอันจะส่งผลให้เกิดปัญหาการใช้บังคับและการปฏิบัติการตามกฎหมาย หน่วยงานที่เกี่ยวข้องจึงสมควรทบทวนข้อกำหนดตามที่กำหนดในคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 โดยยกเลิกคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 และออกคำสั่งนายกรัฐมนตรีฉบับใหม่ ซึ่งกำหนดเฉพาะมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงที่ไม่เกี่ยวข้องกับกองทุนฯ ไว้เท่าที่จำเป็นและเหมาะสมสอดคล้องกับสภาวการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป เพื่อให้สามารถประกาศใช้บังคับให้มีผลพร้อมกับพระราชบัญญัติฯ ได้ต่อไป (2) พระราชบัญญัติฯ ตามมาตรา 5 กำหนดให้กองทุนฯ มีวัตถุประสงค์เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม ในกรณีที่เกิดวิกฤติการณ์ด้านน้ำมันฯ และต้องอยู่ภายใต้กรอบนโยบายบริหารกองทุนฯ ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนด ด้วยเหตุนี้ การดำเนินงานของกองทุนฯ อันได้แก่ การส่งเงินเข้ากองทุนฯ และการจ่ายเงินชดเชย รวมถึงการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนจากกองทุนฯ และอัตราเงินชดเชยคืนกองทุนฯ จึงต้องเป็นไปตามวัตถุประสงค์เช่นว่านั้นและอยู่ภายใต้กรอบนโยบายบริหารกองทุนที่ กพช. กำหนดด้วย และจากบทเฉพาะกาลมาตรา 54 ได้บัญญัติไว้อย่างชัดเจนให้มีการส่งเงินเข้ากองทุนฯ อย่างต่อเนื่อง ดังนั้น แม้จะยังไม่มีกรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ ก็ตาม การดำเนินงานของกองทุนฯ ในส่วนของการมีหน้าที่ส่งเงินเข้ากองทุนฯ ก็ยังคงสามารถดำเนินการต่อไปได้โดยนำประกาศและระเบียบที่ออกตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 ในส่วนที่เกี่ยวกับกองทุนฯ มาใช้บังคับโดยอนุโลมเท่าที่ไม่ขัดหรือแย้งกับพระราชบัญญัตินี้ (3) สำหรับการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพตามที่ดำเนินการในปัจจุบัน มีการบัญญัติไว้เป็นการเฉพาะในมาตรา 55 ที่กำหนดให้มีการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพที่ได้ดำเนินการอยู่ก่อนวันที่พระราชบัญญัติฯ ใช้บังคับ โดยให้ใช้จ่ายเงินกองทุนฯ เพื่อการดำเนินการดังกล่าวต่อไปได้เป็นระยะเวลาสามปีนับแต่วันที่พระราชบัญญัติฯ ใช้บังคับ และขยายระยะเวลาดำเนินการได้อีกไม่เกินสองครั้ง ครั้งละไม่เกินสองปี เมื่อบทเฉพาะกาลดังกล่าวบัญญัติรองรับให้มีการจ่ายเงินชดเชยโดยไม่ได้มีความยึดโยงกับวัตถุประสงค์ของกองทุนฯ จึงไม่ต้องอยู่ภายใต้กรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ ตามที่กำหนดในมาตรา 5 ดังนั้น แม้จะยังไม่มีการกำหนดกรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ โดย กพช. ก็สามารถดำเนินการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพได้ตามบทเฉพาะกาลดังกล่าว (4) กรณีการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของก๊าซปิโตรเลียมเหลวตามที่ดำเนินการในปัจจุบันในระยะเริ่มแรกตามบทเฉพาะกาลนั้น มิได้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ของกองทุนฯ ตามที่บัญญัติไว้ในมาตรา 54 ซึ่งคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) เห็นว่า ถ้ายังไม่มีการกำหนดกรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ โดย กพช. ก็ไม่สามารถดำเนินการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของก๊าซปิโตรเลียมเหลวได้ และ (5) คณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) มีข้อสังเกตว่า หน่วยงานที่เกี่ยวข้องสมควรเร่งดำเนินการเสนอกรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ ต่อ กพช. เพื่อให้พิจารณากำหนดโดยเร็ว รวมทั้งควรเร่งรัดจัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนฯ เพื่อเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบ กับเร่งดำเนินการออกประกาศหรือระเบียบที่เกี่ยวข้องตามพระราชบัญญัติฯ เพื่อให้มีกรอบนโยบายและแผนที่ชัดเจนอันจะเป็นประโยชน์ต่อการดำเนินงานของกองทุนฯ ให้บรรลุตามวัตถุประสงค์ของกฎหมายต่อไป
4. เพื่อให้การดำเนินงานเกี่ยวกับการแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนทั้งในส่วนที่เกี่ยวข้องและไม่เกี่ยวข้องกับกองทุนฯ เป็นไปอย่างต่อเนื่องและไม่หยุดชะงักตามคำแนะนำของคณะกรรมการกฤษฎีกา จึงเห็นสมควรเสนอ กบง. เพื่อพิจารณา 2 เรื่อง ได้แก่
4.1 (ร่าง) กรอบนโยบายการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ภายใต้พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 สนพ. ร่วมกับ สบพน. ดำเนินการตามมาตรา 5 วรรคสอง แห่งพระราชบัญญัติฯ จัดทำ (ร่าง) กรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ เสนอ กบง. เพื่อโปรดพิจารณา ก่อนเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบต่อไป โดยมีสาระสำคัญดังนี้ (1) การบริหารกิจการของกองทุนฯ ให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์มาตรา 5 เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมในกรณีที่เกิดวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและเป็นไปตามกรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ โดยวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง หมายความว่า สถานการณ์ที่ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงมีการปรับราคาขึ้นอย่างรวดเร็วหรือผันผวนอันอาจเกิดผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน หรือสถานการณ์ที่น้ำมันเชื้อเพลิงอาจขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ ดังนี้ (1.1) สถานการณ์ที่ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงมีการปรับราคาขึ้นอย่างรวดเร็วหรือผันผวนหมายความว่ามีเหตุการณ์ใดเหตุการณ์หนึ่ง หรือหลายเหตุการณ์เกิดขึ้น อันอาจเกิดผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน ในส่วนของน้ำมันเชื้อเพลิง ได้แก่ มีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาซื้อขายน้ำมันดิบของตลาดที่สำคัญของโลกปรับตัวสูงขึ้นอย่างรวดเร็วใน 1 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 5 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล โดยทำให้ราคาน้ำมันสำเร็จรูปของตลาดอ้างอิง มีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นตามราคาน้ำมันดิบอย่างต่อเนื่อง และส่งผลให้ราคาน้ำมันขายปลีกในประเทศปรับตัวสูงขึ้นใน 1 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 1 บาทต่อลิตร หรือมีเหตุการณ์ ที่ทำให้ราคาน้ำมันขายปลีกในประเทศปรับตัวสูงขึ้น อยู่ในระดับที่เกินกว่าระดับราคาที่เหมาะสม มากกว่า 30 บาทต่อลิตร ในส่วนของก๊าซปิโตรเลียมเหลว ได้แก่ มีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาต้นทุนการจัดหาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ บริษัทยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) มีราคาสูงกว่าราคานำเข้า หรือมีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวของตลาดโลกเปลี่ยนแปลงใน 2 สัปดาห์ เฉลี่ยมากกว่า 35 เหรียญสหรัฐต่อตัน หรือมีเหตุการณ์ที่ทำให้เราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวในประเทศเปลี่ยนแปลงใน 2 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 1 บาทต่อกิโลกรัม หรือ มีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวในประเทศปรับตัวสูงขึ้นอยู่ในระดับที่เกินกว่าระดับราคาที่เหมาะสมสำหรับถัง 15 กิโลกรัม มากกว่า 363 บาท (1.2) สถานการณ์ที่น้ำมันเชื้อเพลิงอาจขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ หมายความว่า มีเหตุการณ์ที่ทำให้ปริมาณการผลิตและหรือนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงไม่เป็นไปตามแผน โดยมีแนวโน้มอาจขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ อันอาจเกิดผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน (2) การรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม หมายถึง การนำเงินกองทุนฯ ไปใช้จ่ายเพื่อชดเชยให้กับผู้ผลิตและจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงซึ่งเป็นโรงกลั่น หรือผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง หรือผู้ซื้อหรือได้มาซึ่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว ตามมาตรา 29 มาตรา 30 และมาตรา 31 แห่งพระราชบัญญัติฯ โดยให้มีกรอบและวินัยในการใช้จ่ายเงินเพื่อชดเชยดังต่อไปนี้ (2.1) เป็นการบรรเทาผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน และหรือชะลอการขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ อันจะเป็นประโยชน์ต่อความมั่นคงด้านพลังงานและเศรษฐกิจของประเทศ (2.2) เป็นมาตรการระยะสั้น และคงหลักการสะท้อนมูลค่าที่แท้จริง หลีกเลี่ยงการกระทบต่อกลไกตลาดเสรี และ (2.3) คำนึงถึงภาวะความผันผวนของราคาต้นทุนที่แท้จริง แนวโน้มตลาดโลก หลีกเลี่ยงการชดเชยเพื่อช่วยเหลือกลุ่มใดกลุ่มหนึ่ง ไม่ควรอุดหนนราคาน้ำมันเชื้อเพลิงข้ามกลุ่ม (Cross Subsidies)
4.2 (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ ../2562 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดย สนพ. ในฐานะเลขานุการฯ กบง. ได้แต่งตั้งคณะทำงานพิจารณาแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 ซึ่งคณะทำงาน ฯ ได้ประชุมหารือร่วมกัน เมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2562 เพื่อยกร่างคำสั่งนายกรัฐมนตรีใหม่ เป็น (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ ../2562 เรื่อง กำหนดมาตรการแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยมีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) ปรับปรุงหน้าที่และอำนาจของ กบง. โดยยังคงมีหน้าที่และอำนาจเกี่ยวกับการกำหนดหลักเกณฑ์และหรือกำหนดราคา สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร หรือนำเข้าเพื่อใช้ในราชอาณาจักร กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณและหรือค่าการตลาดสำหรับการซื้อขายน้ำมันเชื้อเพลิง กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณและหรืออัตรา สำหรับค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงหรือค่าใช้จ่ายในการเก็บรักษาน้ำมันเชื้อเพลิง กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคาและหรือกำหนดราคา สำหรับราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นหรือราคาขายปลีก กำหนดให้โรงกลั่นแจ้งราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นต่อคณะกรรมการฯ เป็นต้น และ (2) ปรับปรุงข้อกำหนด/ข้อห้ามปฏิบัติในการแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และก๊าซหุงต้ม โดยให้สอดคล้องกับสภาวการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป โดยเฉพาะในหน้าที่ตามกฎหมายควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิงและกฎหมายการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบ (ร่าง) กรอบนโยบายการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และเห็นชอบให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณาต่อไป
2. เห็นชอบ (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ ../2562 เรื่อง กำหนดมาตรการแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และเห็นชอบให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 5. การทบทวนคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1.คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้แต่งตั้งขึ้นตามคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ที่ 4/2545 ลงวันที่ 19 ธันวาคม 2545 เพื่อทำหน้าที่เสนอแนะนโยบาย แผนการบริหารและพัฒนา และมาตรการทางด้านพลังงานตามที่ กพช. มอบหมาย รวมทั้งมีอำนาจแต่งตั้งคณะอนุกรรมการช่วยปฏิบัติงานในหน้าที่ตามความจำเป็น ต่อมาเมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2557 นายกรัฐมนตรีในฐานะประธาน กพช. ได้ยกเลิกคำสั่ง กพช. ที่ 4/2545 และให้แต่งตั้ง กบง. ขึ้นใหม่ตามคำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 โดยมีองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่คงเดิม ทั้งนี้ กบง. ได้มีคณะอนุกรรมการช่วยปฏิบัติงานด้านต่างๆ จำนวน 29 คณะ ต่อมาในช่วงวันที่ 22 พฤษภาคม 2557 ถึงวันที่ 16 กรกฎาคม 2562 คณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) ได้เข้ามาบริหารประเทศ และได้แต่งตั้ง กบง. ขึ้นใหม่ โดยมีองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่เหมือนคำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 ลงวันที่ 16 พฤศจิกายน 2557 ต่อมา กบง. ได้ทบทวนปรับปรุงองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่ของคณะอนุกรรมการทั้ง 29 คณะ และแต่งตั้งขึ้นใหม่ 9 คณะ ดังนี้ (1) คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (2) คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (อบน.) (3) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน (4) คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษา แนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) (5) คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือ ด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (6) คณะอนุกรรมการประสานนโยบายและความร่วมมือพหุภาคีด้านพลังงานกับต่างประเทศ (7) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล (8) คณะอนุกรรมการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... และ (9) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ
2. เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2562 คณะรัฐมนตรีที่ตั้งขึ้นใหม่ภายหลังการเลือกตั้งทั่วไปครั้งแรก ตามรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พ.ศ. 2560 ได้เข้าปฏิบัติหน้าที่ ส่งผลให้คณะรักษาความสงบแห่งชาติได้สิ้นสุดลงตามมาตรา 265 แห่งรัฐธรรมนูญฯ และ กบง. ที่แต่งตั้งตามคำสั่ง คสช. ที่ 55/2557 และคำสั่งหัวหน้า คสช. ที่ 1/2558 ได้สิ้นสุดการปฏิบัติหน้าที่ลงด้วย และต้องกลับมาใช้ กบง. ตามคำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 วันที่ 16 พฤศจิกายน 2557 ซึ่งมีคณะอนุกรรมการจำนวน 29 คณะ เพื่อให้การปฏิบัติหน้าที่ของคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. เป็นไปอย่างต่อเนื่องและสอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้ยกเลิกคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการชุดเดิม จำนวน 29 คณะและให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการขึ้นใหม่ จำนวน 9 คณะ โดยให้มีองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่สอดคล้องกับคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. ที่แต่งตั้งโดย คสช. แต่อย่างไรก็ตาม ในวันที่ 24 กันยายน 2562 พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 จะมีผลบังคับใช้ ส่งผลให้ อบน. ที่มีหน้าที่พิจารณาอนุมัติการใช้จ่ายเงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงแทน กบง. สิ้นสุดการปฏิบัติหน้าที่ลง ดังนั้น จึงเห็นควรมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ไปจัดทำร่างคำสั่ง กบง. เพื่อแต่งตั้งคณะอนุกรรมการชุดที่เหลือจำนวน 8 คณะ เพื่อเสนอประธาน กบง. พิจารณาลงนามต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ยกเลิกคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) จำนวน 29 คณะ ที่ กบง. ได้แต่งตั้งขึ้นก่อนวันที่ 16 กรกฎาคม 2562 ตามคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ 1/2557 ลงวันที่ 16 พฤศจิกายน 2557
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ไปจัดทำร่างคำสั่ง กบง. เพื่อแต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. จำนวน 8 คณะ โดยให้มีองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่สอดคล้องกับคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. ที่แต่งตั้งโดยคณะรักษาความสงบแห่งชาติ ทั้งนี้ อาจมีการทบทวนองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่ให้เป็นปัจจุบัน ก่อนนำเสนอประธาน กบง. พิจารณาลงนามต่อไป ดังนี้
(1) คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ
(2) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน
(3) คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid)
(4) คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน
(5) คณะอนุกรรมการประสานนโยบายและความร่วมมือพหุภาคีด้านพลังงานกับต่างประเทศ
(6) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล
(7) คณะอนุกรรมการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
(8) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ
เรื่องที่ 6. ความคืบหน้าการดำเนินคดีกับบริษัท ยูไนเต็ดแก๊ส จำกัด
สรุปสาระสำคัญ
1.บริษัท ยูไนเต็ดแก๊ส จำกัด เป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ที่จำหน่ายก๊าซมีหน้าที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2554 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ลงวันที่ 1 กรกฎาคม 2554 แต่บริษัทฯ นำส่งเงินเข้ากองทุนไม่ครบตามปริมาณที่จำหน่ายก๊าซในแต่ละเดือนที่กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) แจ้งมายังสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ซึ่งเมื่อวันที่ 12 กันยายน 2557 และวันที่ 30 กันยายน 2557 สบพน. ได้รายงานเรื่องดังกล่าวต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กบง. ให้ สบพน. ประสานงานกับ ธพ. ในการเจรจาทวงถาม ซึ่ง สบพน. มีหนังสือทวงถามถึงบริษัทฯ แล้วแต่บริษัทฯ ก็ยังมียอดคงค้างชำระหนี้ สบพน. จึงร่วมกับ ธพ. ดำเนินคดีตามกฎหมายกับบริษัทฯ
2. วันที่ 1 กรกฎาคม 2559 ศาลแพ่งได้ประทับรับฟ้องตามคดีหมายเลขดำที่ พ.3040/2559 ระหว่าง สบพน. ร่วมกับ ธพ. ในการยื่นฟ้องบริษัท ยูไนเต็ดแก๊ส จำกัด (จำเลย) ข้อหาหรือฐานความผิด เรียกหนี้กองทุนน้ำมันฯ และเงินเพิ่ม โดยขอให้ชดใช้เงิน 121,048,633.29 บาท พร้อมด้วยเงินเพิ่มในอัตราร้อยละ 3 ต่อเดือนของต้นเงินจำนวน 77,952,717 บาท นับถัดจากวันฟ้องไปจนกว่าจะชำระเสร็จ ต่อมาเมื่อวันที่ 21 มีนาคม 2562 ศาลแพ่งมีคำพิพากษาให้บริษัทฯ ชำระเงินจำนวน 121,048,633.29 บาท พร้อมเงินเพิ่มอีกร้อยละ 3 ต่อเดือน ของต้นเงินจำนวน 77,952,717 บาท นับถัดจากวันฟ้องเป็นต้นไปจนกว่าจะชำระเสร็จ เพื่อนำส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และให้จำเลยชำระค่าฤชาธรรมเนียมโดยกำหนดค่าทนายความ 50,000 บาท ต่อมาบริษัทฯ ได้ยื่นขออุทธรณ์และคำร้องขอทุเลาการบังคับคดีต่อศาลแพ่ง และศาลแพ่งได้มีหมายส่งสำเนาอุทธรณ์และสำเนาคำร้องขอทุเลาการบังคับคดีลงวันที่ 8 สิงหาคม 2562 แจ้งยัง สบพน. ในฐานะโจทก์ที่ 1 โดยแจ้งว่า หากประสงค์จะแก้อุทธรณ์ และคัดค้านการขอทุเลาฯ ให้ยื่นภายใน 15 วัน นับแต่วันที่ 19 สิงหาคม 2562
3. เมื่อวันที่ 20 สิงหาคม 2562 สบพน. มีหนังสือถึงอัยการ สำนักงานคดีแพ่ง เพื่อแจ้งความประสงค์ขอให้ยื่นแก้อุทธรณ์และคัดค้านคำร้องขอทุเลาการบังคับคดีแล้ว ต่อมาเมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2562 สบพน. ได้รายงานการดำเนินคดีกับบริษัทฯ ต่อคณะกรรมการสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน ซึ่งที่ประชุมฯ มีมติให้ สบพน. รายงานความคืบหน้าการดำเนินคดีกับบริษัทฯ ให้ กบง. ทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ