มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2561 (ครั้งที่ 15)
เมื่อวันจันทร์ที่ 23 เมษายน พ.ศ. 2561 เวลา 13.30 น.
ณ ตึกภักดีบดินทร์ ทำเนียบรัฐบาล

1. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน

2. แนวทางในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่

3. เงื่อนไขการประมูล (TOR) แหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี พ.ศ. 2565 – 2566

4. เรื่องที่ฝ่ายเลขานุการฯ ขอแจ้งให้ที่ประชุมรับทราบ

5. การปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง

นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ

เรื่องที่ 1 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน

ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือนกุมภาพันธ์ 2561 ภาครัฐมีภาระผูกพันทั้งสิ้น 9,855 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น เชื้อเพลิงขยะ 399 เมกะวัตต์ ชีวมวล 4,045 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 455 เมกะวัตต์ พลังน้ำขนาดเล็ก 91 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,522 เมกะวัตต์ แสงอาทิตย์ 3,245 เมกะวัตต์ และอื่นๆ (เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) 97 เมกะวัตต์ โดยการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทั้งหมดคิดเป็นร้อยละ 64.55 ของเป้าหมาย AEDP ปี 2579 ทั้งนี้ ภาระผูกพันที่ภาครัฐได้รับซื้อ จำนวน 9,855 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้ว 7,104 ราย รวม 7,562 เมกะวัตต์ โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่าง COD 141 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 1,795 เมกะวัตต์ และโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว 51 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 498 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ ยังมีส่วนของโครงการที่เอกชนผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อใช้เอง (IPS) อีก 976 เมกะวัตต์ ซึ่งเมื่อรวมกับส่วนที่มีภาระผูกพันข้างต้น (รวมอื่นๆ เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) จะมีปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนรวมทั้งสิ้น 10,830 เมกะวัตต์

2. สถานการณ์รับซื้อไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง แบ่งเป็น (1) ขยะ ได้แก่ ขยะชุมชน มีโครงการผูกพันกับภาครัฐเป็นการรับซื้อแบบ Adder ทั้งหมด 43 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 361 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมาย 139 เมกะวัตต์ และขยะอุตสาหกรรม มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 7 ราย เป็นการรับซื้อแบบ FiT ทั้งหมด กำลังผลิตติดตั้งรวม 38 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมาย 12 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อให้ทันกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562 (2) ชีวมวล มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 254 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 4,045 เมกะวัตต์ มีโครงการที่เอกชนผลิตเพื่อใช้เองอีก 26 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 581 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 4,626 เมกะวัตต์ คงเหลือ 944 เมกะวัตต์ (3) ก๊าซชีวภาพ มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 191 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 455 เมกะวัตต์ มีโครงการที่เอกชนผลิตเพื่อใช้เองอีก 19 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 48 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 503 เมกะวัตต์ คงเหลือ 777 เมกะวัตต์ (4) พลังน้ำขนาดเล็ก มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 59 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 91 เมกะวัตต์ คงเหลือ 285 เมกะวัตต์ (5) พลังงานลม มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 36 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,522 เมกะวัตต์ คงเหลือ 1,480 เมกะวัตต์ และ (6) พลังงานแสงอาทิตย์ มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 6,702 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 3,245 เมกะวัตต์ มีส่วนที่ผลิตเพื่อใช้เอง 15 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 40 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 3,285 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 2,715 เมกะวัตต์

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 แนวทางในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่

ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1.เมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 คณะรัฐมนตรีมีมติรับทราบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 โดยเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (Power Development Plan) ของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015) แต่เนื่องจากสถานการณ์การใช้ไฟฟ้าที่ผ่านมามีการเปลี่ยนแปลงไปจากค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ใช้จัดทำแผน PDP 2015 จึงควรต้องมีการปรับปรุงข้อมูลให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน ดังนั้น กระทรวงพลังงาน จึงเห็นควรให้มีการปรับปรุงแผน PDP 2015 เพื่อให้การวางแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงไปโดยสะท้อนแนวนโยบายของรัฐบาลและการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจที่คาดว่าจะเกิดขึ้นในอนาคต รวมถึงพิจารณาการพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าให้เหมาะสมกับความต้องการใช้ไฟฟ้าและศักยภาพการผลิตในแต่ละภูมิภาค ซึ่งสอดคล้องกับแนวทางของแผนปฏิรูปด้านพลังงานของคณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน รวมทั้งคำนึงถึงความเชื่อมโยงระหว่างการลงทุนในการผลิตไฟฟ้าความมั่นคงของระบบส่งไฟฟ้าเพื่อให้การบริหารจัดการของระบบไฟฟ้าเกิดความคุ้มค่าสูงสุด

2. หลักการสำคัญในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่ จะให้ความสำคัญในประเด็นต่างๆ ดังนี้ (1) ด้านความมั่นคงทางพลังงาน (Security) โดยให้ความสำคัญกับความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศ ครอบคลุมระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจำหน่ายไฟฟ้า รายพื้นที่ เพื่อตอบสนองปริมาณความต้องการไฟฟ้าเพื่อรองรับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ โดยจะสอดคล้องกับอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ อัตราเพิ่มของประชากร และอัตราการขยายตัวของเขตเมืองในระดับประเทศและระดับภูมิภาค มีการกระจายสัดส่วนเชื้อเพลิง (Fuel Diversification) ที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าให้มีความเหมาะสมเพื่อลดความเสี่ยงการพึ่งพิงเชื้อเพลิงชนิดใดชนิดหนึ่ง มีโรงไฟฟ้าเพื่อความมั่นคงในระดับที่เหมาะสม รวมทั้งการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าสมาร์ทกริด (Smart grid) เพื่อรองรับการพัฒนาระบบไฟฟ้าขนาดเล็กแบบกระจายศูนย์ (Decentralized Generation: DG) โดยระบบ Smart grid จะช่วยเพิ่มประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และสามารถบริหารจัดการด้านการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ (2) ด้านเศรษฐกิจ (Economy) โดยคำนึงถึงต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าที่มีต้นทุนต่ำ เพื่อลดภาระผู้ใช้ไฟฟ้า และไม่เป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมของประเทศในระยะยาว และมีการปรับปรุงการบริหารจัดการต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของประเทศอย่างมีประสิทธิภาพ และเป็นไปตาม Merit Order (3) ด้านสิ่งแวดล้อม (Ecology) คำนึงถึงการลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม โดยมีเป้าหมายในการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ต่อหน่วยการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าในปลายแผนไม่เกิน 0.319 กิโลกรัมของก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (kgCO2/kWh) ส่งเสริมระบบไฟฟ้าแบบไมโครกริด (Micro Grid) ในพื้นที่ห่างไกล พื้นที่นิคมอุตสาหกรรมหรือเขตเศรษฐกิจพิเศษ ให้เหมาะสมสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในแต่ละพื้นที่ เพื่อใช้ทรัพยากรในพื้นที่ให้เกิดประโยชน์สูงสุดและลดภาระการลงทุนระบบส่งไฟฟ้า รวมทั้งส่งเสริมประสิทธิภาพในระบบไฟฟ้า (Efficiency) ทั้งด้านการผลิตไฟฟ้าและด้านการใช้ไฟฟ้า การส่งเสริมให้เกิดการตอบสนองด้านการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) เพื่อเพิ่มศักยภาพในการลดความต้องการไฟฟ้าสูงสุดเพื่อเป็นประโยชน์ต่อการจัดการสภาวะวิกฤตด้านพลังงานไฟฟ้า สามารถชะลอการสร้างโรงไฟฟ้าและลดการนำเข้าพลังงานจากต่างประเทศ

3. แนวทางในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่ มีดังนี้ (1) จัดทำ ค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า (Load Forecast) ของประเทศและรายภูมิภาคในระยะยาวใหม่ (2) จัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยเป็นรายภูมิภาค และจัดทำแผนระบบไฟฟ้าสำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้เพื่อสร้างความมั่นคงในพื้นที่ ซึ่งจะประเมินกำลังผลิตไฟฟ้า (Supply) ของทั้งประเทศและรายภูมิภาค เพื่อจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่ (Candidate Power Plant) เพิ่มเติมจากโรงไฟฟ้าที่มีข้อผูกพันแล้วในปัจจุบัน (Existing Capacity, มี PPA และตอบรับซื้อแล้ว) ทั้งนี้ จะพิจารณาปัจจัยในการจัดสรรโรงไฟฟ้า ได้แก่ ต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าและการผลิตไฟฟ้า ความสามารถของระบบส่งไฟฟ้าที่เชื่อมต่อระหว่างภูมิภาค การพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าใหม่ที่จะมารองรับเพื่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของทั้งประเทศและระหว่างภูมิภาค ให้สอดรับกับการพัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อรองรับประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน (AEC) และการพัฒนา ASEAN Power Grid ศักยภาพพลังงานหมุนเวียนรายภูมิภาค ผลการประหยัดพลังงานไฟฟ้ารายภูมิภาค ศักยภาพการตอบสนองด้านการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) การประเมินพื้นที่ที่มีศักยภาพในการทำ Smart Micro Grid/Smart City/Energy Storage System (ESS) เช่น พื้นที่ห่างไกลหรือพื้นที่ปลายสาย และพื้นที่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมหรือเขตเศรษฐกิจพิเศษ รวมทั้ง การจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่ให้เกิดความเหมาะสมกับศักยภาพและข้อจำกัดรายพื้นที่ (3) บริหารจัดการกิจการด้านพลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ให้สอดคล้องกับแนวทางการบริหารจัดการใหม่ตามแนวทางประชารัฐ ภายใต้ความร่วมมือกันของการไฟฟ้า ส่วนภูมิภาค (กฟภ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และเครือข่ายวิสาหกิจชุมชนของ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ รวมถึงบูรณาการการทำงานร่วมกันทั้งจากภาครัฐ ชุมชนและเอกชน ส่งเสริมอุตสาหกรรมการปลูกพืชพลังงานในอนาคต ใช้ทรัพยากรของท้องถิ่นให้เกิดประโยชน์อย่างเต็มที่ และกระจายอำนาจให้ชุมชน เพื่อให้ชุมชนในพื้นที่มีความรู้สึกเป็นเจ้าของและรักษาระบบไฟฟ้า และ (4) สร้างการมีส่วนร่วมของภาคประชาชน โดยเปิดให้มีการรับฟังความเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย ต่อร่างแผน PDP ฉบับใหม่ ทั้งในส่วนกลางและส่วนภูมิภาค ก่อนเสนอให้ กพช. และคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 3 เงื่อนไขการประมูลแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี 2565-2566

ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (นายวีระศักดิ์ พึ่งรัศมี) เป็นผู้นำเสนอและชี้แจงต่อที่ประชุม โดยมีสรุปสาระสำคัญเพื่อทราบความพร้อมของกระทรวงพลังงานในการดำเนินการเปิดประมูลแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี 2565 – 2566 ดังนี้
(1) สัมปทานปิโตรเลียมที่รัฐบาลไทยออกให้แก่ผู้รับสัมปทานในอ่าวไทยภายใต้พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ซึ่งเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติหลักของประเทศ มีสองกลุ่ม คือ กลุ่มที่ 1 กลุ่มแหล่ง ก๊าซธรรมชาติเอราวัณ ดำเนินงานโดยบริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด ในสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 1/2515/5 (แปลงสำรวจหมายเลข 10 และ 11) และสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 2/2515/6 (แปลงสำรวจหมายเลข 12 และ 13) มีอัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติตามสัญญาซื้อขายที่ 1,240 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยสัมปทานจะสิ้นสุดอายุในวันที่ 23 เมษายน 2565 และกลุ่มที่ 2 กลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติบงกช ดำเนินงานโดยผู้รับสัมปทานหลักคือ บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) ในสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 5/2515/9 (แปลงสำรวจหมายเลข 15) และสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 3/2515/7 (แปลงสำรวจหมายเลข 16 และ 17) มีอัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติตามสัญญาซื้อขายที่ 870 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 5/2515/9 จะสิ้นสุดอายุในวันที่ 23 เมษายน 2565 และสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 3/2515/7 จะสิ้นสุดอายุในวันที่ 7 มีนาคม 2566 ณ เดือนธันวาคม 2560 แหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติทั้งสองกลุ่มมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยประมาณ 2,265 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือประมาณร้อยละ 75 ของปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย (ไม่รวมก๊าซธรรมชาติจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย)

(2) คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 และเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ได้มีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงานคัดเลือกผู้ดำเนินการรายใหม่ โดยการเปิดให้มีการประมูลแข่งขันยื่นข้อเสนอเป็นการทั่วไป เป็นการล่วงหน้าก่อนที่สัมปทานจะสิ้นอายุ ซึ่งกระทรวงพลังงานได้ดำเนินการตามมติ กพช. และได้นำเสนอแนวทางการบริหารจัดการการประมูลต่อ กพช. เมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561 และในการประชุมครั้งนี้ กระทรวงพลังงาน ขอนำเสนอเรื่องเพื่อทราบ 1 เรื่อง ได้แก่ การรายงานความพร้อมในการเปิดประมูล และเรื่องเพื่อพิจารณา 2 เรื่อง ได้แก่ ข้อกำหนดและเงื่อนไขของการประมูล และหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกผู้ชนะการประมูล

(3) ความพร้อมในการเปิดประมูล ซึ่งกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติเป็นผู้ดำเนินการและเตรียมการตามนโยบายในข้อ 2 ประกอบด้วย

(3.1)การออกกฎหมายและประกาศที่เกี่ยวข้อง โดยกระทรวงพลังงานได้จัดทำกฎหมายลำดับรองตามความในพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 7) พ.ศ. 2560 และประกาศต่าง ๆ เพื่อรองรับการประมูล ดังนี้ (1) ประกาศคณะกรรมการปิโตรเลียม เรื่อง หลักเกณฑ์และวิธีการกำหนดพื้นที่ที่จะดำเนินการสำรวจหรือผลิตปิโตรเลียมในรูปแบบของสัมปทาน สัญญาแบ่งปันผลผลิต หรือสัญญาจ้างบริการ (2) ประกาศกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ เรื่อง การกำหนดเขตพื้นที่แปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทย สำหรับการให้ยื่นขอสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียม เพื่อกำหนดพื้นที่แปลงสำรวจหมายเลข 10 11 12 และ 13 (กลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ) เป็นแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G1/61 และกำหนดพื้นที่แปลงสำรวจหมายเลข 15 16 และ 17 (กลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติบงกช) เป็นแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G2/61 (3) ประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง การกำหนดให้ดำเนินการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมสำหรับแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G1/61 ในรูปแบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต (4) ประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง การกำหนดให้ดำเนินการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมสำหรับแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G2/61 ในรูปแบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต (5) กฎกระทรวงกำหนดแบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต พ.ศ. 2561(6) กฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไข การขอและการได้รับสิทธิเป็นผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิต พ.ศ. 2561 (7) กฎกระทรวงการนำส่งค่าภาคหลวงสำหรับผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิต พ.ศ. 2561 (8) กฎกระทรวงกำหนดค่าธรรมเนียมสำหรับสัมปทาน สัญญาแบ่งปันผลผลิต และสัญญาจ้างบริการ พ.ศ. 2561 และ (9) ประกาศกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ เรื่อง ข้อตกลงการส่งมอบสิ่งติดตั้ง

(3.2)การจัดทำชุดข้อมูล (Data Package) และจัดเตรียมห้องศึกษาข้อมูล (Data Room) เพื่อให้ผู้เข้าประมูลใช้ศึกษาข้อมูลประกอบการยื่นข้อเสนอการประมูล ซึ่งปัจจุบันได้ดำเนินการแล้วเสร็จพร้อมสำหรับการประมูลแล้ว

(3.3)การจัดทำเอกสารสำหรับการประมูล ประกอบด้วย (1) ร่างประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการยื่นคำขอการพิจารณา และการได้รับสิทธิเป็นผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตจำนวน 2 ประกาศ แยกสำหรับแปลงสำรวจ G1/61 และ G2/61 (2) แผนที่แปลงสำรวจ (3) เอกสารข้อแนะนำสำหรับผู้ประมูล (Instruction to Bidders) (4) เอกสารเชิญชวนให้ยื่นข้อเสนอ (Invitation for Proposal, IFP) – ข้อกำหนด หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการยื่นคำขอ การพิจารณา และการได้รับสิทธิเป็นผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตในแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข .... และ (5) เอกสารสรุปข้อสนเทศ (Information Memorandum) โดยเอกสารหมายเลข (2) – (5) จะเป็นเอกสารแนบท้ายประกาศหมายเลข (1)

(4) ข้อกำหนดและเงื่อนไขของการประมูล มีดังนี้

     (4.1) ข้อกำหนดเรื่องปริมาณการผลิตและขายก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำ โดยกำหนดปริมาณ ก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำจากแปลงสำรวจหมายเลข G1/61 และ G2/61 ในอัตรา 800 และ 700 ล้านลูกบาศก์ฟุต ต่อวัน ตามลำดับ เป็นระยะเวลา 10 ปี เพื่อให้สอดคล้องกับความจำเป็นของโรงแยกก๊าซตามโครงสร้างด้านพลังงานและเศรษฐกิจของประเทศ และผลการประเมินปริมาณทรัพยากรปิโตรเลียม ทั้งนี้ ผู้เข้าประมูลที่ได้รับคัดเลือกจะมีพันธะในการต้องผลิตและขายก๊าซธรรมชาติให้ได้ตามปริมาณขั้นต่ำ และกระทรวงพลังงานได้กำหนดบทปรับกรณีที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามข้อกำหนด

     (4.2) กำหนดสูตรราคาก๊าซธรรมชาติ ซึ่งผู้เข้าประมูลที่ได้รับคัดเลือกจะมีพันธะที่ต้องผลิตและขายก๊าซธรรมชาติในราคา (Pr) ซึ่งคำนวณจากสูตรราคาดังกล่าว ตลอดระยะเวลาของสัญญาแบ่งปันผลผลิต

     (4.3) เงื่อนไขหลักที่ใช้ในการประมูลแข่งขัน ได้แก่ 1) ให้ผู้เข้าประมูลเสนอค่าคงที่สำหรับราคาก๊าซธรรมชาติ (Price Constant, Pc) ซึ่งใช้คำนวณราคาก๊าซธรรมชาติ (Pr) ตามสูตรราคา โดยกระทรวงพลังงานมุ่งหวังให้ได้ข้อเสนอค่าคงที่สำหรับราคาก๊าซธรรมชาติที่ต่ำกว่าราคาเฉลี่ยของราคาก๊าซธรรมชาติ แหล่งบงกชเหนือ และบงกชใต้ จึงได้สงวนสิทธิที่จะไม่พิจารณาข้อเสนอของผู้เข้าประมูลที่เสนอค่าคงที่สำหรับราคาก๊าซธรรมชาติที่สูงกว่า 214.26 บาทต่อล้านบีทียู (ซึ่งเป็นค่าเฉลี่ยของราคาก๊าซธรรมชาติแหล่งบงกชเหนือ และบงกชใต้ในปี 2559) และ 2) ให้ผู้เข้าประมูลเสนอร้อยละของปิโตรเลียมส่วนที่เป็นกำไรที่รัฐจะได้รับ โดยต้องไม่ต่ำกว่าร้อยละ 50 ตามที่กฎหมายกำหนด

     (4.4) เงื่อนไขอื่น ๆ ที่ใช้ในการประมูลแข่งขัน ได้แก่ 1) ข้อเสนอผลประโยชน์พิเศษต่าง ๆ เช่น โบนัสการลงนาม โบนัสการผลิต และผลประโยชน์พิเศษอื่น ๆ ตามที่ผู้เข้าประมูลเสนอ และ 2) ข้อเสนอสัดส่วนการจ้างพนักงานไทย ซึ่งผู้ประมูลต้องเสนอสัดส่วนการจ้างพนักงานไทย โดยต้องไม่ต่ำกว่าร้อยละ 80 (สิ้นปีที่ 1) และไม่ต่ำกว่าร้อยละ 90 (สิ้นปีที่ 5)

(5) หลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกผู้ชนะการประมูล มีดังนี้

     (5.1) การพิจารณาคุณสมบัติเบื้องต้น เนื่องจากพื้นที่แปลงสำรวจหมายเลข G1/61 และ G2/61 เป็นพื้นที่ที่มีความซับซ้อนทางโครงสร้างธรณีวิทยา และเป็นแหล่งก๊าซธรรมชาติหลัก ที่สร้างความมั่นคงด้านพลังงานแก่ประเทศ จึงมีความจำเป็นที่จะต้องให้ได้ผู้ดำเนินงานที่มีความสามารถและมีความพร้อมด้านการเงิน ทั้งนี้ ผู้ที่ผ่านการพิจารณาคุณสมบัติเบื้องต้นเท่านั้นจึงจะมีสิทธิเข้าสู่กระบวนการยื่นข้อเสนอด้านเทคนิคและผลประโยชน์ตอบแทนรัฐในการประมูลต่อไป

     (5.2) การพิจารณาข้อเสนอด้านเทคนิคและผลประโยชน์ตอบแทนรัฐ เมื่อผู้เข้าประมูลได้ยื่นคำขอสิทธิเป็นผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตพร้อมทั้งยื่นข้อเสนอด้านเทคนิคและผลประโยชน์ตอบแทนรัฐ และได้แสดงถึงการมีคุณสมบัติตามมาตรา 24 แห่งพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 (และที่แก้ไขเพิ่มเติม) แล้ว กระทรวงพลังงานจะพิจารณาข้อเสนอดังกล่าวตามเกณฑ์การพิจารณา ดังนี้ 1) การพิจารณาข้อเสนอด้านเทคนิค จะพิจารณาจากแผนงานช่วงเตรียมการ แผนงานการสำรวจ และแผนการพัฒนาแหล่งปิโตรเลียม ซึ่งจะต้องมีความสอดคล้องกับข้อกำหนดปริมาณการผลิตและขายก๊าซขั้นต่ำ โดยสมมติฐานที่ใช้จะต้องสมเหตุสมผลและปฏิบัติได้จริง และ 2) การพิจารณาข้อเสนอด้านผลประโยชน์ตอบแทนรัฐจะพิจารณาเปรียบเทียบให้คะแนนข้อเสนอของผู้เข้าประมูลในหัวข้อหลัก 4 ข้อ ได้แก่ (1) ข้อเสนอค่าคงที่สำหรับราคา ก๊าซธรรมชาติ (Pc) (2) ข้อเสนออัตราร้อยละของปิโตรเลียมส่วนที่เป็นกำไร (3) ข้อเสนอผลประโยชน์พิเศษต่าง ๆ และ (4) ข้อเสนอสัดส่วนการจ้างพนักงานไทย โดยจะมีน้ำหนักการให้คะแนนในแต่ละหัวข้ออยู่ที่ร้อยละ 65, 25, 6 และ 4 ตามลำดับ

     (6) ในการประชุมครั้งนี้ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กระทรวงพลังงานขอเสนอประเด็นเพื่อรับทราบและให้ความเห็นชอบ 4 ข้อ คือ ข้อที่ 1 ขอให้ กพช. รับทราบความพร้อมในการเปิดประมูลแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี 2565 – 2566 ข้อที่ 2 การพิจารณาข้อกำหนดและเงื่อนไขต่างๆ ของการประมูล ข้อที่ 3 การพิจารณาหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกผู้ชนะการประมูล และข้อที่ 4 การที่กระทรวงพลังงาน จะดำเนินการเปิดประมูลแปลงสำรวจ G1/61 และ G2/61 โดยออกประกาศเชิญชวนผู้เข้าร่วมประมูลในวันที่ 24 เมษายน 2561

มติของที่ประชุม

     1. รับทราบความพร้อมในการเปิดประมูลแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี 2565 – 2566 (แปลงสำรวจ G1/61 และแปลงสำรวจ G2/61) ในข้อ (3)

     2. รับทราบหลักการของข้อกำหนดและเงื่อนไขของการประมูล ในข้อ (4)

     3. รับทราบหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกผู้ชนะการประมูล ในข้อ (5) โดยมีความเห็นให้กระทรวงพลังงานรับไปประกอบการพิจารณาดำเนินการดังนี้

     3.1 การเปรียบเทียบให้คะแนนข้อเสนอของผู้เข้าประมูลในหัวข้อหลัก 4 ข้อ ได้แก่ 1) ข้อเสนอค่าคงที่สำหรับราคาก๊าซธรรมชาติ (Pc) 2) ข้อเสนออัตราร้อยละของปิโตรเลียมส่วนที่เป็นกำไร 3) ข้อเสนอผลประโยชน์พิเศษต่าง ๆ และ 4) ข้อเสนอสัดส่วนการจ้างพนักงานไทย ให้มีน้ำหนักคะแนนอยู่ที่ร้อยละ 65, 25, 5 และ 5 ตามลำดับ

     3.2 กระทรวงพลังงานควรพิจารณาข้อกำหนดให้หน่วยงานของรัฐมีส่วนลงทุนร่วมด้วยได้ (State Participation) ในสัดส่วนไม่เกินกว่าร้อยละ 25

     4. รับทราบการดำเนินการของกระทรวงพลังงานในการเปิดประมูลแปลงสำรวจ G1/61 และ G2/61 โดยออกประกาศเชิญชวนผู้เข้าร่วมประมูลในวันที่ 24 เมษายน 2561

เรื่องที่ 4 เรื่องที่ฝ่ายเลขานุการฯ ขอแจ้งให้ที่ประชุมรับทราบ

ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. การมอบหมายให้รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรีเป็นกรรมการใน กพช. ตามคำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) ที่ 54/2557 ลงวันที่ 6 มิถุนายน 2557 ได้แต่งตั้ง กพช. และต่อมาได้มีการปรับปรุงองค์ประกอบ กพช.ตามคำสั่งหัวหน้า คสช. ที่ 2/2558 และ 33/2558 และคำสั่งหัวหน้า คสช. ที่ 13/2560 ลงวันที่ 7 มีนาคม 2560 ได้แต่งตั้งรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายออมสิน ชีวะพฤกษ์) เป็นกรรมการใน กพช. ต่อมาเมื่อวันที่ 23 พฤศจิกายน 2560 รัฐบาลได้มีการปรับคณะรัฐมนตรี ส่งผลให้รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายออมสิน ชีวะพฤกษ์) พ้นจากความเป็นรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี และพ้นจากการเป็นกรรมการ กพช. ดังนั้น เมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561 หัวหน้า คสช. จึงได้มีคำสั่งหัวหน้า คสช. ที่ 3/2561 แต่งตั้งรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายกอบศักดิ์ ภูตระกูล) เป็นกรรมการใน กพช. แทน

2. เมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้า ลง 0.15 บาทต่อลิตร และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กพช. ออกประกาศ กพช. เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2561 เพื่อให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันถัดจากวันประกาศในราชกิจจานุเบกษาเป็นต้นไป ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 18 เมษายน 2561 นายกรัฐมนตรีในฐานะประธาน กพช. ได้ลงนามในประกาศ กพช. และเมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 ประกาศ กพช. ดังกล่าว ได้ประกาศลงราชกิจจานุเบกษา โดยมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2561 เป็นต้นไป

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 5 การปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง

ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริม การอนุรักษ์พลังงานของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้า ลง 0.15 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 2 ปี โดยมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2561 และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 ได้มีมติเห็นชอบการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง โดยมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2561 โดยใช้เกรดน้ำมันยูโร 4 (Euro 4) เป็นฐานการคำนวนแทนเกรดน้ำมันยูโร 3 เพื่อให้สอดคล้องกับพื้นฐานของตลาดโลก ซึ่งจะส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันฯ สําหรับน้ำมันดีเซล น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 ลดลง 0.41 0.43 และ 0.61 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ซึ่งจะทำให้โครงสร้างราคาน้ำมันสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงมากขึ้นเหมาะสมกับสภาวะตลาดในปัจจุบัน มีความโปร่งใสและเป็นธรรมต่อทุกภาคส่วน และเมื่อประกอบกับการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานลง 0.15 บาทต่อลิตร และลดภาษีมูลค่าเพิ่มลงอีก 0.04 บาท ต่อลิตร จะทำให้ราคาขายส่งน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลดลงประมาณ 0.60 บาทต่อลิตร

2. การเผยแพร่โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงผ่านเว็บไซต์ของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะเสนอเฉพาะส่วนที่เป็นราคาขายส่ง โดยไม่เผยแพร่ในส่วนของค่าการตลาดน้ำมันฯ แต่ให้มีการใช้ค่าการตลาดน้ำมันฯ เฉพาะในหน่วยงานภาครัฐใช้สำหรับติดตามสภาวะการแข่งขัน เพื่อไม่ให้เกิดความสับสนและเป็นการชี้นำตลาด สำหรับผู้บริโภคหรือประชาชนทั่วไปยังคงสามารถเข้าดูราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงของผู้ค้าน้ำมันแต่ละรายผ่านทางเว็บไซต์ สนพ. เช่นเดิม

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ