มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 8/2558 (ครั้งที่ 8)
วันจันทร์ที่ 7 กันยายน พ.ศ. 2558 เวลา 10.00 น.

1. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกันยายน 2558

2. แนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันแก๊สโซฮอล

3. การปรับราคาก๊าซ NGV

4. แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์ เป็นประธานที่ประชุม 
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน นายทวารัฐ สูตะบุตร เป็นกรรมการและเลขานุการ

เรื่อง โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกันยายน 2558

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 7 กันยายน 2558 เห็นชอบการคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก และการนำเข้า) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน โดยราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนกันยายน 2558 อยู่ที่ 327 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 52 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนสิงหาคม 2558 อยู่ที่ 35.5744 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าลงจากอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนกรกฎาคม 2558 ที่ 1.1217 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPG Pool) ปรับลดลง 0.6403 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 14.9022 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 14.2619 บาทต่อกิโลกรัม

2. จากราคาก๊าซ LPG Pool ของเดือนกันยายน 2558 ที่ปรับลดลง 0.6403 บาทต่อกิโลกรัม ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG เป็น 2 แนวทาง ดังนี้ (1) ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่ 0.0141 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 0.9121 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 0.9262 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกลดลง 0.67 บาทต่อกิโลกรัม จาก 22.96 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 22.29 บาทต่อกิโลกรัม หรือลดลง 10 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับ 275 ล้านบาทต่อเดือน และ (2) ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่ 0.2943 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 0.9121 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 0.6178 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกลดลง 1.00 บาทต่อกิโลกรัม จาก 22.96 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 21.96 บาทต่อกิโลกรัม หรือลดลง 15 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับ 160 ล้านบาทต่อเดือนทั้งนี้ ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของก๊าซ LPG ณ วันที่ 30 สิงหาคม 2558 มีฐานะกองทุนสุทธิ 8,095 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

เห็นชอบให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.9262 บาท โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 8 กันยายน 2558 เป็นต้นไป

เรื่อง แนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันแก๊สโซฮอล

สรุปสาระสำคัญ

1. มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เห็นชอบแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยให้เก็บเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละประเภทในอัตราที่ใกล้เคียงกันตามอัตราค่าความร้อน อย่างไรก็ตามในส่วนของแก๊สโซฮอล 95 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 ซึ่งมีค่าความร้อนใกล้เคียงกัน (30,920 และ 30,579 บีทียูต่อลิตร ตามลำดับ) แต่ยังมีการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่ต่างกันถึง 0.50 บาทต่อลิตร จึงเห็นควรให้มีการปรับอัตราเงินเก็บเข้ากองทุนของน้ำมันทั้งสองประเภทในอัตราเดียวกัน

2. ปริมาณการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 และ แก๊สโซฮอล 91 ในเดือนมิถุนายน 2558 อยู่ที่ 8.83 และ 10.94 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ ซึ่งเพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 2557 0.88 และ 2.91 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ ในขณะที่ปริมาณการใช้เอทานอลเดือนมิถุนายน 2558 อยู่ที่ 3.52 ล้านลิตร/วัน เพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 2557 1.37 ล้านลิตรต่อวัน

3. จากราคาน้ำมันตลาดสิงคโปร์ที่ปรับลดลงอย่างต่อเนื่องส่งผลให้ราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 และ แก๊สโซฮอล 91 วันที่ 4 กันยายน 2558 อยู่ที่ 26.10 และ 25.28 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ซึ่งลดลงจากเดือนมกราคม 2557 14.60 และ 13.01 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ในขณะที่ราคาเอทานอลเดือนกันยายน 2558 อยู่ที่ 27.19 บาทต่อลิตร ลดลงจากเดือนมกราคม 2557 0.24 บาทต่อลิตร

4. สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) รายงานฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 30 สิงหาคม 2558 ในส่วนน้ำมันเชื้อเพลิง มีทรัพย์สินรวม 38,263 ล้านบาท หนี้สินรวม 3,008 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 35,255 ล้านบาท

5. ปัจจุบันอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันแก๊สโซฮอล E10 95 เท่ากับ 0.45 บาทต่อลิตรและ น้ำมัน แก๊สโซฮอล E10 91ชดเชย 0.05 บาทต่อลิตร ทำให้มีส่วนต่างของอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของทั้งสองประเภทอยู่ที่ 0.50 บาทต่อลิตร เพื่อให้เกิดความเป็นธรรม และเป็นไปตามมติ กพช. ที่ให้มีการเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราใกล้เคียงกัน และให้อัตราเงินจ่ายเข้าออกกองทุนน้ำมันฯ มีค่าใกล้ศูนย์ ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่าควรปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ แก๊สโซฮอล E10 95 เท่ากับ แก๊สโซฮอล E10 91 ที่ 0.01 บาทต่อลิตร ซึ่งจะส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย 2.5 ล้านบาทต่อวันหรือ 75 ล้านบาทต่อเดือน

6. ผลจากการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามข้อเสนอดังกล่าว จะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล E10 95 ลดลง 0.44 บาทต่อลิตร และแก๊สโซฮอล E10 91 เพิ่มขึ้น 0.06 บาทต่อลิตร และส่วนต่างราคาขายปลีกต่างกัน 0.29 บาทต่อลิตร รวมทั้งทำให้กองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันสำเร็จรูป มีสภาพคล่องลดลงประมาณ 95.79 ล้านบาทต่อเดือน (หรือ 3.19 ล้านบาทต่อวัน) จากมีรายรับ 20.70 ล้านบาทต่อเดือน (หรือ 0.69ล้านบาทต่อวัน) เป็นมีรายจ่าย 75 ล้านบาทต่อเดือน (หรือ 2.50 ล้านบาทต่อวัน)

มติของที่ประชุม

เห็นชอบอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงฯ ดังนี้

ทั้งนี้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานได้ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 8 กันยายน 2558 เป็นต้นไป

เรื่อง การปรับราคาก๊าซ NGV

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) เมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2557 ได้มีมติให้ปรับโครงสร้างราคาก๊าซ NGV ดังนี้ เป้าหมายคือราคาขายปลีกเป็นไปตามกลไกตลาดที่ 16.00 บาทต่อกิโลกรัม โดย (1) ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ส่วนบุคคล 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ให้ปรับขึ้นราคาขายปลีก 1 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 11.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2557 และ (2) คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ 8.50 บาทต่อกิโลกรัม

2. ต่อมาเมื่อวันที่ 30 กันยายน 2557 กบง. มีมติเห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV โดยให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ส่วนบุคคลขึ้น 1.00 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมอยู่ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม มาอยู่ที่ 11.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2557 และให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะที่ 8.50 บาทต่อกิโลกรัม และขอความร่วมมือให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการขยายสถานีบริการ และร่วมลงทุนขยายท่อส่งก๊าซ เพื่อให้การบริการทั่วถึงทุกภูมิภาค และ กบง. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2557 มีมติเห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV โดยสำหรับรถยนต์ส่วนบุคคลเพิ่มขึ้น 1.00 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 11.50 บาทต่อกิโลกรัม เป็นอยู่ที่ 12.50 บาทต่อกิโลกรัม และปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะเพิ่มขึ้น 1.00 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 8.50 บาทต่อกิโลกรัม เป็นอยู่ที่ 9.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 3 ธันวาคม 2557

3. เมื่อวันที่ 30 มกราคม 2558 กบง. มีมติเห็นชอบการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ส่วนบุคคลขึ้นในอัตรา 0.50 บาทต่อกิโลกรัมจากเดิม 12.50 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.00 บาทต่อกิโลกรัม และปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะขึ้นในอัตรา 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 9.50 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.00 บาทต่อกิโลกรัม โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 31 มกราคม 2558

4. สถานการณ์ NGV ณ สิ้นเดือนกรกฎาคม 2558 ปริมาณการจำหน่ายก๊าซฯ 8,649 ตันต่อวัน (หรือประมาณ 311 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) มีสถานีบริการ NGV จำนวน 499 สถานี แบ่งเป็นสถานีแม่ 20 สถานี สถานีลูก 479 สถานี ครอ+บคลุม 54 จังหวัด และมีจำนวนรถ NGV สะสม 470,142 คัน แบ่งเป็น รถเบนซิน 259,391 คัน รถดีเซล 45,893 คัน และรถ OEM 164,858 คัน

5. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกที่ปรับลดลงตั้งแต่ช่วงครึ่งหลังของปี 2557 ส่งผลให้ราคา ก๊าซธรรมชาติมีแนวโน้มที่จะลดลงตามไปด้วย สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จึงได้ประมาณการราคาก๊าซ NGV รายเดือนในปี 2558 ดังนี้

* หมายเหตุ : ต้นทุนราคาก๊าซฯ ประกอบด้วย ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) ค่าใช้จ่าย ในการจัดหาและค้าส่ง และค่าบริการส่งก๊าซทางท่อ

6. เนื่องจากราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่จำหน่ายอยู่ในปัจจุบันยังคงต่ำกว่าราคาต้นทุนของก๊าซ NGV ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ดังนี้ ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ส่วนบุคคลขึ้นในอัตรา 0.50 หรือ 1.00 บาทต่อกิโลกรัมจากเดิม 13.00 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.50 หรือ 14.00 บาทต่อกิโลกรัม โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 8 กันยายน 2558 ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะขึ้น โดยให้ส่วนต่างระหว่างราคาขายปลีกรถยนต์ส่วนบุคคลกับรถโดยสารสาธารณะอยู่ที่ 3 บาทต่อกิโลกรัม โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 8 กันยายน 2558 หรือ ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะอยู่ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม

มติของที่ประชุม

เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ส่วนบุคคลขึ้น 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.00 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.50 บาทต่อกิโลกรัม และให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะอยู่ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 8 กันยายน 2558 เป็นต้นไป

เรื่อง แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เรื่อง แผนระบบรับ-ส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการลงทุนในระยะที่ 1 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Natural Gas Pipeline Network จำนวน 3 โครงการ วงเงินลงทุนประมาณ 13,900 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการ และ (2) เห็นชอบในหลักการสำหรับการลงทุนในระยะที่ 2 และ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปดำเนินการศึกษารายละเอียดตามข้อเสนอแนะของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และให้นำผลการศึกษาเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนนำเสนอต่อ กพช. เพื่อทราบต่อไป

2. ประมาณการความต้องการก๊าซฯและการจัดหาก๊าซฯ ในระยะยาว (ปี 2558 - 2579) ของประเทศไทย พบว่าความต้องการใช้ก๊าซฯจะเพิ่มขึ้น ในระยะ 5 ปีข้างหน้า (พ.ศ. 2558 – 2562) ส่วนในระยะยาว (พ.ศ. 2563 - 2579) ความต้องการใช้ก๊าซฯจะลดลง แต่หากว่าแผน PDP 2015 ที่กำหนดให้มีโรงไฟฟ้าถ่านหิน ไม่สามารถดำเนินการได้ รวมทั้ง แผนพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan : AEDP) และแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Development Plan : EEDP) ไม่เป็นไปตามเป้าหมาย จะส่งผลให้ความต้องการใช้ก๊าซฯเพื่อเป็นเชื้อเพลิงทดแทนในระยะยาวเพิ่มขึ้น ทั้งนี้ การจัดหาก๊าซฯของประเทศมาจาก 3 ส่วนคือ (1) แหล่งภายในประเทศ (บนบกและในทะเล) รวมถึงพื้นที่พัฒนาร่วมระหว่างประเทศ ซึ่งมีปริมาณจำกัดและลดลงตามอายุการผลิต (2) การนำเข้าทางท่อก๊าซฯจากประเทศเมียนมาร์ซึ่งมีนโยบายที่จะไม่ส่งก๊าซฯเพิ่มเติมให้ประเทศไทย และ (3) การนำเข้าในรูปก๊าซธรรมชาติเหลว

3. การประชุมหารือหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) มีผลสรุปว่า การดำเนินโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกเส้นที่ 5 จากระยองไปยังระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติไทรน้อย – โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ/พระนครใต้ ขอให้ลดขนาดท่อลงจากขนาด 48 นิ้ว เป็น 42 นิ้ว กำหนดแล้วเสร็จปี 2564 และโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก จากสถานีควบคุมความดันก๊าซธรรมชาติราชบุรี - วังน้อยที่ 6 (RA#6) ไปยัง จ.ราชบุรี ขนาด 30 นิ้ว กำหนดแล้วเสร็จปี 2564 โดยโครงการทั้ง 2 ขอให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการ นอกจากนี้ กฟผ. ได้มีการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการ FSRU สำหรับจัดส่งก๊าซฯ ให้แก่โรงไฟฟ้าพระนครใต้ และโรงไฟฟ้าบางปะกง และหากผลการศึกษาเสร็จเรียบร้อยแล้ว ขอให้เสนอ สนพ. และ สกพ. เพื่อพิจารณา เนื่องจากโครงการ ของ กฟผ. ดังกล่าวกระทบต่อการลงทุนในระยะที่ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติและโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง (ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี) เพื่อรองรับการจัดหา LNG ในปริมาณที่มากกว่า 10 ล้านตันต่อปี จึงขอให้ชะลอการดำเนินการออกไปเพื่อรอผลการศึกษาจาก กฟผ. ซึ่งหากความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติมีการเปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็วและส่งผลให้ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ ปตท. ก็สามารถทบทวนรายละเอียดและกำหนดเวลาแล้วเสร็จของโครงการขึ้นใหม่ สำหรับโครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่ อ.จะนะ จ.สงขลา) กำหนดแล้วเสร็จในปี 2567 และโครงการ LNG receiving terminal แห่งใหม่ ควรให้ใช้วิธีการเปิดประมูลหาผู้ดำเนินโครงการเช่นเดียวกับการประมูลโรงไฟฟ้า IPP

4. ปตท. ได้มีการปรับปรุงโครงการฯ ตามความเห็นของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการในระยะยาว ดังต่อไปนี้

(1) โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซฯในระยะที่ 2 (ช่วงปี 2558 - 2564) จำนวน 2 โครงการ วงเงินลงทุน เดิม 117,100 ล้านบาท มีการลดวงเงินลงทุนเหลือ 110,100 ล้านบาท และกำหนดแล้วเสร็จปี 2564คือ (1) โครงการระบบท่อส่งก๊าซฯ บนบกเส้นที่ 5 จากระยอง ไปยัง ระบบท่อส่งก๊าซฯไทรน้อย – โรงไฟฟ้า พระนครเหนือ/พระนครใต้ ได้มีการลดขนาดท่อจาก 48 นิ้ว เหลือ 42 นิ้ว สามารถลดเงินลงทุนจาก 103,500 ล้านบาท เหลือเงินลงทุน 96,500 ล้านบาท และ(2) โครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ บนบก จากสถานีควบคุมความดันก๊าซฯ ราชบุรี-วังน้อย ที่ 6 (RA#6) ไปยัง จ.ราชบุรี เงินลงทุน 13,600 ล้านบาท(2) โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซฯในระยะที่ 3 (ช่วงปี 2564 - 2570) จำนวน 2 โครงการ วงเงินการลงทุนรวม 12,000 ล้านบาท มีการเปลี่ยนแปลงเวลาดำเนินโครงการ คือ (1) โครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซฯ (Compressor) บนระบบท่อส่งก๊าซฯ ราชบุรี-วังน้อย เงินลงทุน 5,500 ล้านบาท เลื่อนกำหนดเวลาแล้วเสร็จจากปี 2564 เป็นปี 2574 และ (2) โครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซฯ (Compressor) กลางทางบนระบบท่อส่งก๊าซฯบนบกเส้นที่ 5 (Onshore #5 Midline Compressor) เงินลงทุน 6,500 ล้านบาท เลื่อนกำหนดเวลาแล้วเสร็จจากปี 2564 เป็นปี 2570(3) โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว(LNG Receiving Facilities) จำนวน 2 โครงการ วงเงินการลงทุนรวม 65,500 ล้านบาท คือ (1) โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง เงินลงทุน 38,500 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2565 และ (2) โครงการ Floating Storage and Regasification Unit : FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่ อ.จะนะ จ.สงขลา) เงินลงทุน 27,000 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2567ทั้งนี้ ปตท.จะดำเนินการติดตามแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซฯในอนาคตอย่างใกล้ชิด และหากพบว่าความต้องการใช้ก๊าซฯมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ ปตท.จะทำการปรับปรุงรายละเอียดโครงการและกำหนดแล้วเสร็จของโครงการในส่วนของผลการศึกษาเพิ่มเติมตามข้อเสนอของ กกพ. การเปรียบเทียบต้นทุนของราคาก๊าซธรรมชาติ จากการนำเข้าจากเมียนมาร์ในรูปแบบของ LNG ผ่านทางโครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ในเมียนมาร์ กับโครงการระบบท่อส่งก๊าซฯบนบกจากฝั่งตะวันออกไปยังฝั่งตะวันตก (โครงการระบบท่อส่งก๊าซฯ จากสถานีควบคุมความดัน ราชบุรี-วังน้อย ที่ 6 (RA#6) และ โครงการสถานีเพิ่มความดันในระบบท่อส่งก๊าซฯ ราชบุรี - วังน้อย รวมถึง โครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซฯระหว่างเส้นทางของท่อส่งก๊าซฯ บนบกเส้นที่ 5 (Onshore #5 Midline Compressor)) พบว่าอัตราค่าบริการทั้ง 2 ส่วน อยู่ในอัตราที่ใกล้เคียงกันการนำเข้าจากเมียนมาร์ในรูปแบบของ LNG มีอัตราค่าบริการรวมประมาณ 61.08 บาทต่อล้านบีทียู (เป็นการศึกษาอัตราค่าบริการในเบื้องต้น ทั้งนี้ยังไม่รวมภาษีอื่นๆ ที่ประเทศเมียนมาร์อาจจะมีการเรียกเก็บเพิ่มเติม) ในขณะที่การดำเนินโครงการระบบท่อส่งก๊าซฯบนบกจากฝั่งตะวันออกไปยังฝั่งตะวันตก นั้นมีอัตราค่าบริการรวมประมาณ 60.92 บาทต่อล้านบีทียู ซึ่งเป็นโครงการที่เหมาะสมกว่า

5. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีความเห็นว่าควรให้การสนับสนุนแผนฯ ดังกล่าว เนื่องจากสามารถช่วยเสริมสร้างความมั่นคงของระบบโครงข่ายพลังงานของประเทศในระยะยาว ตลอดจนช่วยให้เกิดการบริหารจัดการคุณภาพก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันออกและตะวันตกให้มีประสิทธิภาพมากขึ้น แม้จะมีการปรับเลื่อนกำหนดแล้วเสร็จของโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติราชบุรี - วังน้อย และโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติกลางทางบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกเส้นที่ 5 ออกไปก็ตาม แต่ระบบยังคงมีความยืดหยุ่นและสามารถรองรับกับปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศที่เพิ่มขึ้นในอนาคตได้ ทั้งนี้ วงเงินลงทุนรวมของแผนฯ ที่ลดลงจากแผนฯ เดิม ทำให้การปรับเพิ่มของอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อในอนาคตลดลง และส่งผลต่ออัตราค่าไฟฟ้าในอนาคตลดลงตามไปด้วย อย่างไรก็ตาม สำหรับโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง ที่จะมอบให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินโครงการนั้น ปตท. จะต้องเปิดให้บุคคลที่สาม สามารถใช้หรือเชื่อมต่อสถานี LNG (Third Party Access: TPA) เต็มรูปแบบ นอกจากนี้ การพิจารณาเลือกที่ตั้งของสถานี LNG ในอนาคตควรมีการพิจารณาสถานที่ตั้งในพื้นที่อื่น เพื่อให้เกิดการกระจายตัวของแหล่งพลังงาน ลดความเสี่ยงด้านภูมิศาสตร์ และเพื่อความมั่นคงด้านพลังงานด้วย

6. จากผลการศึกษาและผลการประชุมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง จึงมีประเด็นที่เสนอเพื่อขอความเห็นชอบ ดังนี้

6.1 ขอความเห็นชอบให้ดำเนินโครงการในการลงทุนในระยะที่ 2 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) จำนวน 2 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 110,100 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินโครงการ6.2 ขอความเห็นชอบให้ดำเนินโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง ของ โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) (ส่วนที่ 2) ในวงเงินลงทุนรวม 38,500 ล้านบาท โดยมอบหมายให้บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) เป็นผู้ดำเนินโครงการ6.3 ขอความเห็นชอบกรอบโครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่ อ.จะนะ จ.สงขลา) ของโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) (ส่วนที่ 2) ในวงเงินลงทุนรวม 27,000 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ สนพ. และ กกพ. ร่วมกันศึกษา จัดทำและดำเนินการออกระเบียบและหลักเกณฑ์ในการจัดหาผู้ดำเนินโครงการ FSRU และออกประกาศเชิญชวนต่อไป ทั้งนี้ให้เสนอผลการคัดเลือกผู้ดำเนินโครงการ FSRU ต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป6.4 มอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการศึกษาความเป็นไปได้ในการดำเนินโครงการ FSRU สำหรับจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าพระนครใต้และโรงไฟฟ้าบางปะกง โดยเมื่อดำเนินการศึกษาแล้วเสร็จ ให้นำผลการศึกษาเสนอต่อ สนพ. และ กกพ. เพื่อพิจารณาเปรียบเทียบกับโครงการตามที่ระบุอยู่ในแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง เพื่อพิจารณาดำเนินโครงการที่มีความเหมาะสมและเป็นประโยชน์สูงสุดต่อประเทศในภาพรวมก่อนนำเสนอต่อ กบง. และ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป6.5 ขอความเห็นชอบกรอบโครงการในการลงทุนในระยะที่ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปดำเนินการติดตามแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในอนาคตอย่างใกล้ชิด ทั้งนี้หากพบว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ ให้ ปตท. ดำเนินการทบทวนรายละเอียดโครงการและกำหนดแล้วเสร็จโครงการใหม่อีกครั้ง เพื่อให้สามารถรองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ รวมถึงเพื่อให้การลงทุนมีประสิทธิภาพและเกิดประโยชน์แก่ประเทศสูงสุด ทั้งนี้ เมื่อ ปตท. ดำเนินการศึกษาแล้วเสร็จให้นำเสนอผลการศึกษานำเสนอต่อ สนพ. ต่อไป

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบโครงการลงทุนในส่วนที่ 1 ระยะที่ 2 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Natural Gas Pipeline Network) โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เป็นผู้ดำเนินการโครงการ จำนวน 2 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 110,100 ล้านบาท ให้เข้าระบบภายในปี 2564

2. เห็นชอบให้เลื่อนโครงการลงทุนในระยะที่ 3 ออกไป 6 - 10 ปี สำหรับโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ จำนวน 2 โครงการ (ส่วนที่ 1 ระยะที่ 3) วงเงินลงทุนรวม 12,000 ล้านบาท โดยให้มีการติดตามและประเมินความจำเป็นของโครงการเป็นระยะๆ

3. ในส่วนของการลงทุนโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) (ส่วนที่ 2) จำนวน 2 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 65,500 ล้านบาท มอบหมายให้กระทรวงพลังงานโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ร่วมกับคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ไปศึกษาเพิ่มเติมโดยให้คำนึงถึงแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในอนาคตอย่างใกล้ชิด แล้วนำกลับมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานและคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติอีกครั้ง

มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2558 (ครั้งที่ 7)
วันศุกร์ที่ 30 มกราคม พ.ศ. 2558 เวลา 11.00 น.

1. การปรับราคาก๊าซ NGV

2. แนวทางการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญา

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน นายณรงค์ชัย อัครเศรณี เป็นประธานที่ประชุม 
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน นายชวลิต พิชาลัย เป็นกรรมการและเลขานุการ

เรื่อง การปรับราคาก๊าซ NGV

สรุปสาระสำคัญ

1. คำแถลงนโยบายของคณะรัฐมนตรี พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา นายกรัฐมนตรี แถลงต่อสภานิติบัญญัติแห่งชาติ ในข้อ 6.9 ปฏิรูปโครงสร้างราคาเชื้อเพลิงประเภทต่างๆ ให้สอดคล้องกับต้นทุนและให้มี ภาระภาษีที่เหมาะสมระหว่างน้ำมันต่างชนิดและผู้ใช้ต่างประเภท เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ของประเทศและให้ผู้บริโภคระมัดระวังที่จะไม่ใช้อย่างฟุ่มเฟือย

2. คณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) มีมติให้ปรับโครงสร้างราคาก๊าซ NGV โดยมีเป้าหมายให้ราคาขายปลีกเป็นไปตามกลไกตลาด ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ NGV สำหรับรถส่วนบุคคล จากเดิม 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ปรับขึ้น 1 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 11.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2557 และ (2) ให้คงราคาก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะอยู่ที่ 8.50 บาทต่อกิโลกรัม

3. กบง. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2557 มีมติเห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ดังนี้ (1) ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ส่วนบุคคลขึ้น 1.00 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมอยู่ที่ 10.50 บาท ต่อกิโลกรัม มาอยู่ที่ 11.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2557 (2) ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะที่ 8.50 บาทต่อกิโลกรัม และ (3) ขอความร่วมมือให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ขยายสถานีบริการและร่วมลงทุนขยายท่อส่งก๊าซ เพื่อให้การบริการทั่วถึงทุกภูมิภาค และต่อมาเมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2557 ได้มติเห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV อีกครั้ง ดังนี้ (1) สำหรับรถยนต์ ส่วนบุคคล เพิ่มขึ้น 1.00 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมอยู่ที่ 11.50 บาทต่อกิโลกรัม เป็นอยู่ที่ 12.50 บาทต่อกิโลกรัม และ (2) ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะเพิ่มขึ้น 1.00 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมอยู่ที่ 8.50 บาทต่อกิโลกรัม เป็นอยู่ที่ 9.50 บาทต่อกิโลกรัม

4. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกที่ปรับลดลงตั้งแต่ช่วงครึ่งหลังของปี 2557 ส่งผลให้ราคา ก๊าซธรรมชาติมีแนวโน้มที่จะลดลงตามไปด้วย ทั้งนี้ สนพ. คาดว่าราคาน้ำมันดิบเฉลี่ยในปี 2558 จะมีค่าเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 40 – 50 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล จึงได้ประมาณการราคาก๊าซ NGV รายเดือนสำหรับปี 2558 แบ่งเป็น 2 กรณี ดังนี้ (1) กรณีราคาน้ำมันดิบเฉลี่ยปี 2558 อยู่ที่ 40 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล จะทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ NGV เฉลี่ยปี 2558 อยู่ที่ 14.56 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งประกอบด้วย ราคาเฉลี่ยของต้นทุนราคาก๊าซฯ และค่าใช้จ่ายดำเนินการอยู่ที่ 9.87 และ 3.74 บาทต่อกิโลกรัม และค่าภาษีมูลค่าเพิ่มอีกร้อยละ 7 และ (2) กรณีราคาน้ำมันดิบเฉลี่ยปี 2558 อยู่ที่ 50 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล จะทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ NGV เฉลี่ย ปี 2558 อยู่ที่ 14.87 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งประกอบด้วย ราคาเฉลี่ยของต้นทุนราคาก๊าซฯ และค่าใช้จ่ายดำเนินการอยู่ที่ 10.16 และ 3.74 บาทต่อกิโลกรัม และค่าภาษีมูลค่าเพิ่มอีกร้อยละ 7

5. เนื่องจากราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่จำหน่ายอยู่ในปัจจุบันยังคงต่ำกว่าต้นทุนของก๊าซ NGV จึงเห็นควรให้มีการทยอยปรับราคาเพื่อให้สอดคล้องกับต้นทุนก๊าซ NGV มากขึ้น โดยปรับราคาขายปลีก ก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ส่วนบุคคลขึ้น 0.50 บาทต่อกิโลกรัมจากเดิม 12.50 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.00 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 31 มกราคม 2558 และปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะขึ้น 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 9.50 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.00 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 31 มกราคม 2558 เป็นต้นไป

มติของที่ประชุม

เห็นชอบปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ส่วนบุคคลขึ้นในอัตรา 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 12.50 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.00 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 31 มกราคม 2558 และปรับราคา ขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะขึ้นในอัตรา 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 9.50 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.00 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 31 มกราคม 2558

เรื่อง แนวทางการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญา

สรุปสาระสำคัญ

1. รัฐบาลได้มีนโยบายในการส่งเสริมให้เอกชนเข้ามามีบทบาทในการผลิตไฟฟ้าตั้งแต่ปี พ.ศ. 2535 และคณะรัฐมนตรีได้มีมติให้ความเห็นชอบระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก เพื่อให้ กฟผ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบกากหรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิงหรือการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบผลิตพลังงานร่วม (Cogeneration) ซึ่งการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP จะเป็นการเพิ่มความมั่นคงในการจัดหาไฟฟ้าของประเทศ และเป็นการแบ่งเบาภาระการลงทุนของภาครัฐในระบบผลิตและระบบจำหน่าย ดังนั้นจึงได้มีการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration เรื่อยมาจนถึงปัจจุบัน

2. จากการดำเนินการตามนโยบายการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ที่ผ่านมา พบว่า มีผู้ผลิตไฟฟ้าที่ขายไฟฟ้าให้กับ กฟผ. ด้วยสัญญา Firm ระบบ Cogeneration จำนวนทั้งสิ้น 82 โครงการ คิดเป็นปริมาณไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญา (Contracted Capacity) รวมทั้งสิ้น 6,901 เมกะวัตต์ และพบว่ามีอุปสรรคและปัญหาจากการดำเนินการ ดังนื้ (1) SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มที่รับซื้อในรอบก่อนปี 2550 จำนวนทั้งสิ้น 25 โครงการ ปริมาณเสนอขายตามสัญญา 1,787 เมกะวัตต์ กำลังจะเริ่มทยอยสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560-2568 จึงจำเป็นต้องมีการกำหนดแนวทางการดำเนินการที่ชัดเจนกับ SPP กลุ่มดังกล่าว (2) พื้นที่นิคมอุตสาหกรรมมีความจำเป็นต้องการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำอย่างต่อเนื่อง หากสัญญา SPP ระบบ Cogeneration ดังกล่าว สิ้นสุดอายุลงอาจส่งผลกระทบต่อภาพรวมการลงทุนของประเทศได้ ดังนั้น กระทรวงพลังงาน จึงเสนอแนวทางในการส่งเสริม SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาให้สามารถดำเนินการผลิตได้อย่างต่อเนื่อง เพื่อให้เกิดความมั่นคงด้านพลังงานในภาคอุตสาหกรรมต่อไป

3. หลักการพิจารณาดำเนินการกับ SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560-2568 ควรพิจารณาดำเนินการกับ SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560-2568 ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าที่เป็นเทคโนโลยีเก่าและมีประสิทธิภาพต่ำควรเจรจาปรับปรุงอัตรารับซื้อไฟฟ้าใหม่ เนื่องจากผู้ประกอบการได้รับผลตอบแทนในส่วนของการลงทุนคืนแล้วทั้งหมด ดังนั้น ราคารับซื้อไฟฟ้าควรสะท้อนต้นทุนที่จากการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น (2) ในกรณีที่มีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ควรส่งเสริมให้เกิดการผลิตไฟฟ้ารูปแบบกระจายศูนย์ (Distributed Generation) เพื่อลดความสูญเสียการส่งพลังงานไฟฟ้าในระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อให้การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วย SPP ระบบ Cogeneration เกิดประโยชน์สูงสุด โดยกำหนดให้โรงไฟฟ้า ที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรมมีการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำหรือน้ำเย็นปริมาณมากเท่านั้น รวมทั้งกำหนดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบไม่ให้มากเกินความจำเป็น โดยกำหนดปริมาณการขายไฟฟ้าลงให้น้อยที่สุด และให้สอดคล้องกับความต้องการไฟฟ้าและไอน้ำของลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรม และควรมีระเบียบที่มีความรัดกุมสามารถกำกับดูแลโรงไฟฟ้าให้ดำเนินการผลิตไฟฟ้าและ ไอน้ำเป็นไปตามวัตถุประสงค์

4. กระทรวงพลังงานขอเสนอแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญา ภายในปี 2560 – 2568 โดยแบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม ดังนี้ (1) กลุ่มที่ 1 คือ กลุ่มที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561 เห็นควรให้ได้รับการต่ออายุสัญญาเดิมออกไปอีก 3 - 5 ปี โดยรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือ จากการขายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมเข้าสู่ระบบของ กฟผ. ในปริมาณที่น้อยสุด และเมื่อสิ้นสุดการขยายสัญญาแล้ว ให้ดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ในลักษณะเดียวกับกลุ่มที่ 2 และ (2) กลุ่มที่ 2 คือ กลุ่มที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 เห็นควรให้ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียง เฉพาะโรงไฟฟ้าที่มีสถานที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม หรือกลุ่มโรงงานขนาดใหญ่ที่มีการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำหรือน้ำเย็นปริมาณมากเท่านั้น โดยโรงไฟฟ้าใหม่จะต้องมีขนาดกำลังการผลิตเหมาะสมกับปริมาณความต้องการใช้ไอน้ำของลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรม และรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมเข้าสู่ระบบของ กฟผ. ในปริมาณที่น้อยสุด ด้วยสัญญาที่เหมาะสมและเป็นธรรม

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบหลักการและแนวทางการดำเนินการกับ SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอในข้อ 3 และ ข้อ 4 และให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป

2. เห็นชอบให้เสนอ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กบง. รับมาพิจารณาดำเนินการในรายละเอียดเพื่อให้เกิดผลทางปฏิบัติต่อไป