มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 10/2560 (ครั้งที่ 43)

เมื่อวันอังคารที่ 5 กันยายน 2560 เวลา 14.30 น.

1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก

2. รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558-2579 (EEP 2015) ไตรมาสที่ 2 ปี 2560

3. รายงานผลการศึกษาวิเคราะห์โครงการนำร่องการส่งเสริมการติดตั้งโซล่าร์รูฟอย่างเสรี

4. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG อ้างอิงสำหรับเดือนกันยายน 2560 และพิจารณาการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG

5. แนวทางการปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุนและแผนการบริหารจัดการคุณภาพ NGV ในระยะยาว

6. การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล

7. ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ในโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน

8. มาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

9. การขยายระยะเวลากำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 จำนวน 3 โครงการ

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                               ประธานกรรมการ

(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)

รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                             กรรมการและเลขานุการ

(นางเอมอร ชีพสุมล)

เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก

สรุปสาระสำคัญ

         ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบช่วงเดือนสิงหาคม 2560 มีความผันผวนอยู่ในระดับ 50 – 53 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เนื่องจากกลุ่มโอเปคปรับลดปริมาณการผลิตน้ำมันดิบลง ประเทศสหรัฐฯ ประสบภัยธรรมชาติทำให้ปริมาณการการผลิตน้ำมันดิบลดลง รวมทั้งในเดือนกันยายน 2560 จะมีการประชุมของกลุ่มโอเปคซึ่งอาจจะมีการควบคุมหรือปรับลดปริมาณการผลิตอีกครั้ง นอกจากนี้ยังมีเหตุความไม่สงบในประเทศเวเนซุเอลาทำให้ต้องหยุดกระบวนการผลิตน้ำมันดิบ แต่ทั้งนี้ในเดือนกันยายน – เดือนตุลาคม 2560 จะเป็นช่วงปิดซ่อมบำรุงโรงกลั่นทั่วโลกทำให้ความต้องการน้ำมันดิบของโรงกลั่นลดลง จึงคาดการณ์ว่าราคาน้ำมันดิบจะยังทรงตัวอยู่ที่ประมาณ 50 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนกันยายน 2560 ยังมีแนวโน้มที่จะปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยราคา CP (Contract Price) อยู่ที่ 490 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากภัยธรรมชาติในประเทศสหรัฐฯ ส่งผลกระทบต่อท่าส่งออกก๊าซ LPG และในช่วงเดือนสิงหาคม 2560 ประเทศจีนผลิตก๊าซ LPG ลดลงจึงต้องมีการนำเข้าให้เพียงพอกับความต้องการ รวมทั้งหลายประเทศเริ่มเข้าสู่ฤดูหนาวทำให้ทิศทางความต้องการก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น และจากการที่ประเทศสหรัฐฯ ประสบภัยธรรมชาติจึงไม่สามารถผลิตน้ำมันเบนซินได้ทำให้ความต้องการก๊าซบิวเทนเพิ่มขึ้นเพื่อนำไปใช้ทดแทน ภาคปิโตรเคมีของทวีปเอเชียมีความเติบโตค่อนข้างสูงทำให้ความต้องการก๊าซโพเพนมีจำนวนเพิ่มขึ้น (3) ราคาถ่านหินมีทิศทางปรับตัวลดลง เนื่องจากปัญหาด้านเทคนิคในการผลิตถ่านหินของประเทศออสเตรเลียเริ่มคลี่คลายลง และโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ของประเทศอินเดียและเกาหลีใต้เริ่มเปิดดำเนินการทำให้ความต้องการถ่านหินเพื่อใช้ผลิตไฟฟ้าลดลง และ (4) ราคาก๊าซ LNG ในเดือนสิงหาคม 2560 ราคาปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยเฉลี่ยอยู่ที่ 6.10 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เนื่องจากประเทศออสเตรเลียหยุดการผลิตจำนวน 8 – 9 ล้านตัน และความต้องการของประเทศจีนและเกาหลีใต้เพิ่มขึ้นเนื่องจากประสบสภาพอากาศร้อน ประเทศนอร์เวย์ปรับลดกำลังการผลิตลง รวมทั้งการเตรียมความพร้อมของหลายประเทศที่จะเข้าสู่ฤดูหนาวทำให้เริ่มมีการสำรองก๊าซ LNG โดยในเดือนตุลาคมคาดว่าราคาก๊าซ LNG อาจจะปรับตัวสูงขึ้นอีก

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558-2579 (EEP 2015) ไตรมาสที่ 2 ปี 2560

สรุปสาระสำคัญ

          ความคืบหน้าการดำเนินการตามแผน EEP 2015 ไตรมาสที่ 2 ปี 2560 สรุปได้ดังนี้ จากเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานจากทุกมาตรการในปี 2560 กำหนดไว้ที่ 1,270 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) แบ่งเป็นเป้าหมายที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่ง จำนวน 703 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และคิดเป็นเป้าหมายเฉพาะมาตรการในภาคขนส่ง เช่น การใช้มาตรการกำหนดภาษีสรรพสามิตเพื่อส่งเสริมรถประหยัดพลังงาน การติดฉลาก ECO Sticker สำหรับรถยนต์ เป็นต้น ซึ่งมีเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานปี พ.ศ. 2560 อยู่ที่ 567 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ โดยในปี 2560 ในส่วนของมาตรการที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่ง (การจัดการโรงงานและอาคารควบคุม การใช้เกณฑ์มาตรฐานอาคาร การใช้เกณฑ์มาตรฐานและติดฉลากอุปกรณ์ การสนับสนุนด้านการเงิน และการส่งเสริมการใช้หลอด LED) มีเป้าหมายผลประหยัดตามแผนและผลประหยัดที่คาดว่าจะได้รับอยู่ที่ 703 และ 789 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ตามลำดับ และหากรวมมาตรการในภาคขนส่ง จะมีเป้าหมายผลประหยัดตามแผนและผลประหยัดที่คาดว่าจะได้รับอยู่ที่ 1,270 และ 1,305 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ตามลำดับ โดยความคืบหน้าในภาคขนส่ง ในช่วงเดือนมกราคม – กรกฎาคม 2560 มีการติดฉลากแสดงประสิทธิภาพยานยนต์ (Eco-sticker) คิดเป็นผลประหยัด 23.20 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ แต่ทั้งนี้ คณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งได้มอบหมายให้ พพ. ดำเนินการทบทวนมาตรการด้านขนส่งให้มีความเหมาะสมมากยิ่งขึ้น ซึ่งปัจจุบัน พพ. อยู่ระหว่างการดำเนินงาน โดยผลประหยัด ณ สิ้นเดือนกรกฎาคม 2560 รวมภาคขนส่งอยู่ที่ 292.45 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และสิ้นปีคาดว่าจะอยู่ที่ประมาณ 800 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 3 รายงานผลการศึกษาวิเคราะห์โครงการนำร่องการส่งเสริมการติดตั้งโซล่าร์รูฟอย่างเสรี

สรุปสาระสำคัญ

          1. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2558 สภาปฏิรูปแห่งชาติ (สปช.) ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอโครงการปฏิรูปเร็ว (Quick win) เรื่อง โครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี เมื่อวันที่ 7 พฤษภาคม 2558 ที่ประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบหลักการการดำเนินโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี และเมื่อวันที่ 5 มกราคม 2559 กบง. ได้มีมติรับทราบแนวทางดำเนินงานโครงการนำร่อง (Pilot Project) การส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี โดยหลักการสำคัญ คือ การผลิตไฟฟ้าใช้เองเท่านั้น โดยให้ พพ. จัดตั้งคณะทำงานกำหนดแนวทางและประสานงาน กำกับติดตามโครงการนำร่องการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี (ระบบผลิตไฟฟ้าด้วยแสงอาทิตย์สำหรับบ้านและอาคาร) ต่อมาเมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2559 กบง. ได้รับทราบการจัดตั้งคณะทำงานฯ และรับทราบหลักเกณฑ์และแนวทางการดำเนินโครงการนำร่องฯ ซึ่งหลังจากคณะทำงานฯ ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการฯ แล้ว ได้นำส่งให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาออกระเบียบและออกประกาศ รวมทั้ง พพ. ได้จัดจ้างจุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ดำเนินการศึกษาวิเคราะห์ ติดตาม และประเมินผลการดำเนินโครงการนำร่องฯ ต่อมาเมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2559 กกพ. ได้ออกประกาศการเข้าร่วมโครงการนำร่องฯ โดยกำหนดปริมาณรวม 100 เมกะวัตต์ ในพื้นที่ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และกำหนดให้ระบบโซลาร์รูฟต้องเชื่อมต่อเข้าระบบจำหน่ายของ กฟน. และ กฟภ. ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 31 มกราคม 2560 ซึ่งเมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560 กบง. รับทราบการขอขยายระยะเวลาเชื่อมต่อโครงข่ายไฟฟ้าจากวันที่ 31 มกราคม 2560 เป็นวันที่ 31 มีนาคม 2560 โดย สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ออกประกาศขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อ ต่อมาเมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2560 และเมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2560 กบง. ได้รับทราบแนวทางการดำเนินโครงการในประเด็นการขอขยายระยะเวลาเชื่อมต่อโครงข่ายไฟฟ้าจากวันที่ 31 มีนาคม 2560 เป็นวันที่ 30 มิถุนายน 2560 ของระบบโครงข่ายไฟฟ้าสำหรับโครงการนำร่อง (Pilot Project) โดยขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อระบบเฉพาะผู้ที่ได้รับใบแจ้งยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาต ทั้งนี้ หากสิ้นสุดการขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อระบบฯ ดังกล่าว ให้การไฟฟ้าที่เกี่ยวข้องแจ้งต่อสำนักงาน กกพ. เพื่อยกเลิกใบอนุญาตสำหรับผู้ที่ไม่ได้ดำเนินการ โดย กกพ. ได้ออกประกาศ เรื่อง การขยายระยะเวลาเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า โครงการนำร่อง (Pilot Project) การผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาอย่างเสรี (ครั้งที่ 2) จากกำหนดเดิมเป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2560 ประกาศ ณ วันที่ 22 มิถุนายน 2560 ซึ่งจากการรายงานผลสถานะการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าของ กฟน. และ กฟภ. ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2560 พบว่า มีการเชื่อมต่อแล้วรวมทั้งสิ้น 180 ราย กำลังการผลิตรวม 5.63 เมกะวัตต์ (กฟน. 153 ราย กำลังการผลิต 3.93 เมกะวัตต์ และ กฟภ. 27 ราย 1.70 เมกะวัตต์) ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2560 จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ได้นำเสนอผลการวิเคราะห์ทางเทคนิค เรื่อง ผลกระทบต่อ Peak Load ข้อเสนอแนะด้านนโยบาย ปัญหาอุปสรรค เป็นต้น ต่อคณะทำงานฯ ซึ่งคณะทำงานฯ เห็นควรรายงานผลการศึกษาวิเคราห์โครงการนำร่องการส่งเสริมติดตั้งโซล่าร์รูฟเสรีต่อ กบง. เพื่อทราบต่อไป

          2. จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ในฐานะผู้ได้รับการสนับสนุนในการติดตามศึกษาวิเคราะห์ ได้รายงานผลการศึกษาวิเคราะห์โครงการนำร่องการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟเสรี ในมุมมองการจัดทำนโยบายในประเด็นเกี่ยวกับมาตรการสนับสนุน มาตรการเสริม และข้อเสนอแนะเชิงนโยบาย ดังนี้ (1) มาตรการสนับสนุนการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินควรเป็น Net Billing ยึดราคาไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ยเป็นหลัก (2.73 บาท ต่อหน่วย) และกรณีราคาสูงกว่าและต่ำกว่าเพื่อหาค่า NPV , PBP และ IRR โดยแบ่งกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้า 4 ประเภท ได้แก่ ประเภทบ้านอยู่อาศัย โดยพิจารณาค่า PV/ Load Ratio จากร้อยละ 20 ถึงร้อยละ 100 ทั้งผู้ใช้ไฟฟ้าอัตราปกติและแบบ TOU คือ ถ้า PV/ Load Ratio ประมาณไม่เกินร้อยละ 40 ราคารับซื้อไม่มีผลต่อค่า PBP และ IRR แต่ถ้า PV/ Load Ratio มากกว่าร้อยละ 40 ราคารับซื้อจะมีผลต่อการเลือกขนาดระบบ เทียบกับโหลด (PV/ Load Ratio) และค่า IRR ประเภทกิจการขนาดเล็ก (อาคารธุรกิจ ≤ 30 กิโลวัตต์) โดยพิจารณาค่า PV/ Load Ratio จากร้อยละ 20 ถึงร้อยละ 100 ทั้งผู้ใช้ไฟฟ้าอัตราปกติและแบบ TOU ประเภทกิจการขนาดกลาง (อาคาร/โรงงาน 30.1-250 กิโลวัตต์) เมื่อพิจารณาค่า PV/Load Ratio จากร้อยละ 14 ถึงร้อยละ 100 พบว่าผู้ติดตั้งจะได้ NPV สูงสุดและคืนทุนเร็วสุด เมื่อติดตั้งขนาดที่เหมาะสม คือ PV/Load Ratio ประมาณไม่เกินร้อยละ 40 โดยที่ระดับราคาซื้อคืนไม่มีผลต่อความน่าสนใจลงทุน และประเภทกิจการขนาดใหญ่ (อาคาร/โรงงาน 250.1-1,000 กิโลวัตต์) เมื่อพิจารณาค่า PV/Load Ratio จากร้อยละ 14 ถึง ร้อยละ 100 พบว่า ผู้ติดตั้งที่ PV/ Load Ratio ประมาณไม่เกินร้อยละ 40 ระดับราคาซื้อคืนไม่มีผลต่อความน่าสนใจลงทุน

          3. การกำหนดเป้าหมายปริมาณรายปีและการรับซื้อไฟฟ้าไหลย้อนที่มีผลต่อ Ft ได้เสนอแนวทางการกำหนดเป้าหมายรายปี 3 แนวทาง และเสนอแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าไหลย้อน 3 กลุ่มราคา (สูง กลาง ต่ำ) เพื่อพิจารณาผลกระทบต่อ Ft โดยพิจารณาจากราคาค่าผลิตไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ย peak & off-peak ที่แรงดัน 230 กิโลโวลต์ไม่รวม Ft หรือสูงกว่า หรือต่ำกว่าค่าไฟฟ้าขายส่ง โดยพิจารณาประกอบกับราคาที่ทำให้ IRR = ร้อยละ 10 สำหรับกลุ่มลูกค้าแต่ละประเภท โดยมีรายละเอียดดังนี้ (1) เป้าหมาย 6,000 เมกะวัตต์ในปี 2579 โดยส่งเสริมการติดตั้ง 300 เมกะวัตต์ต่อปี (ระยะเวลา 19 ปี) ถ้าอัตรารับซื้อไฟฟ้าไหลย้อนอยู่ที่ระดับต่ำ – ปานกลางจะทำให้ค่า Ft ติดลบ (ค่าไฟถูกลง) เนื่องจากราคารับซื้อต่ำเมื่อเทียบกับซื้อจาก กฟผ. ทั้งนี้ กลุ่มบ้านมีสัดส่วนไฟฟ้าไหลย้อนมากที่สุด รองลงมาคือธุรกิจขนาดเล็กและอาคาร ส่วนกลุ่มอาคารขนาดใหญ่ไฟย้อนน้อย (2) เป้าหมาย 12,000 เมกะวัตต์ในปี 2579 โดยส่งเสริมการติดตั้ง 600 เมกะวัตต์ต่อปี (ระยะเวลา 19 ปี) ถ้าอัตรารับซื้อไฟฟ้าไหลย้อนอยู่ที่ระดับต่ำ – ปานกลาง จะทำให้ค่า Ft ติดลบ (ค่าไฟถูกลง) แต่เปลี่ยนแปลงเป็นสองเท่าของกรณี 6,000 เมกะวัตต์ และ (3) เป้าหมาย 3,000 เมกะวัตต์ในระยะสั้น 3 ปี (2561 - 2563) โดยส่งเสริมการติดตั้ง 1,000 เมกะวัตต์ต่อปี (ระยะเวลา 3 ปี ถ้าอัตรารับซื้อไฟฟ้าไหลย้อนอยู่ที่ระดับต่ำ – ปานกลาง จะทำให้ค่า Ft ติดลบ (ค่าไฟถูกลง) กรณีรับซื้อไฟฟ้าอัตราสูงสุด ค่า Ft เพิ่ม 0.16 สตางค์ต่อหน่วย รวมทั้ง จุฬาฯ ได้สรุปข้อคิดเห็นและข้อเสนอแนะเชิงนโยบาย ดังนี้ (1) ควรกำหนดเป้าหมายรายปี และเป้าหมายระยะยาวถึงสิ้นแผน AEDP 2015 เพื่อให้สะดวกต่อการวางแผน (2) ควรรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินในอัตราที่เหมาะสม โดยจำแนกอัตราตามกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้า (3) ควรกำหนดระยะเวลาส่งเสริม 3 ปีตามรอบของค่าไฟฟ้าฐาน (รอบถัดไปคือ 2561 - 2563) และควรปรับเปลี่ยนอัตราสำหรับโครงการใหม่ที่จะเข้าระบบทุกๆ 3 ปี (4) การแก้ไขปัญหาอุปสรรค ขั้นตอนพิจารณาล่าช้า กฎระเบียบต่างๆ และ One stop มีความสำคัญเทียบเท่ากับการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกิน และการกำหนดโควตา จำเป็นต้องมีหน่วยงานที่เป็นเจ้าภาพอย่างชัดเจนสำหรับปัญหาอุปสรรคในแต่ละประเด็น และมีเจ้าภาพกลางในการติดตาม (ซึ่งอาจปรับเพิ่มหน้าที่ของคณะทำงานฯ) และ (5) การเก็บข้อมูลของการไฟฟ้า ควรออกแบบระบบเก็บข้อมูลที่ควบคู่ไปกับการออกนโยบาย เพื่อให้ กฟน. กฟภ. วางแผนระบบจำหน่าย และให้ กฟผ. วางแผน PDP คาดการณ์และบริหารจัดการ duck curve

มติของที่ประชุม

     ที่ประชุมรับทราบ และให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ดำเนินการตามข้อสังเกตของที่ประชุม

เรื่องที่ 4 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG อ้างอิงสำหรับเดือนกันยายน 2560 และพิจารณาการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG

สรุปสาระสำคัญ

          1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ โดยมีมติที่เกี่ยวข้องกับกลไกการบริหารกองทุนน้ำมันฯ ดังนี้ (1) ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนการผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก (ยกเลิกกองทุน#1) ยกเว้นในกรณีที่มีความแตกต่างอย่างมีนัยสำคัญ (2) ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพราคา และ (3) สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งอาจสามารถเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการใช้กลไกกองทุน#1 ได้ ต่อมาเมื่อวันที่ 18 สิงหาคม 2560 กบง. มีมติเห็นชอบการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG ดังนี้ (1) เห็นชอบการคำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของ บริษัท ปตท. สผ. สยาม จำกัด โดยใช้ต้นทุนของการผลิตของตนเอง (Cost Plus) ตามสูตรการคำนวณที่กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติกำหนดไว้เดิม และ (2) เห็นชอบการคำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของ บริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) (UAC) โดยใช้ราคาต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ ของตนเอง (Cost Plus) โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ศึกษาต้นทุนให้แล้วเสร็จภายใน 3 เดือน โดยในระหว่างนี้ให้ใช้ต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG เท่ากับต้นทุนของบริษัท ปตท. สผ. สยาม จำกัด ไปพลางก่อน

          2. สถานการณ์การผลิต การจัดหา การใช้ และการส่งออกก๊าซ สำหรับแผนในช่วง 6 เดือนถัดไป (ตั้งแต่เดือนกันยายน 2560 ถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2561) สรุปได้ดังนี้ ปริมาณผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณเดือนละ 472,132 – 535,294 ตัน ในขณะที่ปริมาณความต้องการใช้ภายในประเทศ อยู่ประมาณเดือนละ 517,403 – 546,781 ตัน ทำให้มีส่วนที่ขาดอยู่ประมาณเดือนละ 9,029 – 45,271 ตัน ทั้งนี้จะไม่ส่งผลให้เกิดภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG ในประเทศ เนื่องจากชดเชยด้วยการนำเข้าซึ่งช่วยทดแทนส่วนที่ขาด ซึ่งมีปริมาณนำเข้าอยู่ประมาณเดือนละ 47,500 - 48,000 ตัน ในจำนวนนี้เป็นการนำเข้ามาเพื่อการส่งออก (re-export) เดือนละ 3,500 - 4,000 ตัน และคาดว่าการส่งออกจากปริมาณการผลิตภายในประเทศประมาณเดือนละ 11,200 - 23,400 ตัน

          3. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนกันยายน 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 490 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG นำเข้า อยู่ที่ 17.6970 บาทต่อกิโลกรัม (529 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 1.4389 บาทต่อกิโลกรัม ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ 13.3049 บาทต่อกิโลกรัม (398 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาไม่เปลี่ยนแปลงจากเดือนก่อน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. สผ.สยามจำกัดและบริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อยู่ที่ 15.1000 บาทต่อกิโลกรัม (452 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ราคาไม่เปลี่ยนแปลงจากเดือนก่อน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนสิงหาคม 2560 อยู่ที่ 33.4292 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากเดือนก่อนหน้า 0.4854 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ซึ่งจากสถานการณ์ก๊าซ LPG และแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับเพิ่มขึ้น 1.4389 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 16.2581 บาทต่อกิโลกรัม (479.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 17.6970 บาทต่อกิโลกรัม (529.3883 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในเดือนกันยายน 2560 มีราคาอยู่ที่ 13.3049 บาทต่อกิโลกรัม (398 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เมื่อบวกกับอัตราเงินสำหรับส่งเสริมให้เกิดการแข่งขัน ที่ 0.67 บาทต่อกิโลกรัม จะทำให้กรอบการกำหนดเพดานราคาขั้นสูงของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ 13.9749 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งต่ำกว่าราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) 3.7221 บาทต่อกิโลกรัม จึงเห็นสมควรเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่อัตรา 3.7221 บาทต่อกิโลกรัม ส่วนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. สผ.สยามจำกัด และบริษัทยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) ของในเดือนกันยายน 2560 อยู่ที่ 15.1000 บาทต่อกิโลกรัม (452 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เมื่อบวกกับอัตราเงินสำหรับส่งเสริมให้เกิดการแข่งขัน ที่ 0.67 บาทต่อกิโลกรัม จะทำให้กรอบการกำหนดเพดานราคาขั้นสูงของโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. สผ.สยามจำกัด และบริษัทยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อยู่ที่ 15.7700 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งต่ำกว่าราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) 1.9270 บาทต่อกิโลกรัม จึงเห็นสมควรเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่อัตรา 1.9270 บาทต่อกิโลกรัม จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องส่งผลให้ต้นทุนก๊าซ LPG เดือนกันยายน 2560 ปรับเพิ่มขึ้น 1.4389 บาทต่อกิโลกรัม

          4. เพื่อไม่ให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ส่งผลกระทบต่อประชาชนมากเกินไป ประกอบกับกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนก๊าซ LPG ยังคงมีเงินสะสมอยู่ 5,859 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อรักษาเสถียรภาพราคา 3 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ปรับราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 10 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 3.5719 บาทต่อกิโลกรัม (ต้นทุนที่เพิ่มขึ้นส่งผ่านให้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ประมาณกึ่งหนึ่ง) โดยปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชย 0.8160 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 2.7559 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 0.67 บาทต่อกิโลกรัม จาก 20.49 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 21.15 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย -508 ล้านบาทต่อเดือน แนวทางที่ 2 ปรับราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 20 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 2.9489 บาทต่อกิโลกรัม (ต้นทุนที่เพิ่มขึ้นส่งผ่านให้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG เกือบทั้งหมด) โดยการปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชย 0.1930 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 2.7559 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 1.33 บาทต่อกิโลกรัม จาก 20.49 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 21.82 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย -293 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 3 ปรับราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 30 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 2.3254 บาทต่อกิโลกรัม (ต้นทุนทั้งหมดส่งผ่านให้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ประมาณกึ่งหนึ่ง) โดยการปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชย 0.4305 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 2.7559 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 2.00 บาทต่อกิโลกรัม จาก 20.49 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 22.49 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย -77 ล้านบาทต่อเดือน

มติของที่ประชุม

     1. เห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามแนวทางที่ 1 ปรับราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 10 บาทต่อถัง 15 กก. กองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 3.5719 บาท/กก. ดังนี้

       (1) ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง กิโลกรัมละ 3.7221 บาท ทั้งนี้ไม่รวมถึงก๊าซที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร และก๊าซที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อำเภอกงไกรลาศ จังหวัดสุโขทัย

       (2) ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ของบริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อำเภอกงไกรลาศ จังหวัดสุโขทัย ที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง กิโลกรัมละ 1.9270 บาท

       (3) ให้กำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง กิโลกรัมละ 3.5719 บาท ทั้งนี้ไม่รวมถึงก๊าซที่ซื้อหรือได้มาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร

       (4) ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ซื้อหรือได้มาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร กิโลกรัมละ 0.7421 บาท

       (5) กรณีก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนกิโลกรัมละ 0.70 บาท แต่ทั้งนี้ไม่รวมถึงก๊าซที่นำเข้ามาในราชอาณาจักรหรือก๊าซที่ผลิตจากก๊าซที่นำเข้ามาใช้ในราชอาณาจักรตามที่ได้แจ้งต่อกรมธุรกิจพลังงานก่อนนำเข้ามาในราชอาณาจักร

       (6) กรณีก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 และได้รับเงินชดเชยจากองทุนน้ำมันแล้วให้ส่งเงินชดเชยคืนกองทุน กิโลกรัมละ 3.5719 บาท

     2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนกองทุน สำหรับก๊าซ

     ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 6 กันยายน 2560 เป็นต้นไป

เรื่องที่ 5 แนวทางการปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุนและแผนการบริหารจัดการคุณภาพ NGV ในระยะยาว

สรุปสาระสำคัญ

          1. เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบให้ลอยตัวราคาขายปลีก NGV ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร แบบมีเงื่อนไข โดยตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 ถึงวันที่ 15 กรกฎาคม 2559 ขอความร่วมมือให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) กำหนดเพดานราคาขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปที่ 13.50 บาทต่อกิโลกรัม โดยในช่วงเวลาดังกล่าวหากต้นทุนราคา NGV อยู่ในระดับที่ต่ำกว่า 13.50 บาทต่อกิโลกรัม ให้ปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปลงเพื่อให้สะท้อนต้นทุน และตั้งแต่วันที่ 16 กรกฎาคม 2559 เป็นต้นไป ให้ปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปให้สะท้อนต้นทุน ตามหลักเกณฑ์การคำนวณราคา NGV ตามผลการศึกษาของสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย โดยให้ใช้ค่าใช้จ่ายดำเนินการเฉพาะเอกชนที่ 3.4367 บาทต่อกิโลกรัม ในการคำนวณราคาขายปลีก NGV และในส่วนของต้นทุนของราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) ให้ใช้ราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมาในการคำนวณ และให้มีการปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนกับต้นทุนราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมา ในทุกวันที่ 16 ของแต่ละเดือน ทั้งนี้ ขอความร่วมมือให้ ปตท. คงราคาขายปลีก NGV ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถโดยสารสาธารณะต่อไปและปรับเพิ่มวงเงินช่วยเหลือสำหรับกลุ่มรถโดยสารสาธารณะเดิมที่ได้รับวงเงิน 9,000 บาทต่อเดือน เป็น 10,000 บาทต่อเดือน และกลุ่มรถสาธารณะเดิมที่ได้รับ 35,000 บาทต่อเดือน เป็น 40,000 บาทต่อเดือน โดยใช้ช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะไปจนกว่าจะมีกลไกถาวรอื่นมาดูแลแทน เช่น พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้ง เห็นชอบการปรับค่าขนส่ง NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตร จากสถานีหลักตามระยะทางจริงโดยใช้อัตราค่าขนส่ง NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตร จากสถานีหลักที่ 0.0150 บาทต่อกิโลกรัมต่อกิโลเมตร ในการคำนวณ แต่สูงสุดไม่เกิน 4.00 บาทต่อกิโลกรัม มีผลตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 เป็นต้นไป โดยให้ ปตท. ไปร่วมหารือกับสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ถึงแนวทางการทยอยปรับค่าขนส่งดังกล่าวเพื่อให้เหมาะสมกับสถานการณ์ต่อไป

          2. ความก้าวหน้าการขยายสถานีบริการและการใช้ NGV ในภาคขนส่ง ณ สิ้นเดือนกรกฎาคม 2560 มีปริมาณการจำหน่าย NGV 6,655 ตันต่อวัน (หรือประมาณ 239 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) และมีสถานีบริการ NGV จำนวน 504 สถานี แบ่งเป็นสถานีแม่ 20 สถานี สถานีลูก 484 สถานี ครอบคลุม 55 จังหวัด นอกจากนี้ มีจำนวนรถ NGV สะสม 396,100 คัน แบ่งเป็น รถเบนซิน 262,892 คัน รถดีเซล 133,208 คัน โดยราคาขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไป ตั้งวันที่ 16 สิงหาคม 2560 จนถึงวันที่ 15 กันยายน 2560 อยู่ที่ 13.19 บาทต่อกิโลกรัม และรถโดยสารสาธารณะอยู่ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจากการเปรียบเทียบค่าใช้จ่ายดำเนินการตามมติ กบง. กับค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ปตท. พบว่าค่าใช้จ่ายดำเนินการตามมติ กบง. ยังต่ำกว่าต้นทุนจากการดำเนินงานของ ปตท. ดังนั้น เพื่อให้การกำหนดราคา NGV สะท้อนกับค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานในปัจจุบันที่มีการเปลี่ยนแปลงขึ้นลงตามภาวะเศรษฐกิจ การพัฒนาเทคโนโลยีและสถานการณ์ราคาน้ำมันของโลก เกิดความเหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ให้บริการและผู้บริโภคในปัจจุบันมากขึ้น จึงจำเป็นต้องมีการทบทวนการคำนวณต้นทุนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ ประกอบด้วย (1) ต้นทุนสถานีบริการ NGV ได้แก่ ต้นทุนสถานีแม่ ต้นทุนขนส่ง และต้นทุนสถานีบริการ (สถานีลูก/สถานีแนวท่อ) เท่ากับ 3.9319 บาทต่อกิโลกรัม โดยใช้วิธีการเฉลี่ยต้นทุนส่วนที่เป็นของ ปตท. และส่วนที่เป็นของเอกชน (2) ส่วนค่าใช้จ่ายในการขายและบริหาร (Selling, General and Administration Expense: SG&A) คือ SG&A = [ต้นทุนราคาก๊าซฯ + ค่าใช้จ่ายดำเนินการ] x 0.0130 (3) ต้นทุนการสูญเสียปริมาณก๊าซในกระบวนการผลิต/จำหน่าย (Gas Loss) คือ Gas Loss = [ต้นทุนราคาก๊าซฯ + ค่าใช้จ่ายดำเนินการ] x 0.0189 และ (4) ค่าใช้จ่ายในการปรับปรุงคุณภาพก๊าซ = Inert Price x f โดย f = (ค่าความร้อนก๊าซฯ ในท่อ - ค่าความร้อน NGV)/ค่าความร้อนก๊าซฯ ในท่อ

          3. จากการคำนวณราคาขายปลีก NGV ตามหลักเกณฑ์ภาครัฐกำหนดเปรียบเทียบกับผลการศึกษาของสถาบันวิจัยและพัฒนาพลังงาน มหาวิทยาลัยเชียงใหม่ พบว่า ราคาขายปลีก NGV ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 อยู่ที่ 13.19 บาทต่อกิโลกรัม ผลการศึกษาของ มช. อยู่ที่ 14.65 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีส่วนต่างอยู่ที่ 1.46 บาทต่อกิโลกรัม โดยแผนการบริหารจัดการคุณภาพ NGV ระยะยาว ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ในประเทศไทยมาจากระบบท่อส่งก๊าซฯ หลักๆ ของประเทศ 2 ระบบ คือระบบท่อส่งก๊าซฯ ฝั่งตะวันออกและระบบท่อส่งก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก โดยก๊าซฯ ฝั่งตะวันออกเป็นแหล่งก๊าซฯ หลักของประเทศมีคุณภาพสูงขึ้นจากการนำเข้าก๊าซฯ ที่ถูกทำให้เหลว (LNG) เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซฯ ของประเทศที่เพิ่มขึ้น ดังนั้น หากต้องควบคุมดัชนีวอบบี้ (WI) ของ NGV ตามข้อกำหนดคุณภาพ NGV ชนิดธรรมดา (37 – 42 เมกกะจูลต่อลูกบาศก์เมตร) จำเป็นต้องเติมก๊าซเฉื่อยในสัดส่วนที่สูงขึ้นเรื่อยๆ ในการปรับคุณภาพของก๊าซฯ ให้เป็นไปตามกฎหมาย ขณะเดียวกันก๊าซฯ ฝั่งตะวันตกเป็นแหล่งก๊าซฯ ที่นำเข้าจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาปัจจุบันมีคุณภาพลดลง จึงจำเป็นต้องเติม LNG เพื่อปรับยกคุณภาพ NGV ขึ้นให้เป็นไปตามกฎหมายที่กำหนดเช่นกัน ดังนั้น เพื่อผู้บริโภคได้มีโอกาสใช้ NGV ที่มีคุณภาพสูง และทำให้ประเทศไม่สูญเสียมูลค่าทางเศรษฐศาสตร์ รวมถึงจะเป็นการลดปริมาณการเติมก๊าซเฉื่อยลง ปตท. จึงได้จัดทำร่างแผนการบริหารจัดการคุณภาพ NGV ระยะยาว ดังนี้ ระยะที่ 1 ปรับข้อกำหนดคุณภาพ NGV ชนิดธรรมดา WI จากเดิม 37 – 42 เมกะจูลต่อลูกบาศก์เมตรเป็น 39 – 45 เมกกะจูลต่อลูกบาศก์เมตร และปรับข้อกำหนดคุณภาพ NGV ชนิดพิเศษ (ใช้เฉพาะกลุ่ม) WI จากเดิม 42 – 52 เมกกะจูลต่อลูกบาศก์เมตร เป็น 45 – 52 เมกกะจูลต่อลูกบาศก์เมตร และระยะที่ 2 ยกเลิกข้อกำหนดคุณภาพ NGV ชนิดธรรมดา WI 39 – 45 เมกกะจูลต่อลูกบาศก์เมตร คงเหลือเฉพาะข้อกำหนดคุณภาพ NGV ชนิดพิเศษ (ยกเลิกการใช้เฉพาะกลุ่ม) โดยในแต่ละระยะให้ทยอยลดการเติมก๊าซเฉื่อยในก๊าซฯ ฝั่งตะวันออก และเติม LNG ในก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก พร้อมทั้งให้ ปตท. รับผิดชอบปรับจูนเครื่องยนต์รองรับข้อกำหนดใหม่ให้แก่ผู้ที่ได้รับผลกระทบควบคู่กัน โดยระยะเวลาดำเนินการให้สอดคล้องกับค่าความร้อนก๊าซฯ ฝั่งตะวันออกที่เพิ่มขึ้น

มติของที่ประชุม

     1. เห็นชอบการปรับโครงสร้างราคา NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปให้สะท้อนต้นทุน โดยให้นำต้นทุนค่าใช้จ่ายการปรับปรุงคุณภาพก๊าซที่ 0.4553 บาทต่อกิโลกรัม มาคำนวณในโครงสร้างราคา NGV ทั้งนี้ ให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) พิจารณาการปรับราคาขายปลีกอย่างค่อยเป็นค่อยไป

     2. รับทราบแผนการบริหารจัดการคุณภาพ NGV ระยะยาว โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องและนำผลการดำเนินงานเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป

     3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานไปศึกษาโครงสร้างราคา NGV ที่เหมาะสม โดยพิจารณาถึงความโปร่งใสและเป็นธรรมต่อทั้งผู้ให้บริการและผู้บริโภค และรองรับนโยบายการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคตและนำผลการศึกษาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป

เรื่องที่ 6 การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล

สรุปสาระสำคัญ

          1. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาชีวมวลสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 โดยให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเลือกปรับรูปแบบ Adder เป็น FiT ได้ โดยทำการปรับลดระยะเวลาอายุสัญญาคงเหลือในรูปแบบ FiT ลง เพื่อให้มูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าของโครงการที่ผู้ประกอบการได้รับในรูปแบบ FiT เท่ากับมูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าที่พึงจะได้รับตลอดอายุโครงการที่เหลืออยู่จากรูปแบบอัตราที่ได้รับอยู่ในปัจจุบัน ต่อมาเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2560 ชมรมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ได้ยื่นหนังสือต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์) เพื่อขอให้แก้ไขปัญหาความไม่เป็นธรรมและความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวลโดยเร่งด่วนให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรม เช่นเดียวกับที่ได้มีการแก้ไขปัญหาให้แก่ VSPP ชีวมวลไปแล้ว ซึ่งเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2560 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน จึงได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะทำงานแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล โดยมีอำนาจหน้าที่ในการตรวจสอบและศึกษาข้อเท็จจริง ตลอดจนชี้แจงทำความเข้าใจกับภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งจัดทำข้อเสนอแนวทางแก้ไขปัญหาต่อข้อร้องเรียนหรือข้อเสนอของผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าชีวมวล เพื่อให้ได้มาซึ่งข้อยุติร่วมกัน ทั้งนี้ให้รวมถึงกรณีโครงการประเภท SPP ที่ได้มีการเปลี่ยนสัญญาเป็น VSPP ไปแล้ว แต่ไม่ได้รับการเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ด้วยเหตุผลว่าไม่ใช่ระบบ Adder

          2. เมื่อวันที่ 14 กรกฎาคม 2560 และวันที่ 16 สิงหาคม 2560 คณะทำงานฯ ได้มีการประชุมเพื่อหาแนวทางแก้ไขปัญหาข้อร้องเรียนโรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล และคณะทำงานฯ เห็นชอบ ดังนี้ (1) แนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ยึดหลักการเช่นเดียวกับแนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวลสำหรับ VSPP โดยคณะทำงานฯ มีความเห็นว่า โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ได้รับผลกระทบจากปัญหาในลักษณะเดียวกับ VSPP ชีวมวล โดยเฉพาะ SPP ที่มีขนาดน้อยกว่า 10 เมกะวัตต์ ที่มีลักษณะเหมือนกับ VSPP ทุกประการทั้งจากภาระต้นทุนจากการปรับเพิ่มขึ้นของค่าดำเนินการและค่าเชื้อเพลิงชีวมวลอย่างต่อเนื่อง และราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าของ SPP ซึ่งอ้างอิงราคาเชื้อเพลิงฟอสซิลเป็นหลักนั้นมีราคาลดลงอย่างมากตามภาวะราคาพลังงานโลก ซึ่งส่งผลต่อรายได้และความสามารถในการจัดซื้อเชื้อเพลิงชีวมวล ทำให้เกิดปัญหาในการดำเนินการผลิตไฟฟ้าจากชีวมวลในที่สุด และจากปัญหาในการดำเนินธุรกิจโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เกิดขึ้น หากไม่ดำเนินการแก้ไขปัญหาของโรงไฟฟ้าชีวมวลดังกล่าว อาจส่งผลให้โรงไฟฟ้าชีวมวลหลายแห่งต้องหยุดดำเนินการ และส่งผลกระทบต่อการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของภาครัฐโดยรวม (2) หลักการที่เหมาะสมในการแก้ไขปัญหาไฟฟ้าชีวมวล คือ ให้ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ โดยได้รับอัตรารับซื้อในรูปแบบ FiT ได้ โดยอาศัยหลักการโดยทำการปรับลดระยะเวลาอายุสัญญาคงเหลือในรูปแบบ FiT ลง เพื่อให้มูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าของโครงการที่ผู้ประกอบการได้รับในรูปแบบ FiT เท่ากับมูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าที่พึงจะได้รับตลอดอายุโครงการที่เหลืออยู่จากรูปแบบอัตราที่ได้รับอยู่ในปัจจุบันเช่นเดียวกับการแก้ไขปัญหา VSPP ชีวมวล และเพื่อให้เกิดความสอดคล้องกับนโยบายการส่งเสริมโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของกระทรวงพลังงานในปัจจุบันที่มุ่งเน้นให้มีโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนสามารถผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Firm จึงเห็นควรให้มีการปรับรูปแบบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากรูปแบบเดิมเป็น FiT โดยอ้างอิงอัตรารับซื้อตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 ดังนี้ โรงไฟฟ้า SPP ซึ่งมีปริมาณเสนอขายน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ ให้สามารถขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ VSPP Semi-Firm ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 โดยไม่ได้รับ FiT Premium (อัตรา 4.24 บาทต่อหน่วย) โดยทุกโครงการมีการจัดทำสัญญาเป็นแบบ Firm ส่วนโรงไฟฟ้า SPP ซึ่งมีปริมาณเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ ให้สามารถขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ SPP Hybrid Firm ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (อัตรา 3.66 บาทต่อหน่วย) โดยทุกโครงการต้องมีการจัดทำสัญญาเป็นแบบ Firm และให้ กฟผ. ทำการพิจารณารวมถึงการปรับปรุงฐานราคาเชื้อเพลิงให้มีความสอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน และใช้เป็นข้อมูลพื้นฐานในการประเมินผลประโยชน์ที่พึงจะได้รับตลอดอายุโครงการที่เหลืออยู่ในรูปแบบอัตราที่ได้รับอยู่ในปัจจุบัน ของ SPP Firm และ SPP Non-Firm ทุกราย และ (3) เห็นชอบวิธีการบรรเทาความเดือดร้อนให้กับผู้ประกอบการโรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล และเห็นควรนำเสนอ กบง. พิจารณา ดังนี้ ให้สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไป ได้ตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนเป็นรูปแบบเป็น FiT ได้ โดยมีเงื่อนไข ได้แก่ สำหรับโรงไฟฟ้า SPP ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ รวมทั้งโครงการ SPP ที่ได้มีการเปลี่ยนสัญญาเป็น VSPP ไปแล้ว แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ VSPP Semi-Firm ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 โดยไม่ได้รับ FiT Premium (อัตรา 4.24 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm และสำหรับโรงไฟฟ้า SPP ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ SPP Hybrid Firm ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (อัตรา 3.66 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm โดยให้มีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้เดิม (กรณีสัญญา Firm) หรือเท่ากับ 20 ปี (กรณีสัญญา Non-Firm) ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว และปรับลดระยะเวลาซื้อไฟฟ้าที่ประเมินตามหลักการ NPV คงเดิม ซึ่งภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ภาครัฐอาจสามารถที่จะพิจารณาต่ออายุสัญญาไปอีกตามจำนวนปีที่ถูกปรับลด โดยการพิจารณาต่ออายุสัญญาจะต้องมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่คำนึงถึงผลประโยชน์สาธารณะเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ กพช. มีมติ และโรงไฟฟ้าชีวมวลทุกโรง หากเลือกสิทธิที่จะอยู่ในรูปแบบเดิม ตามเงื่อนไขเดิม หรือปรับเปลี่ยนไปเป็นรูปแบบ FiT แล้ว จะไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการขายไฟฟ้าได้อีกต่อไป และให้ กกพ. ทำการพิจารณาเงื่อนไขการยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันในการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและการส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้า เพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็น FiT ได้

มติของที่ประชุม

     เห็นชอบแนวทางการบรรเทาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีมวล โดยให้สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ โดยมีเงื่อนไข ดังนี้

     1. โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ รวมทั้งโครงการ SPP ชีวมวล ที่ได้มีการเปลี่ยนสัญญาเป็น VSPP ไปแล้ว แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ VSPP Semi-Firm ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 โดยไม่ได้รับ FiT Premium (อัตรา 4.24 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm

     2. โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ SPP Hybrid Firm ตามที่คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติได้ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (อัตรา 3.66 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm

     3. ให้มีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้เดิม (กรณีสัญญา Firm) หรือเท่ากับ 20 ปี (กรณีสัญญา Non-Firm) ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว และปรับลดระยะเวลาซื้อไฟฟ้าที่ประเมินตามหลักการ NPV คงเดิม รายละเอียดตามเอกสารแนบ

     4. ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ภาครัฐอาจสามารถที่จะพิจารณาต่ออายุสัญญาไปอีกตามจำนวนปีที่ถูกปรับลด โดยการพิจารณาต่ออายุสัญญาจะต้องมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่คำนึงถึงผลประโยชน์สาธารณะเป็นสำคัญ

     5. ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ลงนามในสัญญา และโรงไฟฟ้าชีวมวลทุกโรง หากเลือกสิทธิที่จะอยู่ในรูปแบบเดิม ตามเงื่อนไขเดิม หรือปรับเปลี่ยนไปเป็นรูปแบบ FiT แล้ว จะไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการขายไฟฟ้าได้อีกต่อไป

     6. ให้คณะกรรการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาเงื่อนไขการยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันในการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและการส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้า เพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็น FiT ได้ รวมทั้งให้ กกพ. พิจารณาเงื่อนไขการวางหลักค้ำประกันให้สอดคล้องกับสัญญา SPP Firm ในปัจจุบัน

     โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเรื่องการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

เรื่องที่ 7 ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ในโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน

สรุปสาระสำคัญ

          1. เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน โดยให้ปรับขึ้นเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2556 เป็นต้นไป จนสะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม และเห็นชอบเกณฑ์การช่วยเหลือผู้ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ทั้งในส่วนของครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบแร่ แผงลอยอาหาร ดังนี้ (1) ครัวเรือนรายได้น้อย ช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน (2) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ช่วยเหลือตามการใช้จริงไม่เกิน 150 กิโลกรัมต่อเดือน ทั้งนี้ ผู้ได้รับการช่วยเหลือสามารถเลือกใช้ถังขนาดใดก็ได้ แต่ไม่เกินขนาดถัง 15 กิโลกรัม ต่อมาเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 กพช. ได้เห็นชอบดำเนินการการให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 ของกระทรวงการคลัง ทดแทนนโยบายและมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีและโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ของกระทรวงพลังงาน เพื่อลดความซ้ำซ้อนในการอุดหนุนแก่ผู้ด้อยโอกาส ทั้งนี้ ให้เร่งดำเนินการภายหลังคณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบและมีผลบังคับใช้การให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 โดยให้รวมอยู่ในสวัสดิการค่าไฟฟ้าฟรี ภายในวงเงิน 200 บาทต่อคนต่อเดือน และมาตรการช่วยเหลือครัวเรือนรายได้น้อยอีก 15 บาทต่อครัวเรือนต่อเดือน ซึ่งเทียบเท่ากับ 45 บาทต่อครัวเรือนต่อ 3 เดือน รวมเป็น 215 บาทต่อครัวเรือนต่อเดือน ทั้งนี้ ในรายละเอียดให้กระทรวงพลังงานประสานกระทรวงการคลังเพื่อหารือแนวทางปฏิบัติต่อไป สำหรับการให้ความช่วยเหลือร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ให้กระทรวงพลังงานนำกลับมาทบทวน เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาอีกครั้ง โดยข้อดีข้อเสียของการช่วยเหลือค่าก๊าซหุงต้มให้กับร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร คือ ช่วยลดต้นทุนค่าก๊าซหุงต้มให้กับร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร โดยที่ปัจจุบันส่วนลดค่าก๊าซหุงต้มอยู่ที่ 2.50 บาทต่อกิโลกรัม หากให้สิทธิ์เต็มจำนวน 150 กิโลกรัมต่อเดือนจะช่วยลดต้นทุนลงได้ 375 บาทต่อเดือน เป็นปัจจัยบวกด้านจิตวิทยาในเรื่องการช่วยค่าครองชีพผู้มีรายได้น้อยของภาครัฐ และร้านหนูณิชย์ ของกระทรวงพาณิชย์ จำนวนประมาณ 13,000 รายซึ่งจำหน่ายอาหารในราคาต่ำ 25-35 บาทต่อจานก็เป็นกลุ่มที่ได้รับส่วนลดค่าก๊าซหุงต้มด้วย ส่วนข้อเสีย คือ ค่าใช้จ่ายดำเนินการโครงการฯ สูงมากเมื่อเทียบกับเงินจ่ายช่วยเหลือ เนื่องจากร้านค้าหาบเร่ แผงลอยอาหารมาใช้สิทธิ์จำนวนไม่มากเพียงร้อยละ 33 หรือ 125,941 ราย เมื่อเทียบกับผู้มีสิทธิ์ทั้งหมดจำนวน 385,817 ราย การช่วยเหลือไปไม่ถึงผู้บริโภคอย่างเต็มเม็ดเต็มหน่วย เนื่องจากเป็นการช่วยเหลือค่าครองชีพให้แก่ผู้มีรายได้น้อยโดยทางอ้อม โดยให้ส่วนลดค่าก๊าซหุงต้มผ่านร้านจำหน่ายก๊าซไปยังร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร เพื่อช่วยให้ต้นทุนลดลง โดยมุ่งหวังให้ร้านค้าจำหน่ายอาหารสำเร็จรูปให้แก่ผู้บริโภคในราคาต่ำลง การส่งผ่านเงินช่วยเหลือหลายทอดจึงอาจมีการรั่วไหลระหว่างทาง ที่ผ่านมาพบว่าราคาอาหารสำเร็จรูปมีการปรับเพิ่มขึ้นมาโดยตลอด ราคาก๊าซหุงต้มไม่สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ทำให้ไม่จูงใจให้เกิดการประหยัด หรือเพิ่มประสิทธิภาพในการใช้ก๊าซหุงต้มเพื่อลดต้นทุน เช่น การใช้เตาประหยัดพลังงาน เป็นภาระของผู้ประกอบการ เนื่องจากปัจจุบัน ปตท. เป็นผู้รับภาระอุดหนุน โดยต้องขออนุมัติวงเงินและขอต่ออายุการให้ความช่วยเหลือกับคณะกรรมการบริษัททุกปี ซึ่งโครงการฯ นี้จะสิ้นสุดการให้ความช่วยเหลือในวันที่ 31 ธันวาคม 2560 และไม่มีความยั่งยืนของแหล่งเงินทุนสำหรับการดำเนินโครงการฯ แต่เดิมกระทรวงพลังงานขอความร่วมมือ ปตท. รับผิดชอบค่าใช้จ่ายโครงการทั้งหมดในระหว่างรอร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลใช้บังคับ หลังจากนั้นจะเปลี่ยนไปใช้เงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงแทน แต่เนื่องจากคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้ตัดวัตถุประสงค์การใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับผู้มีรายได้น้อยและผู้ด้อยโอกาส จากเหตุผลด้านความไม่เป็นธรรม จากการที่กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเก็บเงินจากกลุ่มผู้ใช้น้ำมันแต่นำไปชดเชยให้ประชาชนทั่วไป โดยที่การช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยเป็นนโยบายของรัฐ แหล่งเงินจึงควรจะนำมาจากงบประมาณแผ่นดินซึ่งมาจากการจัดเก็บภาษีอากรต่าง ๆ จากประชาชน ส่งผลให้เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลใช้บังคับแล้ว โครงการฯ อาจจะไม่สามารถดำเนินการต่อไปได้เนื่องจากขาดเงินทุน

          2. เมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2560 กรมธุรกิจพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกรมการค้าภายใน กระทรวงพาณิชย์ ได้หารือและกำหนดแนวทางการให้การช่วยเหลือร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหารร่วมกัน ดังนี้ แนวทางที่ 1 ยกเลิกการให้ส่วนลดค่าก๊าซหุงต้มแก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร และแนวทางที่ 2 ดำเนินการให้การช่วยเหลือต่อไปโดยมีทางเลือกการดำเนินการ ดังนี้ ให้รวมอยู่ในโครงการร้านหนูณิชย์ และ/หรือ ร้านธงฟ้า โดยให้รวมอยู่ในโครงการของกระทรวงพาณิชย์ หรือดำเนินการโครงการต่อไป แต่ปรับเปลี่ยนหลักเกณฑ์และเงื่อนไขใหม่ เช่น ลดพื้นที่ร้านค้าที่มีสิทธิ์ลงทะเบียนจากเดิมไม่เกิน 50 ตารางเมตร เป็นไม่เกิน 20 ตารางเมตร ให้ขึ้นป้ายแสดงการเข้าร่วมโครงการ กำหนดราคาจำหน่าย ฯลฯ ทั้งนี้ แนวทางนี้จะต้องยกเลิกการลงทะเบียนเดิม และดำเนินการลงทะเบียนร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหารใหม่อีกครั้ง ซึ่งจะมีค่าใช้จ่ายในการว่าจ้างที่ปรึกษาจัดทำฐานข้อมูล การรับลงทะเบียน การตรวจสอบสิทธิ์ และแหล่งเงินงบประมาณที่จะใช้ในการอุดหนุนราคา ซึ่งในที่นี้กรมธุรกิจพลังงาน มีความดังนี้ (1) ควรยกเลิกการให้ส่วนลดค่าก๊าซหุงต้มแก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร เนื่องจาก ลดความซ้ำซ้อนในการอุดหนุนผู้ด้อยโอกาสของภาครัฐ เนื่องจากกระทรวงการคลังได้ให้สวัสดิการผู้มีรายได้น้อยผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐปี 2560 โดยได้ให้สวัสดิการเพื่อลดค่าใช้จ่ายในครัวเรือนจำนวน 11.67 ล้านครัวเรือน ซึ่งเป็นการช่วยเหลือถึงตัวผู้ด้อยโอกาสโดยตรงประกอบด้วย วงเงินค่าซื้อสินค้าอุปโภคบริโภคที่จำเป็นสินค้าเพื่อการศึกษา และวัตถุดิบเพื่อเกษตรกรรมจากร้านธงฟ้าประชารัฐและร้านอื่นๆที่กระทรวงพาณิชย์กำหนดรวมถึงส่วนลดค่าใช้จ่ายในการเดินทางด้วยรวม 1,500 -1,800 บาทต่อคนต่อเดือนและยังให้วงเงินส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มจากร้านค้าที่เข้าร่วมโครงการ 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ค่าใช้จ่ายในการดำเนินโครงการฯ จะมีสัดส่วนสูงขึ้นและมีความคุ้มค่าน้อยลง เนื่องจากในส่วนของการให้การช่วยเหลือครัวเรือนรายได้น้อยได้ไปรวมอยู่ในบัตรสวัสดิการแล้ว จึงเหลือเฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยที่มาให้สิทธิ์ประมาณ 125,841 รายเท่านั้น และปัญหาของแหล่งเงินที่จะนำมาอุดหนุนในอนาคตหากโครงการจะยังคงดำเนินการอยู่ต่อไป

มติของที่ประชุม

     มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานหารือกับกระทรวงพาณิชย์เพื่อทบทวนแนวทางการให้การช่วยเหลือร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานก่อนนำเสนอคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป

เรื่องที่ 8 มาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

สรุปสาระสำคัญ

          1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในระยะแรกจะเปิดเสรีเฉพาะส่วนนำเข้า โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคานำเข้า และยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้าของประเทศ ซึ่งมีผลตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ดำเนินการตรวจสอบปริมาณก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และโรงกลั่นน้ำมัน ที่จำหน่ายให้ภาคปิโตรเคมี ซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขาย ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กำกับดูแลการนำเข้าส่งออก และเตรียมมาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG และสำรวจข้อมูลราคาขายส่งและราคาขายปลีกก๊าซ LPG (ขนาดถัง 15 กิโลกรัม) ในเขตกรุงเทพมหานคร ต่อมา เมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560 กบง. เห็นชอบมาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG โดยให้เพิ่มอัตราการสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมายตามความจำเป็นและเหมาะสม และเห็นชอบให้ ธพ. ดำเนินการออกประกาศกระทรวงพลังงานตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เพื่อรองรับแนวทางและวิธีการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG เพื่อสั่งให้นำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน

          2. มาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG ได้แก่ (1) ติดตามสถานการณ์ กำกับดูแลการนำเข้าและส่งออกก๊าซ LPG เพื่อป้องกันการขาดแคลน โดยมีหนังสือจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน สั่งให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 รายงานข้อมูล LPG เพิ่มเติม เพื่อให้สามารถติดตามสถานการณ์ได้อย่างใกล้ชิด และประเมินความเสี่ยงที่อาจจะทำให้ปริมาณการจัดหาไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ เพื่อให้สามารถแก้ไขสถานการณ์ได้อย่างทันท่วงที โดยมิให้ส่งผลกระทบต่อผู้บริโภค โดยอาศัยอำนาจตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 มาตรา 16 วรรคสาม และมาตรา 17 วรรคสอง ให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่ค้าก๊าซ LPG จัดส่งรายงานเพิ่มเติมตั้งแต่วันที่ 20 มีนาคม 2560 ดังนี้ 1) แผนการนำเข้ามาในราชอาณาจักร ซื้อ กลั่น ผลิต และจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลว (แผน 6 เดือน) เพื่อวิเคราะห์แผนการจัดหา ความต้องการใช้ เพื่อให้สามารถประเมินว่าการจัดหาเพียงพอต่อความต้องการใช้หรือไม่ (ส่งภายในวันที่ 20 ของทุกเดือน) 2) แผนการนำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว โปรเพน และบิวเทน โดยให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 แจ้งแผนการนำเข้า ประมาณการวันที่ และปริมาณการนำเข้าทุกเที่ยวในแต่ละเดือน เพื่อให้มั่นใจว่า สามารถนำเข้าได้จริงตามแผนที่ได้แจ้งไว้ (ส่งภายในวันที่ 5 ของทุกเดือน) 3) ปริมาณ ราคา และค่าใช้จ่ายที่เกิดจากการนำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว โปรเพน และบิวเทน เพื่อให้ สนพ. ใช้เป็นข้อมูลประกอบการคำนวณราคาการนำเข้า (ส่งภายใน 5 วัน นับแต่วันที่นำเข้าสำเร็จ) 4) แผนและผล การผลิต การนำเข้า การจำหน่าย การส่งออก และปริมาณคงเหลือก๊าซ LPG รายสัปดาห์ เพื่อติดตามสถานการณ์ วิเคราะห์แนวโน้ม การจัดหา ความต้องการใช้ ปริมาณคงเหลือ และเป็นการตรวจสอบปริมาณการซื้อ-ขาย ระหว่างผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 อย่างใกล้ชิด (ส่งภายในวันอังคารของสัปดาห์ถัดไป) และ 5) ปริมาณการจำหน่ายก๊าซ LPG รายวัน จำแนกตามประเภทธุรกิจ เพื่อใช้เป็นข้อมูลในการประมาณการความต้องการใช้ (ส่งภายในวันอังคารของสัปดาห์ถัดไป) (2) ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 รายใดไม่สามารถดำเนินการนำเข้าได้ตามแผน ตามมาตรา 17 มีโทษตามมาตรา 43 แห่ง พ.ร.บ. การค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 (3) ในกรณีที่ปริมาณการจัดหาจากการผลิตและการนำเข้าไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ภายในประเทศ มีมาตรการป้องกันและแก้ไขปัญหาการขาดแคลน โดยอาศัยอำนาจตามมาตรา 24 แห่ง พ.ร.บ. การค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 โดยจะดำเนินการ ดังนี้ 1) ไม่อนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร และ 2) นำปริมาณสำรองตามกฎหมายออกมาจำหน่ายในภาคเชื้อเพลิงตามปริมาณส่วนที่ขาด เพื่อให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ ซึ่งในปัจจุบันปริมาณสำรองจะเพียงพอใช้ได้ 3.5 – 5 วัน (4) ปรับเพิ่มปริมาณสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมายโดยออกประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดชนิดและอัตรา หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการคำนวณปริมาณสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2560 ดังนี้ ระยะที่ 1 (1 มกราคม 2561 – 31 ธันวาคม 2563) ยกเลิกข้อผ่อนปรนที่ให้เก็บสำรองก๊าซ LPG ในแต่ละวันได้ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 70 เป็นต้องเก็บไม่ต่ำกว่าร้อยละ 100 ของปริมาณสำรองทุกวัน (จากเดิมปริมาณสำรองจะเพียงพอใช้ได้ 3.5 วัน เพิ่มขึ้นเป็นเพียงพอใช้ได้ 5 วัน) และระยะที่ 2 (วันที่ 1 มกราคม 2564 เป็นต้นไป) ปรับอัตราสำรองก๊าซ LPG จากร้อยละ 1.0 เป็นร้อยละ 2.0 (จากเดิมปริมาณสำรองจะเพียงพอใช้ได้ 5 วัน เพิ่มขึ้นเป็นเพียงพอใช้ได้ 9 วัน) และ (5) กรณีต้องสั่งนำเข้าก๊าซ LPG อาศัยอำนาจตามมาตรา 3 แห่ง พระราชกฤษฎีกาแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 ทั้งนี้ ให้ยกเลิกการออกประกาศกระทรวงพลังงานตาม พระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เพื่อรองรับแนวทางและวิธีการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG เพื่อสั่งให้นำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน เนื่องจากมติ กบง. วันที่ 5 กรกฎาคม 2560 เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 ดังนั้น จึงไม่มีความจำเป็นต้องออกประกาศกระทรวงพลังงานตาม พระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เพื่อรองรับแนวทางและวิธีการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG เพื่อสั่งให้นำเข้า LPG แบบฉุกเฉิน

มติของที่ประชุม

     ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 9 การขยายระยะเวลากำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 จำนวน 3 โครงการ

สรุปสาระสำคัญ

          1. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เห็นชอบการมอบอำนาจให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาขยายระยะเวลาจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 พร้อมบทกำหนดโทษปรับลดอัตราค่าไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ลดลงไม่เกินร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย และหักระยะเวลาการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามข้อเท็จจริงแห่งเหตุอุทธรณ์ ทั้งนี้ อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น และเห็นชอบการมอบอำนาจให้ กบง. พิจารณาเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมจนครบเป้าหมายตามที่ กพช.กำหนด ซึ่งตามระเบียบคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 กำหนดเงื่อนไขการพิจารณาอุทธรณ์ตามสัญญาว่า ในกรณีคู่สัญญามีปัญหาปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า ให้เป็นอำนาจของ กกพ. วินิจฉัยหาข้อยุติ โดยให้ถือว่าคำวินิจฉัยของ กกพ. เป็นที่สุด และหากผู้ผลิตไฟฟ้าไม่พอใจในคำวินิจฉัยของ กกพ. ให้ฟ้องคดีต่อศาลไทย

          2. กกพ. ได้มีการพิจารณาคำขออุทธรณ์ของ 3 หน่วยงาน มีรายละเอียด ดังนี้

             2.1 บริษัท ไอคิว โซล่า จำกัด (บริษัทฯ) เป็นผู้สนับสนุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับสหกรณ์การเกษตรกระทุ่มแบน จำกัด มีสถานประกอบกิจการตั้งอยู่ที่ หมู่ 1 ตำบลบ้านเกาะ อำเภอเมืองสมุทรสาคร จังหวัดสมุทรสาคร มีวัตถุประสงค์ผลิตเพื่อจำหน่ายไฟฟ้าให้แก่การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) โดยบริษัทฯ ได้ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2559 กำหนดวัน SCOD ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ซึ่งเมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2559 กกพ. มีมติไม่ออกใบอนุญาตที่เกี่ยวข้องให้บริษัทฯ เนื่องจากที่ตั้งโครงการของบริษัทฯ เป็นพื้นที่ห้ามตั้งโรงงานลำดับที่ 88 ตามข้อบัญญัติองค์การบริหารส่วนตำบลบ้านเกาะ เรื่อง กำหนดบริเวณห้ามก่อสร้าง ดัดแปลง หรือเปลี่ยนการใช้อาคารบางชนิดหรือบางประเภทในพื้นที่บางส่วนในท้องที่เขตองค์การบริหารส่วนตำบลบ้านเกาะ อำเภอเมืองสมุทรสาคร จังหวัดสมุทรสาคร พ.ศ. 2557 บริษัทฯ จึงได้มีหนังสืออุทธรณ์มติไม่ออกใบอนุญาตดังกล่าว และในช่วงระหว่างการพิจารณาอุทธรณ์การไม่ออกใบอนุญาต กฟภ. ได้มีหนังสือบอกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของบริษัทฯ เนื่องจากไม่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายใน 30 ธันวาคม 2559 บริษัทฯ จึงมีหนังสือขออุทธรณ์คำสั่งบอกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อ กกพ. ตามข้อ 9 ของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดให้ กกพ. มีอำนาจในการวินิจฉัยข้อพิพาท ต่อมาเมื่อวันที่ 26 เมษายน 2560 มีการประกาศใช้กฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวมจังหวัดสมุทรสาคร พ.ศ. 2560 มีผลเป็นการยกเลิกข้อห้ามการสร้างโรงงานประเภทที่ 88 ตามข้อบัญญัติ อบต. บ้านเกาะฯ และกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวมฯ ดังกล่าว กำหนดให้ที่ตั้งโครงการ ณ ตำบลบ้านเกาะ อำเภอเมืองสมุทรสาคร จังหวัดสมุทรสาคร อยู่ในการใช้ประโยชน์ที่ดิน ประเภทชุมชน (สีชมพู) ทำให้สามารถก่อสร้างโรงงานลำดับที่ 88 ได้ ดังนั้น เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2560 กกพ. ได้พิจารณาแล้วเห็นว่าการไม่ออกใบอนุญาตต่างๆ ให้บริษัทฯ เนื่องจากในขณะนั้นมีข้อบัญญัติ อบต. บ้านเกาะ ห้ามก่อสร้างโรงงานประเภทที่ 88 บนพื้นที่ตั้งโครงการของบริษัทฯ ซึ่งปัจจุบันได้มีการประกาศใช้ผังเมืองรวมสมุทรสาครใหม่และมีผลให้พื้นที่ตั้งโครงการของบริษัทสามารถก่อสร้างโรงงานประเภทที่ 88 ได้ จึงเห็นควรนำเรื่องการขออนุญาตของบริษัทฯ มาพิจารณาใหม่ และเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2560 กกพ. ได้ตรวจสอบการดำเนินการแล้วเห็นว่า การประกาศใช้กฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวมจังหวัดสมุทรสาคร พ.ศ. 2560 มีผลเป็นการยกเลิกข้อห้ามการสร้างโรงงานประเภทที่ 88 ตามข้อบัญญัติ อบต. บ้านเกาะฯ ส่งผลให้พื้นที่ตั้งโครงการของบริษัทฯ สามารถก่อสร้างโรงงานประเภทที่ 88 ได้ ดังนั้น เนื่องจากการอุทธรณ์ของบริษัทฯ ฟังขึ้น กกพ. จึงเห็นควรให้ขยายกำหนดวัน SCOD ออกไปให้กับบริษัท ไอคิว โซล่า จำกัด และกำหนดวัน SCOD ภายในเดือนพฤศจิกายน 2560 ทั้งนี้ อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่นและให้ปรับลดอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลงร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย เหลือ 5.377 บาทต่อหน่วย

             2.2 บริษัท ซันซีป เอ็นเนอร์ยี่ (ไทยแลนด์) จำกัด (บริษัทฯ) เป็นผู้สนับสนุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับสหกรณ์กรุงเทพ จำกัด ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2559 มีกำหนด SCOD ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ซึ่งเมื่อวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2560 กกพ. มีมติไม่เห็นชอบการออกใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงานผลิตพลังงานไฟฟ้า ประเภทหรือชนิดของโรงงานลำดับที่ 88(1) ให้แก่บริษัทฯ เนื่องจากที่ตั้งโครงการตั้งอยู่ในเขตพื้นที่ชุ่มน้ำที่มีความสำคัญระดับชาติตามมติคณะรัฐมนตรี ซึ่งขัดกับกฎกระทรวงฉบับที่ 2 ข้อ 2(2) ตามพระราชบัญญัติโรงงานฯ ไม่สามารถก่อสร้างโรงงานได้ซึ่งเป็นไปตามความเห็นของกรมโรงงานอุตสาหกรรม บริษัทฯ จึงได้มีหนังสืออุทธรณ์มติ กกพ. ดังกล่าว และขอให้ กกพ. พิจารณาให้บริษัทฯ ย้ายสถานที่ตั้งโครงการโดยยังมีจุดเชื่อมโยงเดิมพร้อมขอขยายวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ด้วย ตามหนังสือลงวันที่ 6 มิถุนายน 2560 ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2560 กกพ. มีมติให้บริษัทฯ ย้ายที่ตั้งโครงการเนื่องจากมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 ซึ่งกำหนดให้พื้นที่บริเวณที่ตั้งโครงการเป็นส่วนหนึ่งของพื้นที่ชุ่มน้ำอ่าวไทยที่มีความสำคัญระดับชาติตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 1 สิงหาคม 2543 ไม่มีประกาศในราชกิจจานุเบกษาหรือประกาศเผยแพร่ให้ประชาชนทราบโดยทั่วกัน ประกอบกับมติคณะรัฐมนตรีไม่มีสถานะเป็นกฎหมายและเมื่อไม่มีการประกาศให้ประชาชนทราบ มติดังกล่าวจึงมีผลผูกพันเฉพาะการดำเนินการของหน่วยงานของรัฐเท่านั้น จึงเป็นเหตุอันรับฟังได้ว่าบริษัทฯ ไม่อาจทราบมาก่อนว่าพื้นที่ตั้งโครงการเป็นพื้นที่ชุ่มน้ำตามมติคณะรัฐมนตรี ดังนั้น กกพ. จึงเห็นควรให้ขยายกำหนดวัน SCOD ออกไปให้กับบริษัท ซันซีป เอ็นเนอร์ยี่ (ไทยแลนด์) จำกัด และกำหนดวัน SCOD ภายในเดือนมิถุนายน 2561 ทั้งนี้ อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่นและให้ปรับลดอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลง เหลือ 4.12 บาทต่อหน่วย

             2.3 บริษัท เอ ไอ คิว เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด (บริษัทฯ) เป็นผู้สนับสนุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับสหกรณ์การเกษตรสนามชัยเขต จำกัด สถานที่ตั้งโครงการอยู่บนที่ดิน นส.3ก. เลขที่ 556 หมู่ 6 ตำบลท่ากระดาน อำเภอสนามชัยเขต จังหวัดฉะเชิงเทรา บริษัทฯ ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเมื่อวันที่ 19 สิงหาคม 2559 กำหนดวัน SCOD ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ซึ่งเมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2559 กกพ. มีมติเห็นควรไม่ออกใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า ใบอนุญาต ร.ง.4 ลำดับที่ 88(1) และใบอนุญาต พค.2 ให้แก่บริษัทฯ เนื่องจากพื้นที่โครงการตั้งอยู่ในพื้นที่ป่าสงวนแห่งชาติป่าแควระบมและป่าสียัด จังหวัดฉะเชิงเทรา ซึ่งเป็นพื้นที่ที่กรมป่าไม้มอบให้ ส.ป.ก. นำไปดำเนินการปฏิรูป ส่งผลให้บริษัทฯ ไม่สามารถดำเนินการจำหน่ายไฟฟ้าได้ทันตามกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (วันที่ 30 ธันวาคม 2559) บริษัทฯ จึงไม่มีสิทธิในที่ดินอย่างสมบูรณ์ตามที่ได้ยื่นขออนุญาตขายไฟฟ้าไว้ ตามระเบียบ ประกาศและหลักเกณฑ์ในการคัดเลือกการรับซื้อไฟฟ้าฯ ต่อมาบริษัทฯ มีหนังสือขออุทธรณ์คำสั่ง กกพ. โดยอ้างว่า นส.3ก เลขที่ 556 กรมที่ดินได้ออกหนังสือรับรองการทำประโยชน์ตั้งแต่วันที่ 25 เมษายน 2517 ซึ่งเป็นช่วงเวลาก่อนที่ทางกรมป่าไม้จะได้มีการมอบพื้นที่บางส่วนของป่าสงวนแห่งชาติแควระบมและป่าสียัดให้ ส.ป.ก. และบริษัทฯ อยู่ระหว่างขอรังวัดสอบเขตเพื่อออกหนังสือรับรองการทำประโยชน์หรือโฉนดที่ดินกับกรมที่ดินพร้อมขอขยายวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ด้วย ซึ่งต่อมาบริษัทฯได้แจ้งเพิ่มเติมว่า เนื่องจากการออกหนังสือรับรองการทำประโยชน์ที่ดินต้องใช้ระยะเวลาการดำเนินการสอบสิทธิ์ ดังนั้น บริษัทฯ จึงตัดสินใจไม่ทำการรังวัดที่ดินแปลงดังกล่าวและขอย้ายสถานที่ตั้งโครงการจากเดิมตั้งอยู่ที่ ตำบลท่ากระดาน อำเภอสนามชัยเขต จังหวัดฉะเชิงเทรา ไปอยู่ที่ ตำบลคู้ยายหมี อำเภอสนามชัยเขต จังหวัดฉะเชิงเทรา ซึ่งมีจุดเชื่อมโยงเดียวกันกับที่ตั้งโครงการเดิม และเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2560 กกพ. ได้พิจารณาประเด็นการอุทธรณ์การไม่ออกใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า ใบอนุญาต ร.ง.4 ลำดับที่ 88(1) และใบอนุญาต พค.2 ให้แก่บริษัทฯ เนื่องจากเห็นว่าพื้นที่ตั้งโครงการตั้งอยู่ในพื้นที่ป่าสงวนแห่งชาติป่าแควระบมและป่าสียัด จังหวัดฉะเชิงเทรา จึงไม่อาจออกใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงานผลิตพลังงานไฟฟ้า (ใบอนุญาต ร.ง.4 ลำดับที่ 88(1)) และใบอนุญาตให้ผลิตพลังงานควบคุมให้แก่บริษัทฯ ได้เห็นว่าการไม่ออกใบอนุญาตดังกล่าวให้แก่บริษัทฯ นั้นชอบแล้ว อุทธรณ์ของบริษัทฯ ฟังไม่ขึ้น ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2560 กกพ. ได้มีมติเห็นควรอนุญาตให้บริษัทฯ ขอย้ายที่ตั้งโครงการได้ เนื่องจากบริษัทฯ มีเอกสารสิทธิ นส.3ก และบริษัทฯ ได้มีความพยายามในการสอบสิทธิที่ดินแล้ว แต่เมื่อได้รับทราบขั้นตอนและระยะเวลาในการพิสูจน์สิทธิแล้ว บริษัทฯ จึงได้ขอย้ายสถานที่ โดยที่ตั้งโครงการใหม่ยังคงเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าเดิมตามที่เคยได้รับอนุมัติในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ดังนั้น กกพ. จึงเห็นควรให้ขยายกำหนดวัน SCOD ออกไปให้กับบริษัท เอ ไอ คิว เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด และกำหนดวัน SCOD ภายในเดือนมิถุนายน 2561 ทั้งนี้ อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น และให้ปรับลดอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลง เหลือ 4.12 บาทต่อหน่วย

มติของที่ประชุม

     1. เห็นชอบให้ขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ให้กับบริษัท ไอคิว โซล่า จำกัด โดยกำหนดวัน SCOD ใหม่เป็นภายในเดือนพฤศจิกายน 2560 ทั้งนี้ อายุสัญญายังคงสิ้นสุดวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น และให้ปรับลดอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลงร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย เหลือ 5.377 บาทต่อหน่วย

     2. กรณีบริษัท ซันซีป เอ็นเนอร์ยี่ (ไทยแลนด์) จำกัด และบริษัท เอ ไอ คิว เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด ไม่อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 9/2560 (ครั้งที่ 42)

เมื่อวันศุกร์ที่ 18 สิงหาคม 2560 เวลา 13.30 น.

1. กลไกการกำกับการแข่งขันในธุรกิจก๊าซ LPG กรณีโรงแยกก๊าซธรรมชาติอื่น ยกเว้นโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                               ประธานกรรมการ

(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                             กรรมการและเลขานุการ

(นายทวารัฐ สูตะบุตร)

เรื่องที่ 1 กลไกการกำกับการแข่งขันในธุรกิจก๊าซ LPG กรณีโรงแยกก๊าซธรรมชาติอื่น ยกเว้นโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบ แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ดังนี้ (1) แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ โดยเริ่มให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียด ดังนี้ 1) ยกเลิกการกำหนดราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก รวมทั้งการนำเข้า 2) ยกเลิกการกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะประกาศราคาอ้างอิงสำหรับเป็นข้อมูลในการกำกับดูแลราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศเท่านั้น 3) ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของส่วนการผลิตจากโรงแยกฯ โรงกลั่นฯ (ยกเลิกกองทุน#1) 4) ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ 5) ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกลไกรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพราคา 6) มอบหมายให้ สนพ. กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และกรมการค้าภายในศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ที่เหมาะสมและบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ระหว่างกรุงเทพมหานครและส่วนภูมิภาค 7) สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนกลุ่มโรงแยกฯ อย่างมีนัยสำคัญ 8) คลังก๊าซ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (บริษัท ปตท.) จังหวัดชลบุรี (โครงการ LIFE) บริษัท ปตท. จะดำเนินธุรกิจโครงการ LIFE ในเชิงพาณิชย์เมื่อมีการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ โดยบริษัท ปตท. จะมีการกำหนดกติกาให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสามารถเข้ามาใช้บริการคลังนำเข้าก๊าซ LPG ของ บริษัท ปตท. ที่เขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี บนหลักการที่ผู้ค้าก๊าซ LPG ทุกรายมีสิทธิใช้อย่างเป็นธรรมและเท่าเทียมกันและให้มีการเจรจาอัตราค่าบริการเป็นเชิงพาณิชย์ จนกว่าจะมีผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสร้าง/ขยายคลังก๊าซ LPG นำเข้าขนาดใหญ่ แล้วเสร็จ โดยกติกาการใช้คลังจะเผยแพร่ให้สาธารณชนทราบด้วย 9) การจำหน่ายก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ บริษัท ปตท. จะให้ความสำคัญกับการจำหน่ายก๊าซ LPG ในภาคเชื้อเพลิงเป็นลำดับแรกและจะไม่ทำการต่ออายุสัญญาซื้อ-ขายวัตถุดิบปิโตรเคมีเดิม (ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559) ที่จะทยอยหมดอายุลง โดยจะจำหน่ายเฉพาะเท่าที่สัญญาซื้อ-ขายยังคงมีผลบังคับอยู่ และ 10) การส่งออกก๊าซ LPG เพื่อส่งเสริมให้มีการจำหน่ายก๊าซ LPG ภายในประเทศเป็นลำดับแรก การส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาตต่อ ธพ. และการส่งออกก๊าซ LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้าได้มีการแจ้งแผนให้ ธพ. ทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export)

         2. การผลิตก๊าซ LPG จากก๊าซรรมชาติของประเทศไทยมาจากแหล่งผลิต 2 แหล่ง คือ (1) แหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติในทะเล โดยบริษัท ปตท. ได้รับสิทธิเป็นผู้รับซื้อก๊าซธรรมชาติ และนำไปดำเนินการแยกเป็น ก๊าซ LPG ซึ่งในเดือนมิถุนายน 2560 มีปริมาณการผลิตก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ของ ปตท. ที่ จังหวัดระยอง และอำเภอขนอม รวม 317,912 ตัน (2) แหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติบนบก ได้แก่ แหล่งสิริกิติ์ โครงการเอส 1 ซึ่งบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด เป็นผู้รับสัมปทาน โดย ปตท.เป็นผู้ซื้อก๊าซ LPG ที่ผลิตได้จากแหล่งนี้ โดยในเดือนมิถุนายน 2560 มีปริมาณการผลิตก๊าซ LPG จากโครงการเอส 1 ของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ที่ 4,811 ตัน และแหล่งบูรพาที่มีบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด และ บ.สยาม โอเมโกะ เป็นผู้รับสัมปทาน โดย บริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) (UAC) ได้ซื้อก๊าซธรรมชาติจาก บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด และ บ.สยาม โอเมโกะ เพื่อไปทำการแยกเป็นก๊าซ LPG เอง โดยในเดือนมิถุนายน 2560 มีปริมาณการผลิตก๊าซ LPG จาก UAC ที่ 261 ตัน

         3. การใช้กลไกการกำกับการแข่งขันในธุรกิจก๊าซ LPG กรณีโรงแยกก๊าซฯ อื่น ยกเว้นโรงแยกก๊าซฯ ของ ปตท. มีดังนี้ (1) ก๊าซ LPG ที่บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ซึ่งใช้ก๊าซธรรมชาติจากแหล่งบนบกเป็นทรัพยากรในประเทศมาผลิตก๊าซ LPG ทำให้เป็นราคาต้นทุนก๊าซ LPG ในประเทศ ดังนั้น เพื่อให้ต้นทุนก๊าซ LPG จากทุกแหล่งจัดหามีต้นทุนที่ใกล้เคียงกันและแข่งขันกันได้ภายใต้ระบบการค้าเสรี ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอแนวทาง โดยการเก็บส่วนต่างราคากรณีราคา CP+X สูงกว่าหรือต่ำกว่าต้นทุนก๊าซ LPG จากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด เกิน 0.67 บาทต่อกิโลกรัม (ประมาณ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เช่นเดียวกันกับการใช้กลไกกำกับการแข่งขันของโรงแยกก๊าซฯ ของปตท. โดยมีทางเลือกการคำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#1) 2 ทางเลือก คือ 1) ให้คำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยคำนวณเสมือนว่า บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ใช้ต้นทุนของการผลิตของตนเอง (Cost Plus) และ 2) ให้คำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยคำนวณ เสมือนว่า บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ใช้ต้นทุนของโรงแยกก๊าซฯ ของ ปตท. และ (2) ก๊าซ LPG ที่บริษัท UAC ผลิต เป็นก๊าซที่ซื้อมาจากแหล่งของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด เพื่อไปทำการแยกเป็นก๊าซ LPG และผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมและทำการขายต่อให้กับ ปตท. และ ผู้ค้าอื่นๆ โดยฝ่ายเลขานุการฯ เสนอแนวทางกำหนดทางเลือกต้นทุนราคาก๊าซ LPG จาก UAC 3 ทางเลือกคือ 1) ให้คำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยคำนวณเสมือนว่า บริษัท UAC ใช้ต้นทุนของการผลิตของตนเอง (Cost Plus) โดยในระหว่างนี้ให้ใช้ต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG เท่ากับต้นทุนของโรงแยกก๊าซฯ ของ ปตท. ไปก่อน 3 เดือน 2) ให้คำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยคำนวณเสมือนว่า บริษัท UAC ใช้ต้นทุนของโรงแยกก๊าซฯ ของ ปตท. 3) ให้คำนวณอัตรา การเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยคำนวณเสมือนว่า บริษัท UAC ใช้ราคาต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG ของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบให้มีกลไกการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกอย่างมีนัยสำคัญ โดยการคำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของ บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ให้ใช้ต้นทุนการผลิตของตนเอง (Cost Plus) ตามการคำนวณของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ

2. เห็นชอบให้มีกลไกการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ โดยการคำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของ บริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) (UAC) ให้ใช้ราคาต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG ของ โรงแยกก๊าซธรรมชาติของตนเอง (Cost Plus) โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ศึกษาต้นทุนให้แล้วเสร็จภายใน 3 เดือน โดยในระหว่างนี้ให้ใช้ต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG เท่ากับต้นทุนของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ไปพลางก่อน

3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 20 พ.ศ. 2560 เรื่องการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนกองทุน สำหรับก๊าซ ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 19 สิงหาคม 2560 เป็นต้นไป

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 8/2560 (ครั้งที่ 41)

เมื่อวันพุธที่ 2 สิงหาคม 2560 เวลา 13.30 น.

1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก

2. รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ.2558–2579 (PDP 2015) ไตรมาสที่ 2 ปี 2560

3. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG อ้างอิงสำหรับเดือน สิงหาคม 2560 และพิจารณาการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG

4. ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ารายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ของโครงการ SPP Hybrid Firm

5. การรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ SPP Hybrid Firm

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                               ประธานกรรมการ

(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                             กรรมการและเลขานุการ

(นายทวารัฐ สูตะบุตร)

เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก

สรุปสาระสำคัญ

         ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบช่วงสัปดาห์สุกท้ายของเดือนกรกฎาคม 2560 มีทิศทางปรับตัวเพิ่มสูงขึ้นกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งนับว่าสูงสุดในรอบ 2 เดือน เนื่องจากเมื่อวันที่ 24 กรกฎาคม 2560 กลุ่มโอเปคมีการประชุมหารือเกี่ยวกับการกำหนดโควต้าการผลิตน้ำมันดิบ แต่ทั้งนี้ในการประชุมยังหาข้อตกลงที่แน่ชัดไม่ได้ จึงจะมีการประชุมเรื่องดังกล่าวอีกครั้งในวันที่ 7 – 8 สิงหาคม 2560 นอกจากนี้ปริมาณน้ำมันดิบสำรองของประเทศสหรัฐฯ ลดลงติดต่อกัน 4 สัปดาห์ที่ผ่านมา รวมเป็นปริมาณที่ลดลงจำนวน 24 ล้านบาร์เรล และเหตุความไม่สงบในประเทศสมาชิกของกลุ่มโอเปค ทั้งนี้คาดการณ์ว่าในเดือนสิงหาคม 2560 ราคาน้ำมันดิบ จะปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนสิงหาคม 2560 ราคา CP (Contract Price) อยู่ที่ 440 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนกรกฎาคม 2560 จำนวน 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากปริมาณสำรองก๊าซ LPG ของประเทศสหรัฐฯ และในช่วงไตรมาสที่ 3 และ 4 ยังเป็นช่วงฤดูกาลท่องเที่ยวและอุณหภูมิเริ่มต่ำลงทำให้ความต้องการของประเทศสหรัฐฯ เพิ่มสูงขึ้น รวมทั้งประเทศซาอุดิอาระเบียลดปริมาณการผลิตก๊าซ LPG ลง แต่ทั้งนี้หากพิจารณาจากอดีตที่ผ่านมาจะเห็นว่าช่วงเดือนสิงหาคมราคาก๊าซ LPG จะปรับตัวลดลง แต่เนื่องจากหลายประเทศเริ่มเข้าสู่ช่วงฤดูหนาวจึงคาดว่าราคาก๊าซ LPG จะยังมีความผันผวน (3) ราคาถ่านหินมีทิศทางปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากประเทศออสเตรเลียประสบปัญหาด้านเทคนิคในการผลิตถ่านหิน ประเทศจีนมีการนำเข้าเพิ่มขึ้นจากสภาพภูมิอากาศที่ร้อนขึ้น ประกอบกับเป็นช่วงมรสุมของทวีปยุโรปและแอฟริกาทำให้กระทบต่อตลาดถ่านหิน และ (4) ราคาก๊าซ LNG ในเดือนกรกฎาคม 2560 ราคาปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยเฉลี่ยอยู่ที่ 5.4 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เนื่องจากประเทศญี่ปุ่น เกาหลี และจีน ประสบกับสภาพภูมิอากาศที่ร้อนขึ้นทำให้ความต้องการก๊าซ LNG เพิ่มขึ้น รวมทั้งท่อส่งก๊าซ LNG ของประเทศจีนเกิดระเบิด ทั้งนี้คาดการณ์ว่าก๊าซ LNG ยังมีแนวโน้มที่จะปรับเพิ่มขึ้นอีก เนื่องจากภาครัฐของประเทศจีนมีนโยบายให้ใช้ก๊าซ LNG ผลิตไฟฟ้าแทนถ่านหิน ทำให้จีนนำเข้าก๊าซ LNG เพิ่มขึ้นกว่าร้อยละ 41 จากปีที่ 2559 แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคา LNG ปรับตัวลดลง เนื่องจากหมดช่วงฤดูหนาวของหลายประเทศ และปริมาณการผลิตก๊าซ LNG ของประเทศออสเตรเลียและมาเลเซียเพิ่มสูงขึ้น

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ.2558–2579 (PDP 2015) ไตรมาสที่ 2 ปี 2560

สรุปสาระสำคัญ

          ความคืบหน้าการดำเนินการตามแผน PDP 2015 ไตรมาสที่ 2 ปี 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) การกระจายแหล่งเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าโดยลดสัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า ซึ่งจากข้อมูลจริงในช่วง 5 เดือนแรกของปี 2560 พบว่า สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติอยู่ที่ร้อยละ 61 ขณะที่ในแผน PDP 2015 อยู่ที่ร้อยละ 60 ทั้งนี้ ในส่วนของการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน อยู่ที่ร้อยละ 8 ต่ำกว่าแผน PDP 2015 ซึ่งอยู่ที่ร้อยละ 10 (ปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนต่ำกว่าแผน 2,050 ล้านหน่วย หรือคิดเป็นร้อยละ 24.5) ส่งผลให้การผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติ ถ่านหินนำเข้า และลิกไนต์ในประเทศ มีสัดส่วนที่สูงกว่าแผน PDP 2015 โดยกำลังผลิตไฟฟ้าที่จะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2560 ตาม PDP2015 จะมีปริมาณ 2,512 เมกะวัตต์ ซึ่ง ณ เดือนมิถุนายน 2560 มีการผลิตไฟฟ้าจ่ายเข้าระบบแล้วประมาณ 604 เมกะวัตต์ สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กมาก (VSPP) ตามแผน PDP 2015 จะมีกำลังผลิตไฟฟ้าสะสมเท่ากับ 4,360 เมกะวัตต์ แต่ปัจจุบันสามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้แล้วประมาณ 3,659 เมกะวัตต์ สำหรับกำลังผลิตไฟฟ้าของพลังงานทดแทนสะสม ณ เดือนมิถุนายน 2560 กำหนดตามแผนเท่ากับ 10,648 เมกะวัตต์ แต่สามารถผลิตได้จริงเท่ากับ 8,336 เมกะวัตต์ ซึ่งพลังงานลมและแสงอาทิตย์จะมีปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ตามแผนค่อนข้างสูง นอกจากนี้ การดำเนินงานก่อสร้างโรงไฟฟ้าทั้งของภาครัฐ (โดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย) และเอกชน ส่วนใหญ่โครงการดำเนินการเป็นไปตามแผน มีบางโครงการที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามแผน เนื่องจากต้องเลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Scheduled Commercial Operation Date: SCOD) เพราะต้องเลื่อนให้สอดคล้องกับความพร้อมของระบบส่งไฟฟ้าที่จะมารองรับ (2) การติดตามการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน โดยโครงการที่อยู่ระหว่างก่อสร้าง มีความคืบหน้าเร็วกว่าแผนที่กำหนดไว้ และการเจรจาความร่วมมือด้านพลังงานกับประเทศเพื่อนบ้านมีความคืบหน้ามาโดยลำดับ ทั้งนี้ โครงการเกาะกง (กัมพูชา) ซึ่งมีบริษัทที่ได้รับสิทธิ์ในการพัฒนาโครงการจากรัฐบาลกัมพูชาจำนวน 2 บริษัท คือ บริษัท สามารถคอร์ปเรชั่น (Samart Corporation) จำกัด (มหาชน) และบริษัท เกาะกง ยูทิลิตี้ (Koh Kong Utilities) จำกัด โดยเมื่อวันที่ 3 กรกฎาคม 2560 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ได้เห็นชอบแนวทางทางการคัดเลือกผู้เสนอขายไฟฟ้าเพื่อเจรจาราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเกาะกง (กัมพูชา) รวมทั้งมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวต่อไป และเมื่อวันที่ 7 กรกฎาคม 2560 การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยได้แต่งตั้งคณะทำงานคัดเลือกผู้เสนอขายไฟฟ้าจากโครงการเกาะกง (กัมพูชา) โดยในขั้นตอนต่อไปการไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยจะเชิญผู้พัฒนาโครงการมารับฟังการชี้แจงรายละเอียดในการคัดเลือกผู้เสนอขายไฟฟ้าเพื่อเจรจาราคารับซื้อไฟฟ้า และให้ผู้พัฒนายื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าต่อไป และ (3) การติดตามโครงการระบบส่งไฟฟ้า โดยการดำเนินโครงการส่วนใหญ่เป็นไปตามแผนงานซึ่งการก่อสร้างมีความคืบหน้าเร็วกว่าแผนที่กำหนดไว้ แต่ทั้งนี้ มีบางโครงการที่การดำเนินโครงการล่าช้ากว่าแผนงานเนื่องจากสาเหตุหลายประการ ได้แก่ การคัดค้านของชุมชนในพื้นที่ที่ระบบส่งไฟฟ้าพาดผ่าน การขออนุญาตเข้าใช้พื้นที่จากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต้องใช้ระยะเวลาการอนุญาตจากหน่วยงานอนุญาตเป็นระยะเวลานาน เช่น แนวสาย 230 kV คลองแงะ – สตูล มีกลุ่มประชาคมรักษ์ป่าต้นน้ำผาดำ อำเภอคลองหอยโข่ง จังหวัดสงขลา คัดค้านโครงการก่อสร้างฯ ส่วนที่พาดผ่านพื้นที่ป่าอนุรักษ์ (เพิ่มเติม) ระยะทางประมาณ 7.8 กิโลเมตร

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 3 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG อ้างอิงสำหรับเดือน สิงหาคม 2560 และพิจารณาการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG

สรุปสาระสำคัญ

          1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบ แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ดังนี้ (1) แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ โดยเริ่มให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียด ดังนี้ 1) ยกเลิกการกำหนดราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก รวมทั้งการนำเข้า 2) ยกเลิกการกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะประกาศราคาอ้างอิงสำหรับเป็นข้อมูลในการกำกับดูแลราคาขายปลีก LPG ในประเทศเท่านั้น 3) ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของส่วนการผลิตจากโรงแยกฯ โรงกลั่นฯ (ยกเลิกกองทุน#1) 4) ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ 5) ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกองทุนน้ำมันฯ เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพราคา 6) มอบหมายให้ สนพ. กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และกรมการค้าภายในศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ที่เหมาะสมและบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ระหว่างกรุงเทพมหานครและส่วนภูมิภาค 7) สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกฯ อย่างมีนัยสำคัญ 8) คลังก๊าซ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (บริษัท ปตท.) จังหวัดชลบุรี (โครงการ LIFE) บริษัท ปตท. จะดำเนินธุรกิจโครงการ LIFE ในเชิงพาณิชย์เมื่อมีการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ โดยบริษัท ปตท. จะมีการกำหนดกติกาให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสามารถเข้ามาใช้บริการคลังนำเข้าก๊าซ LPG ของ บริษัท ปตท. ที่เขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี บนหลักการที่ผู้ค้าก๊าซ LPG ทุกรายมีสิทธิใช้อย่างเป็นธรรมและ เท่าเทียมกันและให้มีการเจรจาอัตราค่าบริการเป็นเชิงพาณิชย์ จนกว่าจะมีผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสร้าง/ขยายคลังก๊าซ LPG นำเข้าขนาดใหญ่ แล้วเสร็จ โดยกติกาการใช้คลังจะเผยแพร่ให้สาธารณชนทราบด้วย 9) การจำหน่ายก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ บริษัท ปตท. จะให้ความสำคัญกับการจำหน่ายก๊าซ LPG ในภาคเชื้อเพลิงเป็นลำดับแรกและจะไม่ทำการต่ออายุสัญญาซื้อ-ขายวัตถุดิบปิโตรเคมีเดิม (ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559) ที่จะทยอยหมดอายุลง โดยจะจำหน่ายเฉพาะเท่าที่สัญญาซื้อ-ขายยังคงมีผลบังคับอยู่ และ 10) การส่งออกก๊าซ LPG เพื่อส่งเสริมให้มีการจำหน่ายก๊าซ LPG ภายในประเทศเป็นลำดับแรก การส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาต ต่อ ธพ. และการส่งออกก๊าซ LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือ ก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้าได้มีการแจ้งแผนให้ ธพ. ทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export) (2) ยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง กำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility (LPG Integrated Facility Enhancement : LIFE ) และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนโดยให้ บริษัท ปตท. ดำเนินโครงการนี้เป็นเชิงพาณิชย์แทน

          2. สถานการณ์ก๊าซ LPG สำหรับแผนในช่วง 6 เดือนถัดไป (ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 ถึงเดือน มกราคม 2561) สรุปได้ดังนี้ ปริมาณการผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณเดือนละ 467,636 – 521,987 ตัน ความต้องการใช้ภายในประเทศอยู่ที่ประมาณเดือนละ 515,466 – 543,302 ตัน ทำให้มีส่วนที่ขาดอยู่ประมาณเดือนละ 13,643 – 47,830 ตัน ซึ่งชดเชยด้วยการนำเข้าโดยมีปริมาณนำเข้าอยู่ประมาณเดือนละ 44,000 ตัน ในจำนวนนี้เป็นการนำเข้ามาเพื่อการส่งออก (re-export) เดือนละ 3,500 - 25,500 ตัน และเป็นการผลิตภายในประเทศเพื่อการส่งประมาณเดือนละ 7,900- 21,400 ตัน สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ในเดือนสิงหาคม 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 440 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือน ก่อนหน้า 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน บวกค่าใช้จ่ายนำเข้า 39.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ส่งผลให้ราคา ก๊าซ LPG นำเข้า อยู่ที่ 479.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกฯ อยู่ที่ 392.3060 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 0.9738 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนกรกฎาคม 2560 อยู่ที่ 33.9146 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากเดือนก่อนหน้า 0.2509 บาท ต่อเหรียญสหรัฐฯ และราคา ณ โรงกลั่น (อ้างอิงราคานำเข้า) อยู่ที่ 16.2581 บาทต่อกิโลกรัม

          3. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 กพช. เห็นชอบเรียกเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ (Export Surcharge) ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐต่อตัน สำหรับก๊าซ LPG ที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออก แต่เนื่องจากตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 จะเปิดเสรีก๊าซ LPG เต็มรูปแบบโดยปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพ จึงไม่มีความจำเป็นต้องประชุม กบง. เพื่อเปลี่ยนแปลงอัตราการส่งเงินหรือขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ทุกๆ เดือน ประกอบกับอัตราแลกเปลี่ยนมีการเปลี่ยนแปลงทุกวัน ดังนั้นเห็นควรกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกจาก 20 เหรียญสหรัฐต่อตัน เป็น 0.70 บาทต่อกิโลกรัม

          4. จากสถานการณ์ก๊าซ LPG และแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับเพิ่มขึ้น 2.6352 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.6229 บาทต่อกิโลกรัม (398.7336 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ) เป็น 16.2581 บาท ต่อกิโลกรัม (479.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้ขอเสนอแนวทางการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ตรึงราคาขายปลีกที่ 20.49 บาทต่อกิโลกรัม (กองทุนน้ำมันฯ ชดเชยเพิ่มขึ้น 2.63 บาทต่อกิโลกรัม) เพื่อให้ช่วงเปลี่ยนผ่านการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบสามารถดำเนินการด้วยความราบรื่น อีกทั้งกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนก๊าซ LPG ยังคงมีเงินสะสมอยู่ 6,367 ล้านบาท เห็นสมควรให้ปรับเพิ่มการชดเชยเพื่อส่งสัญญานให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG คงที่ 20.49 บาทต่อกิโลกรัม โดยเสนอให้ปรับเพิ่มการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ 2.6352 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.1207 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 2.7559 บาทต่อกิโลกรัม ประกอบกับมติ กบง. เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 เห็นชอบให้ สนพ. มีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งพบว่าในเดือนสิงหาคม 2560 ต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติมีราคาอยู่ที่ 392.3060 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (ลดลง 0.9738 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ซึ่งต่ำกว่าราคานำเข้า (479.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) 87.0785 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นทรัพยากร ในประเทศมาผลิตก๊าซ LPG ทำให้ก๊าซ LPG ที่ผลิตได้มีต้นทุนต่ำกว่าก๊าซ LPG ที่นำเข้าอย่างมีนัยสำคัญ กล่าวคือ โรงแยกก๊าซธรรมชาติมีต้นทุน 392.3060 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน แต่อาจสามารถทำการตลาดได้โดยขายในราคานำเข้าที่ 479.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ซึ่งจะทำให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติมีกำไรจากส่วนต่างราคาที่ 87.0785 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ซึ่งจะทำให้ผู้นำเข้าก๊าซ LPG ไม่สามารถสู้ราคากับโรงแยกก๊าซธรรมชาติได้ ดังนั้น เพื่อให้ต้นทุนก๊าซ LPG จากทุกแหล่งจัดหามีต้นทุนที่ใกล้เคียงกันและแข่งขันกันได้ภายใต้ระบบการค้าเสรี ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรเก็บส่วนต่างราคากรณีราคา CP+X สูงกว่าต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงก๊าซธรรมชาติเกิน 0.67 บาทต่อกิโลกรัม (10 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม หรือเทียบเท่าประมาณ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เฉพาะในส่วนที่โรงแยกก๊าซธรรมชาติจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงในประเทศเท่านั้น จากอัตราดังกล่าวข้างต้นส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ จะมีรายรับจากส่วนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ (กองทุนน้ำมัน#1) มีรายรับประมาณ 426 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมัน#2 จะมีภาระชดเชย 937 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น กองทุนน้ำมันฯ สุทธิ เป็น มีรายจ่าย 511 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 2 คงอัตราเงินชดเชยกองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.1207 บาทต่อกิโลกรัม เนื่องจากราคา CP เดือนสิงหาคม 2560 มีความผันผวนมากโดยปรับตัวเพิ่มขึ้น 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน มาอยู่ที่ระดับ 440 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ซึ่งส่งผลให้ต้นทุนก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น 2.63 บาทต่อกิโลกรัม อย่างไรก็ตามจากข้อมูลเบื้องต้น พบว่า ปัจจุบันผู้นำเข้าได้นำเข้าก๊าซ LPG แล้วบางส่วนและอีกทั้งต้นทุนการผลิตในประเทศจากโรงแยกก๊าซฯ ก็ไม่เปลี่ยนแปลงมากนัก ดังนั้นในช่วงเวลาเริ่มต้นของการดำเนินการเปิดเสรี เพื่อให้ กบง. มีเวลาพิจารณาการปรับตัวของตลาดก๊าซ LPG ก่อน ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้คงอัตราเงินชดเชยที่ 0.1207 บาทต่อกิโลกรัม ไปพลางก่อน แล้วเสนอให้มีการประชุม กบง. อีกครั้งในช่วงกลางเดือนสิงหาคม 2560 ซึ่งจากอัตราดังกล่าวจะส่งผลให้กองทุนน้ำมัน#2 มีภาระชดเชย 41 ล้านบาทต่อเดือน

มติของที่ประชุม

     1. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับกรณีการส่งออกก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศหรือก๊าซ LPG นำเข้า ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) จาก 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เป็น 0.70 บาทต่อกิโลกรัม ไม่รวมถึงก๊าซ LPG ที่นำเข้าจากต่างประเทศ และ/หรือ ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากก๊าซ LPG ที่นำเข้าจากต่างประเทศตามที่ได้แจ้งขอส่งออกไว้ต่อกรมธุรกิจพลังงานก่อนนำเข้า ตามแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ

     2. เห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้

          (1) ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง กิโลกรัมละ 2.2832 บาท

          (2) ให้กำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง กิโลกรัมละ 2.7559 บาท ไม่รวมถึงก๊าซที่นำออกจากโรงแยกก๊าซบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร

          (3) ให้กำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซที่นำออกจากโรงแยกก๊าซบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร กิโลกรัมละ 0.3689 บาท

          (4) กรณีก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนกิโลกรัมละ 0.70 บาท แต่ทั้งนี้ไม่รวมถึงก๊าซที่นำเข้ามาในราชอาณาจักรหรือก๊าซที่ผลิตจากก๊าซที่นำเข้ามาใช้ในราชอาณาจักรตามที่ได้แจ้งต่อกรมธุรกิจพลังงานก่อนนำเข้ามาในราชอาณาจักร

          (5) กรณีก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 และได้รับเงินชดเชยจากองทุนน้ำมันแล้วให้ส่งเงินชดเชยคืนกองทุน กิโลกรัมละ 2.7559 บาท

3. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 19 พ.ศ. 2560 เรื่องการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนกองทุน สำหรับก๊าซ

ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 3 สิงหาคม 2560 เป็นต้นไป

เรื่องที่ 4 ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ารายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ของโครงการ SPP Hybrid Firm

สรุปสาระสำคัญ

          1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติให้รับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm ในปริมาณ 300 เมกะวัตต์ ก่อน หลังจากนั้นให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm 269 เมกะวัตต์ โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าแบ่งเป็นรายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ และนำเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบ ก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm

          2.กกพ. และ พพ. ได้ร่วมกันพิจารณาแนวทางการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าแบ่งเป็นรายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm จำนวน 300 เมกะวัตต์ โดยมีหลักเกณฑ์ในการใช้พิจารณา 2 เรื่อง คือ การพิจารณาเรื่องความมั่นคงของระบบไฟฟ้าจากกำลังผลิตที่มีอยู่ในระบบและความต้องการใช้ไฟฟ้าของประชาชน (Supply/Demand) ดังนี้(1) พิจารณาจากศักยภาพของสายส่ง (Grid capacity) ที่ได้รับจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) (2) พิจารณาการกระจายให้ทั่วทุกภูมิภาค และ (3) พิจารณาจาก Demand และ Supply ของแต่ละภูมิภาคโดยถ้าปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve) มีค่ามากกว่าร้อยละ 15 จัดสรรให้ 20 เมกะวัตต์ และถ้าReserve มีค่าน้อยกว่าร้อยละ 15 จัดสรรให้ 60 เมกะวัตต์ ซึ่งจากการพิจารณาเบื้องต้นตามหลักเกณฑ์ความมั่นคงของระบบไฟฟ้าจากกำลังผลิตที่มีอยู่ในระบบและความต้องการใช้ไฟฟ้าของประชาชน พบว่า เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm จำนวน 300 เมกะวัตต์ สามารถแบ่งตามรายภูมิภาค ได้ 2 กลุ่ม ดังนี้ (1) ภาคกลาง ภาคตะวันออก และภาคตะวันตก ภูมิภาคละ 20 เมกะวัตต์ รวม 60 เมกะวัตต์ และ (2) กรุงเทพฯและปริมณฑล ภาคใต้ ภาคเหนือ และภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ภูมิภาคละ 60 เมกะวัตต์ รวม 240 เมกะวัตต์ ส่วนการพิจารณาเรื่องปริมาณโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนในพื้นที่ที่มีอยู่แล้วและศักยภาพของเชื้อเพลิงในพื้นที่ ซึ่งเมื่อพิจารณาจากขข้อเสนอเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm ดังกล่าวแล้ว ร่วมกับการพิจารณาข้อมูลกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแต่ละภูมิภาค ศักยภาพของเชื้อเพลิงชีวมวล และความเป็นไปได้เชิงพื้นที่ พบว่า ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าโครงการ SPP Hybrid Firm ในภาคกลาง ภาคตะวันออก ภาคตะวันตก และภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ยังคงมีเป้าหมายในการรับซื้อไฟฟ้าเท่าเดิมตามที่เสนอในเบื้องต้น ส่วนในกรุงเทพฯและปริมณฑล ภาคใต้ ภาคเหนือ จะมีเป้าหมายเปลี่ยนแปลงไปจากเดิม โดยปรับลดเป้าหมายพื้นที่กรุงเทพฯ และปริมณฑล จาก 60 เหลือ 15 เมกะวัตต์ เนื่องจากมีศักยภาพเชื้อเพลิงไม่เพียงพอ และนำปริมาณที่เหลือจากการปรับลดไปเพิ่มให้กับภาคใต้จาก 60 เป็น 100 เมกะวัตต์ และภาคเหนือจาก 60 เป็น 65 เมกะวัตต์ ซึ่งจากการพิจารณากำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าแบ่งเป็นรายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้า โครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm จำนวน 300 เมกะวัตต์ ตามหลักเกณฑ์ทั้ง 2 เรื่อง สามารถสรุปเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าโครงการ SPP Hybrid Firm แบ่งเป็นรายภูมิภาค ได้ดังนี้ ภาคกลาง 20 เมกะวัตต์ กรุงเทพฯ และปริมณฑล 15 เมกะวัตต์ ภาคตะวันออก 20 เมกะวัตต์ ภาคใต้ 100 เมกะวัตต์ ภาคตะวันตก 20 เมกะวัตต์ ภาคเหนือ 65 เมกะวัตต์ และภาคตะวันออกเฉียงเหนือ 60 เมกะวัตต์

          3. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 กพช. ได้เห็นชอบอัตราและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP โดยมีเงื่อนไขต้องเป็นโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี หรือเป็นโครงการภายใต้แผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของกระทรวงมหาดไทย ที่ผ่านกระบวนการคัดเลือกโดยคณะกรรมการกลางจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย ให้ครอบคลุมตั้งแต่ขั้นตอนการกำจัดขยะจนถึงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ตามกฎหมายของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ดังนั้น พพ. จึงเห็นควรยกเว้นการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP Hybrid Firm ในครั้งนี้ แต่อนุญาตให้ผู้ประกอบการ SPP Hybrid Firm ที่จะยื่นข้อเสนอในครั้งนี้สามารถใช้เชื้อเพลิง RDF เป็นเชื้อเพลิงร่วมได้ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า จากการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามศักยภาพในพื้นที่ภาคใต้ 100 เมกะวัตต์ ควรมีการกำหนดพื้นที่เป้าหมายเป็นการเฉพาะ เช่น พื้นที่ที่มีความจำเป็นเร่งด่วน พื้นที่ที่ต้องสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อเสริมความมั่นคงบริเวณปลายสายส่งไฟฟ้าที่ได้เกิดปัญหาไฟฟ้าดับบ่อยครั้ง รวมถึงเพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ที่เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็วในอนาคต เช่น จังหวัดภูเก็ต (20 เมกะวัตต์) หรือ เกาะสมุย (15 เมกะวัตต์) เป็นต้น

มติของที่ประชุม

     1. เห็นชอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า SPP Hybrid Firm รายภูมิภาค ดังนี้

     ทั้งนี้หากจังหวัดภูเก็ต และอำเภอเกาะสมุย ได้ไม่ครบตามเป้าหมาย ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานนำส่วนที่เหลือไปเป็นโควต้าของภาคใต้ก่อน และหากภูมิภาคใดได้ไม่ครบตามเป้าหมาย ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานนำส่วนที่เหลือไปให้ภูมิภาคอื่นได้ โดยให้พิจารณาจากราคารับซื้อไฟฟ้าที่ต่ำสุดเรียงตามลำดับและต้องมีศักยภาพของสายส่ง (Grid capacity) ที่รองรับได้ แต่รวมแล้วต้องไม่เกินจำนวน 300 เมกะวัตต์

     2. เห็นชอบให้ยกเว้นการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP Hybrid Firm ในครั้งนี้ แต่อนุญาตให้โรงไฟฟ้าชีวมวลที่จะยื่นข้อเสนอในครั้งนี้ สามารถใช้เชื้อเพลิง RDF (Refuse Derived Fuel) เป็นเชื้อเพลิงร่วมได้

     3. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานนำมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานไปดำเนินการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP Hybrid Firm ได้ทันทีโดยไม่ต้องรอรับรองรายงานการประชุม

เรื่องที่ 5 การรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ SPP Hybrid Firm

สรุปสาระสำคัญ

          1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบหลักการการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm โดยมอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา นั้น โดยให้รับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm ในปริมาณ 300 เมกะวัตต์ ก่อน หลังจากนั้นให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm 269 เมกะวัตต์ ซึ่งโครงการ SPP Hybrid Firm มีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในปี 2563

          2. ความคืบหน้าโครงการ SPP Hybrid Firm มีดังนี้ (1) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า กกพ. ได้ออกระเบียบคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ Feed-in Tariff พ.ศ. 2560 (ระเบียบฯ) และได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 6 กรกฎาคม 2560 แล้ว โดย กกพ. จะออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าและกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าโครงการ SPP Hybrid Firm ภายใต้ระเบียบฯ และ (2) ร่างประกาศและหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้า กกพ. ได้จัดทำร่างประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ SPP Hybrid Firm พ.ศ. .... (ร่างประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าฯ) และได้เปิดรับฟังความคิดเห็นผ่านเว๊บไชต์ของสำนักงาน กกพ. 2 ครั้งในช่วงเดือนมิถุนายนและกรกฎาคม 2560 ที่ผ่านมา รวมทั้งได้จัดรับฟังความเห็นกลุ่มย่อย (Focus Group) สรุปประเด็นสำคัญได้ ดังนี้ 1) แผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติม มติ กพช. กำหนดหลักการไว้ว่าต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิง และต้องมีแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมใช้พื้นที่ร่วมด้วย เช่น การปลูกพืชพลังงาน เป็นต้น ในสัดส่วนที่จะมีการกำหนดต่อไป สำนักงาน กกพ. จึงได้หารือกับกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ในการจัดทำร่างประกาศ โดย พพ. ได้ให้ความเห็นว่า ผู้ยื่นเสนอขอขายไฟฟ้าจะต้องมีการจัดทำแผนการจัดหาเชื้อเพลิงให้เพียงพอสำหรับโรงไฟฟ้า และแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมในพื้นที่ร่วมด้วย ส่วนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่ให้หมายถึง การผลิตเชื้อเพลิงโดยผู้ประกอบการเอง เช่น โรงไฟฟ้าชีวมวลต้องมีการปลูกพืชพลังงาน และมีความหมายรวมถึงไม้โตเร็วด้วย และเห็นควรกำหนดสัดส่วนของการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่อยู่ที่ร้อยละ 20 ของปริมาณเชื้อเพลิงที่ใช้ทั้งหมดสำหรับโรงไฟฟ้า ส่วนผลที่ได้จากการรับฟังความคิดเห็น อาทิเช่น รูปแบบ แผนการพัฒนาเชื้อเพลิงเพิ่มเติมมีแนวทางดำเนินการใดได้อีกบ้างนอกเหนือจากการปลูก และกรณีปลูกพืชพลังงานเพื่อเป็นเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติม (ร้อยละ 20) จะต้องให้ผู้ประกอบการ SPP เป็นผู้ปลูกเท่านั้น เป็นต้น ส่วนผลการหารือ พพ. เพิ่มเติมภายหลังจากการรับฟังความคิดเห็น พพ. ยืนยันสัดส่วนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมร้อยละ 20 และให้ใช้กับเชื้อเพลิงชีวมวล และ ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) โดยผู้ประกอบการ SPP ไม่จำเป็นต้องเป็นผู้ปลูกเอง สามารถให้เกษตรกรปลูกสำหรับโครงการของที่ยื่นเสนอขายไฟฟ้าได้ ส่วนแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติม ให้ผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าจัดส่งข้อมูล ประกอบด้วย จำนวนพื้นที่ที่ปลูก (ไร่) ตำบล อำเภอ และจังหวัดของพื้นที่ที่ปลูก รวมถึงพิกัด (GPS) ของพื้นที่ที่ปลูก ประมาณการพื้นที่ที่ปลูก (ไร่) ต่อเชื้อเพลิงหนึ่งตัน และบันทึกข้อตกลงระหว่างผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้ากับบุคคลหรือนิติบุคคลที่ดำเนินการปลูกพืชเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงให้กับโครงการ (กรณีที่ไม่ได้ปลูกพืชเอง) สำหรับกรณีที่ผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้ารายเล็กปลูกพืชเองให้จัดส่งหนังสือรับรองตนเองในการปลูกพืชดังกล่าว ซึ่งในร่างประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าฯ (ข้อ 22 (1)(ค)) กกพ. ได้กำหนดหลักเกณฑ์แผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมตามผลการหารือจาก พพ. และได้กำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมไว้ว่า การดำเนินการตามแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงเพิ่มเติมข้างต้น ให้ผ่านการรับรองจาก พพ. และ 2) กรอบระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้า ซึ่ง มติ กพช. ได้กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการ SPP Hybrid Firm ภายในปี 2563 ส่วนผลการรับฟังความเห็น ได้มีข้อคิดเห็นเกี่ยวกับกำหนดวัน SCOD ที่กำหนดไว้ภายในปี 2563 มีความกระชั้นชิดในการดำเนินโครงการ เนื่องจากโครงการ SPP พลังความร้อนซึ่งมีขนาดมากกว่า 10 เมกะวัตต์ เข้าข่ายที่ต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) และต้องได้รับอนุมัติรายงาน EIA ก่อนการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งโดยทั่วไปใช้เวลาดำเนินการรายงาน EIA ประมาณ 1-2 ปี ภายหลังจากได้รับอนุมัติรายงาน EIA จึงสามารถเริ่มก่อสร้างได้ และการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าใหม่จะใช้ระยะเวลามากกว่า 2 ปี โดยเริ่มตั้งการดำเนินการด้านที่ดินที่ตั้งโรงไฟฟ้า การขอสินเชื่อจากธนาคารหรือสถาบันทางการเงิน การออกแบบ การก่อสร้าง และการขอใบอนุญาตต่างๆ ต้องใช้เวลามากกว่า 2 ปี จึงอาจไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนดในปี 2563 กกพ. จึงเสนอให้ขยายกรอบระยะเวลากำหนดวัน SCOD โครงการ SPP Hybrid Firm ตามที่ กพช. กำหนดไว้จากภายในปี 2563 เป็นภายในปี 2564 โดยใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ที่ กพช. ได้เห็นชอบไว้ในวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560

มติของที่ประชุม

     1. รับทราบความคืบหน้าการจัดทำระเบียบและประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าโครงการ SPP Hybrid Firm และหลักเกณฑ์การจัดทำแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมสำหรับโครงการ SPP Hybrid Firm ดังนี้

       1.1 สัดส่วนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมร้อยละ 20 และให้ใช้กับเชื้อเพลิงชีวมวล และ ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน)

       1.2 ผู้ประกอบการ SPP ไม่จำเป็นต้องเป็นผู้ปลูกพืชเชื้อเพลิงเอง สามารถให้เกษตรกร ปลูกพืชเชื้อเพลิงสำหรับโครงการที่ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าได้

       1.3 การจัดทำแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติม ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ตรวจสอบหลักฐาน โดยให้ผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าจัดส่งข้อมูล ดังนี้

          (1) จำนวนพื้นที่ที่ปลูก (ไร่)

          (2) ตำบล อำเภอ และจังหวัดของพื้นที่ที่ปลูก รวมถึงพิกัด (GPS) ของพื้นที่ที่ปลูก

          (3) ประมาณการพื้นที่ที่ปลูก (ไร่) ต่อเชื้อเพลิงหนึ่งตัน

          (4) บันทึกข้อตกลงระหว่างผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้ากับบุคคลหรือนิติบุคคลที่ดำเนินการปลูกพืชเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงให้กับโครงการ (กรณีที่ไม่ได้ปลูกเอง)

          (5) สำหรับกรณีที่ผู้ประกอบการ SPP ปลูกพืชเชื้อเพลิงเองให้จัดส่งหนังสือรับรองตนเองในการปลูกพืช

    2. เห็นชอบให้ขยายกรอบระยะเวลากำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ที่ระบุในสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) โครงการ SPP Hybrid Firm ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติกำหนดไว้ จากภายในปี 2563 เป็นภายในปี 2564 โดยใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ที่คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้เห็นชอบเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 7/2560 (ครั้งที่ 40)

เมื่อวันพุธที่ 5 กรกฎาคม 2560 เวลา 14.00 น.

1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก

2. รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 –2579 (Gas Plan 2015) ไตรมาสที่ 2 ปี 2560

3. การปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง และค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง

4. หลักเกณฑ์การคำนวณราคาเชื้อเพลิงชีวภาพ

5. รายงานผลการศึกษาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว

6. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2560

7. การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เต็มรูปแบบ

8. การขอนำส่งเงินและขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง กรณีการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลวจากโรงโอเลฟินส์

9. รายงานความก้าวหน้าโครงการเปลี่ยนระบบสายไฟฟ้าอากาศเป็นสายไฟฟ้าใต้ดินเพื่อรองรับการเป็นมหานครแห่งอาเซียน ของการไฟฟ้านครหลวง

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                               ประธานกรรมการ

(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                             กรรมการและเลขานุการ

(นายทวารัฐ สูตะบุตร)

เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก

สรุปสาระสำคัญ

         ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในเดือนพฤษภาคม 2560 โดยเฉลี่ยมีการปรับตัวลดลงเนื่องจากการลดปริมาณการผลิตของกลุ่มโอเปคและการตัดสัมพันธ์ทางการทูตระหว่างประเทศกาตาร์และประเทศกลุ่มสมาชิก GCC (Gulf Copperation Council) ในภูมิภาคตะวันออกกลาง รวมทั้งการถอนตัวของประเทศสหรัฐอเมริกาออกจากความตกลงปารีส (COP 21) จะส่งผลให้ปริมาณการผลิตน้ำมันดิบในประเทศสหรัฐฯเพิ่มขึ้น สำหรับในช่วงครึ่งปีหลังของปี 2560 ราคาน้ำมันดิบมีทิศทางปรับตัวลดลงโดยจะอยู่ในช่วง 53 – 57 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และในปี 2561 ราคาจะอยู่ในช่วง 55 – 58 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนมิถุนายน 2560 ราคา CP (Contact Price) อยู่ที่ 387.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และราคามีทิศทางปรับตัวลดลง เนื่องจากเริ่มเข้าสู่ฤดูร้อนทำให้ความต้องการใช้ในหลายประเทศลดลง (3) ราคาถ่านหินมีทิศทางปรับตัวสูงขึ้น เนื่องจากอากาศที่ร้อนขึ้นทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้ามีมากขึ้น รวมทั้งหากประเทศกาตาร์ไม่สามารถส่งออก LNG ได้จะทำให้ความต้องการใช้ถ่านหินมาทดแทนในการผลิตไฟฟ้ามีมากขึ้น และ (4) ราคา LNG ในช่วงครึ่งเดือนหลังของเดือนพฤษภาคม 2560 ได้ปรับตัวลดลงจาก 5.5 เป็น 5.3 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เนื่องจากปริมาณการผลิต LNG ในประเทศออสเตรเลียเพิ่มขึ้นมากและมีการส่งออกมากขึ้น แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจจะส่งผลกระทบต่อราคา LNG คือการตัดสัมพันธ์ทางการทูตของกลุ่ม GCC กับประเทศกาตาร์ และการปิดโรงไฟฟ้าถ่านหินจำนวน 8 โรงเป็นเวลา 30 วันของประเทศเกาหลีใต้ อย่างไรก็ตามความขัดแย้งในกลุ่ม GCC ยังไม่ส่งผลกระทบต่อการส่งออก LNG ของประเทศกาตาร์

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 –2579 (Gas Plan 2015) ไตรมาสที่ 2 ปี 2560

สรุปสาระสำคัญ

          1. การดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 และตามการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผน Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 โดยกำหนดการดำเนินงานใน 4 ด้าน ดังนี้ (1) ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG (2) รักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศให้ยาวนานขึ้น (3) การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ และ (4) มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขันทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access; TPA)

          2. ความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผน Gas Plan 2015 ไตรมาสที่ 2 ปี 2560 สรุปได้ดังนี้ การลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ พบว่าอัตราการใช้ก๊าซฯ เฉลี่ย 5 เดือนแรกของปี 2560 อยู่ที่ระดับ 4,693 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ในแผนร้อยละ 6 สัดส่วนการใช้ก๊าซฯ ในภาคการผลิตไฟฟ้าเทียบกับเชื้อเพลิงอื่นในช่วงเดือนมกราคมถึงพฤษภาคม 2560 เฉลี่ยอยู่ที่ร้อยละ 58 สำหรับการรักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) การบริหารจัดการแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุ ในปี 2565 – 2566 ซึ่งพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 7) พ.ศ. 2560 และพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ 7) พ.ศ. 2560 มีผลบังคับใช้แล้วเมื่อวันที่ 23 มิถุนายน 2560 และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) อยู่ระหว่างยกร่างกฎหมายลำดับรองประกอบด้วย กฎกระทรวง 5 ฉบับ และประกาศคณะกรรมการปิโตรเลียม 1 ฉบับ รวมทั้งอยู่ระหว่างการเตรียมการในส่วนของข้อมูลที่ต้องใช้ในการเปิดประมูล การกำหนดเงื่อนไขและเกณฑ์การคัดเลือก รวมถึง การพิจารณาประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง (2) การเปิดให้ยื่นขอสิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ อยู่ระหว่างยกร่างกฎหมายลำดับรองที่จำเป็น คาดว่าจะเปิดให้ยื่นภายหลังจากการดำเนินการเกี่ยวกับแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุในปี 2565 – 2566 เสร็จสิ้นแล้ว (3) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากอ่าวไทยให้มีประสิทธิภาพ ลดก๊าซจากอ่าวไทยที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ เพื่อใช้ให้เกิดประโยชน์สูงสุด โดยอัตราก๊าซฯ ที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ ในเดือนมกราคมถึงพฤษภาคม 2560 อยู่ที่ระดับ 375 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยเฉลี่ยต่ำกว่าแผน ที่คาดการณ์ไว้ และต่ำกว่าค่าเฉลี่ยในช่วงเดียวกันของปี 2558 ในส่วนของการหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG อย่างมีประสิทธิภาพ โดย ชธ. ได้ศึกษาสัดส่วนที่เหมาะสมของ LNG และองค์ประกอบ/คุณภาพก๊าซฯ สำหรับประเทศไทย คาดว่าจะนำเสนอผู้บริหารกระทรวงได้ในช่วงเดือนสิงหาคมหรือกันยายน 2560 นอกจากนั้น สำหรับโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน ประกอบด้วย (1) โครงการที่ กพช. เห็นชอบแล้ว เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม และวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้แก่ การขยายกำลังผลิตของ LNG Terminal ที่มีอยู่เดิมของ ปตท. เพิ่ม 1.5 ล้านตันต่อปี การก่อสร้าง LNG Terminal แห่งใหม่ ของ ปตท. ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี ให้เสร็จสิ้นภายในปี 2565 และการก่อสร้างและติดตั้ง FSRU ในอ่าวไทยตอนบนของการไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) ขนาด 5 ล้านตันต่อปี ภายในปี 2567 สำหรับโรงไฟฟ้าพระนครเหนือและพระนครใต้ (2) โครงการที่อยู่ระหว่างศึกษาและต้องรายงาน กพช. ได้แก่ โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ (ที่อำเภอจะนะหรือบริเวณอื่น) กำหนดเข้าระบบภายในปี 2571 และโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดเข้าระบบภายในปี 2570 โดยทั้ง 2 โครงการจะนำเสนอ กบง. เพื่อทราบในการประชุมครั้งนี้

          3. สรุปสถานการณ์ผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติแหล่ง JAD-A18 หยุดจ่ายก๊าซธรรมชาตินอกแผนการทำงาน ตั้งแต่วันที่ 24 มิถุนายน 2560 เนื่องจากเกิดเหตุขัดข้องที่ Flare Tips ทำให้ไม่สามารถจ่ายก๊าซธรรมชาติปริมาณ 400 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันได้ โดยปริมาณก๊าซฯ ดังกล่าวสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ สถานีบริการ NGV และส่งเข้าระบบในภาคตะวันออกในปริมาณ 180 5 และ 255 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ตามลำดับ โดยส่งผลกระทบดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ต้องเปลี่ยนไปใช้น้ำมันดีเซลแทนตั้งแต่วันที่ 24 มิถุนายน 2560 โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 2 หยุดเดินเครื่อง (2) สถานีบริการ NGV ในพื้นที่ภาคใต้หยุดให้บริการ 6 แห่ง จากทั้งหมด 16 แห่ง และต้องขนส่งก๊าซจากภาคกลางมาเสริม 65 ตันต่อวัน และ (3) สำหรับระบบส่งก๊าซฯ ตะวันออก ปตท. เรียกรับก๊าซฯ จากผู้ผลิตก๊าซแหล่งอื่นๆ ในอ่าวไทยและเพิ่มการจ่าย LNG เข้าระบบ ในช่วงระหว่างวันที่ 24 มิถุนายน 2560 ถึงวันที่ 7 กรกฎาคม 2560 ความต้องการใช้ไฟฟ้าในภาคใต้อยู่ที่ 2,350 เมกะวัตต์ กำลังผลิตไฟฟ้าในภาคใต้อยู่ที่ 2,254 เมกะวัตต์ ทำให้ต้องส่งไฟฟ้าจากภาคกลางและรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากประเทศมาเลเซีย โดย ณ วันที่ 4 กรกฎาคม 2560 ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของภาคใต้ เกิดขึ้นเมื่อเวลา 19.27 น. อยู่ที่ 2,413.2 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ จะดำเนินการซ่อมบำรุงแหล่ง JDA-A18 แล้วเสร็จในวันที่ 12 กรกฎาคม 2560

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 3 การปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง และค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

          1. โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ประกอบด้วย เนื้อน้ำมัน ภาษี กองทุน และค่าการตลาด ซึ่งรวมกันเป็นราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล สำหรับต่างจังหวัดจะมีการบวกค่าขนส่งไปยังจังหวัดนั้นๆ โดยภาษีและกองทุนจะกำหนดจากนโยบายรัฐบาลและนโยบายท้องถิ่น ซึ่งภาษีและค่าขนส่งจะไม่เปลี่ยนแปลงบ่อย ขณะที่ค่าการตลาดจะเปลี่ยนแปลงขึ้นลงตามการแข่งขันในตลาดน้ำมัน ส่วนที่มีการเปลี่ยนแปลงบ่อยที่สุดคือ ราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง เนื่องจากสะท้อนการเปลี่ยนแปลงราคาน้ำมันในตลาดโลกซึ่งมีความผันผวนตลอดเวลา อย่างไรก็ตาม โครงสร้างราคา ณ โรงกลั่นฯ ถูกใช้มาเป็นเวลานาน องค์ประกอบที่ใช้ในการคำนวณหลายส่วนไม่ได้มีการปรับปรุงหรือมีที่มาไม่ชัดเจน อีกทั้งสถานการณ์การกลั่นน้ำมันในประเทศเปลี่ยนแปลงไปจากอดีต สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จึงได้ศึกษาปรับปรุงโครงสร้างราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อทบทวนให้มีความโปร่งใสและเหมาะสมสอดคล้องกับภาวะตลาดน้ำมันของประเทศในปัจจุบัน รวมทั้งได้ศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมกับสภาพการดำเนินธุรกิจสถานีบริการน้ำมันและไม่เป็นภาระต่อผู้บริโภค และได้แต่งตั้งคณะทำงานศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมสำหรับการแข่งขันเสรีในธุรกิจน้ำมันเชื้อเพลิง (คณะทำงาน) เพื่อทบทวนหลักเกณฑ์และศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง

          2. จากผลการศึกษา สามารถสรุปแนวทางการปรับปรุงการกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ตามวิธีปัจจุบัน (Import Parity) ได้ดังนี้ (1) การใช้ราคา MOPS (Mean of Platts Singapore) เป็นราคา FOB (Free on Board) ณ สิงคโปร์ ปัจจุบันราคา MOPS ที่อ้างอิงในประเทศไทยจะใช้ราคา MOPS เฉลี่ย 3 วันย้อนหลังของน้ำมันทุกชนิดที่ 60 องศาฟาเรนไฮต์ หากปริมาณน้ำมันสำเร็จรูปที่ซื้อในแต่ละวันใกล้เคียงกันและมีการนำเข้าอย่างต่อเนื่อง การใช้ราคาน้ำมันที่ซื้อขายจริงในวันก่อนหน้า 1 วัน มาเป็นราคาอ้างอิง ไม่เกิด ความได้เปรียบเสียเปรียบ เพราะผู้นำเข้าทุกรายสั่งซื้อน้ำมันสำเร็จรูปทุกวัน จึงควรใช้ราคาน้ำมันที่ซื้อขายจริง วันก่อนหน้า 1 วัน เป็นราคา MOPS อ้างอิง (2) ค่าขนส่งน้ำมันจากสิงคโปร์มายังไทย ควรปรับเดือนละหนึ่งครั้ง ตามข้อมูลล่าสุดของ London Tanker Brokers Panel (LTBP) ซึ่งเป็นผู้ออกประกาศอัตราค่าขนส่งทางเรือ (3) ขนาดเรือบรรทุกน้ำมันควรเป็นขนาด Long Range 1 (LR1) และควรเป็นแบบ long term charter (4) การสูญเสียน้ำมันในระหว่างการขนส่งจากสิงคโปร์มายังไทย ปัจจุบันกำหนดไว้ที่ร้อยละ 0.5 ของราคา CIF (Cost Insurance Freight) ของน้ำมันทุกชนิด ทั้งนี้ ในประเทศแอฟริกาใต้ได้กำหนดความสูญเสียจากการติดค้างก้นเรือและการระเหยตามปกติ ไว้ที่ร้อยละ 0.3 ของราคา CIF ดังนั้น หากคำนึงถึงระยะทางขนส่งและเปรียบเทียบการสูญเสียน้ำมันระหว่างการขนส่งในกรณีประเทศไทยและประเทศแอฟริกาใต้ การสูญเสียน้ำมันควรใช้ค่าเดียวกับประเทศแอฟริกาใต้ (5) ค่าเสียเวลาเรือ (Demurrage) สำหรับน้ำมันดีเซล กำหนดไว้ที่ 0.16 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และ 0.1 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล สำหรับน้ำมันเบนซิน ทั้งนี้ หากการขนถ่ายน้ำมันใช้เวลามากกว่า 72 ชั่วโมง ซึ่งเป็นกรณีไม่ปกติ เกิดจากความบกพร่องของโรงกลั่นและ/หรือเรือบรรทุก จึงไม่มีเหตุผลที่ผู้ใช้น้ำมันต้องรับภาระในส่วนนี้ (6) การกำหนดปริมาณสำรองน้ำมัน การสั่งซื้อน้ำมันดิบจากตะวันออกกลางใช้เวลาขนส่งและขนถ่ายน้ำมันประมาณ 21 วัน หรือร้อยละ 6 ของความต้องการน้ำมันดิบต่อปี ในกรณีวิกฤต จะนำเข้าน้ำมันดิบจากตะวันออกไกลใช้เวลาขนส่งและขนถ่ายอย่างน้อย 10 วัน หรือร้อยละ 3 ของความต้องการน้ำมันดิบต่อปี สำหรับการนำเข้าก๊าซ LPG จะต้องสำรองปริมาณ LPG ที่ร้อยละ 1 ของปริมาณที่นำเข้า ซึ่งคงไม่เพียงพอเมื่อเกิดวิกฤตพลังงาน ดังนั้น ผู้นำเข้าน้ำมันดิบหรือก๊าซ LPG จะต้องนำเข้าน้ำมันสำรองเพื่อความมั่นคงที่ร้อยละ 3 ของปริมาณที่นำเข้าในทั้งสองกรณี (7) ค่าบริการอื่นๆ (ค่าใช้จ่ายคลังและค่าลำเลียง) ปัจจุบันกำหนดค่าคลังและค่าลำเลียงอื่นๆ ไว้ที่ 0.67 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล สำหรับน้ำมันเบนซิน และไม่มีการกำหนดสำหรับน้ำมันดีเซล ซึ่งปกติการกลั่นน้ำมันจะพยายามกลั่นให้ได้ตามปริมาณที่ได้รับคำสั่งซื้อเพื่อหลีกเลี่ยงการเก็บคงคลัง จึงไม่ควรกำหนดค่านี้ในค่าพรีเมียม (8) ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน (Qa) น้ำมันเบนซิน 95 ปัจจุบันกำหนดไว้ที่ 3.86 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เป็นปรับคุณภาพจาก 1,000 ppm เป็น 500 ppm (ก่อน EURO 4) ที่ 1.4 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งส่วนนี้จะเสนอให้ยกเลิกเนื่องจากปัจจุบันใช้ 500 ppm แล้ว และอีกส่วนเป็นค่าปรับคุณภาพน้ำมันเป็น EURO 4 ที่ 2.46 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เสนอให้คงไว้ตามเดิม ดังนั้น ค่าปรับคุณภาพน้ำมันเบนซิน 95 จะเท่ากับ 2.46 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ส่วนน้ำมันเบนซิน 91 ปัจจุบันกำหนดค่าปรับคุณภาพไว้ที่ 1.66 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล คำนวณจากค่าปรับคุณภาพน้ำมันเบนซิน 95 ลบด้วยค่าส่วนต่างคุณภาพน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันเบนซิน 91 (เป็นค่าคงที่เท่ากับ 2.2 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล) ดังนั้น ค่าปรับคุณภาพน้ำมันเบนซิน 91 ที่ปรับปรุงแล้วจะเท่ากับ 0.26 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (9) ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน (Qa) ของดีเซล ปัจจุบันกำหนดไว้ที่ 2.88 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เสนอให้ใช้ MOPS Gasoil 50 ppm แทน 500 ppm ซึ่งตรงกับมาตรฐานของไทย ทำให้ราคาอ้างอิงแพงขึ้นประมาณ 0.4 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ในปี 2560 และให้ยกเลิกค่าพรีเมียมน้ำมันดีเซลทั้งหมด และ (10) ค่าพรีเมียมน้ำมันเตา 600 (2%S) เสนอให้ใช้ราคา MOPS Gasoil 50 ppm แทน 500 ppm และยกเลิกค่าพรีเมียมในสูตรเดิม ส่วนน้ำมันเตา 1500 (2%S) เสนอให้ใช้ราคา FO 180 (2%) แทน FO 180 และยกเลิกค่าพรีเมียมในสูตรเดิม

          3. ข้อเสนอจากผลการศึกษา ทำให้ต้องปรับปรุงสูตรกำหนดราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 น้ำมัน แก๊สโซฮอล 91 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันเตา 600 (2%S) และน้ำมันเตา 1500 (2%S) และปรับปรุงค่าพรีเมียมน้ำมันเบนซิน 95 จากปัจจุบันที่ 5.7657 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับลดลงมาอยู่ที่ 3.7581 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 91 ปัจจุบันอยู่ที่ 3.5575 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับลดลงมาอยู่ที่ 1.5511 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และเสนอให้ยกเลิกค่าปรับคุณภาพก่อนการประกาศใช้ EURO4 จำนวน 1.400 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เนื่องจากเป็นค่าปรับคุณภาพที่ 1000 ppm เป็น 500 ppm ของไทย ซึ่งปัจจุบันเป็น 500 ppm อยู่แล้ว ส่วนค่าพรีเมียมน้ำมันดีเซล ปัจจุบันอยู่ที่ 4.27 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับลดลงมาอยู่ที่ 1.3844 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และเสนอให้ใช้ MOPS Gasoil 50 ppm แทน MOPS Gasoil 500 ppm

          4. ผลการศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม สรุปได้ดังนี้ (1) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมัน ประกอบด้วย ค่าขนส่งน้ำมันจากคลังมายังสถานีบริการในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล อยู่ที่ 0.09 บาทต่อลิตร ค่าจ้างและค่าใช้จ่ายสำนักงานให้ปรับเพิ่มค่าที่ดินตามราคาประเมินที่ดินในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑลที่ร้อยละ 13.06 ค่าสาธารณูปโภคคงเดิมอยู่ที่ 0.14 บาทต่อลิตร ภาษีและค่าซ่อมบำรุงคงเดิมอยู่ที่ 0.08 บาทต่อลิตร สรุปค่าใช้จ่ายในการดำเนินการจากเดิม 0.87 บาทต่อลิตร ข้อเสนอคณะทำงานอยู่ที่ 0.89 บาทต่อลิตร (2) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ประกอบด้วย ค่าจ้าง ค่าสวัสดิการและค่าใช้จ่ายสำนักงานปรับเพิ่มจาก 0.15 เป็น 0.24 บาทต่อลิตร เนื่องจากธุรกิจน้ำมันต้องอาศัยบุคลากรที่มีความเชี่ยวชาญ และมีค่าใช้จ่ายสำนักงานหลายรายการ ค่าประกันภัยและค่าใช้จ่ายคลังน้ำมันคงเดิมที่ 0.17 บาท ต่อลิตร ค่าใช้จ่ายฝึกอบรมคงเดิมที่ 0.01 บาทต่อลิตร และค่าสำรองน้ำมันฯ ตามกฎหมายปรับลดลงหลือร้อยละ 3 สรุปค่าใช้จ่ายของผู้ค้า ม.7 เสนอให้ปรับลดลงจาก 0.58 เหลือ 0.54 บาทต่อลิตร และ (3) ค่าลงทุนสถานีบริการ เสนอให้ปรับเพิ่มจาก 0.35 บาทต่อลิตร เป็น 0.43 บาทต่อลิตร จากค่าลงทุนที่อยู่ระหว่าง 18 - 25 ล้านบาทเฉลี่ยอยู่ที่ 22 ล้านบาท และให้คงผลตอบแทนการลงทุนไว้ที่ร้อยละ 8 สรุปค่าลงทุนสถานีบริการเสนอให้ปรับเพิ่มจาก 0.40 เป็น 0.49 บาทต่อลิตร ดังนั้น ค่าการตลาดน้ำมันฯ จากการศึกษาของคณะทำงานฯ จะเท่ากับ 1.92 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ จะทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันทุก 4 ปี ตามการเปลี่ยนแปลงราคาประเมินที่ดินของสำนักประเมินราคาทรัพย์สิน กรมธนารักษ์ กระทรวงการคลัง

          5. จากผลการศึกษา หากมีการทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นฯ และค่าการตลาดตามที่เสนอ จะทำให้ราคา ณ โรงกลั่นฯ ปรับลดลงประมาณ 0.25 - 0.44 บาทต่อลิตร ในขณะที่ค่าการตลาดเฉลี่ยของน้ำมันฯ จะปรับเพิ่มขึ้นจากเดิมประมาณ 0.40 บาทต่อลิตร ซึ่งจะไม่ทำให้ราคาขายปลีกเปลี่ยนแปลงไปจากเดิม แต่จะส่งผลให้โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงมากขึ้น มีความเหมาะสมกับสภาวะตลาดในปัจจุบัน โปร่งใสและเป็นธรรมต่อทั้งผู้ผลิตและผู้บริโภค และเกิดประสิทธิภาพต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวม

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานในฐานะฝ่ายเลขานุการ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เริ่มกระบวนการสื่อสารกับกลุ่มผู้มีส่วนได้ส่วนเสียให้เป็นที่รับทราบและเข้าใจร่วมกันก่อนนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 4 หลักเกณฑ์การคำนวณราคาเชื้อเพลิงชีวภาพ

สรุปสาระสำคัญ

          1. เมื่อวันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2550 กบง. เห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดราคาเอทานอล โดยใช้ราคาตลาดโลกจากประเทศบราซิล บวกค่าขนส่งเป็นราคาอ้างอิงเอทานอล เพื่อนำไปใช้เป็นเกณฑ์ในการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล แต่ภายหลังไม่มีรายงานข้อมูลการส่งออกเอทานอล ในตลาดบราซิลส่งมอบ ณ เมืองท่า Santos สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จึงใช้ระบบการคำนวณต้นทุนการผลิต (Cost Plus) เป็นราคาอ้างอิงและปรับเปลี่ยนต่อมาจนถึงหลักเกณฑ์ปัจจุบัน คือใช้ราคา เอทานอลอ้างอิงจากการเปรียบเทียบราคาต่ำสุดระหว่างที่ผู้ผลิตเอทานอลรายงานต่อกรมสรรพสามิตกับราคา เอทานอลที่ผู้ค้ามาตรา 7 รายงานต่อ สนพ. ซึ่งมีผลใช้บังคับตั้งแต่เดือนธันวาคม 2558

          2. ราคาเอทานอลเฉลี่ยปี 2558 และ 2559 อยู่ที่ 26.51 และ 23.12 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่วนราคาเอทานอลเฉลี่ยปี 2560 อยู่ที่ 24.60 บาทต่อลิตร โดยมีราคากากน้ำตาลส่งออกและราคามันสำปะหลังอยู่ที่ 3.70 และ 2.00 บาทต่อกิโลกรัม ตามลำดับ โดยในปี 2560 กำลังการผลิตติดตั้งเอทานอลอยู่ที่ 4.79 ล้านลิตรต่อวัน ผลิตจริงประมาณ 3.34 ล้านลิตรต่อวัน แบ่งเป็นจากกากน้ำตาล 2.25 ล้านลิตรต่อวัน และจากมันสำปะหลัง 1.09 ล้านลิตรต่อวัน คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 33 ต่อ 67

          3. หลักเกณฑ์การคำนวณราคาเอทานอลในปัจจุบัน ราคาเอทานอลจากกรมสรรพสามิตเป็นข้อมูลราคาซื้อขายหน้าโรงงานที่ผู้ผลิตจะขายให้กับผู้ค้าในเดือนถัดไป ซึ่งผู้ผลิตจะรายงานพร้อมกับปริมาณ เพื่อการคิดยกเว้นภาษีของสรรพสามิตที่ใช้เอทานอลเพื่อผลิตเป็นน้ำมันเชื้อเพลิง โดยมิได้มีกฎหมายตรวจสอบความถูกต้องของราคา ในส่วนของปริมาณที่แจ้งก็มิได้เป็นปริมาณต่อยอดขายของเดือนนั้นๆ ครบทั้งเดือน ส่วนราคาเอทานอลที่ สนพ. ขอความร่วมมือให้ผู้ค้าน้ำมันฯ รายงาน อาจมีการแจ้งราคาไม่ตรงกับความเป็นจริง รวมทั้งราคาเอทานอลที่คำนวณจากต้นทุนกากน้ำตาล ใช้ราคากากน้ำตาลส่งออกจากกรมศุลกากร เป็นข้อมูลย้อนหลังสองเดือน ทำให้ไม่สะท้อนราคาตลาดภายในประเทศ ณ เวลานั้น การเปรียบเทียบราคาเอทานอลนำเข้าจากบราซิลกับราคาเอทานอลอ้างอิงประเทศไทย พบว่าราคาอ้างอิงมีแนวโน้มผันแปรตามกัน แต่ราคาตลาดบราซิลจะต่ำกว่าประเทศไทย และบางช่วงที่สูงกว่าประเทศไทย การใช้ราคาอ้างอิงการนำเข้าจากตลาดบราซิลเป็นการตั้ง benchmark เพื่อไม่ให้ผู้ผลิตในประเทศตั้งราคาสูงเกินจริง ซึ่งอาจเกิดจากการรวมกลุ่มของผู้ผลิตทุกราย ทั้งนี้ผู้ผลิตต้องไปปรับปรุงผลผลิตและลดต้นทุนในการผลิตให้เหมาะสมกับราคา

          4. เมื่อวันที่ 4 เมษายน 2554 กบง. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซล โดยการใช้ราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักจากราคาไบโอดีเซล โดยคำนึงถึงวัตถุดิบหลักในการผลิตไบโอดีเซล 3 ชนิด ได้แก่ น้ำมันปาล์มดิบ (CPO) ไขปาล์ม (Stearin, ST) และ น้ำมันปาล์มกึ่งบริสุทธิ์ (RBD) ในปี 2560 โรงงานไบโอดีเซลมีกำลังการผลิตรวมทั้งหมด 6,518,600 ลิตรต่อวัน และผลิตจริง 3,310,000 ลิตรต่อวัน โดยใช้วัตถุดิบจาก RBD เป็นหลัก คิดเป็นร้อยละ 60 ทั้งนี้ ราคาไบโอดีเซลเฉลี่ย B100 อยู่ที่ 32.78 บาทต่อลิตร ในขณะที่ราคา Stearin RBD PO และ CPO ของไทย อยู่ที่ 29.38 32.20 และ 29.20 บาทต่อลิตร ตามลำดับ

          5. ในการคำนวณราคาไบโอดีเซล สนพ. ได้เก็บข้อมูลราคาจากการสอบถามผู้ค้าและผู้ผลิตไบโอดีเซล 6 ราย จากทั้งหมด 12 ราย พบว่าราคาซื้อขายเปลี่ยนแปลงไปตามราคา CPO ราคาซื้อขายจะต่ำกว่าราคาไบโอดีเซลที่คำนวณตามสูตรปัจจุบันที่ กบง. เห็นชอบ ประมาณ 2 บาท และในการผลิตไบโอดีเซลของ โรงงานดำเนินการเพียงร้อยละ 45 ของกำลังการผลิตทั้งหมด ทั้งนี้ ในการผลิตไบโอดีเซลโรงงานต้องรับภาระค่าใช้จ่ายทั้งต้นทุนคงที่ (Fixed cost) และต้นทุนในการดำเนินการ (Operational cost) การที่โรงงานจะลดราคาเพื่อให้ยังคงมีการผลิตและสามารถรองรับค่าใช้จ่ายหลักในโรงงานทำให้โรงงานยังคงมีการผลิตต่อไปได้ บางครั้งจึงมีการต่อรองราคาโดยให้ราคาต่ำเพื่อให้ขายได้ หากการจัดหายังคงมากกว่าความต้องการใช้ ตลาดก็คงยังจะเป็นของผู้ค้าที่สามารถกำหนดราคาให้ผู้ผลิตขายได้ ซึ่งหากใช้ราคาที่ผู้ค้า/ผู้ผลิตแจ้งต่อ สนพ. อาจจะทำให้ไม่เกิดการผลิตที่มีประสิทธิภาพ เพราะอย่างไรก็ขายได้ที่ราคาที่แจ้งอีกทั้งหากมีการรวมกลุ่มกันเพื่อตั้งราคาที่สูงขึ้นก็สามารถทำได้ จึงเห็นว่าวิธีนี้ไม่เหมาะสม เมื่อเปรียบเทียบกับราคาไบโอดีเซลนำเข้าจากตลาดมาเลเซีย ราคาไบโอดีเซลตลาดมาเลเซียเป็นข้อมูลรายวันจาก Platts บวกค่าขนส่ง โดยคิดค่าขนส่ง 0.66 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ค่าสูญเสียร้อยละ 0.5 ของ ค่าคลัง 0.67 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ในอดีตราคาไบโอดีเซลมาเลเซียจะใกล้เคียงและต่ำกว่าราคาประเทศไทย แต่ต่อมาหลังปี 2557 ราคาไบโอดีเซลประเทศไทยแตกต่างกับราคามาเลเซียค่อนข้างมาก โดยราคาของประเทศไทยจะเป็นตามฤดูกาล ทั้งนี้ การใช้ราคาตลาดโลกมาเลเซีย บวกค่าขนส่งเป็นราคาอ้างอิงไบโอดีเซลของประเทศไทยจะทำให้สะท้อนราคาตลาดโลกมากขึ้น ช่วยให้เกิดการแข่งขันได้ในตลาดและผลผลิตมีประสิทธิภาพมากขึ้น

มติของที่ประชุม

     ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 5 รายงานผลการศึกษาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว

สรุปสาระสำคัญ

          1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2559 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 โดยเห็นชอบกรอบการลงทุนส่วนที่ 2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) ตามแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง โดยมีมติมอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ร่วมกับ สนพ. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ไปศึกษาโครงการ [F-2] : Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา หรือมาบตาพุด จังหวัดระยอง) โครงการ [T-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 3) และ โครงการ [T-4 หรือ F-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 4) หรือ FSRU ที่ประเทศเมียนมา ให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี และนำกลับมาเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบ ต่อมาเมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 คณะรัฐมนตรีเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ที่เห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา [F-3] ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2570 โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปศึกษาในรายละเอียดความจำเป็นของโครงการ ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และนำเสนอผลการศึกษาต่อ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป

          2. การศึกษาโครงการ [F-2] : FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา) เพื่อรองรับการจัดหาและจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้โรงไฟฟ้าจะนะของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จากกำหนดการเดินเครื่องและปลดโรงไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1 และชุดที่ 2 มีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติสูงสุดอยู่ที่ 240 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือเทียบเท่า LNG ในปริมาณประมาณ 1.7 ล้านตันต่อปี พบว่าก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 ที่ส่งก๊าซธรรมชาติให้โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1 และ ชุดที่ 2 จะหมดลงในปี 2570 ในขณะที่โรงไฟฟ้าจะนะทั้งชุดที่ 1 และ ชุดที่ 2 ยังต้องเดินเครื่องอยู่ (โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1 และชุดที่ 2 มีแผนจะปลดในปี 2577 และ 2583 ตามลำดับ) ดังนั้น จึงจำเป็นต้องนำเข้า LNG มาทดแทนสำหรับใช้ในโรงไฟฟ้าจะนะทั้งสองชุด

          3. สรุปผลการศึกษา แนวทางในการก่อสร้างโครงสร้างพื้นฐาน [F-2] ที่เหมาะสมที่สุดได้แก่ ดำเนินโครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) เพื่อรองรับการแปรสภาพ LNG ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี สถานที่ตั้งโครงการอยู่ที่บริเวณอ่าวไทยในพื้นที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา ห่างจากฝั่งประมาณ 15 กิโลเมตร (ออกแบบให้มีระยะปลอดภัยรัศมีประมาณ 1 ไมล์ทะเล) โครงการประกอบด้วย 3 ส่วน ได้แก่ (1) ท่าเทียบเรือ FSRU อยู่ห่างจากชายฝั่งประมาณ 15 กิโลเมตร มีระดับน้ำลึกมากกว่า15 เมตร ไม่จำเป็นต้องขุดร่องน้ำ มีรูปแบบเป็น Single Berth Jetty สำหรับให้เรือ FSRU เทียบท่า และเรือขนส่ง LNG จะจอดเทียบกับเรือ FSRU เพื่อขนถ่าย LNG แบบ Side-by-Side (Ship To Ship Transfer) (2) เรือ FSRU ออกแบบให้ขนาด 263,000 ลูกบาศก์เมตร เพื่อรองรับการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี มีปริมาณ กักเก็บ LNG สำรอง 3 วัน และ (3) ท่อส่งก๊าซธรรมชาติจาก FSRU จะต้องก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลไปขึ้นฝั่งซึ่งมีระยะทางประมาณ 15 กิโลเมตร และวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกไปสถานีรับก๊าซธรรมชาติบนบกระยะทางประมาณ 3 กิโลเมตร เพื่อเชื่อมต่อกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเดิมและส่งต่อไปยังโรงไฟฟ้าจะนะ รวมระยะทางวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติทั้งสิ้นประมาณ 18 กิโลเมตร ทั้งนี้ จำเป็นต้องก่อสร้างกำแพงกันคลื่น (Breakwater) ยาวประมาณ 600 เมตร ประมาณการเงินลงทุนรวม 740 ล้านเหรียญสหรัฐฯ (ประมาณ 26,270 ล้านบาท ที่อัตราแลกเปลี่ยน 35.5 บาท ต่อ 1 เหรียญสหรัฐฯ) กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2571

          4. การศึกษาโครงการ [F-3] : FSRU ในประเทศเมียนมา เพื่อรองรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติทดแทนแหล่งก๊าซธรรมชาติที่นำเข้าจากประเทศเมียนมาที่มีปริมาณลดลง และบริหารจัดการคุณภาพก๊าซธรรมชาติ ในพื้นที่ฝั่งตะวันตกของประเทศไทย โดยประเทศไทยได้ประโยชน์ดังนี้ (1) กระจายความเสี่ยงของพื้นที่ตั้ง LNG Receiving Terminal โดยไม่พึ่งพิง LNG Receiving Terminal จากพื้นที่ฝั่งตะวันออกของประเทศไทย (2) ลดระยะเวลาการขนส่ง LNG จากตะวันออกกลางและแอฟริกา (3) ลดความเสี่ยงจากการขนส่ง LNG ผ่านช่องแคบมะละกา ที่มีแนวโน้มการจราจรหนาแน่นขึ้น (4) ประหยัดเงินลงทุนและค่าใช้จ่ายในการดำเนินการด้านพลังงานได้ในอนาคต (5) รองรับความต้องการก๊าซธรรมชาติในพื้นที่ที่มีศักยภาพในการตั้งโรงไฟฟ้า เนื่องจากมีสายส่งไฟฟ้าและระบบสาธารณูปโภคต่างๆ รองรับ รวมทั้งได้รับการยอมรับจากประชาชนในพื้นที่ที่มีโรงไฟฟ้า ก๊าซธรรมชาติอยู่ในปัจจุบัน (6) ลดระยะทางการจัดส่งก๊าซธรรมชาติมายังพื้นที่ฝั่งตะวันตก จากการจัดส่ง ก๊าซธรรมชาติมาจากฝั่งตะวันออก (7) ลดการลงทุนในสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติได้ประมาณ 3,100 ล้านบาท (8) ลดการใช้พลังงานในการจัดส่งก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันออก จากการเดินเครื่องสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติประมาณ 150 ล้านบาทต่อปี (8) เป็นการประสานความร่วมมือทางพลังงานระหว่างประเทศ และ (9) ช่วยส่งเสริมความมั่งคั่งทางการเงินให้กับประเทศไทยจากผลตอบแทนการลงทุนของโครงการ และประเทศเมียนมา ได้ประโยชน์ โดยสามารถใช้ LNG Receiving Terminal ร่วมกับประเทศไทย ได้รับผลตอบแทนจากการร่วมลงทุนในโครงการ และมีรายได้จากการจัดเก็บภาษี ช่วยสนับสนุนให้เกิดการขยายการลงทุนธุรกิจ ขยายโอกาสการสร้างงานในพื้นที่ และพัฒนาเศรษฐกิจ รวมทั้งได้เรียนรู้การทำธุรกิจ LNG จากประเทศไทย

          5. สรุปผลการศึกษา แนวทางในการก่อสร้างโครงสร้างพื้นฐาน [F-3] โครงการตั้งอยู่ในพื้นที่เมือง Kanbauk ภาคใต้ของประเทศเมียนมา เขตการปกครองตะนาวศรี ห่างจากเมืองทวายไปทางทิศเหนือประมาณ 60 กิโลเมตร ซึ่งเป็นบริเวณที่มีท่อส่งก๊าซธรรมชาติ 3 เส้น ความยาวประมาณ 75 กิโลเมตร มาเชื่อมต่อกับระบบท่อก๊าซธรรมชาติของประเทศไทย บริเวณชายแดนบ้านอีต่อง ตำบลปิล็อก อำเภอทองผาภูมิ จังหวัดกาญจนบุรี โครงการประกอบด้วย 3 ส่วน ได้แก่ (1) ท่าเทียบเรือ FSRU อยู่ห่างจากชายฝั่งประมาณ 4 กิโลเมตร มีระดับน้ำลึกประมาณ 10 เมตร มีรูปแบบเป็น Single Berth Jetty สำหรับให้เรือ FSRU เทียบท่า และเรือขนส่ง LNG จะจอดเทียบกับเรือ FSRU เพื่อขนถ่าย LNG แบบ Ship To Ship Transfer ทั้งนี้ จะต้องขุดลอกร่องน้ำให้ได้ระดับความลึกที่ 15 เมตร (2) เรือ FSRU ขนาด 170,000 ลูกบาศก์เมตร เพื่อรองรับการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซในปริมาณ 3 ล้านตันต่อปี มีปริมาณกักเก็บ LNG สำรอง 2.5 วัน และ (3) ท่อส่งก๊าซธรรมชาติจาก FSRU จะต้องก่อสร้างท่อส่งก๊าซในทะเลเพื่อส่งก๊าซธรรมชาติที่แปรสภาพแล้วไปขึ้นฝั่งระยะทางประมาณ 13 กิโลเมตร และวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกประมาณ 15 กิโลเมตร เพื่อเชื่อมต่อกับระบบท่อเดิมบริเวณศูนย์ปฏิบัติการระบบท่อ (Operation Center) ในเมือง Kanbauk ประมาณการเงินลงทุนโครงการฯ รวม 587 ล้านเหรียญสหรัฐ (ประมาณ 20,838.5 ล้านบาท ที่อัตราแลกเปลี่ยน 35.5 บาทต่อ 1 เหรียญสหรัฐฯ) กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2570 โครงสร้างทางธุรกิจที่เหมาะสมคือรูปแบบ Tolling Model มีค่าใช้จ่ายดำเนินการน้อยที่สุดและใช้เงินทุนหมุนเวียนต่ำ ซึ่งบริษัทจะเป็นผู้ให้บริการจัดเก็บและแปรสภาพ LNG เท่านั้น มีรายได้จากค่าบริการจัดเก็บและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากเจ้าของเนื้อ LNG โดยการเช่า FSRU จากผู้ให้บริการ ทำให้เงินลงทุนรวมลดลงไปเหลือประมาณ 317 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ในส่วน LNG Receiving Terminal จะเป็นบริษัทที่จดทะเบียนในประเทศเมียนมา เป็นการร่วมทุนระหว่าง ปตท. และ Myanma Oil and Gas Enterprise (MOGE) ซึ่งเป็นรัฐวิสาหกิจในสังกัดกระทรวงไฟฟ้าและพลังงานเมียนมา ปัจจุบัน รัฐบาลเมียนมากำลังอยู่ในระหว่างการพิจารณาสัดส่วนการร่วมทุน ในส่วนการนำเข้า LNG เพื่อส่งออกไปยังประเทศไทย จะรับผิดชอบโดย ปตท. ซึ่งต้องทำสัญญาการใช้ท่อกับเจ้าของท่อในประเทศเมียนมา เพื่อลำเลียงก๊าซธรรมชาติจาก LNG Receiving Terminal มายังชายแดนไทยที่บ้านอีต่อง จังหวัดกาญจนบุรี โดยโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติที่ชายแดนไทย จะประกอบด้วยค่าเนื้อ LNG และค่าบริการแปรสภาพและค่าผ่านท่อในประเทศเมียนมา ซึ่งค่าผ่านสถานี LNG Receiving Terminal และค่าผ่านท่อในประเทศเมียนมาที่รวมกัน จะเทียบเคียงได้กับค่าผ่านสถานี LNG Receiving Terminal อื่นๆ ในประเทศไทย ทั้งนี้ โครงการสามารถส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2570 โดย ปตท. จะต้องได้รับอนุมัติให้ดำเนินโครงการภายในปี 2564 ทั้งนี้ โครงการสามารถเร่งดำเนินการให้แล้วเสร็จได้ในกลางปี 2566 โดย ปตท. จะต้องได้รับอนุมัติให้ดำเนินโครงการภายในปี 2560 โดยสิ่งที่ภาครัฐต้องอนุมัติ ได้แก่ ปีที่เริ่มรับก๊าซธรรมชาติ และปริมาณการรับก๊าซธรรมชาติที่แปรสภาพผ่านสถานี LNG Receiving Terminal ที่แน่นอนตามหลักการ Ship or Pay และสูตรราคาก๊าซธรรมชาติ ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย-เมียนมา ทั้งนี้เพื่อให้ดำเนินการขออนุมัติโครงการต่อรัฐบาลเมียนมา จัดทำผลศึกษาผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม (EIA) และชุมชน (SIA) และดำเนินการก่อสร้างได้ทันตามกำหนด

          6. หน่วยงานที่เกี่ยวข้องมีความเห็นดังนี้ (1) ชธ. มีความเห็นว่าโครงการ [F-2] ช่วยส่งเสริมความมั่นคงด้านพลังงานในพื้นที่ภาคใต้และช่วยบริหารทรัพยากรในอ่าวไทยได้อย่างมีประสิทธิภาพ เห็นควรสนับสนุนการดำเนินการ ส่วนโครงการ [F-3] ช่วยรองรับปริมาณก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตกจากแหล่งผลิตของประเทศเมียนมาที่จะหมดลงในปี 2571 ซึ่ง ปตท. ได้เสนอ 2 แนวทางคือ การระบบตามแผนในปี 2570 หรือเร่งรัดดำเนินการให้เข้าระบบในปี 2567 ซึ่งจำเป็นต้องพิจารณาและศึกษารายละเอียดเพิ่มเติมเกี่ยวกับความสามารถในการจัดหาก๊าซของฝั่งตะวันตก เพื่อให้สอดคล้องกับกำหนดการปลดโรงไฟฟ้าฝั่งตะวันตก (2) สนพ. มีความเห็นว่าโครงการ [F-2] จะช่วยทดแทนก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA แต่ควรศึกษาเพิ่มเติมถึงความมั่นคงของพลังงานในภาคใต้โดยรวมกรณีโรงไฟฟ้าถ่านหินไม่เป็นไปตามแผน นอกจากนี้ เห็นควรเปิดให้เอกชนสามารถเข้ามาประมูลเพื่อก่อสร้างสำหรับโครงการดังกล่าว ส่วนโครงการ [F-3] การนำเข้าก๊าซธรรมชาติต้องคำนึงถึงความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในฝั่งตะวันตกของประเทศไทย โดยเฉพาะเรื่องแผนการปลดโรงไฟฟ้าในภาคตะวันตก ซึ่งความต้องการก๊าซธรรมชาติที่ลดลงจากโรงไฟฟ้าฝั่งตะวันตกที่ปลดไปนั้นอาจทำให้การนำเข้าก๊าซธรรมชาติผ่านโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมาต้องถูกส่งไปยังพื้นที่อื่นแทนและอาจส่งผลให้ไม่มีความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์ได้ และ (3) กกพ. มีความเห็นว่า โครงการ [F-2] การเลือกใช้ Onshore LNG Terminal หรือ FSRU จะต้องคำนึงถึงความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตไฟฟ้าในเขตพื้นที่ภาคใต้ที่จะเพิ่มขึ้น หากกำหนดให้อำเภอจะนะ เป็นแหล่งผลิตไฟฟ้าหลักของพื้นที่ภาคใต้ ควรพิจารณาการก่อสร้าง Onshore LNG Terminal แทนการสร้าง FSRU เนื่องจากมีเสถียรภาพสูงกว่าและสามารถขยายเพิ่มเติมเพื่อรองรับความต้องการก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มสูงขึ้นในอนาคต นอกจากนี้ ควรพิจารณาความเป็นไปได้ที่จะผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 เพิ่มเติมจากปัจจุบันและเรื่องสัญญาใช้ท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลจากแหล่ง JDA-A18 มายังโรงแยกก๊าซธรรมชาติ TTM ซึ่งจะหมดอายุสัญญาลงในปี 2568 ในขณะที่ก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 จะหมดในปี 2571 ประกอบการพิจารณาดำเนินโครงการ และให้ศึกษาข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งควรให้ชุมชนมีส่วนร่วมเพื่อให้เกิดการยอมรับก่อนเริ่มการก่อสร้างและพัฒนาโครงการ ส่วนโครงการ [F-3] ราคาก๊าซธรรมชาติที่จุดซื้อขายชายแดนไทย-เมียนมา จะต้องมีราคาที่แข่งขันได้กับการจัดหา LNG ทางฝั่งตะวันออกของประเทศไทยและควรศึกษากฎหมายที่เกี่ยวข้องในประเทศเมียนมาเพื่อไม่ให้เป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาและการดำเนินโครงการในอนาคต

          7. การดำเนินการต่อไป ชธ. ร่วมกับ สนพ. กกพ. และ ปตท. จะนำผลการศึกษาโครงการ [F-2] และโครงการ [F-3] และความเห็นที่เกี่ยวข้องไปใช้ประกอบในการปรับปรุงแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas plan) สำหรับโครงการ [F-2] ชธ. อยู่ระหว่างการประสานงานกับหน่วยงานต่างๆ เพื่อขอความชัดเจนเรื่องปริมาณก๊าซธรรมชาติส่วนที่เพิ่มจากแหล่ง MTJDA สำหรับใช้ประกอบการตัดสินใจในการดำเนินโครงการ ในส่วนโครงการ [F-3] ปตท. จะประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องของประเทศเมียนมาอย่างใกล้ชิดเพื่อให้เกิดความชัดเจนโดยเร็ว

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 6 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2560

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควตาการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอ ทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ในส่วนของการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน คือ ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ - ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม ส่วนที่ 2 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมี ซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ โดยให้ ราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง +ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ทั้งนี้ เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ และ (2) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนผลิตและจัดหา โดยยกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศ โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก

         2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ เดือนพฤษภาคม - กรกฎาคม 2560 เพิ่มขึ้นจากเดือนกุมภาพันธ์ – เดือนเมษายน 2560 ที่ 0.0551 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.3815 บาทต่อกิโลกรัมเป็น 13.4366 บาทต่อกิโลกรัม (2) โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก ต้นทุนอ้างอิงราคาตลาดโลกที่สูตรราคา CP โดยต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในเดือนกรกฎาคม 2560 เท่ากับ 355 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ลดลงจากเดือนก่อน 32 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) การนำเข้า ต้นทุนเดือนกรกฎาคม 2560 อยู่ที่ 398.73 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และ (4) บริษัท ปตท. สผ. สยาม จำกัด ต้นทุนเดือนพฤษภาคม - กรกฎาคม 2560 ลดลง 0.10 บาทต่อกิโลกรัม จาก 15.20 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.10 บาทต่อกิโลกรัม สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 355.00 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมิถุนายน 2560 อยู่ที่ 34.1655 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับลดลง 1.4262 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 15.0491 บาทต่อกิโลกรัม (434.6940 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 13.6229 บาทต่อกิโลกรัม (398.7336 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และราคา ณ โรงกลั่นของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคปิโตรเคมีที่อ้างอิงราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก ปรับลดลง 0.4871 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.5436 บาทต่อกิโลกรัม (391.2074 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 13.0565 บาทต่อกิโลกรัม (382.1536 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)

         3. จากมติ กบง. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบและราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก อัตราแลกเปลี่ยน ส่งผลให้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ/ชดเชย ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุน#1) ณ เดือนกรกฎาคม 2560 เป็นดังนี้ ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ที่ขายภาคปิโตรเคมี ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.3801 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ที่ขายเป็นเชื้อเพลิง ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.1863 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขายภาคปิโตรเคมี ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.9277 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขายเป็นเชื้อเพลิง ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 1.4941 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจาก ปตท. สผ. สยามฯ ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.7892 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจากอัตราเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าวส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมัน#1) มีรายรับ 173 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น เพื่อลดภาระการชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ และเตรียมการในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในอนาคต ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ณ วันที่ 2 กรกฎาคม 2560 อยู่ที่ 6,448 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.49 บาทต่อกิโลกรัม โดยกองทุนน้ำมันฯ ปรับลดการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ ลง 1.4262 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 1.5469 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.1207 บาทต่อกิโลกรัม

มติของที่ประชุม

     1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือน กรกฎาคม 2560 ดังนี้

          (1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 13.4366 บาทต่อกิโลกรัม

          (2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 12.1288 บาทต่อกิโลกรัม

          (3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 13.6229 บาทต่อกิโลกรัม

          (4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.1000 บาทต่อกิโลกรัม

2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.1207 บาท

3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 16 พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินคืนกองทุนสำหรับก๊าซที่ส่งออกนอกราชอาณาจักร

ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 6 กรกฎาคม 2560 เป็นต้นไป

เรื่องที่ 7 การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เต็มรูปแบบ

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 กพช. ได้พิจารณาเรื่อง หลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG และได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG facility ประกอบด้วย ผลตอบแทนการลงทุน เงินลงทุนรวม ระยะเวลาโครงการ ค่าใช้จ่ายดำเนินงาน ปริมาณ LPG ค่าเสื่อมราคา และภาษี และได้มอบหมายให้ กบง. พิจารณากำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility ตามหลักเกณฑ์ดังกล่าว และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุน

        2. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2559 วันที่ 9 มกราคม 2560 วันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560 และวันที่ 7 มีนาคม 2560 ได้มีมติที่เกี่ยวกับการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ดังนี้ (1) แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ แบ่งเป็นระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่าน เปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันและโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของ ธพ. (2) การกำหนดราคาก๊าซ LPG จากการผลิตและการจัดหา ประกอบด้วย ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) แบ่งเป็นส่วนที่จำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 และส่วนที่ไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และบริษัท ปตท.สผ.สยามฯ ใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนที่แท้จริง (cost plus) ราคา โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติกกำหนดราคาเท่ากับ CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และราคานำเข้าที่ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดราคานำเข้าที่ CP บวกค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (CP+X) (3) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักร ของส่วนผลิต จัดหา ประกอบด้วยที่ผลิตโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และที่ผลิตโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก และในส่วนที่ส่งออกจะกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และที่ผลิตโดยโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติกที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออก (4) มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG โดยกำหนดให้ผู้นำเข้าก๊าซ LPG ต้องรายงานปริมาณและราคาจริงของการนำเข้าก๊าซ LPG ให้ ธพ. รับทราบ และ ปตท. ต้องจำหน่ายก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติให้ผู้ค้าทุกรายที่ต้องการซื้อ ในช่วงเวลาก่อนการเปิดบริการคลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ให้บุคคลที่สามสามารถใช้คลังได้ (Third Party Access: TPA) สามารถเพิ่มอัตราการสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมายตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยพิจารณาจากความมั่นคงและไม่ก่อให้เกิดภาระเกินสมควรต่อผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 นอกจากนี้ การสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน หรือ Prompt Cargo ผู้นำเข้ามีสิทธิ์ได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันฯ ตามต้นทุนจริง

        3. ความพร้อมในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ได้แก่ (1) สถานการณ์การผลิต การจัดหา และการใช้ก๊าซ LPG ภายหลังจากการเปิดเสรีการนำเข้าเมื่อวันที่ 10 มกราคม 2560 ในช่วงเดือนมกราคมถึงพฤษภาคม 2560 พบว่ามีส่วนขาดก๊าซ LPG สำหรับใช้ในประเทศอยู่ประมาณเดือนละ 28,716 - 39,520 ตัน ยกเว้นเดือนกุมภาพันธ์ผลิตได้สูงกว่าความต้องการใช้ 12,066 ตัน เนื่องจากความต้องการใช้ในภาคปิโตรเคมีลดลง ปริมาณส่วนขาดนี้ทดแทนด้วยการนำเข้าโดย ปตท. และสยามแก๊ส ส่วนยูนิคแก๊สนำเข้ามาเพื่อการส่งออกเท่านั้น สำหรับแผนในช่วงเดือนมิถุนายนถึงธันวาคม 2560 ปริมาณการผลิตภายในประเทศไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ทุกเดือน โดยในเดือนธันวาคมขาดก๊าซ LPG ภายในประเทศประมาณ 25,694 ตัน ชดเชยด้วยการนำเข้าทดแทนส่วนที่ขาด สำหรับปริมาณการส่งออกเพิ่มสูงขึ้นจาก 26,850 ตัน ในเดือนมิถุนายนเป็น 35,900 ตัน ในเดือนธันวาคม และในเดือนกรกฎาคม ปตท. มีแผนจะนำเข้า 66,000 ตัน เป็นการนำเข้ามาเพื่อการส่งออกทดแทนการส่งออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติปริมาณ 59,000 ตัน (2) ตลาดก๊าซ LPG มีการแข่งขันสูงขึ้น โดยมีผู้ค้าน้ำมันรายใหม่ 1 รายคือ บริษัท มิตซูบิชิ (ประเทศไทย) จำกัด เพื่อนำเข้าก๊าซ LPG มาจำหน่ายในประเทศ มีปริมาณการค้าก๊าซ LPG 10 ล้านตันต่อปี และมีเรือขนส่งก๊าซ LPG ขนาดบรรทุกกว่า 40,000 ตัน จำนวนมากกว่า 20 ลำ จากการนำเข้าก๊าซ LPG ที่เพิ่มสูงขึ้น ส่งผลให้ในภาพรวมมีปริมาณจัดหาสูงกว่าความต้องการใช้ ตลาดเริ่มมีการแข่งขันด้านราคามากขึ้น และ (3) แผนการก่อสร้างโครงสร้างพื้นฐาน (คลังเก็บและจ่ายก๊าซบนบก และท่าเทียบเรือนำเข้า) โดยบริษัท สยามแก๊ส แอนด์ ปิโตรเคมีคัลส์ จำกัด (มหาชน) ผู้นำเข้าที่ได้รับอนุญาตให้ใช้คลังลอยน้ำเป็นการชั่วคราวระหว่างก่อสร้างคลังนำเข้า ได้แจ้งแผนการก่อสร้างต่อ ธพ. โดยจะสร้างถังเก็บและจ่ายก๊าซ ขนาด 3,000 ตัน จำนวน 15 ใบ ความจุรวม 45,000 ตัน ปัจจุบันอยู่ระหว่างการเจรจาขอซื้อที่ดิน (4) การดำเนินการเพื่อป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG ประกอบด้วย การยกร่างประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดเงื่อนไขการนำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลวของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 พ.ศ. .... เพื่อรองรับแนวทางและวิธีการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG โดยให้อธิบดี ธพ. โดยความเห็นชอบของ กบง. มีอำนาจสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 นำเข้าก๊าซ LPG เป็นกรณีฉุกเฉิน เมื่อเกิดภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG และกระทบต่อความมั่นคงของประเทศ ให้ผู้ค้าฯ ที่นำเข้าก๊าซ LPG เพื่อจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงทำสัญญายินยอมชดใช้ค่าเสียหาย กรณีไม่นำเข้าตามแผน รวมถึงการกำหนดมาตรการรองรับความเสียหายอันเกิดจากการชดเชยราคาส่วนต่างจากการนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน และการออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดชนิดและอัตรา หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการคำนวณปริมาณสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 ลงวันที่ 20 มิถุนายน 2560 เพื่อปรับเพิ่มการสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมาย โดยกำหนดระยะเวลาการบังคับใช้เป็น 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1 (วันที่ 1 มกราคม 2561 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563) ให้คงอัตราสำรองก๊าซ LPG ไว้ที่ร้อยละ 1 และอัตราสำรองก๊าซธรรมชาติที่ผลิตก๊าซ LPG ร้อยละ 0.5 โดยยกเลิกข้อผ่อนปรนที่ให้เก็บสำรองในแต่ละวันได้ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 70 เป็นต้องเก็บไม่ต่ำกว่าร้อยละ 100 ของปริมาณสำรองทุกวัน ประเทศจะมีปริมาณก๊าซ LPG ที่เพียงพอใช้ 5 วันตลอดเวลา และระยะที่ 2 (ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564) ปรับเพิ่มอัตราสำรองจากร้อยละ 1.5 เป็นร้อยละ 2.5 โดยมีปริมาณสำรองเพียงพอใช้ได้ 9 วัน เมื่อพิจารณาจากระยะเวลาการจัดหาจากประเทศจีนและญี่ปุ่น (ระยะเวลาการจัดหาจากประเทศจีนใช้เวลา 5 - 7 วัน และประเทศญี่ปุ่นใช้เวลา 9 วัน)

        4. ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้ตั้งข้อสังเกตต่อร่างประกาศกระทรวงฯ 2 ประเด็น คือ การกำหนดเงื่อนไขให้ทำสัญญายินยอมชดใช้ค่าเสียหาย สามารถกระทำได้หรือไม่ อาศัยกฎหมายใด และสัญญาจะมีผลใช้บังคับหรือไม่ ซึ่ง ธพ. มีความเห็นว่า ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 มาตรา 6 และมาตรา 8 รัฐมนตรีมีอำนาจกำหนดเงื่อนไขเกี่ยวกับการดำเนินการค้าใดๆ ตามที่เห็นสมควร เพื่อให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ปฏิบัติตาม ในกรณีมีเหตุจำเป็นเพื่อการป้องกันและแก้ไขการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และเงื่อนไขที่รัฐมนตรีสามารถกำหนดได้นั้น มีหลายลักษณะ โดยเป็นมาตรการเท่าที่จำเป็นเพื่อให้บรรลุวัตถุประสงค์ของประกาศฯ และไม่สร้างภาระให้ผู้ที่ต้องปฏิบัติตามเกินสมควร นอกจากนี้ สัญญายินยอมชดใช้ค่าเสียหายในร่างประกาศฯ เป็นสัญญาทางปกครอง และเป็นสัญญาที่มีข้อกำหนดซึ่งมีลักษณะพิเศษที่แสดงถึงเอกสิทธิ์ของรัฐเพื่อให้การจัดให้มีก๊าซ LPG แก่ประชาชนเป็นไปอย่างเพียงพอตามภารกิจของกระทรวงพลังงาน สัญญาจึงมีผลใช้บังคับ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการนำเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานลงนามในร่างประกาศกระทรวงฯ

        5. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ใน ปี 2559 ราคา CP อยู่ในช่วงระหว่าง 287 – 410 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยราคาได้ปรับเพิ่มขึ้นในช่วงเดือนมกราคมถึงเมษายน 2560 เนื่องจากเข้าสู่ฤดูหนาว โดยมีราคาระหว่าง 460 – 555 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และในเดือนพฤษภาคมและมิถุนายน 2560 ราคา CP ได้ปรับลดลงมาอยู่ที่ 388 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติอยู่ในช่วงระหว่าง 374 – 437 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน มีแนวโน้มลดลง โดยในช่วงเดือนมกราคมถึงเมษายน 2560 อยู่ระหว่าง 369 – 382 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และในเดือนพฤษภาคมและมิถุนายน 2560 ปรับเพิ่มมาอยู่ที่ 388 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และราคานำเข้าก๊าซ LPG อยู่ในช่วงระหว่าง 372 - 495 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคา CP ในช่วงเดือนมกราคมถึงเมษายน 2560 อยู่ที่ 504 – 604 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และในเดือนพฤษภาคมและมิถุนายน 2560 ลดลงมาอยู่ที่ 435 – 436 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน

        6. แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้นำเสนอแนวทางการดำเนินการซึ่งประกอบด้วย (1) ยกเลิกการกำหนดราคา ณ แหล่งผลิตก๊าซ LPG ภายในประเทศ (ราคาซื้อตั้งต้น) โรงแยก ก๊าซธรรมชาติ ปตท.สผ.สยาม โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก รวมทั้งนำเข้า (2) สนพ. จะประกาศราคาอ้างอิงสำหรับเป็นข้อมูลในการกำกับดูแลราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศเท่านั้น (3) ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของการผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท.สผ. สยาม รวมทั้งโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก (ยกเลิกกองทุน#1) (4) ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ (5) ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกองทุนน้ำมันฯ เพื่อวัตถุประสงค์รักษาเสถียรภาพราคาเท่านั้น (6) มอบให้ สนพ. ธพ. และกรมการค้าภายในศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ที่เหมาะสมและบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีก ก๊าซ LPG ระหว่างกรุงเทพฯ และส่วนภูมิภาค และ (7) สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้า LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ เช่น อาจมีการเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ หากราคา CP+X สูงกว่าต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเกิน 50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน หรือกองทุนฯจะจ่ายชดเชยกรณีราคา CP+X ต่ำกว่าต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเกิน 50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เป็นตั้น ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามความเห็นชอบของ กบง.

        7. ในส่วนคลังก๊าซ ปตท. จังหวัดชลบุรี ปตท.จะดำเนินธุรกิจโครงการ LIFE (LPG Integrated Facility Enhancement Project (LIFE Project)) ในเชิงพาณิชย์เมื่อมีการเปิดเสรีเต็มรูปแบบตามข้อ 6 โดย ปตท. จะต้องนำเสนอคณะกรรมการ ปตท. เพื่อขอความเห็นชอบการดำเนินการ ก่อนที่ สนพ. จะนำเสนอ กพช. เพื่อยกเลิกการกำหนดอัตราผลตอบแทนและวิธีจ่ายผลตอบแทนการลงทุนโครงการ LIFE ตามที่ กพช. มีมติเห็นชอบไว้เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 และ ปตท. จะกำหนดกติกาที่ทำให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสามารถเข้ามาใช้บริการคลังนำเข้าก๊าซ LPG ของ ปตท. ที่เขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี บนหลักการที่ผู้ค้าก๊าซ LPG ทุกรายมีสิทธิใช้อย่างเป็นธรรมและเท่าเทียมกันและให้มีการเจรจาอัตราค่าบริการเป็นเชิงพาณิชย์ จนกว่าจะมีผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสร้าง/ขยายคลังก๊าซ LPG นำเข้าขนาดใหญ่ แล้วเสร็จ โดยกติกาการใช้คลังจะเผยแพร่ให้สาธารณชนทราบด้วย ในส่วนการจำหน่าย LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท. เมื่อการผลิตก๊าซ LPG จากโรงแยก ก๊าซธรรมชาติลดลงอันเป็นผลมาจากปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยลดลง ปตท. จะให้ความสำคัญกับการจำหน่ายก๊าซ LPG ในภาคเชื้อเพลิงเป็นลำดับแรกและจะไม่ทำการต่ออายุสัญญาซื้อ-ขายวัตถุดิบปิโตรเคมีเดิม (ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559) ที่จะทยอยหมดอายุลง โดยจะจำหน่ายเฉพาะเท่าที่สัญญาซื้อ-ขายยังคงมีผลบังคับอยู่ และ เพื่อส่งเสริมให้มีการจำหน่ายก๊าซ LPG ภายในประเทศเป็นลำดับแรก การส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาตต่อ ธพ. และการส่งออก LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้านั้นได้มีการแจ้งแผนให้ ธพ. ทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export)

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ โดยจะเริ่มให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 เป็นต้นไป ดังนี้

        1.1 ยกเลิกการกำหนดราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก รวมทั้งการนำเข้า

        1.2 ยกเลิกการกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะประกาศราคาอ้างอิงสำหรับเป็นข้อมูลในการกำกับดูแลราคาขายปลีก LPG ในประเทศเท่านั้น

        1.3 ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนการผลิตจาก โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท.สผ.สยาม รวมทั้ง โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก (ยกเลิกกองทุน#1)

        1.4 ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ

        1.5 ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพราคา

        1.6 มอบหมายให้ สนพ. กรมธุรกิจพลังงาน และกรมการค้าภายในศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ที่เหมาะสมและบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ระหว่างกรุงเทพมหานครและส่วนภูมิภาค

        1.7 สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยก ก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ

        1.8 คลังก๊าซ ปตท. LPG Facility (LPG Integrated Facility Enhancement : LIFE ) จังหวัดชลบุรี ปตท.จะดำเนินธุรกิจโครงการ LIFE ในเชิงพาณิชย์เมื่อมีการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ โดย ปตท. จะมีการกำหนดกติกาให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสามารถเข้ามาใช้บริการคลังนำเข้าก๊าซ LPG ของ ปตท. ที่เขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี บนหลักการที่ผู้ค้าก๊าซ LPG ทุกรายมีสิทธิใช้อย่างเป็นธรรมและเท่าเทียมกันและให้มีการเจรจาอัตราค่าบริการเป็นเชิงพาณิชย์ จนกว่าจะมีผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสร้าง/ขยายคลังก๊าซ LPG นำเข้าขนาดใหญ่ แล้วเสร็จ โดยกติกาการใช้คลังจะเผยแพร่ให้สาธารณชนทราบด้วย

        1.9 การจำหน่ายก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท. จะให้ความสำคัญกับการจำหน่ายก๊าซ LPG ในภาคเชื้อเพลิงเป็นลำดับแรกและจะไม่ทำการต่ออายุสัญญาซื้อ-ขายวัตถุดิบปิโตรเคมีเดิม (ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559) ที่จะทยอยหมดอายุลง โดยจะจำหน่ายเฉพาะเท่าที่สัญญาซื้อ-ขายยังคงมีผลบังคับอยู่

        1.10 การส่งออกก๊าซ LPG เพื่อส่งเสริมให้มีการจำหน่ายก๊าซ LPG ภายในประเทศเป็นลำดับแรกการส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาตต่อกรมธุรกิจพลังงาน และการส่งออกก๊าซ LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้าได้มีการแจ้งแผนให้กรมธุรกิจพลังงานทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export)

    2. เห็นชอบมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง กำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility (LPG Integrated Facility Enhancement : LIFE ) และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนโดยให้ ปตท. ดำเนินโครงการนี้เป็นเชิงพาณิชย์แทน

    3. เห็นชอบแนวทางการดำเนินโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ดังนี้

        3.1 ให้กรมบัญชีกลางเป็นผู้ดำเนินการภายใต้นโยบายบัตรสวัสดิการ และใช้เงินกองทุน ประชารัฐแทนระบบปัจจุบันทั้งหมด

        3.2 การให้สวัสดิการรวมเข้าไปในส่วนของค่าไฟฟ้า ลักษณะเป็นการช่วยเหลือค่าครองชีพเพิ่มขึ้น เนื่องจากเป็นการช่วยเหลือด้านพลังงานเหมือนกัน

        3.3 ใช้ฐานข้อมูลของกรมบัญชีกลาง จากผู้มาลงทะเบียนรับสิทธิสวัสดิการ

        3.4 เตรียมนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณายกเลิกการช่วยเหลือในส่วนของร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร เนื่องจากเป็นการช่วยเหลือค่าครองชีพของประชาชนโดยทั่วไป โดยให้ผู้ค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ยังสามารถได้รับสิทธิตามเงื่อนไขของนโยบายบัตรสวัสดิการ

เรื่องที่ 8 การขอนำส่งเงินและขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง กรณีการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลวจากโรงโอเลฟินส์

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยมีรายละเอียดที่เกี่ยวข้องกับโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ดังนี้ (1) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก (2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก จาก CP-20 เป็น CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ทั้งนี้ สนพ. ได้ออกประกาศ กบง. ฉบับที่ 14 พ.ศ. 2560 ตามมติดังกล่าว ต่อมาบริษัท พีทีที โกลบอล เคมิคอล จำกัด (มหาชน) (บริษัท PTTGC) ได้มีหนังสือสอบถามเกี่ยวกับการนำส่งเงินกองทุนและขอรับเงินชดเชยกรณีผลิตก๊าซ LPG จากโรงโอเลฟินส์ เนื่องจากโรงโอเลฟินส์ สาขา 3 โรงโอเลฟินส์ ไอ-สี่ หยุดซ่อมบำรุงตามแผนประจำปี ตั้งแต่วันที่ 24 พฤษภาคม 2560 ถึงวันที่ 7 กรกฎาคม 2560 เป็นระยะเวลา 45 วัน บริษัท PTTGC จึงได้นำบิวทาไดอีนเหลว (เดิมจัดส่งเป็นวัตถุดิบให้โรงโอเลฟินส์ สาขา 3 โรงโอเลฟินส์ ไอ-สี่) มาผลิตเป็นก๊าซ LPG ประมาณ 5,000 ตัน ในเดือนมิถุนายนและกรกฎาคม 2560 เพื่อจำหน่ายให้แก่ลูกค้าเป็นครั้งแรก (ในอดีตหากมีการหยุดซ่อมบำรุงตามแผนงาน จะนำบิวทาไดอีนเหลวไปเผาที่หอเผา) ทั้งนี้ บริษัท PTTGC ขอสอบถามความชัดเจนว่า กรณีที่บริษัท PTTGC นำก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงงานอุตสาหกรรมปิโตรเคมีประเภทโรงโอเลฟินส์ และนำไปจำหน่ายแก่ภาคเชื้อเพลิงในประเทศและลูกค้าเพื่อนำใช้เป็นวัตถุดิบในโรงงานอุตสาหกรรมปิโตรเคมี เข้าข่ายที่จะต้องนำส่งเงินกองทุนน้ำมันฯ ตามข้อ 3 และได้รับเงินชดเชยตามข้อ 5 ในประกาศ กบง. ฉบับที่ 14 พ.ศ. 2560 หรือไม่ ซึ่งหากต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ และได้รับเงินชดเชยจะต้องนำส่งและได้รับอัตราใดของประกาศ กบง. ซึ่งบริษัท PTTGC ยินดีที่จะส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไปก่อนตาม ข้อ 3(2) ประกาศ กบง. ฉบับที่ 14 พ.ศ. 2560 รวมทั้ง บริษัท PTTGC ขอสงวนสิทธิ์ในการขอคืนเงินจากกองทุนน้ำมันฯ หากทราบความชัดเจนว่าไม่ต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ

        2. แนวทางการแก้ไขปัญหา มีดังนี้ (1) ก๊าซ LPG ที่บริษัท PTTGC นำไปจำหน่ายให้แก่ลูกค้า เป็นไปตามประกาศ กบง. ฉบับที่ 14 พ.ศ. 2560 ข้อ 1 ซึ่ง ก๊าซ หมายความถึง ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ก๊าซโปรเปน และก๊าซบิวเทน (2) ประกาศ กบง. ฉบับที่ 14 พ.ศ. 2560 ข้อ 3 กำหนดเฉพาะโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติกไม่รวมถึงโรงโอเลฟินส์ ซึ่งโรงโอเลฟินส์เป็นโรงอุตสาหกรรมเคมีปิโตรเลียมและสารละลายประเภทหนึ่งที่สามารถผลิตก๊าซ LPG ได้เช่นเดียวกับโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก และ (3) เพื่อไม่ให้เกิดความได้เปรียบเสียเปรียบในการส่งเงินเข้าหรือการขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นสมควรกำหนดให้โรงโอเลฟินส์ มีหน้าที่นำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ หรือขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ เช่นเดียวกับโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก โดยกำหนดหลักเกณฑ์ ดังนี้ (1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงโอเลฟินส์ เท่ากับ CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และ (2) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรืออัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงโอเลฟินส์ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และโรงโอเลฟินส์ อย่างไรก็ตาม ในเบื้องต้นได้รับการประสานด้วยวาจากับกรมสรรพสามิต หากจะให้มีความชัดเจนมากยิ่งขึ้น กบง. สามารถที่จะพิจารณากำหนดให้บริษัท PTTGC นำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้ภายในเมื่อไร โดยกรมสรรพสามิต เห็นว่าสามารถนำส่งเงินกองทุนน้ำมันฯ ย้อนหลังได้ 10 วัน นับตั้งแต่บริษัท PTTGC รับทราบมติจาก กบง. ว่ามีหน้าที่ต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบกำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงโอเลฟินส์ เท่ากับ CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน

    2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรืออัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงโอเลฟินส์ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และโรงโอเลฟินส์

    3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักร จากโรงโอเลฟินส์ โดยให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 6 กรกฎาคม ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2560

    4. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน หารือประเด็นปัญหาข้อกฎหมายไปยังสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา เกี่ยวกับการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรจากโรงโอเลฟินส์ โดยให้มีผลย้อนหลังไปตั้งแต่วันที่ 15 มิถุนายน 2560 ถึงวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 อันมีผลทำให้โรงโอเลฟินส์มีหน้าที่ส่งเงินเข้ากองทุนและมีสิทธิได้รับเงินชดเชยในช่วงระยะเวลาดังกล่าวได้หรือไม่

เรื่องที่ 9 รายงานความก้าวหน้าโครงการเปลี่ยนระบบสายไฟฟ้าอากาศเป็นสายไฟฟ้าใต้ดินเพื่อรองรับการเป็นมหานครแห่งอาเซียน ของการไฟฟ้านครหลวง

สรุปสาระสำคัญ

        1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 1 กันยายน 2558 ได้มีมติเห็นชอบให้การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ดำเนินโครงการตามแผนงานเปลี่ยนระบบสายไฟฟ้าอากาศเป็นสายไฟฟ้าใต้ดินเพื่อรองรับการเป็นมหานครแห่งอาเซียน จำนวน 39 เส้นทาง ระยะทาง 127.3 กิโลเมตร กรอบวงเงินลงทุน 48,717.2 ล้านบาท ระยะเวลาดำเนินการ 10 ปี (ปี 2559-2568) ต่อมานายกรัฐมนตรีได้มีนโยบายเร่งรัดให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายใน 5 ปี และให้กระทรวงมหาดไทย เป็นหน่วยงานหลักในการบูรณาการแผนพัฒนาสาธารณูปโภคในภาพรวม และได้แต่งตั้ง คณะกรรมการอำนวยการโครงการเปลี่ยนระบบสายไฟฟ้าอากาศเป็นสายไฟฟ้าใต้ดินเพื่อรองรับการเป็นมหานครแห่งอาเซียน (คณะกรรมการอำนวยการฯ) โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย เป็นประธานฯ เพื่อทำหน้าที่กำหนดนโยบาย แนวทาง และจัดลำดับความสำคัญของพื้นที่ที่จะดำเนินโครงการ อำนวยการและประสานการดำเนินโครงการให้เป็นไปด้วยความเรียบร้อย รวมทั้งเสนอแนวทางแก้ไขปัญหา และรายงานต่อคณะรัฐมนตรีทราบ

        2. เมื่อวันที่ 9 มิถุนายน 2560 กฟน. ได้รายงานความก้าวหน้าการดำเนินการตามมติคณะกรรมการอำนวยการฯ ต่อปลัดกระทรวงพลังงาน ในฐานะคณะกรรมการอำนวยการฯ เพื่อทราบ และฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญและผลการดำเนินงานโครงการฯ เพื่อให้ กบง. รับทราบโครงการพัฒนาและปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้าที่รัฐบาลให้ความสำคัญ โดยมีขอบเขตการดำเนินโครงการ แบ่งเป็น (1) โครงการฯ เดิม ระยะเวลา 10 ปี แบ่งพื้นที่ตามความเห็นของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เป็น 3 กลุ่มพื้นที่ คือ พื้นที่เมืองชั้นในและศูนย์กลางเศรษฐกิจของกรุงเทพฯ พื้นที่เชื่อมโยงระบบส่งระหว่างสถานีไฟฟ้าต้นทาง เพื่อสนับสนุนพื้นที่พื้นที่เมืองชั้นในและศูนย์กลางเศรษฐกิจ และพื้นที่ร่วมกับหน่วยงานสาธารณูปโภคอื่น จำนวนรวม 39 เส้นทาง ระยะทางรวม 127.3 กิโลเมตร (2) กรณีเร่งรัดโครงการ ระยะเวลา 5 ปี แบ่งตามความสอดคล้องกับแผนงานหน่วยงานสาธารณูปโภคและ กฟน. ความพร้อมทางกายภาพของพื้นที่ และความเสี่ยงการปฏิบัติงาน เป็น 8 กลุ่มโครงการ ได้แก่ โครงการสามเสน-รอบพระตำหนักจิตรดารโหฐาน โครงการวงเวียนใหญ่-อรุณอัมรินทร์ โครงการลาดพร้าว-เทพารักษ์ โครงการติวานนท์-แจ้งวัฒนะ โครงการพหลโยธิน-สุขุมวิท โครงการรามคำแหง-เพชรบุรี โครงการเขตพื้นที่เมืองชั้นใน และโครงการจรัญสนิทวงศ์-ประชาราษฎร์สาย 2 จำนวนรวม 39 เส้นทาง ระยะทางรวม 127.3 กิโลเมตร

        3. ความก้าวหน้าการดำเนินโครงการฯ ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ (1) ในพื้นที่จังหวัดนนทบุรี และจังหวัดสมุทรปราการ มีการแต่งตั้งคณะทำงานแยกตามจังหวัด โดยมีผู้ว่าราชการจังหวัดเป็นประธานฯ เพื่อปรับแผนงานให้สอดคล้องกับแผนงานของ กฟน. โดยจังหวัดนนทบุรีได้แต่งตั้งคณะทำงานเพื่อหาแนวทางบริหารจัดการพื้นที่บริเวณก่อสร้างโครงการรถไฟฟ้าสายสีชมพู ช่วงแคราย – มีนบุรี ที่ได้รับผลกระทบให้เป็นไปด้วยความเรียบร้อย และจังหวัดสมุทรปราการ ได้ปรับหรือชะลอการดำเนินการแผนงานในระดับท้องถิ่นและระดับจังหวัดที่เกี่ยวข้องให้สอดคล้องกับแผนของ กฟน. (2) กรุงเทพมหานคร เป็นเจ้าภาพจัดประชุมหารือร่วมกับทุกหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อบูรณาการแผนงานของทุกหน่วยงานกับแผนงานของ กฟน. เพื่อใช้จัดสรรงบประมาณ โดยใช้แผนงานของ กฟน. เป็นหลัก (3) สำนักงานคณะกรรมการกิจการกระจายเสียง กิจการโทรทัศน์และกิจการโทรคมนาคมแห่งชาติ (กสทช.) เป็นผู้ประสานงานกับผู้ประกอบการในการพิจารณาการเช่าท่อสายสื่อสารในพื้นที่โครงการฯ เพื่อให้มีการนำสายสื่อสารลงดินและรื้อถอนเสาไฟฟ้าให้แล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2560

        4. กฟน. ร่วมกับ กสทช. บริษัท ทีโอที จำกัด (มหาชน) บริษัท กสท โทรคมนาคม จำกัด (มหาชน) ติดตามแผนการนำสายสื่อสารลงดินในพื้นที่โครงการฯ โดยแบ่งเป็น 3 ส่วนงาน ดังนี้ (1) โครงการก่อนมหานครแห่งอาเซียน ระยะทาง 41.9 กิโลเมตร มีกำหนดการรื้อถอนสายสื่อสารภายในกันยายน 2560 รื้อถอนเสาไฟฟ้าภายในธันวาคม 2560 ปัจจุบันดำเนินการได้ตามแผน (2) โครงการก่อนมหานครแห่งอาเซียน จำนวน 6 โครงการ ระยะทางรวม 45.4 กิโลเมตร มีกำหนดรื้อถอนสายสื่อสารตั้งแต่เดือนเมษายน 2560 ถึงธันวาคม 2564 ปัจจุบันอยู่ระหว่างดำเนินการและเป็นไปตามแผน และ (3) โครงการมหานครแห่งอาเซียน ระยะทางรวม 127.3 กิโลเมตร แบ่งเป็น โครงการรอบพระตำหนักจิตรลดารโหฐาน อยู่ระหว่างก่อสร้างท่อหลัก โครงการตามแนวรถไฟฟ้าสายสีน้ำเงินและโครงการตามแนวรถไฟฟ้าสายสีเขียว อยู่ระหว่างออกแบบ และโครงการอื่น ที่เหลืออยู่ระหว่างหาที่ปรึกษาออกแบบ โดยภาพรวมการดำเนินงานเป็นไปตามแผนงาน

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ