มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2559 (ครั้งที่ 9)
เมื่อวันจันทร์ที่ 26 กันยายน 2559 เวลา 13.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1. รายงานประจำปี 2558 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
3. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
6. การทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ คณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนราษฎรและวุฒิสภา และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. กกพ. ได้จัดทำรายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2558 สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญ 4 ด้าน ดังนี้ (1) งานกำกับมาตรฐานกิจการพลังงาน กกพ. ได้ออกใบอนุญาตฯ รวมทั้งสิ้น 97 ฉบับ ประกอบด้วย ใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า 92 ฉบับ และใบอนุญาตประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ 5 ฉบับ โดยพัฒนาระบบ e – Licensing และปรับปรุงกระบวนการออกใบอนุญาตแบบจุดเดียวเบ็ดเสร็จ (One Stop Service – OSS) ให้ผู้ขอรับใบอนุญาตสามารถยื่นและรับใบอนุญาตที่เกี่ยวข้องได้ที่สำนักงาน กกพ. หรือสำนักงาน กกพ. ประจำเขต รวมถึงได้จัดทำคู่มือสำหรับประชาชนตามพระราชบัญญัติอำนวยความสะดวกและได้เผยแพร่ประชาสัมพันธ์ผ่านเว็บไซต์สำนักงานแล้วเสร็จ จำนวน 18 คู่มือ และได้ออกประกาศแนวทางการปฏิบัติตามระเบียบ CoP สำหรับผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ (เทคโนโลยีแผงโฟโตโวลเทอิก) ที่เข้าข่ายต้องได้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า และที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า (2) งานกำกับอัตราค่าบริการ กกพ. มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤศจิกายน 2558 เป็นต้นไป และได้ประกาศอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ในปี 2558 รวม 4 ครั้ง รวมทั้งทบทวนมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน รวมถึงปรับอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้สะท้อนต้นทุนและภาระค่าใช้จ่ายที่เหมาะสม (3) งานกำกับการรับซื้อไฟฟ้าและบริหารจัดการ เพื่อความมั่นคงด้านพลังงาน กกพ. ได้กำกับการรับซื้อไฟฟ้าให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก โดยได้จัดทำแนวทาง การต่ออายุโรงไฟฟ้าและแนวทางการก่อสร้างโรงไฟฟ้ากับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) และได้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) เพื่อส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน และได้ดำเนินโครงการ Demand Response (DR) จำนวน 2 ครั้งในปี 2558 เพื่อบริหารจัดการวิกฤตพลังงาน และลดต้นทุนการสำรอง และ/หรือใช้น้ำมันเตา น้ำมันดีเซล และช่วยหลีกเลี่ยงการลงทุนโรงไฟฟ้าใหม่ (4) งานคุ้มครองสิทธิประโยชน์ของผู้ใช้พลังงาน กกพ. ได้ยกระดับมาตรการคุ้มครองผู้ใช้ไฟฟ้า โดยออกประกาศ กกพ. ว่าด้วยเรื่องมาตรฐานของสัญญาให้บริการ ซึ่งจะทำให้สัญญาการให้บริการไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายมีความเป็นธรรมต่อผู้ใช้บริการมากยิ่งขึ้น โดยการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายทั้ง 3 การ (การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค การไฟฟ้านครหลวง และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัตหีบ) จะต้องดำเนินการปรับปรุงสัญญาการให้บริการไฟฟ้าตามมาตรฐานที่กำหนดเพื่อใช้กับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อย (บ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็ก) ที่มีกว่า 20 ล้านรายทั่วประเทศ รวมถึงได้ดำเนินโครงการสร้างความรู้ความตระหนักด้านพลังงานและการมีส่วนร่วมเพื่อสนับสนุนงานกำกับกิจการพลังงาน และมีโครงการฝึกอบรมให้กับคณะกรรมการผู้ใช้พลังงานประจำเขต (คพข.) ทั้ง 13 เขต ตลอดจนพิจารณาเรื่องร้องเรียนจากผู้ใช้พลังงานและผู้ที่ได้รับผลกระทบจากการประกอบกิจการพลังงาน แล้วเสร็จ 88 เรื่อง จาก 131 เรื่อง และได้ประกาศกำหนดเขตระบบโครงข่ายพลังงาน จำนวน 57 ระบบโครงข่าย มีการพิจารณาอุทธรณ์ค่าทดแทน จำนวน 221 ราย และพิจารณาอุทธรณ์เขตระบบโครงข่ายพลังงานและคัดค้านการวางระบบโครงข่ายพลังงาน จำนวน 957 ราย และ กกพ. ได้อนุมัติงบประมาณเพื่อจัดสรรให้กับกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ประเภท ก และประเภท ข จำนวนรวม 55 กองทุน เป็นจำนวนเงินประมาณ 2,280 ล้านบาท
3. รายงานงบการเงินและบัญชีทำการของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ในปีงบประมาณ พ.ศ. 2558 มีรายได้จากการดำเนินงาน 774,375,509.28 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 608,427,537.30 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 165,947,971.98 บาท และเมื่อกันเงินเพื่อจัดสรรเป็นค่าก่อสร้างสำนักงาน กกพ. เป็นการถาวร และหักภาระต่างๆ ที่เหมาะสม เช่น เงินกันเหลื่อมปี เงินประกันสัญญาเช่า และค่าซื้อครุภัณฑ์ต่างๆ แล้ว มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง 18,675,689.88 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. นายสมคิด หอมเนตร ผู้ฟ้องคดีที่ 1 กับพวกรวม 27 คน ได้ยื่นฟ้อง นายกรัฐมนตรี ผู้ถูกฟ้องคดีที่ 1 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ 2 คณะกรรมการกำกับนโยบายด้านรัฐวิสาหกิจ ที่ 3 คณะกรรมการบริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) และบริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) ที่ 4 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ที่ 5 และอธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ที่ 6 ต่อศาลปกครองกลาง ตามคดีหมายเลขดำที่ ส.30/2558 โดยขอให้ศาลพิพากษาหรือมีคำสั่ง ดังนี้ (1) ให้ระงับหรือยกเลิกเพิกถอนคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 ลงวันที่ 23 ธันวาคม 2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 2/2546 ลงวันที่ 29 ธันวาคม 2546 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง (2) ให้ระงับและยับยั้งและหรือยกเลิกเพิกถอนคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 178/2520 ลงวันที่ 19 กันยายน 2520 เรื่อง การกำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันส่งเงินเข้ากองทุนรักษาระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและการจ่ายเงินชดเชยให้แก่ผู้ค้าน้ำมัน คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 206/2521 ลงวันที่ 29 ธันวาคม 2521 เรื่อง จัดตั้งกองทุนรักษาระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (เงินตราต่างประเทศ) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 0201/9 ลงวันที่ 27 มีนาคม 2522 เรื่อง การจัดตั้งกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (3) กรณีที่พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 และพระราชบัญญัติภาษีรายได้ปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 และพระราชบัญญัติฉบับอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง ขัดหรือแย้งกับ มาตรา 3 มาตรา 4 และมาตรา 5 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย ให้ส่งไปยังตุลาการศาลรัฐธรรมนูญ (4) ให้อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ผู้ถูกฟ้องคดีที่ 6 ระงับหรือยับยั้งการปฏิบัติหน้าที่เกี่ยวข้องกับการเปิดแปลงสัมปทานรอบที่ 21 เพื่อแก้ไขพระราชบัญญัติปิโตรเลียมตามคำแนะนำของสภาปฏิรูปแห่งชาติ ข้อบังคับ ประกาศกระทรวง กฎกระทรวง ประกาศกรม ที่เกี่ยวข้องกับพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ให้ถูกต้องตามกฎหมายและเจตนารมณ์ของคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (5) ส่งคำฟ้องและหรือเอกสารประกอบที่เกี่ยวข้องไปยังหัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติ ในกรณีที่ศาลปกครองยกฟ้อง (6) ก่อนจะให้สัมปทานครั้งต่อไป ให้จัดการสัมปทานปิโตรเลียม จำนวน 20 รอบ ให้มีการติดตั้งระบบ control room ที่มีอินเตอร์เน็ตทุกหลุมที่มีอยู่ในปัจจุบันแล้วรายงานตรงต่อหน่วยงานรัฐเป็นวินาทีต่อวินาทีเพื่อมิให้เกิดการรั่วไหล (7) ก่อนจะให้สัมปทานครั้งต่อไป ให้มีการแก้ไขพระราชบัญญัติปิโตรเลียมและพระราชบัญญัติภาษีปิโตรเลียม ให้รัฐได้ผลตอบแทนที่เหมาะสมและใกล้เคียงกับผลตอบแทนปิโตรเลียมของประเทศเพื่อนบ้านและใช้ระบบแบ่งปันผลผลิตหรือจ้างผลิตและโปร่งใส ตรวจสอบได้ โดยการมีส่วนร่วมของประชาชน และอื่นๆ ตามที่สภานิติบัญญัติแห่งชาติได้ศึกษาด้านพลังงานไว้แล้ว (8) ยกเลิกมติคณะรัฐมนตรี วันที่ 4 สิงหาคม 2558 ที่ให้กระทรวงพลังงานนำเสนอร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่..) พ.ศ. .... และพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่..) พ.ศ. .... ซึ่งไม่สอดคล้องกับกติกาสากลและหลักนิติธรรมไทย
2. สำนักงานคดีปกครอง สำนักงานอัยการสูงสุด ได้มีหนังสือ ที่ อส 0027.1/2089 ลงวันที่ 4 กรกฎาคม 2559 แจ้งคำสั่งศาลปกครองกลาง ว่า เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2559 พนักงานอัยการได้รับแจ้งจากศาลปกครองกลางว่า เมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2559 ศาลมีคำสั่งไม่รับคำขอที่สาม คำขอที่ห้า คำขอที่หก คำขอที่เจ็ด และคำขอที่แปด ไว้พิจารณา และมีคำสั่งไม่รับคำฟ้องผู้ถูกฟ้องคดีที่ 4 เฉพาะรายบริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) ไว้พิจารณา โดยสำนักงานคดีปกครอง สำนักงานอัยการสูงสุด พิจารณาแล้วเห็นว่า คำสั่งศาลปกครองกลางดังกล่าวชอบด้วยข้อเท็จจริงและข้อกฎหมายแล้ว จึงไม่อุทธรณ์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือน สิงหาคม 2559 มีโครงการที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐแล้ว 7,218 ราย คิดเป็นกำลังการผลิตติดตั้ง 9,155 เมกะวัตต์ โดยมีสถานภาพการรับซื้อ ดังนี้ (1) โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้า (COD) แล้ว 6,983 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 6,371 เมกะวัตต์ (2) โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่างรอ COD จำนวน 216 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 2,328 เมกะวัตต์ (3) โครงการที่มีการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว จำนวน 19 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 456 เมกะวัตต์
2. กกพ. ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 และเมื่อวันที่ 18 เมษายน 2559 ได้ประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านคุณสมบัติเข้าร่วมโครงการ รวมทั้งสิ้น 167 ราย รวมทั้งได้ออกประกาศหลักเกณฑ์และวิธีการจับสลากเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ ซึ่งเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2559 ได้มีการจับสลากเพื่อคัดเลือกโครงการ และได้ประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านการคัดเลือกที่มีสิทธิเข้าทำสัญญากับการไฟฟ้า เมื่อวันที่ 26 เมษายน 2559 โดยมีผู้ผ่านการคัดเลือกรวมทั้งสิ้น 67 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 281 เมกะวัตต์ โดยเจ้าของโครงการหรือผู้สนับสนุนโครงการ จะต้องลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายใน 120 วัน นับจากวันที่ได้รับหนังสือ และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้สถานภาพโครงการฯ ณ เดือนกันยายน 2559 ได้ลงนาม PPA แล้ว 65 โครงการ ไม่ผ่านพิจารณาคุณสมบัติ 2 โครงการ
3. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ กกพ. ดำเนินการออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้า FiT แบบ Competitive Bidding (ทั้งระยะที่ 1 และ 2) โดยใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ที่ กพช. ได้เห็นชอบเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 และเมื่อวันที่ 15 มกราคม 2559 กกพ. ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) ในแบบ Feed-in Tariff พ.ศ. 2559 (ระยะที่ 1 สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา) โดยลำดับแรกได้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) มีเป้าหมาย 10 เมกะวัตต์ ซึ่งเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2559 ได้ประกาศผลผู้ได้รับคัดเลือก จำนวน 1 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 2 เมกะวัตต์ ปัจจุบันผู้ที่ได้คัดเลือกได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว และเมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2559 สำนักงาน กกพ. ได้ประกาศรับซื้อไฟฟ้าตามประกาศฯ ประเภทชีวมวล โดยมีเป้าหมาย 36 เมกะวัตต์ และเมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2559 ได้ประกาศรายชื่อผู้ได้รับการคัดเลือก จำนวน 4 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 36 เมกะวัตต์
4. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม สำหรับประกาศรับซื้อปี 2558-2562 ปริมาณ 50 เมกะวัตต์ โดยให้เป็นส่วนเพิ่มจากเป้า AEDP และเห็นชอบอัตรารับซื้อ FiT ขยะอุตสาหกรรม ต่อมาเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ลำดับความสำคัญเชื้อเพลิงจากขยะเป็นอันดับแรกพร้อมทั้งเห็นชอบให้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT โดยไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) และเมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2559 สำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม สำหรับประกาศรับซื้อปี 2558 - 2562 โดยให้ยื่นคำร้องข้อเสนอขอขายไฟฟ้าในระหว่างวันที่ 22 - 28 กันยายน 2559 นอกจากนี้ได้เปิดรับฟังความคิดเห็นร่างประกาศและหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน เมื่อวันที่ 1 – 15 สิงหาคม 2559 โดยปัจจุบันสำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างการจัดทำร่างประกาศและหลักเกณฑ์โครงการ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ) มาตรา 9(8) กำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีอำนาจหน้าที่ในการเสนอนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) โดยเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 และวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้เห็นชอบนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าในช่วงระหว่างการก่อสร้างในอัตรา 50,000 บาท/เมกะวัตต์/ปี และช่วงระหว่างการผลิตตามปริมาณการผลิตไฟฟ้าจำแนกตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าในอัตรา 1 - 2 สตางค์/หน่วย
2. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ดำเนินการออกประกาศที่เกี่ยวข้อง กำหนดให้ผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้านำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตั้งแต่เดือนมกราคม 2554 เป็นต้นมา และได้นำเสนอ กพช. พิจารณากำหนดนโยบายอัตรานำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง จำนวน 2 ครั้ง ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2555 กกพ. เสนอให้ กพช. พิจารณากำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงจากพลังงานเหลือทิ้ง ในอัตรา 1 สตางค์/หน่วย ซึ่ง กพช. มีความเห็นว่า การนำพลังงานเหลือทิ้งจากกระบวนการผลิตมาใช้ให้เกิดประโยชน์สูงขึ้นในการผลิตไฟฟ้าเป็นสิ่งที่ควรให้การสนับสนุนในลักษณะให้แรงจูงใจ (incentive) และควรมีการทบทวนความเหมาะสมในการกำหนดอัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า โดย กพช. มีมติให้ทบทวนนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า โดยให้คำนึงถึงนโยบายรัฐบาลในเรื่องการส่งเสริมและสนับสนุนการใช้พลังงานหมุนเวียนของประเทศ และการเพิ่มประสิทธิภาพของการใช้เงินกองทุนฯ ที่เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประชาชนรอบโรงไฟฟ้า (2) เมื่อวันที่ 10 สิงหาคม 2559 กกพ. ได้นำเสนอการทบทวนนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า สำหรับผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2555 ซึ่งนำเสนอให้มีการกำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม และลมร้อนทิ้งในอัตรา 1 สตางค์/หน่วย ซึ่ง กพช. มีมติเห็นชอบการกำหนดนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในอัตรา 1 สตางค์/หน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้ในแต่ละเดือน และมอบหมายให้ กกพ. รับไปทบทวนความเหมาะสมของการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง โดยหารือกับกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และกระทรวงอุตสาหกรรม (กอ.) และหากมีความจำเป็นที่จะต้องมีการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า จะต้องดำเนินการโดยไม่ขัดต่อนโยบายการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ โดยนำผลการทบทวนกลับมาเสนอ กพช. ในการประชุมครั้งต่อไป
3. สนพ. ได้มีหนังสือขอความเห็นถึงหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย พพ. กอ. กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (ทส.) สมาคมปูนซีเมนต์แห่งประเทศไทย และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และเมื่อวันที่ 8 กันยายน 2559 กกพ. ได้มอบหมายให้สำนักงาน กกพ. ร่วมกับ สนพ. จัดประชุมหารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เรื่อง การกำหนดนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า สำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง สรุปความเห็นได้ ดังนี้ (1) ผู้แทนกลุ่มผู้ประกอบการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง มีความเห็นว่าการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งของโรงงานปูนซีเมนต์ เป็นการดำเนินการอนุรักษ์พลังงานและเป็นการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ช่วยประหยัดพลังงานและลดการสูญเสียในกระบวนการผลิต อีกทั้ง ไม่ก่อให้เกิดมลภาวะที่มีผลกระทบต่อชุมชนโดยรอบแต่อย่างใด ซึ่งการพัฒนาโครงการต้องใช้เงินลงทุนสูงและเป็นการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง มีผลกระทบต่อชุมชนน้อยมากเมื่อเทียบกับการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชนิดอื่น การที่โครงการต้องมีภาระต้นทุนมากขึ้น อาจทำให้การพิจารณาดำเนินการโครงการใหม่ต้องหยุดลง นอกจากนี้ การผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งจากโรงงานปูนซีเมนต์ เป็นโครงการที่ทำให้ประเทศชาติสามารถบรรลุเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกได้ จึงอยากให้ภาครัฐส่งเสริมและสนับสนุนโครงการให้มากขึ้น (2) ผู้แทน ทส. มีความเห็นว่า เมื่อพิจารณาเฉพาะการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งจะมีผลกระทบจากการดำเนินงานเช่นเดียวกับโรงไฟฟ้าทั่วไป แต่หากพิจารณาในภาพรวมของการผลิตปูนซีเมนต์ร่วมกับการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งแล้วจะทำให้มีประสิทธิภาพที่ดีขึ้นและลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมลงได้ จึงควรพิจารณาส่งเสริมการดำเนินโครงการดังกล่าว ซึ่งที่ประชุมได้มีการให้ข้อมูลและความเห็นว่า ในระหว่างการก่อสร้างโรงไฟฟ้าจะมีการก่อสร้างโรงงานและติดตั้งระบบต่างๆ ซึ่งเกิดผลกระทบด้านฝุ่นละอองและเสียงจากการก่อสร้างเป็นระยะเวลาประมาณ 3 ปี รวมทั้ง ในระหว่างการผลิตไฟฟ้าอาจมีผลกระทบด้านเสียง น้ำใช้ และกากของเสียที่เกิดขึ้นจากการประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าได้ ซึ่งผู้ประกอบการจะต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมของโครงการและปฏิบัติตามมาตรการป้องกันและแก้ไขผลกระทบที่ครบถ้วน อย่างไรก็ตามเห็นว่าเมื่อพิจารณาในภาพรวมการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งในโรงงานปูนซีเมนต์ทำให้ผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมของโรงงานปูนซีเมนต์ลดลง (3) ผู้แทน สนพ. ได้นำเสนอการพิจารณาในประเด็นลมร้อนทิ้งถือเป็นพลังงานหมุนเวียนหรือไม่ โดยที่ประชุมมีความเห็นว่า ตามพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 และ พ.ร.บ. ที่เกี่ยวข้องด้านการอนุรักษ์พลังงาน ไม่ได้กำหนดนิยามให้ลมร้อนทิ้งถือเป็นพลังงานหมุนเวียนไว้ มีเพียงระเบียบรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าที่กำหนดให้ลมร้อนทิ้งถือเป็นพลังงานหมุนเวียน ดังนั้น เพื่อให้เกิดความเหมาะสมในทางปฏิบัติจึงควรกำหนดให้ลมร้อนทิ้งเป็นเชื้อเพลิงประเภทหนึ่งแยกออกมาให้ชัดเจน ไม่ควรกำหนดรวมไว้ในพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ (4) สำนักงาน กกพ. มีความเห็นว่า การประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งถือเป็นผู้รับใบอนุญาตการประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าประเภทหนึ่งที่มีผลกระทบต่อชุมชนรอบโรงไฟฟ้า จึงควรมีการจัดเก็บเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามกฎหมาย โดยควรจัดเก็บในอัตรา 1 สตางค์/หน่วย ซึ่งเป็นอัตราขั้นต่ำในปัจจุบัน เช่นเดียวกับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ การผลิตไฟฟ้าจากระบบ Cogeneration ซึ่งใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าจากชีวมวลในโรงงานน้ำตาล ซึ่งเป็นการส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพเช่นเดียวกัน ทั้งนี้ การดำเนินงานโรงงานปูนซีเมนต์จะได้รับประโยชน์จากต้นทุนค่าไฟฟ้าที่ผลิตได้จากโรงไฟฟ้าลมร้อนทิ้งจะอยู่ในระดับ 0.7 บาท/หน่วย ซึ่งถูกกว่าการซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าซึ่งมีราคากว่า 3 บาท/หน่วย ซึ่งได้รวมภาระเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อการพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าในอัตราประมาณ 1.2 สตางค์/หน่วยไว้ด้วยแล้ว นอกจากนี้ ควรพิจารณาแนวโน้มในอนาคตที่ผู้ประกอบการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งจะเป็นผู้ประกอบการคนละรายกับผู้ประกอบกิจการปูนซีเมนต์ร่วมด้วย ประเด็นนี้ ที่ประชุมสอบถามสถานภาพของผู้ประกอบการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งและผู้ประกอบการโรงงานปูนซีเมนต์ว่าเป็นนิติบุคคลเดียวกันหรือไม่ ซึ่งผู้แทนโรงงานปูนซีเมนต์ได้ให้ข้อมูลว่า มีการแยกนิติบุคคลในการดำเนินงานออกจากกันอย่างชัดเจน และ (5) ที่ประชุมมีความเห็นว่า ผู้ผลิตประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าประเภทลมร้อนทิ้ง ถือเป็นผู้รับใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ จึงควรต้องปฏิบัติตามมาตรา 96 ที่กำหนดให้ผู้รับใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้านำส่งเงินเข้ากองทุนฯ ตามระเบียบที่ กกพ. ประกาศกำหนดภายใต้กรอบนโยบายของ กพช. โดยเห็นควรให้มีการนำเรียนข้อมูลที่เกี่ยวข้องต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานพิจารณาเสนอนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าต่อ กพช. ต่อไป
4. เมื่อวันที่ 16 กันยายน 2559 กกพ. ได้ประชุมหารือร่วมกับกระทรวงพลังงาน เพื่อพิจารณาทบทวนความเหมาะสมของการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง โดยพิจารณาข้อมูลที่เกี่ยวข้องและความเห็นของหน่วยงานต่างๆ แล้ว ได้ข้อสรุปร่วมกันดังนี้ (1) การผลิตไฟฟ้าโดยใช้ลมร้อนทิ้งเป็นการประกอบกิจการผลิตไฟฟ้า ตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ และต้องได้รับใบอนุญาตจาก กกพ. จึงต้องอยู่ในข่ายที่ต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า เช่นเดียวกับโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในรูปแบบอื่นด้วย ซึ่งเป็นไปตามเจตนารมณ์ในการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าตั้งแต่เริ่มแรก เพื่อจัดหาเงินทุนในการพัฒนาคุณภาพชีวิตของประชาชนและสิ่งแวดล้อมในชุมชนพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าซึ่งได้รับผลกระทบจากการก่อสร้างโรงไฟฟ้า แม้ต่อมาจะเป็นแปลงมาเป็นกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ เจตนารมณ์ดังกล่าวยังไม่มีการเปลี่ยนแปลง (2) เห็นควรกำหนดให้โรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงลมร้อนทิ้งในการผลิตไฟฟ้านำส่งเงินเข้ากองทุนเช่นเดียวกับโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในรูปแบบอื่นปฏิบัติอยู่ โดยเห็นควรเสนอการกำหนดอัตรา 1 สตางค์/หน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้ในแต่ละเดือน ซึ่งเป็นอัตราเดียวกับที่เก็บจากผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภทลม แสงอาทิตย์ และพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการกำหนดนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งในอัตรา 1 สตางค์/หน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้ในแต่ละเดือน เช่นเดียวกับพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 ได้เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับใช้ในการรับซื้อไฟฟ้าปี 2557 – 2558 ประกอบด้วยโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาบ้าน และโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร
2. หลักการและแนวทางในการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT เป็นอัตราที่กำหนดจากต้นทุนการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในแต่ละประเภท ดังนั้นจึงจะต้องมีการทบทวนต้นทุนอย่างต่อเนื่อง เพื่อให้สอดคล้องกับต้นทุนการผลิตที่มีการเปลี่ยนแปลงไป เพื่อให้ผู้ประกอบการมีผลตอบแทนการลงทุนในระดับที่เหมาะสม สอดคล้องกับต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจริง ซึ่งจะทำให้เกิดความเป็นธรรมทั้งต่อผู้ประกอบการและประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานพิจารณาแล้วเห็นว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบ FiT ที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 เป็นอัตราที่ได้มีการประกาศมาแล้วระยะเวลาหนึ่ง รวมทั้งได้ดำเนินการทบทวนต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แล้ว พบว่าราคาของอุปกรณ์หลักที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้ามีการปรับตัวลดลง จึงเห็นควรเสนอให้มีการทบทวนอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT เพื่อให้สอดคล้องต้นทุนในปัจจุบัน
3. กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ดำเนินการทบทวนต้นทุนการพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ เพื่อนำมาจัดทำสมมติฐานประกอบการกำหนดอัตรา FiT พบว่าเงินลงทุนระบบของสมมติฐานตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 อยู่ที่ 54.0 THB/Wp แต่สมมติฐานปี 2559 ลดลงเหลือ 42.2 THB/Wp โดยเป็นการลดลงของ (1) ราคาแผงเซลล์แสงอาทิตย์ซึ่งตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 อยู่ที่ 21.9 THB/Wp (0.73 USD/Wp ที่อัตราแลกเปลี่ยน 30 THB/USD) แต่สมมติฐานปี 2559 ลดลงเหลือ 18.6 THB/Wp (0.53 USD/Wp ที่อัตราแลกเปลี่ยน 35 THB/USD) และ (2) ต้นทุนอุปกรณ์ระบบอื่นๆ (Balance of system: BOS) ซึ่งตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 อยู่ที่ 32.1 THB/Wp แต่สมมติฐานปี 2559 ลดลงเหลือ 23.6 THB/Wp
4. สนพ. ได้วิเคราะห์ข้อมูลต้นทุนการพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในปัจจุบันเปรียบเทียบกับต้นทุนในการจัดทำอัตรา FiT ในปี 2557 พบว่าราคาแผงเซลล์แสงอาทิตย์ปรับตัวลดลงประมาณ 27% (คำนวณจากฐาน USD/Wp) และค่าอุปกรณ์อื่นๆ ปรับตัวลดลงประมาณ 26% (คำนวณจากฐาน THB/Wp) ในขณะที่ค่าเงินบาทมีการอ่อนค่าลงเมื่อเทียบค่าเงินดอลลาร์สหรัฐ ส่งผลให้ต้นทุนการพัฒนาโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ในประเทศปรับตัวลดลงค่อนข้างมาก เมื่อนำมาพิจารณาร่วมกับการปรับลดสิทธิประโยชน์ทางภาษีของ BOI ซึ่งได้มีการยกเลิกการลดหย่อนภาษีเงินได้เพิ่มเติมอีก 5 ปี ภายหลังจาก 8 ปีแรกที่ได้รับการยกเว้นภาษีเงินได้ ในขณะเดียวกันรัฐบาลมีการปรับฐานภาษีเงินได้นิติบุคคลลดลงเหลือ 20% จึงทำให้การประเมินอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบ FiT มีอัตรา 4.12 บาทต่อหน่วย ซึ่งเปลี่ยนแปลงจากอัตราเดิมที่ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 ได้มีมติเห็นชอบไว้
5. สรุปผลการทบทวนอัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) มีอัตรา 4.12 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี และอัตรา FiT Premium สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนใต้ (จังหวัดยะลา ปัตตานี นราธิวาส และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ได้แก่ อ.จะนะ อ.เทพา อ.สะบ้าย้อย และ อ.นาทวี) มีอัตรา 0.50 บาทต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ดังนี้
| กำลังผลิต (MW) | FiT (บาท/หน่วย) | ระยะเวลาสนับสนุน (ปี) | FiT Premium (บาท/หน่วย) |
| สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนใต้* (ตลอดอายุโครงการ) | |||
| พลังงานแสงอาทิตย์ | 4.12 | 25 | 0.50 |
หมายเหตุ *โครงการในพื้นที่จังหวัดยะลา ปัตตานี นราธิวาส และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ได้แก่ อ.จะนะ อ.เทพา อ.สะบ้าย้อย และ อ.นาทวี
ทั้งนี้ ให้ใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้านี้สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตรรอบถัดไป และการประกาศรับซื้อไฟฟ้าครั้งต่อไปจนกว่าคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติจะมีมติเห็นชอบอัตราใหม่
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบ FiT สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าตามข้อ 1
3. มอบให้ กกพ. ดำเนินการร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในการกำหนดเป้าหมายและแผนการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP 2015) แล้วนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 6 การทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 และวันที่ 18 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบหลักการการทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้สอดคล้องกับการจัดหาก๊าซธรรมชาติและสภาพเศรษฐกิจและการเงินที่เปลี่ยนแปลงไป และได้มอบอำนาจให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาและให้ความเห็นชอบหลักเกณฑ์ใหม่ของการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ซึ่งต่อมารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้พิจารณาและให้ความเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อใช้ในการอ้างอิงต่อไป
2. ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 11 ธันวาคม 2550 กำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานโดยความเห็นชอบของ กพช. กำหนดนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงาน และให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตแต่ละประเภทภายใต้นโยบายและแนวทางที่ กพช. ให้ความเห็นชอบ และเป็นไปตามแนวทางที่กำหนดในมาตรา 65 แห่งพระราชบัญญัติฯ ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2553 ได้มีมติเห็นชอบนโยบายและแนวทางการคำนวณราคา LNG และอัตราค่าบริการสถานี LNG รวมทั้ง รับทราบกรอบหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการสถานี LNG โดยมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการสถานี LNG ตามมาตร 65 แห่งพระราชบัญญัติฯ ต่อไป
3. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ โดยกำหนดสูตรโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเป็นดังนี้ P = WH + (S1 + S2) + T โดยราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย แบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม ประกอบด้วย (1) Gulf Gas และ (2) Pool Gas และอัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่ง ประกอบด้วย S1 ค่าใช้จ่ายสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งค่าตอบแทนในการดำเนินการ และ S2 ค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซธรรมชาติและการส่งก๊าซธรรมชาติให้ได้ตามปริมาณที่กำหนดภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ รวมถึงความเสี่ยงอื่นๆ และมอบหมายให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ ตามมาตรา 65 แห่งพระราชบัญญัติฯ
4. การกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติที่ผ่านมาในช่วงแรกที่ยังไม่มีพระราชบัญญัติฯ กพช. เป็นผู้กำหนดทั้งนโยบาย หลักเกณฑ์การคำนวณ และจัดทำคู่มือการคำนวณ โดยคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติซึ่งมีผลบังคับใช้ตั้งแต่ปี 2550 ได้กำหนดแนวทางในการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติ ตลอดจนสมมติฐานและตัวแปรที่สำคัญในการคำนวณอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติ ค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่าย รวมทั้งพื้นฐานในการคำนวณอัตราค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติที่อ้างอิงเชื้อเพลิงที่เข้ามาทดแทน เป็นต้น เมื่อพระราชบัญญัติฯ มีผลบังคับใช้ และมี กกพ. ทำหน้าที่ออกใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงานและกำกับกิจการพลังงานของผู้รับใบอนุญาตแต่ละประเภท โดยใบอนุญาตการประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) ใบอนุญาตขนส่งก๊าซธรรมชาติผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (2) ใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (3) ใบอนุญาตค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ และ (4) ใบอนุญาตเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ กกพ. จึงเห็นควรทบทวนนโยบายและหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ ให้เป็นไปตามมาตรา 64 – 71 แห่งพระราชบัญญัติฯ และจากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกที่มีการเปลี่ยนแปลงและมีความผันผวนอย่างรุนแรงในช่วงระยะเวลา 1-2 ปีที่ผ่านมา ทำให้ราคาก๊าซธรรมชาติมีทิศทางปรับตัวลดลง ส่งผลต่อราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติและอุตสาหกรรมต่อเนื่องที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงมีการปรับตัวอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งส่งผลกระทบต่อทั้งภาคนโยบายและการกำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศ ประกอบกับธุรกิจก๊าซธรรมชาติในปัจจุบันมีการขยายตัวทำให้ต้องขยายการลงทุนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ นอกจากนี้ โครงสร้างการจัดหาก๊าซธรรมชาติเปลี่ยนแปลงไป ซึ่งตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas Plan 2015) ประเทศไทยมีแนวโน้มการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศ (อ่าวไทย) ลดลงอย่างต่อเนื่อง ในขณะที่มีการเพิ่มการจัดหาก๊าซ LNG จากต่างประเทศมากขึ้น โดยช่วงครึ่งหลังของแผนฯ การจัดหา LNG จะมีบทบาทเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญในสัดส่วนถึงร้อยละ 60 – 70 ซึ่งหมายถึง สัดส่วนราคาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในอนาคตจะเป็นสัดส่วนที่กำหนดโดยราคา LNG หรือตลาดโลกมากขึ้น ดังนั้น จึงควรมีการทบทวนการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ โดยเห็นควรเสนอ กพช. พิจารณาทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติให้เป็นไปตามประเภทใบอนุญาตภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. และสะท้อนสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป
5. ข้อเสนอขอทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติในส่วนของอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติตามประเภทใบอนุญาต ดังนี้ (1) อัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) การกำหนด S เป็นไปตามแนวทางของมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 โดยเพิ่มเติมการวิเคราะห์องค์ประกอบค่า S ที่เหมาะสม และกำหนดช่วงระยะเวลาในการกำกับดูแลทุก 5 ปี (2) อัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (T) แนวทางการคำนวณใหม่ใช้หลักการ Building Block โดยคำนวณอัตราค่าบริการจากรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ที่สะท้อนเงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนจากการลงทุนในรูปต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average Cost of Capital : WACC) ที่ กกพ. เห็นชอบ ทั้งนี้ กำหนดช่วงระยะเวลาในการกำกับดูแลทุก 5 ปี (3) อัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ (L) แนวทางการคำนวณอัตราค่าบริการของสถานี LNG ใหม่ ใช้หลักการ Building Block โดยคำนวณอัตราค่าบริการจากรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ที่สะท้อนเงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนจากการลงทุนในรูปต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (WACC) ที่ กกพ. เห็นชอบ ทั้งนี้ กำหนดช่วงระยะเวลาในการกำกับดูแลทุก 5 ปี (4) อัตราค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (R) แนวทางการคำนวณอัตราค่าบริการแบ่งเป็น 2 วิธี จำแนกตามกลุ่มลูกค้า ได้แก่ การค้าปลีกให้ลูกค้ากลุ่ม Co – Generation ให้ใช้หลักการกำหนดราคาตามต้นทุน (Cost Based) ซึ่งประกอบด้วย 3 ส่วน ได้แก่ ราคาก๊าซธรรมชาติที่ผู้รับใบอนุญาตค้าปลีกก๊าซฯ ซื้อจากผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซฯ ค่าบริการค้าปลีก (M) และค่าบริการจัดจำหน่าย (D) และการค้าปลีกให้กลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม ให้ใช้หลักการผสมผสานระหว่างหลักการของการกำหนดราคาตามราคาเชื้อเพลิงที่ก๊าซเข้าไปทดแทน (Alternative Fuel Pricing) และหลักการกำหนดราคาตามต้นทุน (Cost Based) โดยมีการกำหนดสัดส่วนระหว่างราคาตามสูตร Alternative Fuel Pricing กับ Cost Based เพื่อเป็นการบรรเทาผลกระทบจากการปรับโครงสร้างราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ โดย กกพ. จะเป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบค่าสัดส่วนที่เหมาะสมและเป็นธรรม ทั้งนี้ การกำกับดูแลอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติจะมีการกำหนดช่วงระยะเวลาและทบทวนตามรอบระยะเวลา หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือกรณีมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ จำเป็นต้องทบทวนค่าสมมติฐานต่างๆ ที่ใช้ในการคำนวณอัตราค่าบริการฯ ให้สอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจและสถานการณ์ปัจจุบัน ซึ่งจะทำให้การบริหารต้นทุนและค่าใช้จ่ายมีประสิทธิภาพ ผลตอบแทนชัดเจนยิ่งขึ้น มีความโปร่งใสสามารถตรวจสอบได้ และสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง
6. ข้อเสนอขอทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ (1) โครงสร้างราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติ สำหรับการค้าส่งก๊าซธรรมชาติโดยตรงจากระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission) ไปยังกลุ่มลูกค้า ให้คำนวณจากสมการ Wy = WH + S + T เมื่อ Wy คือ ราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติไปยังกลุ่มลูกค้า โดย y คือ กลุ่มลูกค้า WH คือ ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย ซึ่งได้รวมค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซที่มีอยู่ในระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติไว้แล้ว S คือ อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และ T คือ อัตราค่าบริการสำหรับการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ Wy WH S และ T มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู (2) โครงสร้างราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติสำหรับการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ จากผู้ค้าปลีกไปยังผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติที่มีการเชื่อมต่อเพื่อรับก๊าซธรรมชาติผ่านโครงข่ายจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution) ให้คำนวณจากสมการ RCO-gen = Wy + M + D และ RIND = (P+D)(X) + (Wy + M + D)(1-X) โดย RCO-gen และ RIND คือ ราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับกลุ่มลูกค้า Co-Generation และกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม ตามลำดับ P คือ ราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติตามหลักการของการกำหนดราคาตามราคาเชื้อเพลิงที่ก๊าซเข้าไปทดแทน (Alternative Fuel Pricing) M คือ ค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ D คือ ค่าบริการจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ X คือ สัดส่วนการกำหนดราคาสำหรับกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรมตามหลักการ Alternative Fuel Pricing ที่ กกพ. กำหนด และ 1-X คือ สัดส่วนการกำหนดราคาสำหรับลูกค้าอุตสาหกรรมตามหลักการ Cost Based ที่ กกพ. กำหนด ทั้งนี้ RCO-gen RIND M และ D มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู
7. ข้อเสนอขอทบทวนอัตราค่าบริการประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติตามประเภทใบอนุญาต ดังนี้ (1) อัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) ประกอบด้วย S= S1 + S2 โดยค่าดำเนินการจัดหาและค้าส่ง (S1) เป็นค่าตอบแทนที่เหมาะสมสำหรับการประกอบกิจการจัดหาและค้าส่ง โดยครอบคลุมถึงความเสี่ยงพื้นฐานและค่าใช้จ่ายในการประกอบกิจการจัดหาและค้าส่ง ทั้งนี้ โดยความเห็นชอบของ กกพ. และค่าชดเชยความเสี่ยงในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S2) เป็นค่าชดเชยความเสี่ยงที่อยู่นอกเหนือจากความเสี่ยงพื้นฐานในการประกอบกิจการจัดหาและค้าส่งในลักษณะเดียวกันต้องเผชิญ ซึ่งมีความแตกต่างกันตามประเภทลูกค้าผู้ใช้ก๊าซฯ ทั้งนี้ โดยความเห็นชอบของ กกพ. และให้มีการทบทวน S ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ (2) อัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (T) แตกต่างตามพื้นที่ โดยอัตราค่าบริการประกอบด้วย T = Td + Tc โดย ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge: Td) คำนวณจากมูลค่าปัจจุบันสุทธิ (NPV) ของรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ของรอบการกำกับดูแลถัดไป หารด้วย มูลค่าปัจจุบันสุทธิ (NPV) ของปริมาณการจองใช้ระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (Capacity Reserved) ตามสัญญาในรอบการกำกับดูแลถัดไป และมีการทบทวน Td ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ สำหรับค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge: Tc) คำนวณจากค่าใช้จ่ายในส่วนที่เป็นต้นทุนผันแปรในการให้บริการของผู้รับใบอนุญาต (Variable Cost) ได้แก่ ค่าใช้จ่ายดำเนินงานส่วนที่แปรผันโดยตรงตามปริมาณก๊าซที่ส่งผ่านระบบท่อส่งก๊าซ โดยมีการกำหนดดัชนีสำหรับการปรับค่าบริการส่วนต้นทุนผันแปร เพื่อให้สะท้อนสภาวการณ์ปัจจุบัน และคำนึงถึงประสิทธิภาพการดำเนินงาน และมีการทบทวน Tc ทุกปี ทั้งนี้ การแบ่งพื้นที่ในการกำหนดอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อสามารถเปลี่ยนแปลงได้ตามความเหมาะสมโดยให้อยู่ในอำนาจของ กกพ. (3) อัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซฯจากสถานะของเหลวเป็นก๊าซ (L) ประกอบด้วย L = Ld + Lc โดยค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge: Ld) คำนวณจากมูลค่าปัจจุบันสุทธิ (NPV) ของรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ของรอบการกำกับดูแลถัดไป หารด้วย NPV ของปริมาณการจองใช้สถานีแอลเอ็นจี (LNG Terminal) ตามสัญญาในรอบการกำกับดูแลถัดไป และมีการทบทวน Ld ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ สำหรับค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge: Lc) คำนวณจากค่าใช้จ่ายในส่วนที่เป็นต้นทุนผันแปรในการให้บริการของผู้รับใบอนุญาต (Variable Cost) ได้แก่ ค่าใช้จ่ายดำเนินงานส่วนที่แปรผันโดยตรงตามปริมาณการแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ โดยมีการกำหนดดัชนีสำหรับการปรับค่าบริการส่วนต้นทุนผันแปร เพื่อให้สะท้อนสภาวการณ์ปัจจุบัน และคำนึงถึงประสิทธิภาพการดำเนินงาน และมีการทบทวน Lc ทุกปี (4) อัตราค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ คำนวณจากสมการ RCO-gen = Wy + M + D และ RIND = (P+D)(X) + (Wy + M + D)(1-X) โดยค่าบริการค้าปลีก (M) ประกอบด้วย M = M1 + M2 ทั้งนี้ ค่าดำเนินการค้าปลีก (M1) เป็นค่าตอบแทนที่เหมาะสมสำหรับการประกอบกิจการค้าปลีกฯ โดยครอบคลุมถึงความเสี่ยงพื้นฐานและค่าใช้จ่ายในการประกอบกิจการค้าปลีกฯ โดยความเห็นชอบของ กกพ. และค่าชดเชยความเสี่ยงในการค้าปลีกฯ (M2) เป็นค่าชดเชยความเสี่ยงที่อยู่นอกเหนือจากความเสี่ยงพื้นฐานในการประกอบกิจการค้าปลีกฯ ในลักษณะเดียวกันต้องเผชิญ ซึ่งมีความแตกต่างกันตามประเภทลูกค้าผู้ใช้ก๊าซฯ ทั้งนี้ โดยความเห็นชอบของ กกพ. โดยมีการทบทวน M ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ ค่าบริการจัดจำหน่าย (D) ประกอบด้วย D = Dd + Dc โดยค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge: Dd) คำนวณจากมูลค่าปัจจุบันสุทธิ (NPV) ของรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ของรอบการกำกับดูแลถัดไป หารด้วย NPV ของประมาณการความต้องการของลูกค้ากิจการค้าปลีกในรอบการกำกับดูแลถัดไป และมีการทบทวน Dd ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ สำหรับค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge: Dc) คำนวณจากค่าใช้จ่ายในส่วนที่เป็นต้นทุนผันแปรในการให้บริการของผู้รับใบอนุญาต (Variable Cost) ได้แก่ ค่าใช้จ่ายดำเนินงานส่วนที่แปรผันโดยตรงตามปริมาณก๊าซที่ส่งผ่านระบบท่อส่งก๊าซ โดยมีการกำหนดดัชนีสำหรับการปรับค่าบริการส่วนต้นทุนผันแปร เพื่อให้ สะท้อนสภาวการณ์ปัจจุบัน และคำนึงถึงประสิทธิภาพการดำเนินงาน และมีการทบทวน Dc ทุกปี สำหรับสัดส่วนระหว่างราคาตามสูตร Alternative Fuel Pricing กับ Cost Based ได้แก่ X และ 1-X กกพ. จะมีการทบทวนตามรอบระยะเวลา 5 ปี
8. การปรับหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ ตลอดจนการกำหนด Price Path เพื่อลดผลกระทบจากการปรับอัตราค่าบริการ ให้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลและดำเนินการโดย กกพ. ซึ่งเป็นไปตามพระราชบัญญัติฯ ทั้งนี้ ในขั้นตอนการดำเนินงานจะมีคณะอนุกรรมการกำกับดูแลค่าพลังงานและค่าบริการ (คณะอนุกรรมการฯ) พิจารณากลั่นกรองก่อนนำเสนอ กกพ. โดยองค์ประกอบของคณะอนุกรรมการฯ ประกอบด้วยผู้ทรงคุณวุฒิและผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ ได้แก่ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ สำนักงานบริหารหนี้สาธารณะ สำนักงานคณะกรรมการคุ้มครองผู้บริโภค สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย สภาหอการค้าแห่งประเทศไทย และสมาคมธนาคารไทย
9. ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วเห็นว่าการทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการของ “กิจการค้าส่งก๊าซธรรมชาติ” ตามที่ กกพ. เสนอ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่ามีประเด็นนโยบายที่สมควรนำเสนอ กพช. พิจารณาทบทวนคือ นโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (T) และ นโยบายการกำหนดค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ (L) เท่านั้น เนื่องจากเป็นการเปลี่ยนหลักการคำนวณอย่างมีนัยสำคัญ สำหรับนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) เป็นไปตามแนวทางของมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 อยู่แล้ว นอกจากนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาเห็นว่ารายละเอียดโครงสร้างราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติไม่ได้เปลี่ยนแปลงไปจากโครงสร้างเดิมตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 สำหรับรายละเอียดการคำนวณอัตราค่าบริการประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติตามประเภทใบอนุญาต ทั้งในส่วนของ อัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) อัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (T) และอัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซฯ จากสถานะของเหลวเป็นก๊าซ (L) เป็นอำนาจหน้าที่ของ กกพ. ในการกำหนดรายละเอียดจึงไม่จำเป็นต้องนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาแต่อย่างใด สำหรับ “การค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ” ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาเห็นว่า มีเรื่องที่สมควรนำเสนอ กพช. พิจารณาทบทวน คือ นโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ และการกำหนดโครงสร้างราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ เนื่องจากคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ 2550 ได้กำหนดราคาก๊าซสำหรับสัญญาซื้อขายก๊าซที่ไม่มีความแน่นอน ให้ใช้หลักการของการกำหนดราคาตามราคาเชื้อเพลิงที่ก๊าซเข้าไปทดแทน แต่ข้อเสนอของ กกพ. เป็นการเสนอแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการฯ เป็น 2 วิธีตามกลุ่มลูกค้า ได้แก่ การค้าปลีกให้ลูกค้ากลุ่ม Co – Generation ให้ใช้หลักการกำหนดราคาตามต้นทุน (Cost Based) และการค้าปลีกให้กลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม ให้ใช้หลักการผสมผสานระหว่างหลักการของการกำหนดราคาตามราคาเชื้อเพลิงที่ก๊าซเข้าไปทดแทน (Alternative Fuel Pricing) และหลักการกำหนดราคาตามต้นทุน (Cost Based) เป็นการเปลี่ยนแปลงในสาระสำคัญของนโยบายการกำหนดอัตราการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ และเป็นการกำหนดโครงสร้างราคาฯ ที่ไม่เคยมีการกำหนดมาก่อน ซึ่งจะทำให้การบริหารต้นทุนค่าใช้จ่ายมีประสิทธิภาพ และสอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจและสถานการณ์ปัจจุบัน แต่ในส่วนของรายละเอียดการกำหนดอัตราค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติที่ กกพ. เสนอ เป็นอำนาจหน้าที่ของ กกพ. ในการกำหนดรายละเอียดจึงไม่จำเป็นต้องนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาแต่อย่างใด ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอความเห็นชอบให้ กพช. พิจารณาทบทวน ดังนี้ (1) นโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (T) (2) นโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ (L) (3) นโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ และ (4) การกำหนดโครงสร้างราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ เนื่องจาก (1) (2) และ (3) เป็นการทบทวนนโยบาย และ (4) เป็นการกำหนดโครงสร้างราคาใหม่ จึงต้องได้รับความเห็นชอบจาก กพช.
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปจัดทำรายละเอียดเพิ่มเติมให้ชัดเจน และนำกลับมาเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการประชุม ครั้งต่อไป
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เพื่อรองรับการออกประกาศเชิญชวนภาคเอกชนให้ยื่นขอรับสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียม รอบที่ 21 ตามนโยบายเสริมสร้างความมั่นคงทางพลังงานของรัฐบาล กระทรวงพลังงานโดยกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ได้นำเสนอร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... โดยมีหลักการคือปรับปรุงกฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียมที่ใช้ระบบสัมปทานในปัจจุบันให้เพิ่มทางเลือกของระบบจัดเก็บผลประโยชน์ให้รัฐบาลสามารถพิจารณาเลือกให้สิทธิได้ทั้งในแบบสัมปทาน หรือ สัญญาแบ่งปันผลผลิตหรือสัญญาจ้างสำรวจและผลิต ซึ่ง ชธ. ได้ทบทวนและปรับปรุงกฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียม และได้นำเสนอร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่..) พ.ศ. .... โดยเพิ่มระบบแบ่งปันผลผลิตนอกเหนือจากระบบสัมปทานอย่างเดียวต่อคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2558 ซึ่งคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 12 พฤษภาคม 2558 ได้มีมติเห็นชอบในหลักการและส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจพิจารณาก่อนนำเสนอสภานิติบัญญัติแห่งชาติต่อไป และเมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2558 คณะรัฐมนตรีมีมติให้รองนายกรัฐมนตรีร่วมกับรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานนำร่างพระราชบัญญัติทั้ง 2 ฉบับ รวมทั้งคำอธิบายและคำชี้แจงของกระทรวงพลังงานไปชี้แจงต่อคณะกรรมาธิการวิสามัญศึกษาการบังคับใช้พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 และพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ของสภานิติบัญญัติแห่งชาติ ก่อนนำเสนอสภานิติบัญญัติแห่งชาติ (สนช.)
2. กระทรวงพลังงานได้ดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรี โดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์) ได้ไปชี้แจงต่อคณะกรรมาธิการวิสามัญฯ สนช. รวมทั้งได้มอบหมายให้ผู้แทนกระทรวงพลังงาน ชธ. และผู้แทนกรมสรรพากร เข้าชี้แจงต่อผู้แทนของคณะกรรมาธิการวิสามัญฯ สนช. และ ผู้แทนของคณะอนุกรรมการวิสามัญฯ ภายใต้คณะกรรมาธิการวิสามัญฯ สนช. และนำสรุปผลที่ได้จากการชี้แจงคณะกรรมาธิการวิสามัญฯ สนช. และผลการพิจารณาของกระทรวงพลังงานในประเด็นต่างๆ เสนอให้คณะรัฐมนตรีพิจารณา ซึ่งคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2558 มีมติ ดังนี้ (1) รับทราบรายงานผลการดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2558 เกี่ยวกับการชี้แจงร่างพระราชบัญญัติทั้ง 2 ฉบับต่อคณะกรรมาธิการวิสามัญฯ สนช. ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ (2) ให้รองนายกรัฐมนตรี (พลอากาศเอก ประจิน จั่นตอง) และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานไปชี้แจงทำความเข้าใจต่อคณะกรรมาธิการวิสามัญฯ สนช. และกลุ่มองค์กรภาคประชาชนและเครือข่ายประชาชนปฏิรูปพลังงานไทย (คปพ.) เกี่ยวกับเหตุผลและความจำเป็นในการแก้ไขกฎหมายและการดำเนินงานตามแผนพลังงานของประเทศและ (3) ให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีการับร่างพระราชบัญญัติทั้ง 2 ฉบับไปปรับแก้ไขตามข้อสังเกตของรองนายกรัฐมนตรี (นายวิษณุ เครืองาม) ที่เห็นควรเพิ่มหลักการระบบสัญญาจ้างสำรวจและผลิตและพิจารณาความจำเป็นในการจัดตั้งบรรษัทน้ำมันแห่งชาติ แล้วเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาอีกครั้งหนึ่ง
3. การดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2558 สามารถสรุปได้ดังนี้ (1) รองนายกรัฐมนตรี (พลอากาศเอก ประจิน จั่นตอง) พร้อมด้วยผู้แทนจากกระทรวงพลังงาน ได้แก่ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ที่ปรึกษารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ปลัดกระทรวงพลังงาน และ อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติและคณะ ได้ประชุมชี้แจงทำความเข้าใจกับคณะกรรมาธิการวิสามัญฯ สนช. และกลุ่มองค์กรภาคประชาชน รวมทั้งได้เข้าร่วมให้ข้อมูลประกอบการพิจารณาต่อคณะกรรมการกฤษฎีกาในการปรับปรุงแก้ไขร่างพระราชบัญญัติทั้ง 2 ฉบับ และ (2) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้แต่งตั้งคณะกรรมการร่างกฎหมายคณะพิเศษขึ้น เพื่อดำเนินการตรวจพิจารณาปรับปรุงแก้ไขเพิ่มเติมร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ในประเด็นการเพิ่มหลักการระบบสัญญาจ้างสำรวจและผลิตเข้าไปในร่างกฎหมาย เพื่อให้ฝ่ายบริหารใช้เป็นทางเลือกในการบริหารจัดการแหล่งปิโตรเลียม รวมถึงประเด็นความจำเป็นในการจัดตั้งบรรษัทน้ำมันแห่งชาติ ซึ่งในการประชุมหารือร่วมกันระหว่างรองนายกรัฐมนตรี (พลอากาศเอก ประจิน จั่นตอง) ผู้แทนกระทรวงพลังงานและคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้มีความเห็นร่วมกันว่าการจัดตั้งบรรษัทน้ำมันแห่งชาติยังไม่สามารถแก้ไขเพิ่มเติมในกฎหมายได้ เนื่องจากยังไม่มีรายละเอียดที่ชัดเจนในอำนาจหน้าที่ความรับผิดชอบและโครงสร้างการกำกับดูแลกิจการปิโตรเลียม
4. สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาได้ตรวจพิจารณาร่างพระราชบัญญัติทั้ง 2 ฉบับโดยเพิ่มหลักการระบบสัญญาจ้างสำรวจและผลิตแล้วเสร็จ และได้นำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณา ซึ่งคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2559 ได้มีมติเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติทั้ง 2 ฉบับดังกล่าวและให้นำเสนอต่อสภานิติบัญญัติแห่งชาติ ซึ่งสภานิติบัญญัติแห่งชาติในการประชุมเมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2559 ได้มีมติเห็นชอบรับหลักการร่างพระราชบัญญัติทั้ง 2 ฉบับ และแต่งตั้งคณะกรรมาธิการวิสามัญพิจารณาร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... จำนวน 21 คน เพื่อพิจารณาในรายละเอียดภายใน 60 วัน แปรญัตติภายใน 15 วัน ซึ่งคณะกรรมาธิการวิสามัญฯ ได้ประชุมพิจารณาโดยมีการรับฟังความคิดเห็นรอบด้านด้วยแล้ว 11 ครั้ง และได้ครบกำหนด 60 วัน เมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2559 โดยได้มีการขยายเวลาครั้งแรกไปอีก 30 วัน ซึ่งครบกำหนดในวันที่ 21 กันยายน 2559 และได้มีการขอขยายเวลาครั้งที่ 2 ไปอีก 30 วัน โดยจะครบกำหนดในวันที่ 21 ตุลาคม 2559
5. การขยายเวลาเพื่อพิจารณาร่าง พ.ร.บ. ปิโตรเลียมฯ ของคณะกรรมการวิสามัญฯ ส่งผลต่อการดำเนินงานเพื่อเตรียมการเปิดประมูลแข่งขันแปลงสำรวจที่มีศักยภาพปิโตรเลียมหลังสิ้นอายุสัมปทาน ซึ่งตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ได้มอบหมายให้กระทรวงพลังงานคัดเลือกผู้ดำเนินการโดยเปิดให้มีการประมูลแข่งขันยื่นข้อเสนอเป็นการทั่วไปเป็นการล่วงหน้าก่อนที่สัมปทานจะสิ้นอายุ ทั้งนี้ให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปีนับจากวันที่ กพช. มีมติ กระทรวงพลังงานจึงได้ดำเนินงานเพื่อให้สามารถเปิดประมูลได้ภายในระยะเวลาที่ กพช. กำหนด โดยมีแผนการดำเนินงานที่สำคัญในหลายส่วน ดังนี้ (1) การจัดเตรียมข้อมูลและการเตรียมการเปิด Data Room ให้ผู้สนใจเข้าร่วมประมูลได้ศึกษาข้อมูลด้านเทคนิคที่จำเป็นต่อการตัดสินใจเข้าร่วมประมูล (2) การยกร่างกฎหมายลำดับรองที่เกี่ยวข้อง (3) จัดทำเงื่อนไขหลักเกณฑ์การประมูล (TOR) ภายใต้ข้อพิจารณาให้การผลิตก๊าซธรรมชาติในแปลงที่สิ้นสุดสัมปทานสามารถดำเนินการได้อย่างต่อเนื่อง และร่างประกาศเชิญชวนฯ นำเสนอขออนุมัติคณะรัฐมนตรี (4) การออกประกาศเชิญชวนและรับซองประมูล (5) การพิจารณาและคัดเลือกผู้ชนะการประมูล และ (6) การเสนอผลการคัดเลือกเพื่อให้คณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบ ซึ่งในการดำเนินงานที่สำคัญดังกล่าวข้างต้น มีงานส่วนที่จำเป็นต้องดำเนินการตามลำดับขั้นตอน ได้แก่ การออกประกาศเชิญชวนเพื่อเปิดประมูลที่ จำเป็นต้องดำเนินการภายหลังจากมีกฎหมายลำดับรองที่มีผลบังคับใช้แล้วเท่านั้น ซึ่งกฎหมายลำดับรองที่จัดทำขึ้นเพื่อรองรับหลักการที่ให้เพิ่มระบบบริหารจัดการปิโตรเลียมแบบสัญญาแบ่งปันผลผลิตและแบบสัญญาจ้างสำรวจและผลิตจะสามารถดำเนินการยกร่างได้เมื่อร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... มีผลบังคับใช้แล้ว ดังนั้น กระทรวงพลังงานโดยกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติพิจารณาเห็นว่าการขยายเวลาพิจารณาร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ของคณะกรรมาธิการวิสามัญฯ จากกรอบเวลาเดิมที่กำหนดแล้วเสร็จภายใน 2 สิงหาคม 2559 จะส่งผลต่อการดำเนินงานเตรียมการเพื่อเปิดประมูลแข่งขันเป็นการทั่วไปและคัดเลือกผู้ดำเนินการให้ไม่สามารถแล้วเสร็จได้ทันภายใน 1 ปี ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขยายระยะเวลาในการคัดเลือกผู้ดำเนินการโดยการเปิดประมูลแข่งขันยื่นข้อเสนอเป็นการทั่วไป จากเดิม ให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี นับจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีมติ เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 เป็น ให้แล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2560
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 และคณะรัฐมนตรี (ครม.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 กันยายน 2558 มีมติเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาว (สัญญา LNG Sale and Purchase Agreement : LNG SPA) กับบริษัท SHELL EASTERN TRADING (PTE) LTD และบริษัท BP SINGAPORE PTE. LIMITED และให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ลงนามในสัญญาฯ ได้ ภายหลังจากที่ร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด โดยเมื่อวันที่ 12 กุมภาพันธ์ 2559 สำนักงานอัยการสูงสุดได้ส่งความเห็นในร่างสัญญาฯ ทั้งสองฉบับให้ ปตท. แล้ว และเห็นว่าข้อตกลงในสัญญาฯ เป็นไปตามมาตรฐานการซื้อขาย LNG จึงมิได้ตรวจแก้ไขร่างสัญญา โดยเสนอเป็นเพียงข้อสังเกตให้ ปตท. พิจารณาก่อนลงนามสัญญาฯ
2. ในการประชุมระหว่างรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานกับผู้บริหาร ปตท. เมื่อวันที่ 11 กุมภาพันธ์ 2559 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีข้อสังเกตให้ ปตท. ดำเนินการเจรจาทบทวนเงื่อนไขราคาในสัญญาฯ ใหม่กับบริษัท SHELL และบริษัท BP เนื่องจากเห็นว่าเป็นช่วงที่ทิศทางราคา LNG มีทิศทางที่อ่อนตัวและราคาลดลงอย่างมาก และในคราวการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 กระทรวงพลังงานได้รายงานความก้าวหน้าการเจรจากับบริษัท SHELL และบริษัท BP เพื่อปรับลดราคา LNG ให้สะท้อนราคาตลาด LNG มากยิ่งขึ้น โดยที่ประชุมมีความเห็นว่า เมื่อเจรจาปรับลดสูตรราคาและเงื่อนไขที่เกี่ยวข้องในร่างสัญญา LNG SPA แล้วเสร็จ ให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการลงนามสัญญาทั้ง 2 ฉบับต่อไป
3. ในปี 2558 ปริมาณการค้า LNG ของโลกมีประมาณ 245.5 ล้านตัน ปรับเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.5 เมื่อเทียบกับปี 2557 และในปี 2559 โครงการผลิต LNG จากประเทศออสเตรเลียและสหรัฐอเมริกาเริ่มดำเนินการผลิต LNG ทำให้มีอุปทานเพิ่มเข้าสู่ตลาดอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งบริษัทวิเคราะห์ข้อมูลพลังงานชั้นนำของโลก เช่น บริษัท Wood Mackenzie และ FGE Energy ได้ประเมินว่า สถานการณ์ LNG ล้นตลาด (LNG Oversupply) จะยังคงต่อเนื่องไปจนถึงประมาณปี 2563 - 2564 ซึ่งเป็นโอกาสที่ดีสำหรับผู้ซื้อที่จะสามารถเจรจาและต่อรองกับผู้ขายให้ได้ราคาและเงื่อนไขที่ยืดหยุ่น (Price and Flexible Terms) มากขึ้นตามที่ผู้ซื้อต้องการ อย่างไรก็ตาม จากอุปทาน LNG ที่เข้าสู่ตลาดเพิ่มขึ้นตั้งแต่ต้นปี 2559 และราคาน้ำมันที่ปรับลดลงอยู่ระดับ 40 - 50 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ส่งผลให้ราคา LNG อยู่ที่ประมาณ 5.0 - 7.5 เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียู ทำให้มีความต้องการนำเข้า LNG จากประเทศใหม่ๆ ในภูมิภาคเอเชียใต้ ตะวันออกกลาง และเอเชียตะวันออกเฉียงใต้เพิ่มขึ้น จึงอาจส่งผลให้สถานการณ์ LNG กลับมาตึงตัวเร็วขึ้นได้
4. กระทรวงพลังงานได้พิจารณาแผนการจัดหาก๊าซ LNG ภายใต้แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) และได้กำหนดให้เป็นกรณีฐานใหม่ (New Base Case) ตามที่ได้เสนอ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มสูงขึ้นจากการที่โรงไฟฟ้าถ่านหินไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผน รวมถึงกรณีที่แผนพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) และแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (EEP 2015) อาจจะสามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมายเพียงร้อยละ 70 โดยประมาณความต้องการใช้ LNG ในปี 2560 สูงถึง 9.4 ล้านตันต่อปี แต่ปัจจุบันมีสัญญาจัดหา LNG ระยะยาวเพียง 2.0 ล้านตันต่อปี ดังนั้น จึงยังมีความต้องการ LNG ส่วนเพิ่มในปี 2560 อีก 7.4 ล้านตัน ทั้งนี้ ความต้องการ LNG มีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นเรื่อยๆ ในระยะเวลา 10 ปี โดยประมาณความต้องการใช้ LNG ในปี 2568 อยู่ที่ 22.0 ล้านตันต่อปี
5. สัญญา LNG SPA กับบริษัท SHELL สรุปผลการเจรจาราคาและเงื่อนไขสัญญาฯ ดังนี้ (1) การส่งมอบ 0.5 ล้านตันต่อปี ในเดือนเมษายน ปี 2560 และ 1.0 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2561 เป็นต้นไป (2) กำหนดวันเริ่มรับ LNG ตั้งแต่ตั้งแต่เดือนเมษายน 2560 (ปีสัญญา เม.ย. ถึง มี.ค.) อายุสัญญา 15 ปี (3) สูตรราคา DES ($/MMBtu) และ (4) การทบทวนราคา 1 ครั้งในปีที่ 7 ของอายุสัญญา ทั้งนี้ ราคาที่ตกลงลดลงจากราคาเดิมประมาณ 1.90 เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียู คิดเป็นมูลค่าตลอดอายุสัญญาประมาณ 7,695 ล้านเหรียญสหรัฐฯ หรือเท่ากับประมาณ 2.77 แสนล้านบาท (อัตราแลกเปลี่ยน 36 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ)
6. สัญญา LNG SPA กับบริษัท BP สรุปผลการเจรจาราคาและเงื่อนไขสัญญาฯ ดังนี้ (1) การส่งมอบ 0.317 ล้านตันต่อปี ในเดือนเมษายน ปี 2560 และ 1.0 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2561 เป็นต้นไป (2) กำหนดวันเริ่มรับ LNG ตั้งแต่ตั้งแต่เดือนมกราคม 2559 (ปีสัญญา ม.ค. ถึง ธ.ค.) อายุสัญญา 20 ปี (3) สูตรราคา DES ($/MMBtu) และ (4) การทบทวนราคา 2 ครั้งในปีที่ 10 และ 15 ของอายุสัญญา ทั้งนี้ ราคาที่ตกลงลดลงจากราคาเดิมประมาณ 1.68 เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียู คิดเป็นมูลค่าตลอดอายุสัญญาประมาณ 10,894 ล้านเหรียญสหรัฐฯ หรือเท่ากับประมาณ 3.95 แสนล้านบาท
7. เพื่อเป็นการเสริมความมั่นคงด้านพลังงานและเตรียมให้มีก๊าซธรรมชาติเพียงพอต่อความต้องการ ปตท. ได้มีการเจรจากับบริษัท PETRONAS LNG Ltd. (ประเทศมาเลเซีย) ซึ่งในเบื้องต้นคาดว่าจะมีปริมาณการซื้อขาย 1.2 ล้านตันต่อปี อย่างไรก็ตามการพิจารณาข้อสัญญาดังกล่าว จำเป็นต้องพิจารณาปริมาณความต้องการ LNG ในประเทศ และผลกระทบต่อนโยบายการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซธรรมชาติในอนาคต
8. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็น ดังนี้ (1) สูตรโครงสร้างราคา LNG ของบริษัท SHELL และบริษัท BP ตามผลการเจรจาใหม่นี้ถือเป็นข้อเสนอที่ดีขึ้นกว่าข้อเสนอเดิมมาก ซึ่งสามารถลดความเสี่ยงด้านดัชนีราคาและสามารถแข่งขันได้ในทุกระดับราคาน้ำมัน โดยข้อเสนอราคาใหม่อยู่ในระดับที่แข่งขันได้กับระดับราคาตลาด LNG ในสัญญาระยะกลาง/ยาวที่ลงนามในช่วง 1 ปีที่ผ่านมา ทั้งนี้ข้อเสนอราคาของบริษัท SHELL สามารถยืนราคาได้ (Validity) จนถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2559 และข้อเสนอราคาของบริษัท BP สามารถยืนราคาได้จนถึงวันที่ 15 ตุลาคม 2559 (2) ผลการวิเคราะห์ข้อเสนอราคาใหม่ของบริษัท SHELL และบริษัท BP (Sensitivity ราคาน้ำมัน 20 - 100 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล และราคา Henry Hub 3 เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียู) พบว่า บริษัท SHELL ปรับลดราคาลงจากราคาเดิมในร่างสัญญา LNG SPA (ที่ได้รับอนุมัติจาก กพช. ในเดือนกันยายน 2558) ประมาณ 1.90 เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียู หรือคิดเป็นประมาณร้อยละ 20 (คิดเป็นมูลค่าที่ลดลงประมาณ 53,000 ล้านบาทตลอดอายุสัญญา 15 ปี) และบริษัท BP ปรับลดราคาลงจากราคาเดิมในร่างสัญญา LNG SPA (ที่ได้รับอนุมัติจาก กพช. ในเดือนกันยายน 2558) ประมาณ 1.68 เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียู หรือคิดเป็นประมาณร้อยละ 18 (คิดเป็นมูลค่าที่ลดลงประมาณ 62,000 ล้านบาทตลอดอายุสัญญา 20 ปี) และ (3) จากประมาณการความต้องการใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติปี 2559 - 2579 เห็นว่าการจัดหา LNG เพิ่มเติมจากทั้งบริษัท SHELL และบริษัท BP ในปริมาณรวม 2.0 ล้านตันต่อปี จะยังไม่มีผลกระทบต่อนโยบายส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ เนื่องจากปริมาณการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวทุกสัญญารวมกัน (สัญญาของ Qatar Gas, Shell และ BP) จะรองรับความต้องการ LNG ของประเทศในระดับประมาณร้อยละ 30 ของความต้องการ LNG ของประเทศในช่วงปี 2560 – 2562 เท่านั้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบผลการเจรจาปรับลดราคาและทบทวนเงื่อนไขที่เกี่ยวข้อง และให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สามารถลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG SPA) กับบริษัท SHELL EASTERN TRADING (PTE) LTD และบริษัท BP SINGAPORE PTE. LIMITED บนร่างสัญญา LNG SPA ในปริมาณรายละ 1 ล้านตันต่อปี (รวมสองสัญญา 2 ล้านตันต่อปี) เมื่อเงื่อนไขที่เปลี่ยนแปลงได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
2. เห็นชอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ สามารถนำเรื่องร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท SHELL EASTERN TRADING (PTE) LTD และบริษัท BP SINGAPORE PTE. LIMITED เสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาได้ทันที เพื่อให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สามารถลงนามในสัญญาได้ทันภายในกำหนดเวลาของเงื่อนไขการยืนราคาในข้อเสนอราคา
- แจ้งมติ พพ. (4417 Downloads)
- แจ้งมติ ชธ. (2911 Downloads)