คณะกรรมการและอนุกรรมการ (2552)
Children categories
กพช. ครั้งที่ 13 วันจันทร์ที่ 31 กรกฎาคม พ.ศ. 2560
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2560 (ครั้งที่ 13)
เมื่อวันจันทร์ที่ 31 กรกฎาคม พ.ศ. 2560 เวลา 14.00 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1. สถานการณ์พลังงาน 6 เดือนแรกของปี 2560 และแนวโน้มปี 2560
2. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3. รายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2559
4. รายงานผลการดำเนินคดีปกครองที่เกี่ยวกับคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
5. รายงานผลการศึกษาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว
6. แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ
7. การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เต็มรูปแบบ
8. มาตรการช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยด้านพลังงาน
9. อัตราค่าไฟฟ้าชั่วคราวสำหรับยานยนต์ไฟฟ้า
10. ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ไปยังมาเลเซียผ่านระบบส่งไฟฟ้าของไทย (LTM-PIP)
11. ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.)
12. การแต่งตั้งกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิในคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงาน 6 เดือนแรกของปี 2560 และแนวโน้มปี 2560
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. สถานการณ์พลังงาน 6 เดือนแรกของปี 2560 มีภาพรวมการใช้พลังงานขั้นต้นเพิ่มขึ้นร้อยละ 8.2 เมื่อเทียบกับช่วงเดียวกันของปีก่อน สอดคล้องกับอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจของไทย (GDP) ไตรมาสแรกขยายตัวร้อยละ 3.3 ทั้งนี้ การนำเข้าพลังงานขั้นต้นสุทธิคิดเป็นร้อยละ 46 ของการใช้พลังงานขั้นต้น โดยมีมูลค่าการนำเข้าพลังงาน 475 พันล้านบาท เพิ่มขึ้นร้อยละ 32.5 สรุปการใช้พลังงานแต่ละชนิด ดังนี้ (1) น้ำมันดีเซลมีการใช้เฉลี่ยอยู่ที่ 65.4 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.2 จากช่วงเดียวกันของปีก่อน จากความต้องการใช้ในการขนส่งสินค้าเกษตร (2) น้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล มีการใช้เฉลี่ยอยู่ที่ 29.8 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.3 จากช่วงเดียวกันของปีก่อน จากการใช้น้ำมันกลุ่มแก๊สโซฮอล 95 เพิ่มขึ้น โดยเฉพาะในภาคขนส่ง เนื่องจากปริมาณรถยนต์ที่เพิ่มมากขึ้น ประกอบกับราคาขายปลีกในประเทศที่ยังคงอยู่ในระดับที่ไม่สูงมาก อีกทั้งผู้ใช้รถยนต์ LPG และ NGV เปลี่ยนมาใช้น้ำมันทดแทนเนื่องจากราคาถูกและมีความสะดวกด้านสถานีบริการ (3) น้ำมันเครื่องบิน มีการใช้เฉลี่ยอยู่ที่ 18.6 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.9 จากช่วงเดียวกันของปีก่อน ตามการขยายตัวของภาคการท่องเที่ยว (4) LPG การใช้อยู่ที่ระดับ 3,055 พันตัน เพิ่มขึ้นจากช่วงเดียวกันของปีก่อนร้อยละ 1.4 โดยภาคครัวเรือนมีสัดส่วนการใช้สูงสุดร้อยละ 34 มีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.9 รองลงมาคือการใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีร้อยละ 32 มีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 12.0 และภาคอุตสาหกรรม มีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.9 ในส่วนภาคขนส่งลดลงร้อยละ 9.6 จากการปรับลดลงของราคาขายปลีกน้ำมันส่งผลให้ผู้ใช้รถยนต์ LPG บางส่วนเปลี่ยนไปใช้น้ำมันทดแทน (5) การใช้ไฟฟ้า ในช่วง 6 เดือนแรก อยู่ที่ 92,280 ล้านหน่วย เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.8 จากช่วงเดียวกันของปีก่อน ในเกือบทุกสาขาเศรษฐกิจ ยกเว้นบ้านอยู่อาศัยและภาคธุรกิจ ส่วนภาคอุตสาหกรรมซึ่งมีสัดส่วนการใช้ไฟฟ้าสูงสุดร้อยละ 48 มีการใช้เพิ่มขึ้นเล็กน้อย ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ของปี 2560 เกิดเมื่อวันที่ 4 พฤษภาคม 2559 เวลา 14.20 น. โดยในระบบของ 3 การไฟฟ้า อยู่ที่ 30,303.4 เมกะวัตต์ ลดลงร้อยละ 2.2 Peak ในระบบของการไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) อยู่ที่ 28,578.4 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ Peak ปีนี้ลดลงตามอุณหภูมิที่ลดลง เนื่องจากสภาพอากาศที่มีลมมรสุมพัดผ่านทำให้มีฝนตกเร็วกว่าฤดูกาล ประกอบได้รับความร่วมมือจากภาคประชาชนตามมาตรการรณรงค์ลดการใช้พลังงานของกระทรวงพลังงาน สำหรับการผลิตไฟฟ้าในช่วง 6 เดือนแรกของปี 2560 อยู่ที่ 99,946 ล้านหน่วย ลดลงร้อยละ 0.5 จากช่วงเดียวกันของปีก่อน โดยเชื้อเพลิงที่ใช้ผลิตไฟฟ้าสูงสุด ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ คิดเป็นร้อยละ 60 การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (รวมพลังงานน้ำ) คิดเป็นร้อยละ 11 ทั้งนี้ การที่การผลิตไฟฟ้าลดลง คาดว่าส่วนหนึ่งมาจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่ผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองหรือจำหน่ายลูกค้าตรงโดยไม่ผ่านระบบของการไฟฟ้า (Independent Power Supply: IPS) เพิ่มมากขึ้น
2. แนวโน้มพลังงานปี 2560 โดยสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) คาดว่าเศรษฐกิจไทยในปี 2560 จะขยายตัวร้อยละ 3.3 - 3.8 ราคาน้ำมันดิบดูไบ อยู่ในช่วง 47 - 57 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และอัตราแลกเปลี่ยนอยู่ในช่วง 35 - 36 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ คาดการณ์ว่าการใช้พลังงานขั้นต้นจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 8.0 ตามภาวะเศรษฐกิจที่ขยายตัว ดังนี้ (1) การใช้น้ำมันสำเร็จรูปเพิ่มขึ้น ร้อยละ 1.8 โดยน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.2 เบนซินและแก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.2 จากราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกที่คาดว่าจะยังคงอยู่ในระดับที่ไม่สูงมาก การใช้น้ำมันเครื่องบินคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.8 ตามแนวโน้มการขยายตัวของภาคการท่องเที่ยว ส่วนการใช้น้ำมันเตาคาดว่าจะลงลงร้อยละ 8.1 เมื่อเทียบกับฐาน ที่สูงในปี 2559 ในขณะที่การใช้ LPG ที่ไม่รวมการใช้ใน Feed stocks ของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี คาดว่าจะลดลงร้อยละ 2.0 (2) การใช้ก๊าซธรรมชาติ ปี 2560 คาดว่าจะลดลงจากปี 2559 เล็กน้อยร้อยละ 0.4 จากการใช้ที่ลดลงในภาคขนส่งและภาคการผลิตไฟฟ้า โดยในภาคขนส่งลดลงเนื่องจากผู้ใช้ NGV บางส่วนเปลี่ยนกลับไปใช้น้ำมันเป็นเชื้อเพลิง ในขณะที่ภาคการผลิตไฟฟ้าลดลงเนื่องจากได้ปรับโรงไฟฟ้าบางปะกง หน่วยที่ 3 ของ กฟผ. ขนาด 314 เมกะวัตต์ ไปเป็นโรงไฟฟ้าประเภทสำรองฉุกเฉิน และ (3) การใช้ไฟฟ้า คาดว่าจะอยู่ที่ 186,484 ล้านหน่วย เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.0 เมื่อเทียบกับปี 2559 ตามการขยายตัวของเศรษฐกิจที่คาดว่าจะปรับตัวดีขึ้น
3. ในช่วงวันที่ 24 มิถุนายน - 11 กรกฎาคม 2560 ได้เกิดเหตุขัดข้องบริเวณปล่องเผาก๊าซทิ้ง (Flare Gas Tip) ของระบบส่งจ่ายก๊าซธรรมชาติจากแหล่งพัฒนาร่วมไทย - มาเลเซีย หรือแหล่ง JDA-A18 ส่งผลให้ ก๊าซธรรมชาติหายไปจากระบบ 440 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ซึ่งต้องใช้สำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ 180 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน NGV ภาคใต้ 5 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และส่งเข้าระบบส่งก๊าซตะวันออก 255 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยส่งผลกระทบดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 2 กำลังการผลิต 766 เมกะวัตต์ ต้องหยุดการเดินเครื่อง ซึ่ง กฟผ. ได้ปรับมาใช้น้ำมันดีเซลปริมาณ 19.5 ล้านลิตร เดินเครื่องโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 และใช้น้ำมันเตาปริมาณ 14 ล้านลิตร เดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่ และรับซื้อไฟฟ้าจากมาเลเซีย 3.2 ล้านหน่วย (ราคาประมาณ 3.27 บาทต่อหน่วย) รวมทั้งรับไฟฟ้าจากภาคกลางเข้ามาเสริม โดยความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดของภาคใต้เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 เกิดขึ้นเวลา 19.27 น. อยู่ที่ระดับ 2,436.3 เมกะวัตต์ ในขณะที่กำลังการผลิตอยู่ที่ 2,254 เมกะวัตต์ (2) สถานีบริการ NGV ในพื้นที่ภาคใต้หยุดให้บริการ 6 สถานี จาก 16 สถานี โดยใช้ ก๊าซธรรมชาติที่เก็บไว้ใน Stock และขนส่ง NGV จากภาคกลางมาเสริมเพื่อรองรับความต้องการในพื้นที่ภาคใต้ และ (3) กรณีระบบส่งก๊าซตะวันออก บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้เรียกรับก๊าซธรรมชาติจากผู้ผลิตรายอื่น เต็มความสามารถ และเพิ่มการจ่าย LNG เข้าระบบเพื่อรองรับความต้องการของลูกค้า ทั้งนี้ ปตท. ได้ดำเนินการแก้ไขเหตุขัดข้องดังกล่าวและสามารถเริ่มส่งก๊าซธรรมชาติให้โรงไฟฟ้าจะนะได้ตั้งแต่วันที่ 11 กรกฎาคม 2560 ซึ่งเร็วกว่ากำหนดเดิมที่กำหนดไว้วันที่ 12 กรกฎาคม 2560
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือนมิถุนายน 2560 ภาครัฐมีภาระผูกพันทั้งสิ้น 9,243 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น เชื้อเพลิงขยะ 428 เมกะวัตต์ ชีวมวล 3,627 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 438 เมกะวัตต์ พลังน้ำขนาดเล็ก 48 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,581 เมกะวัตต์ แสงอาทิตย์ 3,024 เมกะวัตต์ และอื่นๆ (เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) 97 เมกะวัตต์ โดยการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทั้งหมดคิดเป็นร้อยละ 58 ของเป้าหมาย AEDP ปี 2579 ทั้งนี้ ภาระผูกพันที่ภาครัฐได้รับซื้อ จำนวน 9,243 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้ว 7,056 ราย รวม 7,242 เมกะวัตต์ โครงการที่มีสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่าง COD 133 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 1,685 เมกะวัตต์ และโครงการ ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว 39 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 316 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ ยังมีส่วนของโครงการ ที่เอกชนผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อใช้เอง (IPS) อีก 894 เมกะวัตต์ ซึ่งเมื่อรวมกับส่วนที่มีภาระผูกพันข้างต้น จะมีปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนรวมทั้งสิ้น 10,137 เมกะวัตต์
2. สถานะการรับซื้อไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง แบ่งเป็น (1) ขยะ ประกอบด้วย ขยะชุมชน เป็นการรับซื้อแบบ Adder มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 44 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 391 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมาย 109 เมกะวัตต์ สำหรับขยะอุตสาหกรรม เป็นการรับซื้อแบบ Feed-in Tariff (FiT) ลงนามสัญญา ซื้อขายแล้ว 7 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 37 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมาย 13 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 31 ธันวาคม 2562 (2) ชีวมวล มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 242 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 3,627 เมกะวัตต์ และมีโครงการที่เอกชนผลิตเพื่อใช้เอง 25 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 527 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 4,154 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 1,416 เมกะวัตต์ (3) ก๊าซชีวภาพ มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 190 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 438 เมกะวัตต์ เอกชนผลิตเพื่อใช้เอง 20 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 46 เมกะวัตต์ รวมเป็น 484 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 796 เมกะวัตต์ (4) พลังน้ำขนาดเล็ก มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 44 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 48 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 328 เมกะวัตต์ (5) พลังงานลม มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 35 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,581 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 1,421 เมกะวัตต์ (6) พลังงานแสงอาทิตย์ มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 6,662 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 3,024 เมกะวัตต์ ผลิตเพื่อใช้เอง 7 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 14 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 3,038 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 2,962 เมกะวัตต์
3. ความคืบหน้าการดำเนินงานที่สำคัญมีดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ FiT ประเภทก๊าซชีวภาพ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนใต้และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ปัจจุบันเปิดรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมให้ครบ 10 เมกะวัตต์ มีผู้สนใจยื่นคำขอ 6 ราย 4 บริษัท กำลังการผลิตติดตั้งรวม 10.9 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 10.3 เมกะวัตต์ คาดว่าลงนามสัญญาได้ในเดือนมกราคม 2561 (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ ภาคการเกษตร ระยะที่ 1 เมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2560 กบง. เห็นชอบให้ขยาย SCOD ให้กับผู้ผ่านการอุทธรณ์ จำนวน 8 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 33.95 เมกะวัตต์ โดยกำหนด SCOD ภายในเดือนสิงหาคม 2560 อายุสัญญาสิ้นสุดวันที่ 30 ธันวาคม 2584 และปรับลดอัตรา FiT ลงร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย เหลือ 5.377 บาทต่อหน่วย โดยคงเหลืออยู่ระหว่างการพิจารณาอุทธรณ์อีก 3 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 9.5 เมกะวัตต์ (3) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 2 โดยเมื่อวันที่ 28 เมษายน 2560 ได้ประกาศผลผู้ที่ผ่านการจับสลาก 38 ราย (จาก 633 ราย) รวม 171.52 เมกะวัตต์ (เป้าหมาย 219 เมกะวัตต์) แบ่งเป็นสหกรณ์ภาคการเกษตร 27 ราย 119 เมกะวัตต์ หน่วยงานราชการ 11 ราย 52.52 เมกะวัตต์ มีกำหนดลงนามในสัญญาฯ ภายในวันที่ 2 พฤศจิกายน 2560 เพื่อให้ COD ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2561 (4) โครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ SPP Hybrid Firm ระเบียบรับซื้อไฟฟ้าได้ประกาศในราชกิจจาฯ เมื่อวันที่ 6 กรกฎาคม 2560 ปัจจุบันอยู่ระหว่างการร่างประกาศ เป้าหมายรับซื้อ 300 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ภายในปี 2563 และ (5) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ FiT โดยคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 1) ได้มีหนังสือตอบความเห็นกรมส่งเสริมการปกครองส่วนท้องถิ่น มีประเด็นสำคัญคือ การดำเนินการยังเป็นไปตามกฎหมายว่าด้วยการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐตามประกาศของคณะกรรมการนโยบายการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างกำหนดขั้นตอนการรับซื้อเพื่อเตรียมออกประกาศต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2559
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
คณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2560 มีมติรับทราบและเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2557 และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ เมื่อวันที่ 22 พฤษภาคม 2560 โดยในปีงบประมาณ 2559 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินให้ 5 หน่วยงาน ได้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน รวมเป็นเงิน 25,267,782.50 บาท แบ่งเป็น ทุนการศึกษาและทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษ ในวงเงิน 11,534,070 บาท สำหรับการศึกษาระดับปริญญาโทต่างประเทศ 2 ทุน ในประเทศ 8 ทุน ทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษต่างประเทศ 9 ทุน ในประเทศ 26 ทุน ภาษาจีนในประเทศ 1 ทุน และโครงการอบรมภาษาต่างประเทศในประเทศ 1 โครงการ ทุนสำหรับการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนา จำนวน 9 หลักสูตร ในวงเงิน 12,253,712.50 บาท และค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน 640,000 บาท สำหรับเป็นค่าจ้างลูกจ้างชั่วคราว ค่าตอบแทน ค่าใช้สอย และค่าวัสดุสำนักงาน ทั้งนี้ สถานะเงินกองทุน ณ วันที่ 30 กันยายน 2559 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ อยู่ที่ 434.155 ล้านบาท หนี้สินรวมอยู่ที่ 0.037 ล้านบาท ทุนของกองทุนอยู่ที่ 434.117 ล้านบาท และผลการดำเนินงานในปีงบประมาณ 2559 กองทุนฯ มีรายได้รวมจากการดำเนินงาน 9.936 ล้านบาท มีค่าใช้จ่ายรวม 15.768 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนฯ รายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 5.831 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 รายงานผลการดำเนินคดีปกครองที่เกี่ยวกับคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบดังนี้
1. รายงานความคืบหน้าคดีปกครอง เรื่อง การเพิกถอนคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 และการระงับหรือยับยั้งการปฏิบัติหน้าที่ที่เกี่ยวข้องกับการเปิดสัมปทาน รอบที่ 21 โดยนายสมคิด หอมเนตร กับพวกรวม 27 คน ได้ยื่นฟ้องนายกรัฐมนตรี คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) คณะกรรมการกำกับนโยบายด้านรัฐวิสาหกิจ (คนร.) คณะกรรมการบริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) และบริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และอธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ โดยขอให้ศาล มีคำสั่งระงับหรือยกเลิกเพิกถอนคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 และคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 2/2546 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และให้ระงับการปฏิบัติหน้าที่ ที่เกี่ยวข้องกับการเปิดแปลงสัมปทาน รอบที่ 21 ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 13 มิถุนายน 2560 ศาลปกครองกลางได้มี คำพิพากษายกฟ้อง โดยคำพิพากษาสรุปว่า คำสั่งนายกรัฐมนตรีที่จัดตั้งกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เป็นการออกคำสั่งโดยมีกฎหมายให้อำนาจไว้ และออกคำสั่งได้ถูกต้องมาตรา 3 แห่งพระราชกำหนดแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 ส่วนประกาศกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติเกี่ยวกับการเปิดให้ยื่นขอสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียม (รอบที่ 21) จำนวน 29 แปลง เป็นเพียงการคาดว่าแนวเขตพื้นที่ที่ประกาศน่าจะมีศักยภาพปิโตรเลียมเพื่อให้เอกชนผู้สนใจลงทุนได้ทราบ ยังมิได้มีการดำเนินการค้นหาปิโตรเลียม จึงยังไม่มีผลกระทบต่อการที่รัฐจะเสียผลประโยชน์ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2558 กระทรวงพลังงานได้มีประกาศใหม่เพื่อยกเลิกประกาศที่เกี่ยวข้องกับการเปิดแปลงสัมปทาน รอบที่ 21 ดังกล่าวข้างต้นแล้ว
2. รายงานความคืบหน้าคดีเกี่ยวกับโรงไฟฟ้าชีวมวล โดยผู้ประกอบกิจการโรงไฟฟ้าชีวมวล จำนวน 8 รายได้ยื่นฟ้อง กพช. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ต่อศาลปกครอง โดยขอให้ร่วมกันหรือแทนกันชำระค่าเสียหายจากการไม่ได้รับค่าไฟฟ้าอัตรา FiT Premium ตั้งแต่วันที่ 24 มกราคม 2558 จนถึงวันที่ 10 มีนาคม 2559 ให้แก่ผู้ฟ้องคดี พร้อมดอกเบี้ยในอัตราร้อยละ 7.5 ต่อปี นับแต่วันถัดจากวันฟ้องเป็นต้นไปจนกว่าจะชำระเสร็จ และให้โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในระบบ Adder ทุกโครงการ มีสิทธิเช่นเดียวกับโครงการที่เปลี่ยนจากแบบ Adder เป็น FiT ตามประกาศ กกพ. เมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2558 ซึ่งรวมทั้งสิทธิในการเปลี่ยนสัญญาเป็น FiT มีอายุสัญญา 20 ปี ตั้งแต่วันที่ 24 มกราคม 2558 โดยได้รับอัตรา FiT Premium ในช่วง 8 ปีแรกด้วย ทั้งนี้ สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กพช. อยู่ระหว่างจัดทำคำให้การแก้คำฟ้อง และมอบอำนาจให้พนักงานอัยการแก้ต่างคดีแทน กพช.
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานผลการศึกษาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2559 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 โดยเห็นชอบกรอบการลงทุนส่วนที่ 2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) ตามแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง โดยมีมติมอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ร่วมกับ สนพ. กกพ. และ ปตท. ไปศึกษาโครงการ [F-2] : Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา หรือมาบตาพุด จังหวัดระยอง) โครงการ [T-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 3) และ โครงการ [T-4 หรือ F-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 4) หรือ FSRU ที่ประเทศเมียนมา ให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี เพื่อนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. ต่อมา เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ที่เห็นชอบโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา [F-3] ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2570 โดยให้ ปตท. ไปศึกษาในรายละเอียดความจำเป็นของโครงการให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และนำเสนอผลการศึกษาต่อ กบง. ต่อไป
2. ผลการศึกษาโครงการ [F-2] : FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ เพื่อรองรับการจัดหาและจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้โรงไฟฟ้าจะนะของ กฟผ. จากกำหนดการเดินเครื่องและปลดโรงไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1 และชุดที่ 2 มีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติสูงสุดอยู่ที่ 240 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือเทียบเท่า LNG ปริมาณ 1.7 ล้านตันต่อปี พบว่าก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 ที่ส่งก๊าซธรรมชาติให้โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1 และ ชุดที่ 2 จะหมดลงในปี 2570 ดังนั้น จึงจำเป็นต้องนำเข้า LNG มาทดแทน โดยแนวทางในการก่อสร้างโครงสร้างพื้นฐาน [F-2] ที่เหมาะสมที่สุดได้แก่ โครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) เพื่อรองรับการแปรสภาพ LNG ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี สถานที่ตั้งโครงการอยู่ที่บริเวณอ่าวไทยในพื้นที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา ห่างจากฝั่งประมาณ 15 กิโลเมตร โครงการประกอบด้วย 3 ส่วน ได้แก่ (1) ท่าเทียบเรือ FSRU อยู่ห่างจากชายฝั่งประมาณ 15 กิโลเมตร มีระดับน้ำลึกมากกว่า15 เมตร ไม่จำเป็นต้องขุดร่องน้ำ มีรูปแบบเป็น Single Berth Jetty สำหรับให้เรือ FSRU เทียบท่า และเรือขนส่ง LNG จะจอดเทียบกับเรือ FSRU เพื่อขนถ่าย LNG แบบ Side-by-Side (Ship To Ship Transfer) (2) เรือ FSRU ออกแบบให้มีขนาด 263,000 ลูกบาศก์เมตร เพื่อรองรับการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี มีปริมาณกักเก็บ LNG สำรอง 3 วัน และ (3) ท่อส่งก๊าซธรรมชาติจาก FSRU ต้องก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลไปขึ้นฝั่งระยะทางประมาณ 15 กิโลเมตร และวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกระยะทางประมาณ 3 กิโลเมตร เพื่อเชื่อมต่อกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเดิมและส่งต่อไปยังโรงไฟฟ้าจะนะ รวมระยะทางวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติประมาณ 18 กิโลเมตร ทั้งนี้ จำเป็นต้องก่อสร้างกำแพงกันคลื่น (Breakwater) ยาวประมาณ 600 เมตร ประมาณการเงินลงทุนรวม 740 ล้านเหรียญสหรัฐฯ (ประมาณ 26,270 ล้านบาท ที่อัตราแลกเปลี่ยน 35.5 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ) กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2571
3. ผลการศึกษาโครงการ [F-3] : FSRU ในประเทศเมียนมา เพื่อจัดหาก๊าซธรรมชาติทดแทนแหล่งก๊าซธรรมชาติที่นำเข้าจากประเทศเมียนมาที่มีปริมาณลดลง โดยโครงการตั้งอยู่ในพื้นที่เมือง Kanbauk ภาคใต้ของประเทศเมียนมา เขตการปกครองตะนาวศรี ห่างจากเมืองทวายไปทางทิศเหนือประมาณ 60 กิโลเมตร ซึ่งเป็นบริเวณที่มีท่อส่งก๊าซธรรมชาติ 3 เส้น ความยาวประมาณ 75 กิโลเมตร มาเชื่อมต่อกับระบบท่อ ก๊าซธรรมชาติของไทย บริเวณชายแดนบ้านอีต่อง ตำบลปิล็อก อำเภอทองผาภูมิ จังหวัดกาญจนบุรี โครงการประกอบด้วย 3 ส่วน ได้แก่ (1) ท่าเทียบเรือ FSRU อยู่ห่างจากชายฝั่งประมาณ 4 กิโลเมตร มีระดับน้ำลึกประมาณ 10 เมตร มีรูปแบบเป็น Single Berth Jetty สำหรับให้เรือ FSRU เทียบท่า และเรือขนส่ง LNG จะจอดเทียบกับเรือ FSRU เพื่อขนถ่าย LNG แบบ Ship To Ship Transfer ทั้งนี้ จะต้องขุดลอกร่องน้ำให้ได้ระดับความลึกที่ 15 เมตร (2) เรือ FSRU ขนาด 170,000 ลูกบาศก์เมตร เพื่อรองรับการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ ในปริมาณ 3 ล้านตันต่อปี มีปริมาณกักเก็บ LNG สำรอง 2.5 วัน และ (3) ท่อส่งก๊าซธรรมชาติจาก FSRU จะต้องก่อสร้างท่อส่งก๊าซในทะเลเพื่อส่งก๊าซธรรมชาติที่แปรสภาพแล้วไปขึ้นฝั่งระยะทางประมาณ 13 กิโลเมตร และวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกประมาณ 15 กิโลเมตร เพื่อเชื่อมต่อกับระบบท่อเดิมบริเวณศูนย์ปฏิบัติการระบบท่อ (Operation Center) ในเมือง Kanbauk ประมาณการเงินลงทุนโครงการฯ รวม 587 ล้านเหรียญสหรัฐ (ประมาณ 20,838.5 ล้านบาท ที่อัตราแลกเปลี่ยน 35.5 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ) กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2570 โครงสร้างทางธุรกิจที่เหมาะสมคือรูปแบบ Tolling Model มีค่าใช้จ่ายดำเนินการน้อยที่สุดและใช้เงินทุนหมุนเวียนต่ำ ซึ่งบริษัทจะเป็นผู้ให้บริการจัดเก็บและแปรสภาพ LNG เท่านั้น มีรายได้จากเจ้าของเนื้อ LNG โดยการเช่า FSRU จากผู้ให้บริการ ทำให้เงินลงทุนรวมลดลงเหลือประมาณ 317 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ในส่วน LNG Receiving Terminal จะเป็นบริษัทที่จดทะเบียนในเมียนมา เป็นการร่วมทุนระหว่าง ปตท. และ Myanma Oil and Gas Enterprise (MOGE) ซึ่งเป็นรัฐวิสาหกิจในสังกัดกระทรวงไฟฟ้าและพลังงานเมียนมา ปัจจุบัน รัฐบาลเมียนมากำลังอยู่ระหว่างการพิจารณาสัดส่วนการร่วมทุน ในส่วนการนำเข้า LNG เพื่อส่งออกไปยังประเทศไทย จะรับผิดชอบโดย ปตท. ซึ่งต้องทำสัญญาการใช้ท่อกับเจ้าของท่อในเมียนมา เพื่อลำเลียงก๊าซธรรมชาติจาก LNG Receiving Terminal มายังชายแดนไทยที่บ้านอีต่อง จังหวัดกาญจนบุรี โดยโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติที่ชายแดนไทย จะประกอบด้วยค่าเนื้อ LNG และค่าบริการแปรสภาพและค่าผ่านท่อใน เมียนมา ซึ่งค่าผ่านสถานี LNG Receiving Terminal และค่าผ่านท่อในเมียนมาที่รวมกัน จะเทียบเคียงได้กับ ค่าผ่านสถานี LNG Receiving Terminal อื่นๆ ในประเทศไทย ทั้งนี้ โครงการสามารถส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2570 โดย ปตท. จะต้องได้รับอนุมัติให้ดำเนินการภายในปี 2564 หากจะเร่งดำเนินการให้เสร็จในกลางปี 2566 ต้องได้รับอนุมัติภายในปี 2560 โดยสิ่งที่ภาครัฐต้องอนุมัติ ได้แก่ ปีที่เริ่มรับก๊าซธรรมชาติ และปริมาณการรับก๊าซธรรมชาติที่แปรสภาพผ่านสถานี LNG Receiving Terminal ที่แน่นอนตามหลักการ Ship or Pay และสูตรราคาก๊าซธรรมชาติ ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย-เมียนมา ทั้งนี้ เพื่อให้การขออนุมัติโครงการต่อรัฐบาลเมียนมา จัดทำรายงานผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม (EIA) และชุมชน (SIA) และก่อสร้างได้ทันตามกำหนด
4. หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ ชธ. สนพ. และ กกพ. มีความเห็นดังนี้ (1) โครงการ [F-2] ช่วยเสริมความมั่นคงด้านพลังงานในพื้นที่ภาคใต้ ช่วยทดแทนก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA แต่ควรศึกษาเพิ่มเติมถึงความมั่นคงของพลังงานในภาคใต้โดยรวมกรณีโรงไฟฟ้าถ่านหินไม่เป็นไปตามแผน นอกจากนี้ ควรเปิดให้เอกชนเข้ามาประมูลเพื่อก่อสร้างโครงการ (2) หากกำหนดให้อำเภอจะนะ เป็นแหล่งผลิตไฟฟ้าหลักของพื้นที่ภาคใต้ อาจพิจารณาการก่อสร้าง Onshore LNG Terminal แทน FSRU เนื่องจากมีเสถียรภาพสูงกว่าและสามารถขยายเพิ่มเติมเพื่อรองรับความต้องการก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มสูงขึ้นในอนาคต นอกจากนี้ ควรพิจารณาความเป็นไปได้ที่จะผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 เพิ่มเติมจากปัจจุบันและเรื่องสัญญาใช้ท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลจากแหล่ง JDA-A18 มายังโรงแยกก๊าซธรรมชาติ TTM ซึ่งจะหมดอายุสัญญาลงในปี 2568 ในขณะที่ก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 จะหมดในปี 2571 ประกอบการพิจารณาดำเนินโครงการ และให้ศึกษาข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งควรให้ชุมชนมีส่วนร่วมเพื่อให้เกิดการยอมรับก่อนเริ่มการก่อสร้างและพัฒนาโครงการ (3) โครงการ [F-3] ช่วยรองรับปริมาณก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตกจากแหล่งผลิตของเมียนมาที่จะหมดลงในปี 2571 ทั้งนี้ การนำเข้าก๊าซธรรมชาติต้องคำนึงถึงความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในฝั่งตะวันตกของประเทศไทย โดยเฉพาะเรื่องแผนการปลดโรงไฟฟ้าในภาคตะวันตก และความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์นอกจากนี้ ราคาก๊าซธรรมชาติที่จุดซื้อขายชายแดนไทย-เมียนมา จะต้องมีราคาที่แข่งขันได้กับการจัดหา LNG ทางฝั่งตะวันออกของประเทศไทยและควรศึกษากฎหมายที่เกี่ยวข้องในประเทศเมียนมาเพื่อไม่ให้เป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาและการดำเนินโครงการในอนาคต ทั้งนี้ กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 ได้รับทราบรายงานผลการศึกษาทั้งสองโครงการแล้ว การดำเนินการต่อไป ชธ. สนพ. กกพ. และ ปตท. จะนำผลการศึกษาและความเห็นที่เกี่ยวข้องไปใช้ประกอบการปรับปรุงแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas plan) สำหรับโครงการ [F-2] ชธ. อยู่ระหว่างประสานกับหน่วยงานต่างๆ เพื่อขอความชัดเจนเรื่องปริมาณก๊าซธรรมชาติส่วนที่เพิ่มจากแหล่ง MTJDA สำหรับใช้ประกอบการตัดสินใจในการดำเนินโครงการในส่วนโครงการ [F-3] ปตท. จะประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องของเมียนมาอย่างใกล้ชิดเพื่อให้เกิดความชัดเจนโดยเร็ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) และเห็นชอบกรอบหลักการการบริหารจัดการด้านการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ให้มีการแข่งขันเสรีและส่งเสริมการลงทุนด้านโครงสร้างพื้นฐานในอนาคต โดยเพิ่มจำนวนผู้จัดหาและจำหน่าย การเปิดให้บุคคลที่สามสามารถใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานี LNG (Third Party Access; TPA) และกำกับดูแลการจัดหา LNG ในระยะสั้น/ระยะยาว โดยมอบหมายให้ สนพ. ชธ. และ กกพ. ศึกษาและจัดทำแนวทางการส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันเสรีและแนวทางการกำกับดูแลด้านการจัดหา LNG เพื่อพัฒนาและส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ต่อมาได้นำผลการศึกษาดังกล่าวเสนอต่อ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2559
2. ปัจจัยในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) กำหนดให้มีผู้บริหารระบบท่อก๊าซธรรมชาติ (Transmission System Operator : TSO) โดยกำหนดให้มีการแยกกิจการและการบริหารให้เป็นหน่วยงานที่ดำเนินงานเฉพาะการบริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเพียงอย่างเดียว ดำเนินการอย่างเป็นอิสระจากหน่วยงานที่ทำกิจกรรมเกี่ยวกับการผลิต จัดหา และจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ โดยมีข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Network Code) ที่สนับสนุนให้มีการแข่งขันของ Shipper หลายรายและเอื้อให้เกิดกลไกการเคลื่อนไหวของราคาตามสภาพตลาด โดยความเป็นอิสระของ TSO จะสร้างความมั่นใจให้ผู้ประกอบการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ ว่าจะได้รับการปฏิบัติที่เป็นธรรมอย่างแท้จริง (2) มีผู้ประกอบการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Shipper) หลายรายและมีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานีรับจ่ายและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นไอ (สถานี LNG Regasification) หลายราย โดยเปิดโอกาสให้มีผู้นำเข้าก๊าซ LNG และ Shipper รายใหม่ จำกัดการเพิ่มส่วนแบ่งตลาดของผู้ประกอบการรายเดิมที่มีอำนาจเหนือตลาด เพื่อให้ผู้ประกอบการรายอื่นๆ สามารถเข้าสู่ตลาดได้ ส่งเสริมให้มีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานี LNG รายใหม่ จากสัดส่วนการใช้ LNG ของประเทศที่เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง ซึ่งจะเอื้อให้ Shipper และผู้นำเข้า LNG สามารถเลือกใช้ผู้ให้บริการได้มากราย ทำให้เกิดการแข่งขันด้านประสิทธิภาพและอัตราค่าบริการของสถานี LNG เพิ่มความยืดหยุ่นในการรับ LNG จากแหล่งที่มีคุณภาพและขนาดของเรือขนส่งที่แตกต่างกัน (3) มีระบบที่ส่งเสริมและเอื้อต่อการแข่งขันในการจัดหา LNG โดยสร้างกลไกการกำกับดูแลที่มีประสิทธิภาพและประสิทธิผล สร้างระบบการเปิดเผยข้อมูลที่โปร่งใส ทันสถานการณ์ ที่ทุกคนเข้าถึงได้อย่าง เท่าเทียมกัน โดยต้องมีระบบการเปิดเผยข้อมูลรายการและราคาการจัดหา LNG อย่างโปร่งใส (กำหนดไว้ใน Network Code) ทำให้มีการเปรียบเทียบราคา เกิดการแข่งขันในการจัดหา LNG และราคาที่สะท้อนตลาดสากล และ (4) แยกกิจการและการบริหารระบบท่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ สร้างความชัดเจนและกำหนดบทบาทของผู้ประกอบการรายเดิมที่มีลักษณะผูกขาดโดยธรรมชาติ ด้วยการแยกกิจการและการบริหารระบบท่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ ให้เป็นหน่วยงานที่มีการดำเนินงานเฉพาะการบริหารระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution System Operator หรือ DSO) มี Network Code (TPA Code) ที่สนับสนุนให้มี Shipper & Distributors ได้หลายราย เพื่อสร้างทางเลือกให้กับผู้ใช้ก๊าซฯ ภายใต้การกำกับของ กกพ. แยกกิจการและการบริหารระบบท่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติเพื่อขจัดการรวมตัวของกิจการในแนวดิ่ง (vertical Integration)
3. แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ แบ่งเป็น 3 ระยะ ดังนี้
3.1 ระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง : การเปลี่ยนผ่านจากโครงสร้างกิจการและโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติในปัจจุบันไปสู่โครงสร้างที่มีการแข่งขัน ควรมีโครงการนำร่อง เพื่อสร้างความชัดเจนเกี่ยวกับแนวทางการดำเนินการตามสภาพข้อเท็จจริงและสถานการณ์พลังงานในปัจจุบัน รวมทั้งเป็นการทดสอบเพื่อชี้ชัดถึงอุปสรรคและข้อจำกัดต่างๆ ที่ในช่วงการเปลี่ยนผ่าน โดยมีหลักการว่า ด้านธุรกิจต้นน้ำ ในการจัดหา LNG ให้ กฟผ. เป็นผู้จัดหาก๊าซ LNG เพิ่มขึ้นอีกหนึ่งรายนอกเหนือจาก ปตท. เนื่องจากเป็นหน่วยงานรัฐที่มีความพร้อมที่สุด เพื่อทดสอบระบบการแข่งขันในการจัดหาก๊าซ LNG การขอใช้บริการสถานี LNG และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติภายใต้ TPA Code รวมถึงกติกาใหม่ต่างๆ ส่วนด้านธุรกิจกลางน้ำ ให้ ปตท. แยกธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติให้เป็นอิสระจากระบบจัดหาและจำหน่าย โดยให้เป็นการแยกทางบัญชี เพื่อทำหน้าที่เสมือนเป็น TSO ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. และ ราคาก๊าซ LNG ที่นำเข้าโดย กฟผ. จะส่งผ่านไปยังโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซ LNG เป็นเชื้อเพลิง และไม่ถูกนำไปเฉลี่ยอยู่ในราคา Pool Gas และด้านธุรกิจปลายน้ำให้ กฟผ. ในฐานะ Shipper เป็นผู้จัดหา LNG ให้โรงไฟฟ้าตามที่กำหนด โดยมีแนวทางการดำเนินงานดำเนินโครงการนำร่องเพื่อเตรียมพร้อมไปสู่ระยะที่ 2 ดังนี้ (1) ให้ กฟผ. เตรียมความพร้อมเป็น Shipper รายใหม่ จัดหา LNG ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำก๊าซ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเอง โดยหลักเกณฑ์การนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ที่ ปตท. ปฏิบัติอยู่ในปัจจุบัน และเพื่อทดสอบโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติที่มีผู้ประกอบการมากกว่าหนึ่งราย ให้ กฟผ. แยกธุรกิจออกจากกิจการผลิตไฟฟ้าให้ชัดเจน โดยแยกบัญชีการประกอบกิจการ Shipper และแยกเป็นหน่วยธุรกิจ (Business Unit) ให้แล้วเสร็จภายในการดำเนินการระยะที่ 1 ทั้งนี้ ให้ Shipper ทุกราย กำหนด Code of Conduct ในการบริหารจัดการ ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (2) การบริหารจัดการการจัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าให้แยกเป็น 2 กลุ่ม คือ (1) Shipper รายเดิม (ปตท.) จัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าปัจจุบัน โดยใช้ราคา Pool Gas และ (2) Shipper รายใหม่ คือ กฟผ. จัดหา LNG ให้กับโรงไฟฟ้าที่ กฟผ. กำหนด โดยใช้ราคา LNG ของ กฟผ. ในฐานะ Shipper (3) ให้ ปตท. แยกธุรกิจท่อส่งก๊าซฯ โดยแยกทางบัญชีก่อน แล้วแยกเป็นหน่วยธุรกิจหรือนิติบุคคลในลำดับต่อไป โดยให้หน่วยธุรกิจท่อส่งก๊าซฯ ดังกล่าว ทำหน้าที่เป็น TSO ที่มีการบริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ มีการกำหนด Code of Conduct ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ด้วยเช่นกัน (4) ให้ ชธ. กำกับ ติดตาม รวมถึงบริหาร ดูแลความมั่นคงของการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งจากอ่าวไทย จากนำเข้าจากต่างประเทศทางระบบท่อส่งก๊าซฯ และการนำเข้าในรูป LNG โดยในส่วนของก๊าซ LNG ให้ ชธ. ศึกษาแนวทางการกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อติดตามและกำกับดูแลการจัดหา LNG ที่เหมาะสมทั้งในด้านราคาและปริมาณ เพื่อรองรับการแข่งขันในกรณีที่มีผู้จัดหา/นำเข้าก๊าซ LNG หลายราย (5) ให้ กกพ. พิจารณาจัดทำโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ และ (6) ให้ กกพ. ร่วมกับ กฟผ. ศึกษาหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าให้สอดคล้องรองรับโครงสร้างการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคต โดยคำนึงถึงต้นทุนการส่งผ่านค่าไฟฟ้า ประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้า และการสั่งการเดินเครื่องที่ไม่มีการเลือกปฏิบัติ
3.2 ระยะที่ 2 ระยะเปลี่ยนผ่านก่อนการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ : เริ่มเปิดให้มีเอกชนรายใหม่สามารถเข้ามาดำเนินธุรกิจก๊าซธรรมชาติทั้งในส่วนของการนำเข้า LNG การจัดหาและจำหน่าย (Shipper) และการลงทุนบริหารสถานีรับจ่ายและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งให้ ปตท. จัดตั้ง TSO เพื่อเป็นหน่วยงานหรือองค์กรที่แยกเป็นอิสระจากการจัดหาและจำหน่าย ทำหน้าที่เป็นผู้ดำเนินการระบบท่อส่งก๊าซและรักษาสมดุล เสถียรภาพและความมั่นคงของระบบท่อส่ง โดยแบ่งเป็นด้านธุรกิจต้นน้ำในการจัดหา LNG ให้มีระบบที่มีการแข่งขันการจัดหา LNG โดยเอกชนรายใหม่สามารถนำเข้า LNG ได้ เพื่อให้มี Shipper หลายรายทำหน้าที่จัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติไปยังลูกค้าโดยตรง และมีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานี LNG รายใหม่เข้ามาลงทุนเชื่อมต่อกับระบบ ในส่วนด้านธุรกิจกลางน้ำ กำหนดราคาก๊าซฯ เป็นราคา Pool Gas (Old Demand/Supply) และราคาตลาด LNG นำเข้า (New Demand/Supply) ทั้งนี้ สัดส่วนของราคา Pool จะค่อยๆ ลดลงตามสัญญาเก่าที่ทยอยหมดอายุ สำหรับสัญญาที่ต่อใหม่ให้เป็น New Supply/Demand และให้ ปตท. เตรียมจัดตั้ง TSO ที่แยกเป็นอิสระจากธุรกิจการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ เพื่อเป็นผู้ดำเนินการระบบท่อส่งก๊าซและรักษาสมดุลของระบบท่อ และด้านธุรกิจปลายน้ำ กำหนดผู้ใช้ก๊าซฯ ต้องเข้าระบบแข่งขัน (ยกเว้นที่ติดสัญญาระยะยาวให้รอจนกว่าสัญญาหมดอายุ) และเริ่มเปิดให้มี DSO รายใหม่ ทั้งนี้ มีแนวทางดำเนินงานเพื่อให้เกิดความพร้อมก่อนเข้าสู่ระยะที่ 2 ประกอบด้วย (1) การพิจารณาความชัดเจนเกี่ยวกับการใช้ประโยชน์ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย (2) การกำหนดหลักเกณฑ์ ปรับปรุงกฎหมายและข้อบังคับที่เกี่ยวข้องเพื่อรองรับกรณีมี Shipper และผู้นำเข้า LNG หลายราย (3) การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติเก่า/ใหม่ (Old/New Supply and Demand) (4) การจัดตั้ง TSO เพื่อเป็นหน่วยงานและ/หรือเตรียมไปสู่องค์กรที่แยกเป็นอิสระ (5) การศึกษาการแยกและบริหารระบบท่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (DSO) รวมถึงการศึกษาและจัดทำ TPA Regime/Code และหลักเกณฑ์การคำนวณค่าบริการของ DSO (6) การศึกษาและจัดทำหลักเกณฑ์การเปิดให้มีการประมูลเพื่อก่อสร้างและดำเนินธุรกิจสถานี LNG (7) การดำเนินการนโยบาย SPP Pool โดยให้ สนพ. เร่งศึกษาและเตรียมการจัดตั้งตลาดกลางการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน และ (8) การศึกษาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้าในอนาคต
3.3 ระยะที่ 3 : เปิดแข่งขันเสรีเต็มรูปแบบ ในระยะนี้จะมีผู้นำเข้า LNG และ Shipper หลายราย ทำให้สัดส่วนของการจัดหา LNG เพิ่มสูงขึ้น ในขณะที่การจัดหาและการใช้ก๊าซธรรมชาติภายใต้สัญญาเดิม (Old Supply) จะลดน้อยลง ส่งผลให้ตลาดมีความพร้อมเข้าสู่ระบบที่มีการแข่งขันมากขึ้น อย่างไรก็ตาม เพื่อให้เกิดการแข่งขันอย่างเสรีในกิจการพลังงานทั้งระบบ จึงต้องมีการส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการไฟฟ้าด้วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 1: ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง โดย
1) มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการเพื่อเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหา LNG ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำก๊าซ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด โดยหลักเกณฑ์ในการนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ซึ่งเป็นหลักเกณฑ์เดียวกับที่บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ปฏิบัติอยู่ และให้ กฟผ. ในฐานะ Shipper ดำเนินการแยกธุรกิจออกจากกิจการผลิตไฟฟ้าให้ชัดเจน เพื่อเป็นการทดสอบโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติที่มีผู้ประกอบการมากกว่าหนึ่งราย อันเป็นการเตรียมตัวไปสู่การเปิดเสรีในอนาคตที่จะให้มีผู้ประกอบการหลายราย โดยให้ กฟผ. แยกบัญชีการประกอบกิจการ Shipper และจัดตั้งเป็นหน่วยธุรกิจ (Business Unit) ให้แล้วเสร็จภายในช่วงระยะเวลาการดำเนินการของระยะที่ 1 ทั้งนี้ ให้ Shipper ทุกราย (ปตท. กฟผ. และผู้ประกอบการในอนาคต) จะต้องมีการกำหนด Code of Conduct ในการบริหารจัดการ ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)
2) การบริหารจัดการการจัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าให้แยกเป็น 2 กลุ่ม คือ (1) Shipper รายเดิม (ปตท.) จัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าปัจจุบัน โดยใช้ราคา Pool Gas และ (2) Shipper รายใหม่ คือ กฟผ. จัดหา LNG ให้กับโรงไฟฟ้าที่กำหนด โดยใช้ราคา LNG ของ กฟผ. ในฐานะ Shipper
3) มอบหมายให้ ปตท. แยกธุรกิจท่อส่งก๊าซฯ โดยให้เป็นการแยกทางบัญชีก่อน แล้วแยกเป็นหน่วยธุรกิจหรือนิติบุคคลในลำดับต่อไป โดยให้หน่วยธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ดังกล่าว ทำหน้าที่เป็นผู้บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission System Operator : TSO) ที่มีการบริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ โดยให้ TSO มีการกำหนด Code of Conduct ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ด้วยเช่นกัน
4) มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) กำกับ ติดตาม รวมถึงบริหาร ดูแลความมั่นคงของการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งจากอ่าวไทย จากนำเข้าจากต่างประเทศทางระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และจากการนำเข้าในรูปของก๊าซธรรมชาติที่ถูกทำให้เหลว (LNG) โดยในส่วนของก๊าซ LNG ให้ ชธ. ศึกษาแนวทางการกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อติดตามและกำกับดูแลการจัดหา LNG ที่เหมาะสมทั้งในด้านราคาและปริมาณ เพื่อรองรับการแข่งขันในกรณีที่มีผู้จัดหา/นำเข้าก๊าซ LNG หลายราย
5) มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาจัดทำโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับนโยบายการส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ
6) สำหรับการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ในฐานะศูนย์สั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า มอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับ กฟผ. ศึกษาหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าให้สอดคล้องรองรับโครงสร้างการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคต โดยคำนึงถึงต้นทุนการส่งผ่านค่าไฟฟ้า ประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้า และการสั่งการเดินเครื่องที่ไม่มีการเลือกปฏิบัติ
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกับ ชธ. และ กกพ. ศึกษาและจัดทำหลักเกณฑ์เพื่อกำหนดสัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติเก่า/ใหม่ (Old/New Supply and Demand) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2561
3. รับทราบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 2 และระยะที่ 3 ทั้งนี้ มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปศึกษาการดำเนินการ เพื่อเข้าสู่ระยะที่ 2 และระยะที่ 3 และให้นำกลับมานำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบตามลำดับต่อไป
ทั้งนี้ ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องสามารถดำเนินการตามข้อ 1 ได้ โดยไม่ต้องรอการรับรองมติของที่ประชุม
เรื่องที่ 7 การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เต็มรูปแบบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2559 วันที่ 9 มกราคม 2560 วันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560 และวันที่ 7 มีนาคม 2560 ได้มีมติที่เกี่ยวกับการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ดังนี้ (1) แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ แบ่งเป็นระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่าน เปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันและโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของ ธพ. (2) การกำหนดราคาก๊าซ LPG จากการผลิตและการจัดหา ประกอบด้วย ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) แบ่งเป็นส่วนที่จำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 และส่วนที่ไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และบริษัท ปตท.สผ.สยามฯ ใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนที่แท้จริง (cost plus) ราคา โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติกกำหนดราคาเท่ากับ CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และราคานำเข้าที่ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดราคานำเข้าที่ CP บวกค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (CP+X) (3) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักร ของส่วนผลิต จัดหา ประกอบด้วยที่ผลิตโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และที่ผลิตโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก และในส่วนที่ส่งออกจะกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และที่ผลิตโดยโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติกที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออก (4) มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG โดยกำหนดให้ผู้นำเข้าก๊าซ LPG ต้องรายงานปริมาณและราคาจริงของการนำเข้าก๊าซ LPG ให้ ธพ. รับทราบ และ ปตท. ต้องจำหน่ายก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติให้ผู้ค้าทุกรายที่ต้องการซื้อ ในช่วงเวลาก่อนการเปิดบริการคลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ให้บุคคลที่สามสามารถใช้คลังได้ (Third Party Access: TPA) สามารถเพิ่มอัตราการสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมายตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยพิจารณาจากความมั่นคงและ ไม่ก่อให้เกิดภาระเกินสมควรต่อผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 นอกจากนี้ การสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน หรือ Prompt Cargo ผู้นำเข้ามีสิทธิ์ได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันฯ ตามต้นทุนจริง ในส่วนของระบบคลังก๊าซ LPG กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG facility ประกอบด้วย ผลตอบแทนการลงทุน เงินลงทุนรวม ระยะเวลาโครงการ ค่าใช้จ่ายดำเนินงาน ปริมาณ LPG ค่าเสื่อมราคา และภาษี และได้มอบหมายให้ กบง. พิจารณากำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility ตามหลักเกณฑ์ดังกล่าว และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุน
2. ความพร้อมในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ได้แก่ (1) สถานการณ์การผลิต การจัดหา และการใช้ก๊าซ LPG ภายหลังจากการเปิดเสรีการนำเข้าเมื่อวันที่ 10 มกราคม 2560 ในช่วงเดือนมกราคมถึงพฤษภาคม 2560 พบว่ามีส่วนขาดก๊าซ LPG สำหรับใช้ในประเทศอยู่ประมาณเดือนละ 28,716 - 39,520 ตัน ยกเว้นเดือนกุมภาพันธ์ผลิตได้สูงกว่าความต้องการใช้ 12,066 ตัน เนื่องจากความต้องการใช้ในภาคปิโตรเคมีลดลง ปริมาณส่วนขาดนี้ทดแทนด้วยการนำเข้าโดย ปตท. และสยามแก๊ส ส่วนยูนิคแก๊สนำเข้ามาเพื่อการส่งออกเท่านั้น สำหรับแผนในช่วงเดือนมิถุนายนถึงธันวาคม 2560 ปริมาณการผลิตภายในประเทศไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ทุกเดือน โดยในเดือนธันวาคมขาดก๊าซ LPG ภายในประเทศประมาณ 25,694 ตัน ชดเชยด้วยการนำเข้าทดแทนส่วนที่ขาด สำหรับปริมาณการส่งออกเพิ่มสูงขึ้นจาก 26,850 ตัน ในเดือนมิถุนายนเป็น 35,900 ตัน ในเดือนธันวาคม และในเดือนกรกฎาคม ปตท. มีแผนจะนำเข้า 66,000 ตัน เป็นการนำเข้ามาเพื่อการส่งออกทดแทนการส่งออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติปริมาณ 59,000 ตัน (2) ตลาดก๊าซ LPG มีการแข่งขันสูงขึ้น โดยมีผู้ค้าน้ำมันรายใหม่ 1 รายคือ บริษัท มิตซูบิชิ (ประเทศไทย) จำกัด เพื่อนำเข้าก๊าซ LPG มาจำหน่ายในประเทศ มีปริมาณการค้าก๊าซ LPG 10 ล้านตันต่อปี และมีเรือขนส่งก๊าซ LPG ขนาดบรรทุกกว่า 40,000 ตัน จำนวนมากกว่า 20 ลำ จากการนำเข้าก๊าซ LPG ที่เพิ่มสูงขึ้น ส่งผลให้ในภาพรวมมีปริมาณจัดหาสูงกว่าความต้องการใช้ ตลาดเริ่มมีการแข่งขันด้านราคามากขึ้น และ (3) แผนการก่อสร้างโครงสร้างพื้นฐาน (คลังเก็บและจ่ายก๊าซบนบก และท่าเทียบเรือนำเข้า) โดยบริษัท สยามแก๊ส แอนด์ ปิโตรเคมีคัลส์ จำกัด (มหาชน) ผู้นำเข้าที่ได้รับอนุญาตให้ใช้คลังลอยน้ำเป็นการชั่วคราวระหว่างก่อสร้างคลังนำเข้า ได้แจ้งแผนการก่อสร้างต่อ ธพ. โดยจะสร้างถังเก็บและจ่ายก๊าซ ขนาด 3,000 ตัน จำนวน 15 ใบ ความจุรวม 45,000 ตัน ปัจจุบันอยู่ระหว่างการเจรจาขอซื้อที่ดิน (4) การเตรียมการเพื่อป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG ประกอบด้วย การยกร่างประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดเงื่อนไขการนำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลวของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 พ.ศ. .... เพื่อรองรับแนวทางและวิธีการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG โดยให้อธิบดี ธพ. โดยความเห็นชอบของ กบง. มีอำนาจสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 นำเข้าก๊าซ LPG เป็นกรณีฉุกเฉิน เมื่อเกิดภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG และกระทบต่อความมั่นคงของประเทศ ให้ผู้ค้าฯ ที่นำเข้าก๊าซ LPG เพื่อจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงทำสัญญายินยอมชดใช้ค่าเสียหาย กรณีไม่นำเข้าตามแผน รวมถึงการกำหนดมาตรการรองรับความเสียหายอันเกิดจากการชดเชยราคาส่วนต่างจากการนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน และการออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดชนิดและอัตรา หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการคำนวณปริมาณสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 ลงวันที่ 20 มิถุนายน 2560 เพื่อปรับเพิ่มการสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมาย โดยกำหนดระยะเวลาการบังคับใช้เป็นระยะที่ 1 (วันที่ 1 มกราคม 2561 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563) ให้คงอัตราสำรองก๊าซ LPG ไว้ที่ร้อยละ 1 และอัตราสำรองก๊าซธรรมชาติที่ผลิตก๊าซ LPG ร้อยละ 0.5 โดยยกเลิกข้อผ่อนปรนที่ให้เก็บสำรองในแต่ละวันได้ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 70 เป็นต้องเก็บไม่ต่ำกว่าร้อยละ 100 ของปริมาณสำรองทุกวัน ประเทศจะมีปริมาณก๊าซ LPG ที่เพียงพอใช้ 5 วันตลอดเวลา และระยะที่ 2 (ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564) ปรับเพิ่มอัตราสำรองจากร้อยละ 1.5 เป็นร้อยละ 2.5 โดยมีปริมาณสำรองเพียงพอใช้ได้ 9 วัน เมื่อพิจารณาจากระยะเวลาการจัดหาจากประเทศจีนและญี่ปุ่น (ระยะเวลาการจัดหาจากประเทศจีนใช้เวลา 5 - 7 วัน และประเทศญี่ปุ่นใช้เวลา 9 วัน)
3. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ในปี 2559 ราคา CP อยู่ในช่วงระหว่าง 287 – 410 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยราคาได้ปรับเพิ่มขึ้นในช่วงเดือนมกราคมถึงเมษายน 2560 เนื่องจากเข้าสู่ฤดูหนาว โดยมีราคาระหว่าง 460 – 555 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และในเดือนพฤษภาคมและมิถุนายน 2560 ราคา CP ได้ปรับลดลงมาอยู่ที่ 388 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติอยู่ในช่วงระหว่าง 374 – 437 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน มีแนวโน้มลดลง โดยในช่วงเดือนมกราคมถึงเมษายน 2560 อยู่ระหว่าง 369 – 382 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และในเดือนพฤษภาคมและมิถุนายน 2560 ปรับเพิ่มมาอยู่ที่ 388 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และราคานำเข้าก๊าซ LPG อยู่ในช่วงระหว่าง 372 - 495 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคา CP ในช่วงเดือนมกราคมถึงเมษายน 2560 อยู่ที่ 504 – 604 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และในเดือนพฤษภาคมและมิถุนายน 2560 ลดลงมาอยู่ที่ 435 – 436 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และเดือนกรกฎาคม 2560 ราคาน้ำเข้าปรับลดลงมาอยู่ที่ 399 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
4. รูปแบบการประกอบกิจการก๊าซ LPG และสถานภาพคลังก๊าซ LPG ที่เขาบ่อยาและบ้านโรงโป๊ะ ประกอบด้วย (1) การผลิตหรือการจัดหา ได้แก่ การผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมัน และการจัดหาจากการนำเข้า (2) คลังสำรองก๊าซ LPG (3) ระบบการขนส่ง ประกอบด้วย ทางรถไฟ รถยนต์ และเรือ (4) ระบบการค้าส่ง ประกอบด้วย ผู้ประกอบการคลังภูมิภาค ผู้ประกอบการโรงบรรจุ สถานีบริการก๊าซ LPG โดยปัจจุบันมีผู้ค้าก๊าซ LPG ที่ได้รับใบอนุญาตเป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 จำนวน 20 ราย และ (5) ระบบการค้าปลีก ในปัจจุบันเป็นระบบกึ่งลอยตัว โดยรัฐกำหนดราคาขายหน้าคลังก๊าซ ผู้ค้าก๊าซ LPG กำหนดราคาขายปลีก มีกรมการค้าภายในติดตามดูแลให้เกิดความเป็นธรรมทั้งผู้จำหน่ายและผู้ใช้ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 กพช. ได้พิจารณาเรื่อง หลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility (LIFE) ของ ปตท. และเห็นชอบให้กำหนดอัตราค่าบริการค่าผ่านคลังในรูปแบบ “Regulated Asset” เสมือนว่าคลัง LIFE เป็นคลังกลางที่ต้องใช้ร่วมกับของผู้ค้าทุกรายจึงต้องมีการกำกับดูแลด้านราคา ซึ่งสมมติฐานดังกล่าวได้เปลี่ยนไปและอาจจะไม่สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน เนื่องจากผู้ค้ารายอื่นมีทางเลือกในการเลือกใช้คลังสำรองและคลังนำเข้าก๊าซ LPG จึงเห็นควรที่จะให้ ปตท. สามารถใช้คลัง LIFE ดำเนินธุรกิจได้ในเชิงพาณิชย์ และแข่งขันกับทางเลือกต่างๆ ของผู้ค้ารายอื่นได้ จึงเห็นควรเสนอยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง กำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility
5. แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ จะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ปัจจุบันมีผู้นำเข้าเพิ่มเป็น 3 ราย (ปตท. สยามแก๊ส และ มิตซูบิชิ) และความพร้อมด้านโครงสร้างพื้นฐาน ประกอบกับราคาต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติมีราคาใกล้เคียงกับการนำเข้าซึ่งเป็นช่วงเวลาที่เหมาะสมในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ดังนั้น กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 จึงมีมติเห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 เป็นต้นไป ดังนี้ (1) ยกเลิกการกำหนดราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท.สผ.สยาม โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก รวมทั้งการนำเข้า (2) ยกเลิกการกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) โดย สนพ. จะประกาศราคาอ้างอิงสำหรับเป็นข้อมูลในการกำกับดูแลราคาขายปลีก LPG ในประเทศเท่านั้น (3) ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของการผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท.สผ. สยาม รวมทั้งโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก (ยกเลิกกองทุน#1) (4) ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ (5) ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกองทุนน้ำมันฯ เพื่อวัตถุประสงค์รักษาเสถียรภาพราคาเท่านั้น (6) มอบให้ สนพ. ธพ. และกรมการค้าภายในศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ที่เหมาะสมและบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ระหว่างกรุงเทพฯ และส่วนภูมิภาค และ (7) สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้า LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ (5) คลังก๊าซ ปตท. จังหวัดชลบุรี ให้ ปตท.จะดำเนินโครงการ LIFE (LPG Integrated Facility Enhancement Project (LIFE Project)) ในเชิงพาณิชย์เมื่อมีการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ โดย ปตท. จะกำหนดกติกาให้ผู้ค้า LPG รายอื่นสามารถเข้ามาใช้บริการคลังนำเข้า LPG ของ ปตท. ที่เขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี บนหลักการที่ผู้ค้า LPG ทุกรายมีสิทธิใช้อย่างเป็นธรรมและเท่าเทียมกันและให้มีการเจรจาอัตราค่าบริการเป็นเชิงพาณิชย์ จนกว่าจะมีผู้ค้า LPG รายอื่นสร้าง/ขยายคลัง LPG นำเข้าขนาดใหญ่ แล้วเสร็จ โดยกติกาการใช้คลังจะเผยแพร่ให้สาธารณชนทราบด้วย (9) การจำหน่าย LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท. จะให้ความสำคัญกับการจำหน่ายก๊าซ LPG ในภาคเชื้อเพลิงเป็นลำดับแรกและจะไม่ทำการต่ออายุสัญญาซื้อ-ขายวัตถุดิบปิโตรเคมีเดิม (ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559) ที่จะทยอยหมดอายุลง โดยจะจำหน่ายเฉพาะเท่าที่สัญญาซื้อ-ขายยังคงมีผลบังคับอยู่ และ (10) เพื่อส่งเสริมให้มีการจำหน่ายก๊าซ LPG ภายในประเทศเป็นลำดับแรก การส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาตต่อ ธพ. และการส่งออก LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้านั้นได้มีการแจ้งแผนให้ ธพ. ทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export) ทั้งนี้ ได้มอบหมายให้ สนพ. นำเสนอ กพช. เพื่อขอยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง กำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility (LIFE) และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนโดยให้ ปตท. ดำเนินโครงการนี้เป็นเชิงพาณิชย์แทน พร้อมทั้งเห็นชอบแนวทางการดำเนินโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน โดยให้กรมบัญชีกลางเป็นผู้ดำเนินการภายใต้นโยบายบัตรสวัสดิการ แทนระบบปัจจุบันทั้งหมด การให้สวัสดิการให้รวมเข้าไปในส่วนของค่าไฟฟ้า และยกเลิกการช่วยเหลือในส่วนของร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร เนื่องจากเป็นการช่วยเหลือค่าครองชีพของประชาชนโดยทั่วไป โดยให้ผู้ค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ยังสามารถได้รับสิทธิตามเงื่อนไขของนโยบายบัตรสวัสดิการ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ตามที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติอนุมัติไว้เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 โดยจะเริ่มให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560เป็นต้นไป ดังนี้
(1) ยกเลิกการกำหนดราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก รวมทั้ง การนำเข้า
(2) ยกเลิกการกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะประกาศราคาอ้างอิงสำหรับเป็นข้อมูลในการกำกับดูแลราคาขายปลีก LPG ในประเทศเท่านั้น
(3) ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนการผลิตจาก โรงแยกก๊าซธรรมชาติ รวมทั้ง โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก (ยกเลิกกองทุน#1) ยกเว้นในกรณีที่มี ความแตกต่างอย่างมีนัยสำคัญ (ตามข้อ (7))
(4) ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ
(5) ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพราคา
(6) มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมธุรกิจพลังงาน และกรมการค้าภายในศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ที่เหมาะสมและบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ระหว่างกรุงเทพมหานครและส่วนภูมิภาค
(7) สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้า LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนกลุ่มโรงแยก ก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งอาจสามารถเสนอ กบง. ในการใช้กลไกกองทุน#1 ได้
(8) คลังก๊าซ ปตท. จังหวัดชลบุรี (โครงการ LIFE) ปตท. จะดำเนินธุรกิจโครงการ LIFE ใน เชิงพาณิชย์เมื่อมีการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ โดย ปตท. จะมีการกำหนดกติกาให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสามารถเข้ามาใช้บริการคลังนำเข้าก๊าซ LPG ของ ปตท. ที่เขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี บนหลักการที่ผู้ค้าก๊าซ LPG ทุกรายมีสิทธิใช้อย่างเป็นธรรมและเท่าเทียมกันและให้มีการเจรจาอัตราค่าบริการเป็นเชิงพาณิชย์ จนกว่าจะมีผู้ค้า ก๊าซ LPG รายอื่นสร้าง/ขยายคลังก๊าซ LPG นำเข้าขนาดใหญ่แล้วเสร็จ โดยกติกาการใช้คลังจะเผยแพร่ให้สาธารณชนทราบด้วย
(9) การจำหน่ายก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท. จะให้ความสำคัญกับการจำหน่ายก๊าซ LPG ในภาคเชื้อเพลิงเป็นลำดับแรกและจะไม่ทำการต่ออายุสัญญาซื้อ-ขายวัตถุดิบปิโตรเคมีเดิม (ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559) ที่จะทยอยหมดอายุลง โดยจะจำหน่ายเฉพาะเท่าที่สัญญาซื้อ-ขายยังคงมีผลบังคับอยู่
(10) การส่งออกก๊าซ LPG เพื่อส่งเสริมให้มีการจำหน่ายก๊าซ LPG ภายในประเทศเป็นลำดับแรก การส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาตต่อกรมธุรกิจพลังงาน และการส่งออกก๊าซ LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้าได้มีการแจ้งแผนให้กรมธุรกิจพลังงานทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export)
2. เห็นชอบให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง กำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility (LPG Integrated Facility Enhancement: LIFE) และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุน โดยให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินโครงการนี้เป็นเชิงพาณิชย์แทน
เรื่องที่ 8 มาตรการช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยด้านพลังงาน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2560 กรมบัญชีกลางได้ประชุมหารือร่วมกับ สนพ. ธพ. และหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้อง เพื่อพิจารณาแนวทางการให้ส่วนลดค่าไฟฟ้า ค่าน้ำประปา รวมทั้งการให้สวัสดิการอื่นเพิ่มเติม และที่ประชุมได้เห็นชอบแนวทางการให้สวัสดิการด้านพลังงาน ดังนี้ (1) ค่าไฟฟ้า ในวงเงิน 300 บาทต่อคนต่อเดือน กรณีไม่เกินวงเงิน 300 บาท หรือเกิน 300 บาท แต่ไม่เกิน 600 บาท ไม่ต้องตรวจสอบชื่อในใบแจ้งหนี้ให้ตรงกับชื่อในบัตรสวัสดิการ โดยได้ส่วนลดไม่เกินวงเงินที่กำหนด ส่วนต่างให้ชำระเพิ่มเติมเอง กรณีเกิน 600 บาท ต้องตรวจสอบชื่อในใบแจ้งหนี้ให้ตรงกับชื่อในบัตรสวัสดิการ โดยได้ส่วนลดไม่เกิน 300 บาท ส่วนต่างให้ชำระเพิ่มเอง (2) ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) สำหรับครัวเรือนรายได้น้อยช่วยเหลือในวงเงิน 50 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน (ปริมาณการใช้ก๊าซ 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน) และ (3) น้ำมันเชื้อเพลิงและ NGV ไม่มีการช่วยเหลือ ต่อมาเมื่อวันที่ 18 พฤษภาคม 2560 กรมบัญชีกลางได้ประชุมร่วมกับ ธพ. สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เพื่อทบทวนแนวทางการให้สวัสดิการผ่านบัตรสวัสดิการแก่ผู้มีรายได้น้อยตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 ซึ่งผู้แทนกระทรวงพลังงานและผู้แทนสำนักงาน กกพ. มีความเห็นว่าควรปรับวงเงินสวัสดิการค่าไฟฟ้าเป็น 200 บาทต่อคนต่อเดือน หรือคิดเป็นปริมาณไฟฟ้าประมาณ 60 หน่วยต่อเดือน พร้อมทั้งยกเลิกนโยบายไฟฟ้าฟรี เพื่อลดปัญหาความไม่เป็นธรรมแก่ผู้ใช้ไฟฟ้ารายอื่นที่ต้องอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าฟรี ส่วนการช่วยเหลือครัวเรือนรายได้น้อยผ่านสวัสดิการสำหรับค่าก๊าซ LPG คงเดิมอยู่ที่ 50 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ต่อมาเมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2560 สำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือถึง สนพ. แจ้งการพิจารณาเพื่อรองรับนโยบายการให้สวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) การให้สวัสดิการค่าไฟฟ้าควรกำหนดสิทธิผู้มีรายได้น้อยกับทะเบียนมิเตอร์ผู้ใช้ไฟฟ้า (2) ควรลดฐานการให้สวัสดิการค่าไฟฟ้าโดยคิดจากการใช้ไฟฟ้าประมาณ 50 – 60 หน่วยต่อเดือน หรือประมาณ 200 บาทต่อเดือน (3) เพื่อไม่ให้เกิดการซ้ำซ้อน เสนอให้ยกเลิกมติคณะรัฐมนตรีและ กพช. ที่เกี่ยวข้องกับนโยบายและมาตรการ ในการอุดหนุนค่าไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีรายได้น้อย พร้อมทั้งกำหนดวันที่มีผลบังคับใช้ให้สอดคล้องกัน
2. กรมบัญชีกลาง ได้แจ้งแนวทางการจัดสวัสดิการและสิทธิประโยชน์สำหรับผู้มีสิทธิตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสิทธิสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 (ใหม่) โดยสวัสดิการค่าไฟฟ้าภายในวงเงิน 200 บาทต่อคนต่อเดือน (ปริมาณไฟฟ้า 50 หน่วยต่อเดือน) มีเงื่อนไขคือ กรณีใบแจ้งหนี้ค่าไฟฟ้าไม่เกิน 200 บาท สามารถใช้บัตรสวัสดิการชำระได้ตามจำนวนเงินในใบแจ้งหนี้ กรณีเกิน 200 บาท แต่ไม่เกิน 500 บาท สามารถใช้บัตรสวัสดิการชำระได้ตามสิทธิ 200 บาท และส่วนเกินให้เลือกชำระเป็นเงินสดหรือการตัดเงินจากกระเป๋าเงิน (e - Money) และเมื่อถึงวันที่ 1 ของเดือน วงเงินจะถูกปรับเป็นค่าเริ่มต้นที่ 200 บาท ไม่มีการสะสมวงเงินในเดือนถัดไป ทั้งนี้ หากยอดใบแจ้งหนี้ค่าไฟฟ้าเกิน 500 บาท จะไม่สามารถใช้สิทธิในเดือนนั้นได้ ต่อมาเมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2560 กระทรวงพลังงาน ได้มีหนังสือขอให้กระทรวงการคลัง พิจารณาดังนี้ (1) ให้กรมบัญชีกลางเป็นผู้ดำเนินการภายใต้บัตรสวัสดิการแห่งรัฐ และใช้เงินกองทุนประชารัฐ (2) การให้สวัสดิการรวมเข้าไปในส่วนของค่าไฟฟ้า ลักษณะเป็นการช่วยเหลือค่าครองชีพเพิ่มขึ้น เนื่องจากเป็นการช่วยเหลือด้านพลังงานเหมือนกัน และ (3) ใช้ฐานข้อมูลของกรมบัญชีกลาง จากผู้มาลงทะเบียนรับสิทธิสวัสดิการ ทั้งนี้ กรมธุรกิจพลังงาน ได้ประสานกับกรมบัญชีกลางเพิ่มสวัสดิการค่าก๊าซ LPG รวมกับค่าไฟฟ้าอีกเดือนละ 15 บาท รวมเป็นวงเงินสวัสดิการค่าไฟฟ้า 215 บาทต่อคนต่อเดือน
3. ที่ผ่านมากระทรวงพลังงาน ได้มีการช่วยเหลือผู้ด้อยโอกาสตามนโยบายของรัฐบาล ได้แก่ (1) มาตรการค่าไฟฟ้าฟรี ตั้งแต่ปี 2551 ถึงปัจจุบัน โดยผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับสิทธิค่าไฟฟ้าฟรี คือ ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 1.1 (ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย) ที่ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมป์ และไม่เป็นนิติบุคคล ซึ่งใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ติดต่อกันไม่น้อยกว่า 3 เดือนนับถึงเดือนปัจจุบัน และ (2) โครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 โดยช่วยเหลือจ่ายชดเชยส่วนต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG สำหรับครัวเรือนรายได้น้อย ช่วยเหลือตามปริมาณการใช้จริงแต่ไม่เกิน 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ช่วยเหลือตามปริมาณการใช้จริงแต่ไม่เกิน 150 กิโลกรัมต่อเดือน หรือตามปริมาณที่ลงทะเบียนไว้ โดยตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2556 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2560 มีจำนวนผู้มีสิทธิ 7,954,727 ราย มีผู้ใช้สิทธิ 376,162 ราย แบ่งเป็นครัวเรือนรายได้น้อยที่มีสิทธิ 7,569,867 ราย ใช้สิทธิ 194,510 ราย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหารที่มีสิทธิ 384,860 ราย ใช้สิทธิ 181,652 ราย อัตราชดเชยส่วนต่างราคาก๊าซ LPG ปัจจุบันอยู่ที่ 2.36 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ จากจำนวนผู้มีสิทธิตามโครงการบรรเทาผลกระทบฯ เดิม เมื่อใช้ฐานข้อมูลผู้มีรายได้น้อยที่ขึ้นทะเบียนกับกรมบัญชีกลางภายใต้โครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 จำนวน 14 ล้านคน จะช่วยเหลือกลุ่มผู้มีรายได้น้อยได้เพิ่มมากขึ้น ครอบคลุมและสามารถเข้าถึงตัวบุคคลได้มากขึ้นด้วย นอกจากนี้ ในช่วงที่โครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 ยังไม่มีผลบังคับใช้ รัฐจะชดเชยส่วนต่างราคาก๊าซ LPG ที่ 2.50 บาทต่อกิโลกรัม ส่วนโครงการบัตรส่วนลดราคา NGV ได้ขอความร่วมมือให้ ปตท. คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถโดยสารสาธารณะไปจนกว่าจะมีกลไกถาวรอื่นมาดูแลแทน ดังนั้น หากรัฐบาลมีนโยบายการให้สวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 ซึ่งได้รวมการช่วยเหลือด้านพลังงาน ในวงเงินรวม 215 บาทต่อคนต่อเดือน ประกอบด้วย ค่าไฟฟ้าวงเงิน 200 บาทต่อคนต่อเดือน และ LPG วงเงิน 15 บาทต่อคนต่อเดือนด้วยแล้ว จึงเห็นสมควรยุติมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีและโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน รวมถึงยกเลิกคำสั่งและประกาศต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยให้สิทธิสวัสดิการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าและก๊าซ LPG ทดแทน เพื่อลดการดำเนินการที่ซ้ำซ้อน และช่วยลดภาระของผู้ประกอบการซึ่งเป็นผู้จ่ายเงินอุดหนุนลงได้ ทั้งยังสอดคล้องกับคำสั่งศาล ฉบับลงวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2560 คดีดำหมายเลขที่ 10/2555 และคดีแดงหมายเลข 369/2560 ซึ่งเห็นควรให้หน่วยงานของรัฐเป็นผู้จัดหาเงินเพื่ออุดหนุนตามนโยบายของรัฐบาล
มติของที่ประชุม
1. รับทราบแนวทางการให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการ สำหรับค่าไฟฟ้า และค่าก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน ของกรมบัญชีกลาง กระทรวงการคลัง
2. เห็นชอบกำหนดส่วนต่างราคาก๊าซ LPG ที่ 2.50 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับการชดเชยผู้ได้รับสิทธิ์ภายใต้โครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ระหว่างที่การให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐปี 2560 ยังไม่มีผลบังคับใช้ หรือยังไม่สามารถทดแทนโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนได้
3. เห็นชอบดำเนินการการให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 ของกระทรวงการคลัง ทดแทนนโยบายและมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี และโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ของกระทรวงพลังงาน เพื่อลดความซ้ำซ้อนในการอุดหนุนแก่ผู้ด้อยโอกาส ทั้งนี้ ให้เร่งดำเนินการภายหลังคณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบและมีผลบังคับใช้การให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 โดยให้รวมอยู่ในสวัสดิการค่าไฟฟ้าฟรี ภายในวงเงิน 200 บาทต่อคนต่อเดือน และมาตรการช่วยเหลือครัวเรือน รายได้น้อยอีก 15 บาทต่อครัวเรือนต่อเดือน ซึ่งเทียบเท่ากับ 45 บาทต่อครัวเรือนต่อ 3 เดือน รวมเป็น 215 บาทต่อครัวเรือนต่อเดือน ทั้งนี้ ในรายละเอียดให้กระทรวงพลังงานประสานกระทรวงการคลังเพื่อหารือแนวทางปฏิบัติต่อไป
4. มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้า รวมถึงยกเลิกประกาศ หรือคำสั่งในส่วนที่เกี่ยวข้อง เพื่อรองรับการให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 โดยให้มีผลบังคับใช้สอดคล้องกับมติคณะรัฐมนตรีเรื่องการให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560
เรื่องที่ 9 อัตราค่าไฟฟ้าชั่วคราวสำหรับยานยนต์ไฟฟ้า
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าในประเทศไทย ในระยะที่ 1 การเตรียมความพร้อมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (พ.ศ. 2559 - 2560) และเห็นชอบกรอบแนวทางการจัดทำอัตราค่าบริการสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรกเพื่อรองรับการใช้งานรถโดยสารสาธารณะสำหรับโครงการนำร่อง โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการกำหนดอัตราค่าบริการตามแนวทางที่ กพช. เห็นชอบ ต่อมากระทรวงพลังงานได้เตรียมความพร้อมร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง โดยการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ศึกษาและจัดทำรายงานแผนพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านไฟฟ้าเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้า ดังนี้ (1) การศึกษาแนวทางที่เหมาะสมในการพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้า (2) การศึกษา การจัดการ Load Pattern และมาตรฐานคุณภาพไฟฟ้าที่จะเปลี่ยนแปลงไปจากการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า และ (3) การศึกษา วิเคราะห์กฎหมายที่เกี่ยวข้องเพื่อรองรับการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า
2. โครงการนำร่องของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ประกอบด้วย (1) โครงการนำร่องสาธิตการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้ารถยนต์มินิบัสไฟฟ้า และสถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวน 1 สถานี เพื่อรับส่งผู้เข้าเยี่ยมชมศูนย์นวัตกรรมการเรียนรู้ กฟผ. (สำนักงานกลาง) ปัจจุบันอยู่ระหว่างการจัดหารถมินิบัสไฟฟ้า จำนวน 1 คัน คาดว่าจะนำรถมาใช้งานได้ภายในเดือนพฤศจิกายน 2560 จัดหารถจักรยานยนต์ไฟฟ้า จำนวน 5 คัน คาดว่าจะนำรถมาใช้งานได้ภายในเดือนตุลาคม 2560 และจัดหาสถานีอัดประจุไฟฟ้า จำนวน 4 สถานี อยู่ระหว่างการประกวดราคา คาดว่าจะใช้งานได้ภายในปี 2560 ทั้งนี้ กฟผ. มีแผนขยายผลการนำร่องสาธิตรถมินิบัสไฟฟ้าอีก 9 คัน และสถานีอัดประจุไฟฟ้าอีก 8 สถานี ในพื้นที่โรงไฟฟ้าและสำนักงานของ กฟผ. ทั่วประเทศ ใช้งบประมาณประมาณ 97 ล้านบาท (2) โครงการนำร่องการใช้เทคโนโลยีสมาร์ทกริดเพื่อบริหารการใช้ไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า อยู่ระหว่างดำเนินโครงการงานวิจัยกับสถาบันเทคโนโลยีพระจอมเกล้าเจ้าคุณทหารลาดกระบัง โดยจะเริ่มดำเนินการในเดือนมิถุนายน 2560 และคาดว่าจะแล้วเสร็จเดือนพฤษภาคม 2561 และ (3) โครงการศึกษาพัฒนามาตรฐานและเกณฑ์ประสิทธิภาพขั้นสูงรองรับการติดฉลากเบอร์ 5 สำหรับยานยนต์ไฟฟ้าและสถานีอัดประจุไฟฟ้า โดยมีความเห็นว่า รถส่วนบุคคลในช่วงแรกยังไม่เหมาะสมที่จะกำหนดเกณฑ์ประสิทธิภาพขั้นสูง เนื่องจากมีการใช้งานน้อยมาก แต่ควรกำหนดเกณฑ์ประสิทธิภาพขั้นสูงสำหรับรถจักรยานยนต์ไฟฟ้า เนื่องจากมีการจำหน่ายและใช้งานในประเทศมาหลายปีแล้ว ปัจจุบันอยู่ระหว่างปรับปรุงข้อเสนอโครงการวิจัยการพัฒนาและส่งเสริมประสิทธิภาพการใช้พลังงานรถจักรยานยนต์ไฟฟ้าร่วมกับศูนย์เทคโนโลยีอิเล็กทรอนิกส์และคอมพิวเตอร์แห่งชาติ (NECTEC)
3. โครงการนำร่องของหน่วยงานอื่นๆ ได้แก่ (1) โครงการนำร่องของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เป็นโครงการนำร่องรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าและจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า 4 แห่ง เพื่อรองรับนักท่องเที่ยวเส้นทางสุวรรณภูมิ – พัทยา แต่ในการดำเนินการจริงพบว่าการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าในพื้นที่พักรถมอเตอร์เวย์ ชลบุรี - พัทยา อาจทำให้เกิดปัญหาการจราจรติดขัด จึงเปลี่ยนจุดติดตั้งและลดลงเหลือ 3 จุด ดังนี้ จุดที่ 1 สำนักงานใหญ่ กฟภ. จุดที่ 2 สำนักงาน กฟภ. เขต 2 (ภาคกลาง) จ.ชลบุรี และจุดที่ 3 สถานีไฟฟ้าพัทยาใต้ 2 และ กฟภ. มีแผนจะติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าเพิ่มเติมกระจายในภูมิภาคอีก 10 แห่ง (2) โครงการนำร่องของ ปตท. เป็นโครงการนำร่องรถโดยสารรับส่งพนักงาน ปตท. สำนักงานใหญ่ - BTS สถานีหมอชิต โดยเช่ารถมินิบัสไฟฟ้าขนาด 20 ที่นั่ง จำนวน 3 คัน โดยจะให้บริการรวมทั้งสถานีบริการประจุไฟฟ้าและพนักงานขับรถ และ ผู้ให้บริการได้ติดตั้งสถานีประจุไฟฟ้า DC Charger ที่อาคารจอดรถ 2 ชั้น 1 ศูนย์เอนเนอร์ยี่คอมเพล็กซ์ และมีกำหนดให้บริการในวันที่ 1 มิถุนายน 2560 (3) โครงการนำร่องของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) เป็นโครงการพัฒนาระบบไฟฟ้าเพื่อจ่ายไฟฟ้าให้กับสถานีอัดประจุไฟฟ้าในโครงการนำร่องรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าขององค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพ (ขสมก.) จำนวน 4 อู่ ได้แก่ อู่พระราม 9 อู่บรมราชชนนี อู่ใต้ทางด่วนรามอินทรา และอู่ใต้ทางด่วนสาธุประดิษฐ์ โดยจะเริ่มติดตั้งระบบไฟฟ้าหลังจาก ขสมก. เห็นชอบค่าใช้จ่ายและตอบตกลงให้ดำเนินการ โดยสามารถจ่ายไฟได้ภายใน 180 วัน เป็นการชั่วคราวในระยะแรก และจะดำเนินการให้แล้วเสร็จทั้งหมดภายใน 540 วัน (4) โครงการนำร่องของ ขสมก. เป็นโครงการจัดหารถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าจำนวน 200 คัน ปัจจุบันจัดทำร่าง TOR จัดซื้อพร้อมว่าจ้างซ่อมรถโดยสารไฟฟ้าแล้วเสร็จ และทำประชาพิจารณ์แล้ว 2 รอบ คาดว่าปลายปี 2560 จะสามารถจัดหารถได้ โดยมีแผนจะนำรถโดยสาธารณะไฟฟ้ามาใช้ใน 4 สาย ได้แก่ สาย 137 สาย 515 สาย 16 สาย 49 สาย 205 และสาย 4 ทั้งนี้ อาจมีการเปลี่ยนแปลงสายรถโดยสาธารณะไฟฟ้าและอู่ติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าตามความเหมาะสม และ (5) โครงการนำร่องของ สนพ. ซึ่งได้รับจัดสรรเงินจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อสนับสนุนการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า 150 หัวจ่าย แบ่งเป็น หัวจ่ายประจุแบบเร่งด่วน 100 หัวจ่าย และแบบธรรมดา 50 หัวจ่าย ปัจจุบันได้รับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการ 3 รอบแล้ว มีผู้ขอรับการสนับสนุนติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้ารวม 79 หัวจ่าย แบ่งเป็นก่อสร้างแล้วเสร็จพร้อมตรวจวัด 13 หัวจ่าย อยู่ระหว่างติดตั้ง 22 หัวจ่าย และอยู่ระหว่างการทำสัญญา 44 หัวจ่าย ทั้งนี้ อยู่ระหว่างประกาศรับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการรอบที่ 4 และรอบที่ 5
4. การจะส่งเสริมให้เกิดการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าอย่างแพร่หลาย จะต้องมีสถานีอัดประจุไฟฟ้า ในพื้นที่สาธารณะเพื่อให้ยานยนต์ไฟฟ้าสามารถใช้บริการอัดประจุได้ จึงเห็นควรกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าชั่วคราวสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า นอกเหนือจากสำหรับรถโดยสารสาธารณะของโครงการนำร่อง โดยเสนอให้ใช้อัตราค่าไฟฟ้าตามประกาศของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายในปัจจุบันเป็นการชั่วคราวไปก่อน จนกว่า จะมีประกาศอัตราค่าไฟฟ้าใหม่สำหรับยานยนต์ไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
1. รับทราบความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทย
2. เห็นชอบให้สถานีอัดประจุไฟฟ้าใช้อัตราค่าไฟฟ้าตามประกาศเรื่องอัตราค่าบริการสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรกเพื่อรองรับการใช้งานรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้า (โครงการนำร่อง) ของการไฟฟ้า ฝ่ายจำหน่ายเป็นการชั่วคราวไปก่อน จนกว่าจะมีอัตราค่าไฟฟ้าถาวรสำหรับยานยนต์ไฟฟ้า ทั้งนี้ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายอำนวยความสะดวกแก่เจ้าของสถานีอัดประจุในการขออนุญาตต่าง ๆ และหากในกรณีที่อาจเกิดปัญหาในทางปฏิบัติ มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานและคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานมีอำนาจตัดสินใจแก้ไขปัญหาในทางปฏิบัติดังกล่าวได้
เรื่องที่ 10 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ไปยังมาเลเซียผ่านระบบส่งไฟฟ้าของไทย (LTM-PIP)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ในการประชุม ASEAN Senior Official Meeting on Energy (SOME) ครั้งที่ 32 ระหว่างวันที่ 9 - 13 มิถุนายน 2557 ที่เมืองหลวงพระบาง สปป. ลาว ได้นำเสนอโครงการเชื่อมโยงพลังงานไฟฟ้าระหว่าง สปป. ลาว ไทย มาเลเซีย และสิงคโปร์ ภายใต้ชื่อ Lao PDR, Thailand, Malaysia and Singapore – Power Interconnection Project (LTMS-PIP) โดย สปป. ลาว จะจำหน่ายไฟฟ้าให้สิงคโปร์ผ่านระบบส่งของไทยและมาเลเซีย ต่อมาได้แต่งตั้งคณะทำงานและคณะทำงานย่อยด้านเทคนิค (Technical Task Force : TTF) เพื่อศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการ และได้นำเสนอผลการศึกษาต่อการประชุมรัฐมนตรีอาเซียนด้านพลังงาน ครั้งที่ 34 (the 34th ASEAN Ministers on Energy Meeting : AMEM) ณ กรุงเนปิดอร์ สาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา เมื่อวันที่ 21 – 22 กันยายน 2559 โดยแบ่งการเชื่อมโยงเป็น 2 ระยะ (Phase) คือ ระยะที่ 1 (ปี 2018 – 2019) LTM-PIP เป็นการส่งพลังงานไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ไปมาเลเซีย โดยผ่านระบบส่งของไทย (3 ประเทศ) ระยะที่ 2 (ปี 2020 เป็นต้นไป) LTMS-PIP เป็นการส่งพลังงานไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ไปยังสิงคโปร์ โดยผ่านระบบส่งของไทยและมาเลเซีย (4 ประเทศ) ต่อมาได้มีการลงนามบันทึกความเข้าใจว่าด้วยโครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าระหว่าง สปป. ลาว ไทย และมาเลเซีย (LTM-PIP MOU) ระหว่างรัฐมนตรีกระทรวงพลังงานของ สปป. ลาว ไทย และมาเลเซีย เมื่อวันที่ 21 กันยายน 2559 ในการประชุม AMEM ครั้งที่ 34 โดยมีเป้าหมายขายไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ไปยังมาเลเซียผ่านระบบส่งของไทย ในปริมาณไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ ซึ่งผู้แทนกระทรวงพลังงานและหน่วยงานด้านไฟฟ้าของ สปป. ลาว ไทย และมาเลเซีย ได้จัดประชุม The Consultative Meeting of TTF on LTM-PIP มาแล้ว 6 ครั้ง เพื่อเจรจาหลักการสำคัญของการซื้อขายและขนส่งพลังงานไฟฟ้าตามโครงการ LTM-PIP โดยมีเป้าหมายให้สามารถลงนามสัญญาได้ ในคราวประชุม AMEM ครั้งที่ 35 กรุงมะนิลา สาธารณรัฐฟิลิปปินส์ ระหว่างวันที่ 17 – 22 กันยายน 2560
2. หลักการซื้อขายและขนส่งพลังงานไฟฟ้าของโครงการ LTM-PIP จะใช้โครงสร้างพื้นฐานในการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าที่มีอยู่เดิม (Existing Interconnection Facilities) ระหว่าง กฟผ. กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) และ กฟผ. กับ Tenaga Nasional Berhad (TNB) ของมาเลเซีย โดยจุดเชื่อมโยงระหว่าง กฟผ. - ฟฟล. ผ่านระบบส่งเชื่อมโยง 115 kV จำนวน 6 จุด และจุดเชื่อมโยงระหว่าง กฟผ. – TNB ผ่านระบบ 300 MW 300 kV HVDC จำนวน 1 จุด โดยการซื้อขายและขนส่งพลังงานไฟฟ้าตั้งอยู่บนพื้นฐานของการทำงานร่วมกับสัญญาฯ ที่มีอยู่เดิม (Existing PPAs) ดังนี้ (1) ระหว่างไทยกับ สปป. ลาว สัญญาฯ โครงการน้ำงึม 1 และเซเสด ระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. ซึ่งปัจจุบันได้ขยายอายุสัญญาจนถึงวันที่ 30 กันยายน 2560 โดยร่างสัญญาฯ ฉบับใหม่ (EDL-EGAT PPA) จะรวมทั้ง 2 สัญญาเข้าด้วยกัน และ (2) ระหว่างไทยกับมาเลเซีย สัญญาฯ HVDC System Interconnection Agreement (SIA) ระหว่าง กฟผ. กับ Tenaga Nasional Berhad (TNB) ของมาเลเซีย ซึ่งจะสิ้นสุดอายุในวันที่ 14 พฤษภาคม 2570 เมื่อมีการซื้อขายและขนส่งพลังงานไฟฟ้าตามโครงการ LTM-PIP ฟฟล. จะส่งพลังงานไฟฟ้าจำนวนไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ เรียกว่า LTM Energy มายังระบบไฟฟ้าของ กฟผ. และ กฟผ. จะนำส่งพลังงานดังกล่าวต่อให้มาเลเซีย
3. สัญญาฯ สำหรับโครงการ LTM-PIP ที่จะลงนามระหว่าง สปป. ลาว (โดย ฟฟล.) ไทย (โดย กฟผ.) และมาเลเซีย (โดย TNB) จะเรียกว่า สัญญาซื้อขายและขนส่งพลังงานไฟฟ้า (Energy Purchase and Wheeling Agreement : EPWA) แบ่งเป็น 3 ส่วน คือ (1) General เป็นเงื่อนไขทั่วไปที่เกี่ยวข้องและบังคับใช้กับคู่สัญญาทั้ง 3 ฝ่าย คือ ฟฟล. (ผู้ขายพลังงาน) กฟผ. (ผู้ขนส่งพลังงาน) และ TNB (ผู้ซื้อพลังงาน) (2) Energy Purchase เป็นเงื่อนไขว่าด้วยการซื้อขายพลังงานไฟฟ้าและบังคับใช้กับ ฟฟล. และ TNB และ (3) Energy Wheeling เป็นเงื่อนไขว่าด้วยการขนส่งพลังงานไฟฟ้าและบังคับใช้กับ ฟฟล. และ กฟผ. โดยอายุสัญญามีระยะเวลา 2 ปี นับจากวันที่ 1 มกราคม 2561 (Effective Date) เว้นแต่จะมีการบอกเลิกสัญญาก่อน หากจะต่ออายุสัญญาให้แจ้งล่วงหน้าก่อนสิ้นสุดสัญญา 6 เดือน หน้าที่ตามสัญญาคือ ฟฟล. ส่ง/ขายพลังงานไฟฟ้า (LTM Energy) ให้ TNB และ TNB ตกลงรับซื้อ LTM Energy จาก ฟฟล. ณ จุดส่งมอบ (Delivery Point) จากนั้น กฟผ. นำส่ง LTM Energy จาก ฟฟล. ให้แก่ TNB โดยการซื้อขาย LTM Energy ระหว่าง ฟฟล. และ TNB มีกำหนดการซื้อขายขั้นต่ำต่อเนื่องกัน 3 ชั่วโมง โดย TNB จะต้องชำระ Energy Payment ให้ ฟฟล. ภายใน 30 วันนับจากที่ได้รับ Invoice และ ฟฟล. ต้องชำระ Energy Wheeling Payment ซึ่งประกอบด้วย (1) Wheeling Charge Payment ด้วยสกุลเงิน US Dollars และ/หรือ (2) Energy Imbalance Payment ด้วยสกุลเงินไทยบาท (โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าส่วนเกินตามสัญญาฯ ฟฟล. และ กฟผ. ฉบับใหม่) ให้ กฟผ. ภายใน 30 วันนับจากที่ได้รับ Energy Wheeling Invoice โครงการฯ มีจุดส่งมอบไฟฟ้าที่ชายแดนไทย – มาเลเซีย โดยคิดค่าพลังงานไฟฟ้าตามมิเตอร์ (main AC meter) ที่ สฟ. คลองแงะ โครงสร้างค่าไฟฟ้า ประกอบด้วย (1) Lao PDR Tariff (2) Wheeling Charge (ไทย) โดย Total Thailan Tariffและ (3) Transmission Losses (ไทย) ซึ่งค่า Wheeling Charge กรณีส่งพลังงานไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ไปยังมาเลเซียในช่วง 2 ปี (ค.ศ. 2018 – 2019) ปริมาณน้อยกว่าหรือเท่ากับ 100 ล้านหน่วย จะคิดอัตรา EGAT Transmission Tariff เท่ากับ 0.758 US Cent/หน่วย และ HVDC Cost เท่ากับ 0.104 US Cent/หน่วย และกรณีส่งพลังงานไฟฟ้ามากกว่า 100 ล้านหน่วย จะคิดอัตรา EGAT Transmission Tariff เท่ากับ 0.758 US Cent/หน่วย และ HVDC Cost เท่ากับ 0.416 US Cent/หน่วย ทั้งนี้ การจัดการพลังงานส่วนที่ ฟฟล. ขาดส่ง (LTM Energy Imbalance) กรณีที่ ฟฟล. ไม่สามารถส่ง LTM Energy ตามที่ได้ตกลงไว้ใน Daily CoP กฟผ. จะมีหน้าที่นำส่งให้แทน โดย LTM Energy Imbalance ที่ กฟผ. นำส่งแทน จะถูกเก็บสะสมไว้ในบัญชี โดยแยก Peak/Off-Peak กรณีที่เกิด LTM Energy Imbalance มากกว่า 50% ตาม Daily CoP เป็นเวลาติดต่อกัน 1 ชั่วโมง TNB มีสิทธิ์ในการปรับ (revise) แผนการรับซื้อ โดยการออกเอกสารที่ชื่อว่า Revised CoP แจ้งต่อ ฟฟล. และ กฟผ. ล่วงหน้าอย่างน้อย 1 ชั่วโมง ทั้งนี้ ฟฟล. มีสิทธิ์เลือกชำระ Energy Imbalance Payment ระหว่าง (1) ใช้คืนเป็นพลังงาน (Make-Up) ให้ กฟผ. ภายใน 30 วันนับจากที่ได้รับ Energy Wheeling Invoice (Due Date) และ/หรือ (2) ชำระเป็นเงิน (Payment) โดยจ่ายด้วยเงินบาทไทย (ใช้อัตราค่าไฟฟ้าส่วนเกินตามสัญญาฯ ฟฟล. และ กฟผ. ฉบับใหม่) ให้ กฟผ. ภายใน Due Date หากไม่สามารถชำระ Energy Imbalance Payment คืนให้ กฟผ. ได้ครบภายใน Due Date กฟผ. มีสิทธิ์หยุดการซื้อขาย LTM Energy จนกว่าจะได้รับชำระคืนครบทั้งหมด
4. การยุติข้อพิพาท ให้เจรจาหาข้อยุติโดยผู้แทนที่คู่สัญญาแต่ละฝ่ายแต่งตั้งเป็นลำดับแรก และหากไม่สามารถยุติข้อพิพาทภายใน 60 วัน ให้เจรจาหาข้อยุติโดย Senior Officer ของคู่สัญญาที่มีข้อพิพาท ทั้งนี้ หาก Senior Officer ไม่สามารถยุติข้อพิพาทภายใน 60 วัน ให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) โดยใช้กฎของ United Nations Commission on International Trade Law (UNCITRAL Rules) และดำเนินการที่ประเทศฮ่องกง โดยใช้ภาษาอังกฤษ รวมทั้งการบังคับใช้และตีความตามกฎหมายอังกฤษ นอกจากนี้ เหตุบอกเลิกสัญญา ทำได้โดยกรณี ฟฟล. ไม่จ่ายค่า Wheeling Charge ให้ กฟผ. ภายใน 60 วัน หลังจากได้รับการแจ้งการผิดนัดชำระหนี้ หรือ TNB ไม่จ่ายค่า LTM Energy ให้ ฟฟล. ภายใน 60 วัน หลังจากได้รับการแจ้งการผิดนัดชำระหนี้ หรือ กฟผ. ไม่ปฏิบัติหน้าที่หรือกระทำผิดเงื่อนไขสัญญาฯ อย่างมีนัยสำคัญ ทั้งนี้ ร่างสัญญาฯ ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการ กฟผ. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้านแล้ว และจะนำเสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรี ตามลำดับต่อไป ส่วน กฟผ. จะนำร่างสัญญาฯ เสนอ อส. เพื่อตรวจพิจารณาขนานกันไป เพื่อให้การดำเนินงานเป็นไปตามแผนการซื้อขายไฟฟ้าในโครงการ LTM-PIP ทั้งนี้ เมื่อสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว ให้ กฟผ. สามารถลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ได้ หากจำเป็นต้องแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ที่ไม่กระทบต่อเงื่อนไขสำคัญของสัญญาฯ ให้ กฟผ. ดำเนินการได้โดยไม่ต้องขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ไปประเทศมาเลเซีย ผ่านระบบส่งไฟฟ้าของไทย เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีตามลำดับต่อไป และมอบหมายให้ฝ่ายไทย โดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) สามารถลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ต่อไป เมื่อสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ดังกล่าว ที่ไม่กระทบต่อเงื่อนไขสำคัญของสัญญาฯ ไม่ต้องนำกลับมาขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติอีก
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) มีการซื้อขายไฟฟ้าในลักษณะของการให้ความช่วยเหลือและแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าแบบ Non - Firm ภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้า 2 ฉบับ ได้แก่ (1) โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 เป็นสัญญาที่ ฟฟล. ขายไฟฟ้าส่วนเกินจากความต้องการในประเทศที่ผลิตจากโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 (150 เมกะวัตต์) โครงการเขื่อนน้ำลึก (60 เมกะวัตต์) และโครงการเขื่อนน้ำเทิน 2 (75 เมกะวัตต์) ให้ กฟผ. และ ฟฟล. จะซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ในช่วงที่การผลิตไฟฟ้าใน สปป.ลาว ไม่เพียงพอ สัญญาฯ น้ำงึม 1 มีอายุสัญญา 11 ปี (วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2549 ถึงวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2560) และ (2) โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด เป็นสัญญาที่ ฟฟล. ขายไฟฟ้าส่วนเกินจากความต้องการในประเทศ ที่ผลิตจากโครงการเขื่อนเซเสด 1 (45 เมกะวัตต์) โครงการเขื่อนเซเสด 2 (76 เมกะวัตต์) และโครงการห้วยลำพันใหญ่ (88 เมกะวัตต์) ให้ กฟผ. และ ฟฟล. จะซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ในช่วงที่การผลิตไฟฟ้าใน สปป.ลาว ไม่เพียงพอ สัญญาฯ เซเสดมีอายุสัญญา 16 ปี (วันที่ 1 พฤษภาคม 2544 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2560) ต่อมาเมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2559 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการเจรจาสัญญาฯ น้ำงึม 1 และสัญญาฯ เซเสด กับ ฟฟล. และเมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2559 กฟผ. ได้นำข้อคิดเห็นจากคณะอนุกรรมการประสานฯ หารือ กับสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) เพื่อขอความเห็นเกี่ยวกับประเด็นการระงับข้อพิพาท และการบังคับใช้กฎหมาย ซึ่งสรุปแนวทางและหลักการในการเจรจาสัญญาฯ ได้ดังนี้ (1) ให้รวมสัญญาฯ น้ำงึม 1 และสัญญาฯ เซเสดเข้าด้วยกันเป็นสัญญาฯ ฉบับใหม่ (2) ให้ปรับรอบปีของสัญญาฯ เป็นปีปฏิทิน (วันที่ 1 มกราคมถึงวันที่ 31 ธันวาคม) ของทุกปี (3) ให้พิจารณาความเหมาะสมเกี่ยวกับการกำหนดเงื่อนไขการชำระเงิน เช่น เงื่อนไขอัตราแลกเปลี่ยน (4) ให้คิดดอกเบี้ยในกรณีที่มีการชำระเงินล่าช้า เพื่อให้สอดคล้องกับสัญญาฯ กับประเทศอื่นๆ (5) ให้พิจารณาความเหมาะสมในการขยายอายุสัญญาฯ (4 - 8 ปี) โดยให้ทบทวนราคาซื้อขายไฟฟ้าทุก 4 ปี (6) ให้พิจารณาความเหมาะสมของราคาซื้อขายไฟฟ้า (7) ให้พิจารณาใช้แนวทางการระงับข้อพิพาทเมื่อมีปัญหาข้อขัดแย้ง โดยให้คู่สัญญาหารือร่วมกันเพื่อแก้ไขปัญหาให้ลุล่วงโดยเร็วบนพื้นฐานของเหตุผลข้อเท็จจริงและความเข้าใจอันดีของทั้งสองฝ่าย และในกรณีที่ไม่สามารถเจรจาหาข้อยุติข้อพิพาทได้ให้คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าของทั้งสองฝ่ายเข้าหารือร่วมกันเพื่อหาข้อยุติข้อพิพาท (8) กำหนดมาตรการดำเนินการ กรณีฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งไม่ปฏิบัติตามสัญญาฯ เช่น หากคู่สัญญาไม่สามารถชำระเงินได้ภายในระยะเวลา 60 วัน คู่สัญญามีสิทธิบอกยกเลิกสัญญาฯ ได้ และ (9) ให้สัญญาฯ ใช้กฎหมายไทย
2. เมื่อวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2560 กฟผ. และ ฟฟล. ได้มีหนังสือขยายอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของสัญญาฯ น้ำงึม 1 และสัญญาฯ เซเสด ออกไปจนถึงวันที่ 30 กันยายน 2560 หรือจนกว่าสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่จะมีผลบังคับใช้ แล้วแต่เหตุการณ์ใดจะเกิดขึ้นก่อน เนื่องจากยังไม่ได้ข้อยุติในเรื่องอัตราค่าไฟฟ้า ต่อมา กฟผ. และ ฟฟล. ได้เห็นชอบร่างสัญญาฯ ฉบับใหม่ (Final Draft) โดยหากทั้งสองฝ่ายได้รับการอนุมัติอัตราค่าไฟฟ้าและไม่มีการแก้ไขเพิ่มเติม กฟผ. จะนำร่างสัญญาฯ ฉบับใหม่ เสนอขออนุมัติตามขั้นตอน พร้อมทั้งส่งให้ ฟฟล. ดำเนินการแปลเป็นภาษาลาวต่อไป และเมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 ฟฟล. ได้มีหนังสือกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว ได้เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าตามที่ กฟผ. และ ฟฟล. เห็นชอบร่วมกันดังกล่าวแล้ว ต่อมาเมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2560 คณะกรรมการ กฟผ. ได้มีมติเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (ฉบับใหม่) ระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. พร้อมทั้งนำส่งร่างสัญญาฯ ให้ อส. ตรวจพิจารณาเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และเมื่อวันที่ 3 กรกฎาคม 2560 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. และให้นำร่างสัญญาฯ ดังกล่าวเสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีต่อไป ทั้งนี้ หาก อส. กพช. และคณะรัฐมนตรี ไม่มีประเด็นแก้ไขในสาระสำคัญเกี่ยวกับอัตราค่าไฟฟ้า ให้ กฟผ. ลงนามสัญญาฯ ได้ โดยไม่ต้องนำร่างสัญญาฯ ที่แก้ไขมาเสนอขอความเห็นชอบอีกครั้ง
3. สรุปข้อแตกต่างที่สำคัญระหว่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับเดิมและฉบับใหม่ ได้ดังนี้ (1) สัญญาและจุดรับส่งพลังงานไฟฟ้า สัญญาฉบับเดิมมี 2 สัญญา ได้แก่ สัญญาเซเสดมี 1 จุด คือ สฟ.สิรินธร - สฟ.บังเยาะ และสัญญาน้ำงึม 1 มี 5 จุดคือ สฟ.หนองคาย - สฟ.โพนต้อง สฟ.หนองคาย – ท่านาแล้ง สฟ.บึงกาฬ - สฟ.ปากซัน สฟ.นครพนม - สฟ.ท่าแขก และ สฟ.มุกดาหาร 2 - สฟ.ปากบ่อ ส่วนสัญญาฉบับใหม่ รวมเป็น 1 สัญญาโดยมีจุดรับส่งพลังงานไฟฟ้ารวมเป็น 6 จุด (2) อัตราค่าไฟฟ้า สัญญาฉบับเดิมกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าคราวละ 4 ปี (อายุสัญญา 8 ปี) อัตราค่าไฟฟ้ารายเดือน ช่วง Peak กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. 1.60 บาทต่อหน่วย และ กฟผ. ขายให้ ฟฟล. 1.74 บาทต่อหน่วย ช่วง Off-Peak กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. 1.20 บาทต่อหน่วย และ กฟผ. ขายให้ ฟฟล. 1.34 บาทต่อหน่วย และหากในรอบปีสัญญา ฟฟล. ซื้อไฟฟ้ามากกว่าขายให้ กฟผ. ฟฟล. ต้องชำระค่าไฟฟ้าส่วนเกินในอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ. โดยอัตราค่าไฟฟ้าส่วนเกิน เท่ากับผลรวมของอัตราค่าไฟฟ้าฐาน การปรับอัตราค่าไฟฟ้าอัตโนมัติ (Ft) อัตราค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้า และภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) (ปัจจุบันมีค่าเป็นศูนย์) รอบปีสัญญาตั้งแต่วันที่ 26 กุมภาพันธ์ ถึง 25 กุมภาพันธ์ ของแต่ละปี ส่วนสัญญาฉบับใหม่ แบ่งเป็น 3 ช่วง คือ ช่วงที่ 1 บังคับใช้ 12 เดือนแรกนับจากวันที่ 1 ของเดือนถัดไปที่ทั้งสองฝ่ายได้ลงนามสัญญาฯ เว้นแต่หากลงนามสัญญาฯ ในวันที่ 1 ก็ให้นับจากวันที่ 1 ของเดือนนั้น ช่วงที่ 2 นับจากวันที่ 1 ของเดือนที่ 13 ของสัญญาฯ จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 และช่วงที่ 3 นับจากวันที่ 1 มกราคม 2564 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 โดยที่คู่สัญญาจะเจรจาตกลงอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ล่วงหน้าสำหรับแต่ละช่วง ก่อนสิ้นสุดการบังคับใช้อัตราค่าไฟฟ้าเดิมไม่น้อยกว่า 180 วัน หากยังไม่สามารถตกลงกันได้ ให้ใช้อัตราค่าไฟฟ้าเดิมไปจนกว่าจะบรรลุข้อตกลงอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ โดยไม่มีผลบังคับใช้ย้อนหลัง โดยอัตราค่าไฟฟ้าช่วงที่ 1 ช่วง Peak กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. 2.00 บาทต่อหน่วย และ กฟผ. ขายให้ ฟฟล. 2.10 บาทต่อหน่วย ช่วง Off-Peak กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. 1.60 บาทต่อหน่วย และ กฟผ. ขายให้ ฟฟล. 1.70 บาทต่อหน่วย โดยอัตราค่าไฟฟ้าส่วนเกิน เท่ากับผลรวมของอัตราค่าไฟฟ้าฐาน การปรับอัตราค่าไฟฟ้าอัตโนมัติ (Ft) และภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) (ปัจจุบันมีค่าเป็นศูนย์) รอบปีสัญญากำหนดให้เริ่มต้นวันที่ 1 มกราคมถึงวันที่ 31 ธันวาคมของแต่ละปี (3) สกุลเงินในการชำระค่าไฟฟ้า สัญญาฉบับเดิม แบ่งเป็น 2 ส่วนคือ ร้อยละ 50 ใช้เหรียญสหรัฐฯ (Fixed) ที่อัตรา 40 บาท ต่อ 1 เหรียญสหรัฐฯ อีกร้อยละ 50 ใช้เงินเหรียญสหรัฐฯ (Floating) เป็นอัตราแลกเปลี่ยน ณ วันโอนเงิน ส่วนสัญญาฉบับใหม่ใช้เงินเหรียญสหรัฐฯ (Floating) เป็นอัตราแลกเปลี่ยน ณ วันโอนเงิน (4) กรณีชำระเงินค่าไฟฟ้าล่าช้ากว่าที่กำหนด สัญญาฉบับเดิม ไม่มีเงื่อนไขการคิดบทปรับ ส่วนสัญญาฉบับใหม่ หากไม่ชำระเงินภายในกำหนดเวลา ต้องชำระดอกเบี้ยบนยอดจำนวนเงินที่ค้างชำระเป็นรายวันในอัตราเท่ากับดอกเบี้ยขั้นต่ำของเงินกู้เบิกเกินบัญชี (MOR) ซึ่งประกาศโดยธนาคารกรุงไทย จำกัด (มหาชน) ณ วันถัดจากวันที่ครบกำหนดชำระเงินบวกด้วยสอง (MOR+2) นับตั้งแต่วันที่ผิดนัดชำระเงินจนกว่าจะชำระเงินเสร็จสิ้น และ (5) ค่าไฟฟ้าค้างชำระระหว่างกันในสัญญา สัญญาเดิมไม่มีระบุไว้ ส่วนสัญญาฉบับใหม่ คู่สัญญาฝ่ายที่มีหน้าที่ต้องชำระค่าไฟฟ้า มีสิทธินำหนี้ที่คู่สัญญาอีกฝ่ายหนึ่งค้างชำระ มาหักกลบลบหนี้ที่ตนจะต้องชำระได้
มติของที่ประชุม
รับทราบในหลักการของร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) และขอให้กลับไปทบทวนอัตราผลตอบแทนและอัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ ในสัญญาฯ เพิ่มเติมและเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาอีกครั้ง
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง ต่อมาเมื่อวันที่ 23 มกราคม 2560 ประธาน กพช. ได้ลงนามในคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบูรณาการฯ ดังกล่าว โดยมีรองนายกรัฐมนตรี (พลอากาศเอก ประจิน จั่นตอง) เป็นประธาน มีกรรมการจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและผู้ทรงคุณวุฒิจำนวน 16 คน เป็นกรรมการ และมีอธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นกรรมการและเลขานุการ
2. คณะกรรมการบูรณาการฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 19 กรกฎาคม 2560 ได้มีมติเห็นชอบ 3 เรื่อง ดังนี้ (1) แผนปฏิบัติการ (Action plan) ด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งปี พ.ศ. 2561 - 2564 โดยแบ่งกลุ่มการดำเนินงานเป็น 3 มาตรการ คือ มาตรการทางการเงิน/โครงสร้างภาษี มาตรการเพิ่มประสิทธิภาพการขนส่ง และมาตรการโครงสร้างพื้นฐาน (2) การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการ จำนวน 3 คณะ ได้แก่ คณะอนุกรรมการติดตามประเมินผลการดำเนินมาตรการตามแผนอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง จำนวน 16 คน คณะอนุกรรมการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งทางน้ำ จำนวน 15 คน และคณะอนุกรรมการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งทางอากาศ จำนวน 14 คน และ (3) การสรรหาผู้ทรงคุณวุฒิด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง จำนวน 3 คน เพื่อแต่งตั้งเป็นกรรมการในคณะกรรมการบูรณาการฯ โดยพิจารณาจากผู้ทรงคุณวุฒิที่มีความรู้ความสามารถและประสบการณ์ด้านการขนส่ง ไม่น้อยกว่า 10 ปี ซึ่งที่ประชุมฯ ได้มีมติเห็นชอบให้เสนอกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิ จำนวน 3 คน คือ รองศาสตราจารย์ ดร.สรวิศ นฤปิติ นายธิบดี หาญประเสริฐ และนายชูศักดิ์ เกวี เพื่อเสนอ กพช. พิจารณาแต่งตั้งเป็นกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบรายชื่อผู้ทรงคุณวุฒิด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง จำนวน 3 คน คือ นายสรวิศ นฤปิติ นายธิบดี หาญประเสริฐ และนายชูศักดิ์ เกวี เป็นผู้ทรงคุณวุฒิในคณะกรรมการบูรณาการนโยบาย ด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง
2. เห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิด้านอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งในคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง และให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติลงนามต่อไป
กบง. ครั้งที่ 43 - วันอังคารที่ 5 กันยายน 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 10/2560 (ครั้งที่ 43)
เมื่อวันอังคารที่ 5 กันยายน 2560 เวลา 14.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
2. รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558-2579 (EEP 2015) ไตรมาสที่ 2 ปี 2560
3. รายงานผลการศึกษาวิเคราะห์โครงการนำร่องการส่งเสริมการติดตั้งโซล่าร์รูฟอย่างเสรี
5. แนวทางการปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุนและแผนการบริหารจัดการคุณภาพ NGV ในระยะยาว
6. การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
8. มาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นางเอมอร ชีพสุมล)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบช่วงเดือนสิงหาคม 2560 มีความผันผวนอยู่ในระดับ 50 – 53 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เนื่องจากกลุ่มโอเปคปรับลดปริมาณการผลิตน้ำมันดิบลง ประเทศสหรัฐฯ ประสบภัยธรรมชาติทำให้ปริมาณการการผลิตน้ำมันดิบลดลง รวมทั้งในเดือนกันยายน 2560 จะมีการประชุมของกลุ่มโอเปคซึ่งอาจจะมีการควบคุมหรือปรับลดปริมาณการผลิตอีกครั้ง นอกจากนี้ยังมีเหตุความไม่สงบในประเทศเวเนซุเอลาทำให้ต้องหยุดกระบวนการผลิตน้ำมันดิบ แต่ทั้งนี้ในเดือนกันยายน – เดือนตุลาคม 2560 จะเป็นช่วงปิดซ่อมบำรุงโรงกลั่นทั่วโลกทำให้ความต้องการน้ำมันดิบของโรงกลั่นลดลง จึงคาดการณ์ว่าราคาน้ำมันดิบจะยังทรงตัวอยู่ที่ประมาณ 50 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนกันยายน 2560 ยังมีแนวโน้มที่จะปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยราคา CP (Contract Price) อยู่ที่ 490 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากภัยธรรมชาติในประเทศสหรัฐฯ ส่งผลกระทบต่อท่าส่งออกก๊าซ LPG และในช่วงเดือนสิงหาคม 2560 ประเทศจีนผลิตก๊าซ LPG ลดลงจึงต้องมีการนำเข้าให้เพียงพอกับความต้องการ รวมทั้งหลายประเทศเริ่มเข้าสู่ฤดูหนาวทำให้ทิศทางความต้องการก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น และจากการที่ประเทศสหรัฐฯ ประสบภัยธรรมชาติจึงไม่สามารถผลิตน้ำมันเบนซินได้ทำให้ความต้องการก๊าซบิวเทนเพิ่มขึ้นเพื่อนำไปใช้ทดแทน ภาคปิโตรเคมีของทวีปเอเชียมีความเติบโตค่อนข้างสูงทำให้ความต้องการก๊าซโพเพนมีจำนวนเพิ่มขึ้น (3) ราคาถ่านหินมีทิศทางปรับตัวลดลง เนื่องจากปัญหาด้านเทคนิคในการผลิตถ่านหินของประเทศออสเตรเลียเริ่มคลี่คลายลง และโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ของประเทศอินเดียและเกาหลีใต้เริ่มเปิดดำเนินการทำให้ความต้องการถ่านหินเพื่อใช้ผลิตไฟฟ้าลดลง และ (4) ราคาก๊าซ LNG ในเดือนสิงหาคม 2560 ราคาปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยเฉลี่ยอยู่ที่ 6.10 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เนื่องจากประเทศออสเตรเลียหยุดการผลิตจำนวน 8 – 9 ล้านตัน และความต้องการของประเทศจีนและเกาหลีใต้เพิ่มขึ้นเนื่องจากประสบสภาพอากาศร้อน ประเทศนอร์เวย์ปรับลดกำลังการผลิตลง รวมทั้งการเตรียมความพร้อมของหลายประเทศที่จะเข้าสู่ฤดูหนาวทำให้เริ่มมีการสำรองก๊าซ LNG โดยในเดือนตุลาคมคาดว่าราคาก๊าซ LNG อาจจะปรับตัวสูงขึ้นอีก
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
ความคืบหน้าการดำเนินการตามแผน EEP 2015 ไตรมาสที่ 2 ปี 2560 สรุปได้ดังนี้ จากเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานจากทุกมาตรการในปี 2560 กำหนดไว้ที่ 1,270 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) แบ่งเป็นเป้าหมายที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่ง จำนวน 703 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และคิดเป็นเป้าหมายเฉพาะมาตรการในภาคขนส่ง เช่น การใช้มาตรการกำหนดภาษีสรรพสามิตเพื่อส่งเสริมรถประหยัดพลังงาน การติดฉลาก ECO Sticker สำหรับรถยนต์ เป็นต้น ซึ่งมีเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานปี พ.ศ. 2560 อยู่ที่ 567 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ โดยในปี 2560 ในส่วนของมาตรการที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่ง (การจัดการโรงงานและอาคารควบคุม การใช้เกณฑ์มาตรฐานอาคาร การใช้เกณฑ์มาตรฐานและติดฉลากอุปกรณ์ การสนับสนุนด้านการเงิน และการส่งเสริมการใช้หลอด LED) มีเป้าหมายผลประหยัดตามแผนและผลประหยัดที่คาดว่าจะได้รับอยู่ที่ 703 และ 789 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ตามลำดับ และหากรวมมาตรการในภาคขนส่ง จะมีเป้าหมายผลประหยัดตามแผนและผลประหยัดที่คาดว่าจะได้รับอยู่ที่ 1,270 และ 1,305 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ตามลำดับ โดยความคืบหน้าในภาคขนส่ง ในช่วงเดือนมกราคม – กรกฎาคม 2560 มีการติดฉลากแสดงประสิทธิภาพยานยนต์ (Eco-sticker) คิดเป็นผลประหยัด 23.20 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ แต่ทั้งนี้ คณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งได้มอบหมายให้ พพ. ดำเนินการทบทวนมาตรการด้านขนส่งให้มีความเหมาะสมมากยิ่งขึ้น ซึ่งปัจจุบัน พพ. อยู่ระหว่างการดำเนินงาน โดยผลประหยัด ณ สิ้นเดือนกรกฎาคม 2560 รวมภาคขนส่งอยู่ที่ 292.45 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และสิ้นปีคาดว่าจะอยู่ที่ประมาณ 800 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานผลการศึกษาวิเคราะห์โครงการนำร่องการส่งเสริมการติดตั้งโซล่าร์รูฟอย่างเสรี
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2558 สภาปฏิรูปแห่งชาติ (สปช.) ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอโครงการปฏิรูปเร็ว (Quick win) เรื่อง โครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี เมื่อวันที่ 7 พฤษภาคม 2558 ที่ประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบหลักการการดำเนินโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี และเมื่อวันที่ 5 มกราคม 2559 กบง. ได้มีมติรับทราบแนวทางดำเนินงานโครงการนำร่อง (Pilot Project) การส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี โดยหลักการสำคัญ คือ การผลิตไฟฟ้าใช้เองเท่านั้น โดยให้ พพ. จัดตั้งคณะทำงานกำหนดแนวทางและประสานงาน กำกับติดตามโครงการนำร่องการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี (ระบบผลิตไฟฟ้าด้วยแสงอาทิตย์สำหรับบ้านและอาคาร) ต่อมาเมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2559 กบง. ได้รับทราบการจัดตั้งคณะทำงานฯ และรับทราบหลักเกณฑ์และแนวทางการดำเนินโครงการนำร่องฯ ซึ่งหลังจากคณะทำงานฯ ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการฯ แล้ว ได้นำส่งให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาออกระเบียบและออกประกาศ รวมทั้ง พพ. ได้จัดจ้างจุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ดำเนินการศึกษาวิเคราะห์ ติดตาม และประเมินผลการดำเนินโครงการนำร่องฯ ต่อมาเมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2559 กกพ. ได้ออกประกาศการเข้าร่วมโครงการนำร่องฯ โดยกำหนดปริมาณรวม 100 เมกะวัตต์ ในพื้นที่ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และกำหนดให้ระบบโซลาร์รูฟต้องเชื่อมต่อเข้าระบบจำหน่ายของ กฟน. และ กฟภ. ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 31 มกราคม 2560 ซึ่งเมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560 กบง. รับทราบการขอขยายระยะเวลาเชื่อมต่อโครงข่ายไฟฟ้าจากวันที่ 31 มกราคม 2560 เป็นวันที่ 31 มีนาคม 2560 โดย สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ออกประกาศขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อ ต่อมาเมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2560 และเมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2560 กบง. ได้รับทราบแนวทางการดำเนินโครงการในประเด็นการขอขยายระยะเวลาเชื่อมต่อโครงข่ายไฟฟ้าจากวันที่ 31 มีนาคม 2560 เป็นวันที่ 30 มิถุนายน 2560 ของระบบโครงข่ายไฟฟ้าสำหรับโครงการนำร่อง (Pilot Project) โดยขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อระบบเฉพาะผู้ที่ได้รับใบแจ้งยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาต ทั้งนี้ หากสิ้นสุดการขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อระบบฯ ดังกล่าว ให้การไฟฟ้าที่เกี่ยวข้องแจ้งต่อสำนักงาน กกพ. เพื่อยกเลิกใบอนุญาตสำหรับผู้ที่ไม่ได้ดำเนินการ โดย กกพ. ได้ออกประกาศ เรื่อง การขยายระยะเวลาเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า โครงการนำร่อง (Pilot Project) การผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาอย่างเสรี (ครั้งที่ 2) จากกำหนดเดิมเป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2560 ประกาศ ณ วันที่ 22 มิถุนายน 2560 ซึ่งจากการรายงานผลสถานะการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าของ กฟน. และ กฟภ. ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2560 พบว่า มีการเชื่อมต่อแล้วรวมทั้งสิ้น 180 ราย กำลังการผลิตรวม 5.63 เมกะวัตต์ (กฟน. 153 ราย กำลังการผลิต 3.93 เมกะวัตต์ และ กฟภ. 27 ราย 1.70 เมกะวัตต์) ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2560 จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ได้นำเสนอผลการวิเคราะห์ทางเทคนิค เรื่อง ผลกระทบต่อ Peak Load ข้อเสนอแนะด้านนโยบาย ปัญหาอุปสรรค เป็นต้น ต่อคณะทำงานฯ ซึ่งคณะทำงานฯ เห็นควรรายงานผลการศึกษาวิเคราห์โครงการนำร่องการส่งเสริมติดตั้งโซล่าร์รูฟเสรีต่อ กบง. เพื่อทราบต่อไป
2. จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ในฐานะผู้ได้รับการสนับสนุนในการติดตามศึกษาวิเคราะห์ ได้รายงานผลการศึกษาวิเคราะห์โครงการนำร่องการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟเสรี ในมุมมองการจัดทำนโยบายในประเด็นเกี่ยวกับมาตรการสนับสนุน มาตรการเสริม และข้อเสนอแนะเชิงนโยบาย ดังนี้ (1) มาตรการสนับสนุนการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินควรเป็น Net Billing ยึดราคาไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ยเป็นหลัก (2.73 บาท ต่อหน่วย) และกรณีราคาสูงกว่าและต่ำกว่าเพื่อหาค่า NPV , PBP และ IRR โดยแบ่งกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้า 4 ประเภท ได้แก่ ประเภทบ้านอยู่อาศัย โดยพิจารณาค่า PV/ Load Ratio จากร้อยละ 20 ถึงร้อยละ 100 ทั้งผู้ใช้ไฟฟ้าอัตราปกติและแบบ TOU คือ ถ้า PV/ Load Ratio ประมาณไม่เกินร้อยละ 40 ราคารับซื้อไม่มีผลต่อค่า PBP และ IRR แต่ถ้า PV/ Load Ratio มากกว่าร้อยละ 40 ราคารับซื้อจะมีผลต่อการเลือกขนาดระบบ เทียบกับโหลด (PV/ Load Ratio) และค่า IRR ประเภทกิจการขนาดเล็ก (อาคารธุรกิจ ≤ 30 กิโลวัตต์) โดยพิจารณาค่า PV/ Load Ratio จากร้อยละ 20 ถึงร้อยละ 100 ทั้งผู้ใช้ไฟฟ้าอัตราปกติและแบบ TOU ประเภทกิจการขนาดกลาง (อาคาร/โรงงาน 30.1-250 กิโลวัตต์) เมื่อพิจารณาค่า PV/Load Ratio จากร้อยละ 14 ถึงร้อยละ 100 พบว่าผู้ติดตั้งจะได้ NPV สูงสุดและคืนทุนเร็วสุด เมื่อติดตั้งขนาดที่เหมาะสม คือ PV/Load Ratio ประมาณไม่เกินร้อยละ 40 โดยที่ระดับราคาซื้อคืนไม่มีผลต่อความน่าสนใจลงทุน และประเภทกิจการขนาดใหญ่ (อาคาร/โรงงาน 250.1-1,000 กิโลวัตต์) เมื่อพิจารณาค่า PV/Load Ratio จากร้อยละ 14 ถึง ร้อยละ 100 พบว่า ผู้ติดตั้งที่ PV/ Load Ratio ประมาณไม่เกินร้อยละ 40 ระดับราคาซื้อคืนไม่มีผลต่อความน่าสนใจลงทุน
3. การกำหนดเป้าหมายปริมาณรายปีและการรับซื้อไฟฟ้าไหลย้อนที่มีผลต่อ Ft ได้เสนอแนวทางการกำหนดเป้าหมายรายปี 3 แนวทาง และเสนอแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าไหลย้อน 3 กลุ่มราคา (สูง กลาง ต่ำ) เพื่อพิจารณาผลกระทบต่อ Ft โดยพิจารณาจากราคาค่าผลิตไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ย peak & off-peak ที่แรงดัน 230 กิโลโวลต์ไม่รวม Ft หรือสูงกว่า หรือต่ำกว่าค่าไฟฟ้าขายส่ง โดยพิจารณาประกอบกับราคาที่ทำให้ IRR = ร้อยละ 10 สำหรับกลุ่มลูกค้าแต่ละประเภท โดยมีรายละเอียดดังนี้ (1) เป้าหมาย 6,000 เมกะวัตต์ในปี 2579 โดยส่งเสริมการติดตั้ง 300 เมกะวัตต์ต่อปี (ระยะเวลา 19 ปี) ถ้าอัตรารับซื้อไฟฟ้าไหลย้อนอยู่ที่ระดับต่ำ – ปานกลางจะทำให้ค่า Ft ติดลบ (ค่าไฟถูกลง) เนื่องจากราคารับซื้อต่ำเมื่อเทียบกับซื้อจาก กฟผ. ทั้งนี้ กลุ่มบ้านมีสัดส่วนไฟฟ้าไหลย้อนมากที่สุด รองลงมาคือธุรกิจขนาดเล็กและอาคาร ส่วนกลุ่มอาคารขนาดใหญ่ไฟย้อนน้อย (2) เป้าหมาย 12,000 เมกะวัตต์ในปี 2579 โดยส่งเสริมการติดตั้ง 600 เมกะวัตต์ต่อปี (ระยะเวลา 19 ปี) ถ้าอัตรารับซื้อไฟฟ้าไหลย้อนอยู่ที่ระดับต่ำ – ปานกลาง จะทำให้ค่า Ft ติดลบ (ค่าไฟถูกลง) แต่เปลี่ยนแปลงเป็นสองเท่าของกรณี 6,000 เมกะวัตต์ และ (3) เป้าหมาย 3,000 เมกะวัตต์ในระยะสั้น 3 ปี (2561 - 2563) โดยส่งเสริมการติดตั้ง 1,000 เมกะวัตต์ต่อปี (ระยะเวลา 3 ปี ถ้าอัตรารับซื้อไฟฟ้าไหลย้อนอยู่ที่ระดับต่ำ – ปานกลาง จะทำให้ค่า Ft ติดลบ (ค่าไฟถูกลง) กรณีรับซื้อไฟฟ้าอัตราสูงสุด ค่า Ft เพิ่ม 0.16 สตางค์ต่อหน่วย รวมทั้ง จุฬาฯ ได้สรุปข้อคิดเห็นและข้อเสนอแนะเชิงนโยบาย ดังนี้ (1) ควรกำหนดเป้าหมายรายปี และเป้าหมายระยะยาวถึงสิ้นแผน AEDP 2015 เพื่อให้สะดวกต่อการวางแผน (2) ควรรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินในอัตราที่เหมาะสม โดยจำแนกอัตราตามกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้า (3) ควรกำหนดระยะเวลาส่งเสริม 3 ปีตามรอบของค่าไฟฟ้าฐาน (รอบถัดไปคือ 2561 - 2563) และควรปรับเปลี่ยนอัตราสำหรับโครงการใหม่ที่จะเข้าระบบทุกๆ 3 ปี (4) การแก้ไขปัญหาอุปสรรค ขั้นตอนพิจารณาล่าช้า กฎระเบียบต่างๆ และ One stop มีความสำคัญเทียบเท่ากับการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกิน และการกำหนดโควตา จำเป็นต้องมีหน่วยงานที่เป็นเจ้าภาพอย่างชัดเจนสำหรับปัญหาอุปสรรคในแต่ละประเด็น และมีเจ้าภาพกลางในการติดตาม (ซึ่งอาจปรับเพิ่มหน้าที่ของคณะทำงานฯ) และ (5) การเก็บข้อมูลของการไฟฟ้า ควรออกแบบระบบเก็บข้อมูลที่ควบคู่ไปกับการออกนโยบาย เพื่อให้ กฟน. กฟภ. วางแผนระบบจำหน่าย และให้ กฟผ. วางแผน PDP คาดการณ์และบริหารจัดการ duck curve
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ดำเนินการตามข้อสังเกตของที่ประชุม
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ โดยมีมติที่เกี่ยวข้องกับกลไกการบริหารกองทุนน้ำมันฯ ดังนี้ (1) ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนการผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก (ยกเลิกกองทุน#1) ยกเว้นในกรณีที่มีความแตกต่างอย่างมีนัยสำคัญ (2) ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพราคา และ (3) สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งอาจสามารถเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการใช้กลไกกองทุน#1 ได้ ต่อมาเมื่อวันที่ 18 สิงหาคม 2560 กบง. มีมติเห็นชอบการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG ดังนี้ (1) เห็นชอบการคำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของ บริษัท ปตท. สผ. สยาม จำกัด โดยใช้ต้นทุนของการผลิตของตนเอง (Cost Plus) ตามสูตรการคำนวณที่กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติกำหนดไว้เดิม และ (2) เห็นชอบการคำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของ บริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) (UAC) โดยใช้ราคาต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ ของตนเอง (Cost Plus) โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ศึกษาต้นทุนให้แล้วเสร็จภายใน 3 เดือน โดยในระหว่างนี้ให้ใช้ต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG เท่ากับต้นทุนของบริษัท ปตท. สผ. สยาม จำกัด ไปพลางก่อน
2. สถานการณ์การผลิต การจัดหา การใช้ และการส่งออกก๊าซ สำหรับแผนในช่วง 6 เดือนถัดไป (ตั้งแต่เดือนกันยายน 2560 ถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2561) สรุปได้ดังนี้ ปริมาณผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณเดือนละ 472,132 – 535,294 ตัน ในขณะที่ปริมาณความต้องการใช้ภายในประเทศ อยู่ประมาณเดือนละ 517,403 – 546,781 ตัน ทำให้มีส่วนที่ขาดอยู่ประมาณเดือนละ 9,029 – 45,271 ตัน ทั้งนี้จะไม่ส่งผลให้เกิดภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG ในประเทศ เนื่องจากชดเชยด้วยการนำเข้าซึ่งช่วยทดแทนส่วนที่ขาด ซึ่งมีปริมาณนำเข้าอยู่ประมาณเดือนละ 47,500 - 48,000 ตัน ในจำนวนนี้เป็นการนำเข้ามาเพื่อการส่งออก (re-export) เดือนละ 3,500 - 4,000 ตัน และคาดว่าการส่งออกจากปริมาณการผลิตภายในประเทศประมาณเดือนละ 11,200 - 23,400 ตัน
3. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนกันยายน 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 490 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG นำเข้า อยู่ที่ 17.6970 บาทต่อกิโลกรัม (529 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 1.4389 บาทต่อกิโลกรัม ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ 13.3049 บาทต่อกิโลกรัม (398 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาไม่เปลี่ยนแปลงจากเดือนก่อน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. สผ.สยามจำกัดและบริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อยู่ที่ 15.1000 บาทต่อกิโลกรัม (452 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ราคาไม่เปลี่ยนแปลงจากเดือนก่อน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนสิงหาคม 2560 อยู่ที่ 33.4292 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากเดือนก่อนหน้า 0.4854 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ซึ่งจากสถานการณ์ก๊าซ LPG และแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับเพิ่มขึ้น 1.4389 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 16.2581 บาทต่อกิโลกรัม (479.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 17.6970 บาทต่อกิโลกรัม (529.3883 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในเดือนกันยายน 2560 มีราคาอยู่ที่ 13.3049 บาทต่อกิโลกรัม (398 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เมื่อบวกกับอัตราเงินสำหรับส่งเสริมให้เกิดการแข่งขัน ที่ 0.67 บาทต่อกิโลกรัม จะทำให้กรอบการกำหนดเพดานราคาขั้นสูงของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ 13.9749 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งต่ำกว่าราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) 3.7221 บาทต่อกิโลกรัม จึงเห็นสมควรเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่อัตรา 3.7221 บาทต่อกิโลกรัม ส่วนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. สผ.สยามจำกัด และบริษัทยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) ของในเดือนกันยายน 2560 อยู่ที่ 15.1000 บาทต่อกิโลกรัม (452 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เมื่อบวกกับอัตราเงินสำหรับส่งเสริมให้เกิดการแข่งขัน ที่ 0.67 บาทต่อกิโลกรัม จะทำให้กรอบการกำหนดเพดานราคาขั้นสูงของโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. สผ.สยามจำกัด และบริษัทยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อยู่ที่ 15.7700 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งต่ำกว่าราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) 1.9270 บาทต่อกิโลกรัม จึงเห็นสมควรเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่อัตรา 1.9270 บาทต่อกิโลกรัม จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องส่งผลให้ต้นทุนก๊าซ LPG เดือนกันยายน 2560 ปรับเพิ่มขึ้น 1.4389 บาทต่อกิโลกรัม
4. เพื่อไม่ให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ส่งผลกระทบต่อประชาชนมากเกินไป ประกอบกับกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนก๊าซ LPG ยังคงมีเงินสะสมอยู่ 5,859 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อรักษาเสถียรภาพราคา 3 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ปรับราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 10 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 3.5719 บาทต่อกิโลกรัม (ต้นทุนที่เพิ่มขึ้นส่งผ่านให้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ประมาณกึ่งหนึ่ง) โดยปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชย 0.8160 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 2.7559 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 0.67 บาทต่อกิโลกรัม จาก 20.49 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 21.15 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย -508 ล้านบาทต่อเดือน แนวทางที่ 2 ปรับราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 20 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 2.9489 บาทต่อกิโลกรัม (ต้นทุนที่เพิ่มขึ้นส่งผ่านให้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG เกือบทั้งหมด) โดยการปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชย 0.1930 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 2.7559 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 1.33 บาทต่อกิโลกรัม จาก 20.49 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 21.82 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย -293 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 3 ปรับราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 30 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 2.3254 บาทต่อกิโลกรัม (ต้นทุนทั้งหมดส่งผ่านให้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ประมาณกึ่งหนึ่ง) โดยการปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชย 0.4305 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 2.7559 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 2.00 บาทต่อกิโลกรัม จาก 20.49 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 22.49 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย -77 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามแนวทางที่ 1 ปรับราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 10 บาทต่อถัง 15 กก. กองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 3.5719 บาท/กก. ดังนี้
(1) ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง กิโลกรัมละ 3.7221 บาท ทั้งนี้ไม่รวมถึงก๊าซที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร และก๊าซที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อำเภอกงไกรลาศ จังหวัดสุโขทัย
(2) ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ของบริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อำเภอกงไกรลาศ จังหวัดสุโขทัย ที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง กิโลกรัมละ 1.9270 บาท
(3) ให้กำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง กิโลกรัมละ 3.5719 บาท ทั้งนี้ไม่รวมถึงก๊าซที่ซื้อหรือได้มาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร
(4) ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ซื้อหรือได้มาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร กิโลกรัมละ 0.7421 บาท
(5) กรณีก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนกิโลกรัมละ 0.70 บาท แต่ทั้งนี้ไม่รวมถึงก๊าซที่นำเข้ามาในราชอาณาจักรหรือก๊าซที่ผลิตจากก๊าซที่นำเข้ามาใช้ในราชอาณาจักรตามที่ได้แจ้งต่อกรมธุรกิจพลังงานก่อนนำเข้ามาในราชอาณาจักร
(6) กรณีก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 และได้รับเงินชดเชยจากองทุนน้ำมันแล้วให้ส่งเงินชดเชยคืนกองทุน กิโลกรัมละ 3.5719 บาท
2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนกองทุน สำหรับก๊าซ
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 6 กันยายน 2560 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 5 แนวทางการปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุนและแผนการบริหารจัดการคุณภาพ NGV ในระยะยาว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบให้ลอยตัวราคาขายปลีก NGV ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร แบบมีเงื่อนไข โดยตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 ถึงวันที่ 15 กรกฎาคม 2559 ขอความร่วมมือให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) กำหนดเพดานราคาขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปที่ 13.50 บาทต่อกิโลกรัม โดยในช่วงเวลาดังกล่าวหากต้นทุนราคา NGV อยู่ในระดับที่ต่ำกว่า 13.50 บาทต่อกิโลกรัม ให้ปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปลงเพื่อให้สะท้อนต้นทุน และตั้งแต่วันที่ 16 กรกฎาคม 2559 เป็นต้นไป ให้ปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปให้สะท้อนต้นทุน ตามหลักเกณฑ์การคำนวณราคา NGV ตามผลการศึกษาของสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย โดยให้ใช้ค่าใช้จ่ายดำเนินการเฉพาะเอกชนที่ 3.4367 บาทต่อกิโลกรัม ในการคำนวณราคาขายปลีก NGV และในส่วนของต้นทุนของราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) ให้ใช้ราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมาในการคำนวณ และให้มีการปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนกับต้นทุนราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมา ในทุกวันที่ 16 ของแต่ละเดือน ทั้งนี้ ขอความร่วมมือให้ ปตท. คงราคาขายปลีก NGV ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถโดยสารสาธารณะต่อไปและปรับเพิ่มวงเงินช่วยเหลือสำหรับกลุ่มรถโดยสารสาธารณะเดิมที่ได้รับวงเงิน 9,000 บาทต่อเดือน เป็น 10,000 บาทต่อเดือน และกลุ่มรถสาธารณะเดิมที่ได้รับ 35,000 บาทต่อเดือน เป็น 40,000 บาทต่อเดือน โดยใช้ช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะไปจนกว่าจะมีกลไกถาวรอื่นมาดูแลแทน เช่น พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้ง เห็นชอบการปรับค่าขนส่ง NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตร จากสถานีหลักตามระยะทางจริงโดยใช้อัตราค่าขนส่ง NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตร จากสถานีหลักที่ 0.0150 บาทต่อกิโลกรัมต่อกิโลเมตร ในการคำนวณ แต่สูงสุดไม่เกิน 4.00 บาทต่อกิโลกรัม มีผลตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 เป็นต้นไป โดยให้ ปตท. ไปร่วมหารือกับสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ถึงแนวทางการทยอยปรับค่าขนส่งดังกล่าวเพื่อให้เหมาะสมกับสถานการณ์ต่อไป
2. ความก้าวหน้าการขยายสถานีบริการและการใช้ NGV ในภาคขนส่ง ณ สิ้นเดือนกรกฎาคม 2560 มีปริมาณการจำหน่าย NGV 6,655 ตันต่อวัน (หรือประมาณ 239 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) และมีสถานีบริการ NGV จำนวน 504 สถานี แบ่งเป็นสถานีแม่ 20 สถานี สถานีลูก 484 สถานี ครอบคลุม 55 จังหวัด นอกจากนี้ มีจำนวนรถ NGV สะสม 396,100 คัน แบ่งเป็น รถเบนซิน 262,892 คัน รถดีเซล 133,208 คัน โดยราคาขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไป ตั้งวันที่ 16 สิงหาคม 2560 จนถึงวันที่ 15 กันยายน 2560 อยู่ที่ 13.19 บาทต่อกิโลกรัม และรถโดยสารสาธารณะอยู่ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจากการเปรียบเทียบค่าใช้จ่ายดำเนินการตามมติ กบง. กับค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ปตท. พบว่าค่าใช้จ่ายดำเนินการตามมติ กบง. ยังต่ำกว่าต้นทุนจากการดำเนินงานของ ปตท. ดังนั้น เพื่อให้การกำหนดราคา NGV สะท้อนกับค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานในปัจจุบันที่มีการเปลี่ยนแปลงขึ้นลงตามภาวะเศรษฐกิจ การพัฒนาเทคโนโลยีและสถานการณ์ราคาน้ำมันของโลก เกิดความเหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ให้บริการและผู้บริโภคในปัจจุบันมากขึ้น จึงจำเป็นต้องมีการทบทวนการคำนวณต้นทุนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ ประกอบด้วย (1) ต้นทุนสถานีบริการ NGV ได้แก่ ต้นทุนสถานีแม่ ต้นทุนขนส่ง และต้นทุนสถานีบริการ (สถานีลูก/สถานีแนวท่อ) เท่ากับ 3.9319 บาทต่อกิโลกรัม โดยใช้วิธีการเฉลี่ยต้นทุนส่วนที่เป็นของ ปตท. และส่วนที่เป็นของเอกชน (2) ส่วนค่าใช้จ่ายในการขายและบริหาร (Selling, General and Administration Expense: SG&A) คือ SG&A = [ต้นทุนราคาก๊าซฯ + ค่าใช้จ่ายดำเนินการ] x 0.0130 (3) ต้นทุนการสูญเสียปริมาณก๊าซในกระบวนการผลิต/จำหน่าย (Gas Loss) คือ Gas Loss = [ต้นทุนราคาก๊าซฯ + ค่าใช้จ่ายดำเนินการ] x 0.0189 และ (4) ค่าใช้จ่ายในการปรับปรุงคุณภาพก๊าซ = Inert Price x f โดย f = (ค่าความร้อนก๊าซฯ ในท่อ - ค่าความร้อน NGV)/ค่าความร้อนก๊าซฯ ในท่อ
3. จากการคำนวณราคาขายปลีก NGV ตามหลักเกณฑ์ภาครัฐกำหนดเปรียบเทียบกับผลการศึกษาของสถาบันวิจัยและพัฒนาพลังงาน มหาวิทยาลัยเชียงใหม่ พบว่า ราคาขายปลีก NGV ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 อยู่ที่ 13.19 บาทต่อกิโลกรัม ผลการศึกษาของ มช. อยู่ที่ 14.65 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีส่วนต่างอยู่ที่ 1.46 บาทต่อกิโลกรัม โดยแผนการบริหารจัดการคุณภาพ NGV ระยะยาว ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ในประเทศไทยมาจากระบบท่อส่งก๊าซฯ หลักๆ ของประเทศ 2 ระบบ คือระบบท่อส่งก๊าซฯ ฝั่งตะวันออกและระบบท่อส่งก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก โดยก๊าซฯ ฝั่งตะวันออกเป็นแหล่งก๊าซฯ หลักของประเทศมีคุณภาพสูงขึ้นจากการนำเข้าก๊าซฯ ที่ถูกทำให้เหลว (LNG) เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซฯ ของประเทศที่เพิ่มขึ้น ดังนั้น หากต้องควบคุมดัชนีวอบบี้ (WI) ของ NGV ตามข้อกำหนดคุณภาพ NGV ชนิดธรรมดา (37 – 42 เมกกะจูลต่อลูกบาศก์เมตร) จำเป็นต้องเติมก๊าซเฉื่อยในสัดส่วนที่สูงขึ้นเรื่อยๆ ในการปรับคุณภาพของก๊าซฯ ให้เป็นไปตามกฎหมาย ขณะเดียวกันก๊าซฯ ฝั่งตะวันตกเป็นแหล่งก๊าซฯ ที่นำเข้าจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาปัจจุบันมีคุณภาพลดลง จึงจำเป็นต้องเติม LNG เพื่อปรับยกคุณภาพ NGV ขึ้นให้เป็นไปตามกฎหมายที่กำหนดเช่นกัน ดังนั้น เพื่อผู้บริโภคได้มีโอกาสใช้ NGV ที่มีคุณภาพสูง และทำให้ประเทศไม่สูญเสียมูลค่าทางเศรษฐศาสตร์ รวมถึงจะเป็นการลดปริมาณการเติมก๊าซเฉื่อยลง ปตท. จึงได้จัดทำร่างแผนการบริหารจัดการคุณภาพ NGV ระยะยาว ดังนี้ ระยะที่ 1 ปรับข้อกำหนดคุณภาพ NGV ชนิดธรรมดา WI จากเดิม 37 – 42 เมกะจูลต่อลูกบาศก์เมตรเป็น 39 – 45 เมกกะจูลต่อลูกบาศก์เมตร และปรับข้อกำหนดคุณภาพ NGV ชนิดพิเศษ (ใช้เฉพาะกลุ่ม) WI จากเดิม 42 – 52 เมกกะจูลต่อลูกบาศก์เมตร เป็น 45 – 52 เมกกะจูลต่อลูกบาศก์เมตร และระยะที่ 2 ยกเลิกข้อกำหนดคุณภาพ NGV ชนิดธรรมดา WI 39 – 45 เมกกะจูลต่อลูกบาศก์เมตร คงเหลือเฉพาะข้อกำหนดคุณภาพ NGV ชนิดพิเศษ (ยกเลิกการใช้เฉพาะกลุ่ม) โดยในแต่ละระยะให้ทยอยลดการเติมก๊าซเฉื่อยในก๊าซฯ ฝั่งตะวันออก และเติม LNG ในก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก พร้อมทั้งให้ ปตท. รับผิดชอบปรับจูนเครื่องยนต์รองรับข้อกำหนดใหม่ให้แก่ผู้ที่ได้รับผลกระทบควบคู่กัน โดยระยะเวลาดำเนินการให้สอดคล้องกับค่าความร้อนก๊าซฯ ฝั่งตะวันออกที่เพิ่มขึ้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการปรับโครงสร้างราคา NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปให้สะท้อนต้นทุน โดยให้นำต้นทุนค่าใช้จ่ายการปรับปรุงคุณภาพก๊าซที่ 0.4553 บาทต่อกิโลกรัม มาคำนวณในโครงสร้างราคา NGV ทั้งนี้ ให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) พิจารณาการปรับราคาขายปลีกอย่างค่อยเป็นค่อยไป
2. รับทราบแผนการบริหารจัดการคุณภาพ NGV ระยะยาว โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องและนำผลการดำเนินงานเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป
3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานไปศึกษาโครงสร้างราคา NGV ที่เหมาะสม โดยพิจารณาถึงความโปร่งใสและเป็นธรรมต่อทั้งผู้ให้บริการและผู้บริโภค และรองรับนโยบายการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคตและนำผลการศึกษาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป
เรื่องที่ 6 การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาชีวมวลสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 โดยให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเลือกปรับรูปแบบ Adder เป็น FiT ได้ โดยทำการปรับลดระยะเวลาอายุสัญญาคงเหลือในรูปแบบ FiT ลง เพื่อให้มูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าของโครงการที่ผู้ประกอบการได้รับในรูปแบบ FiT เท่ากับมูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าที่พึงจะได้รับตลอดอายุโครงการที่เหลืออยู่จากรูปแบบอัตราที่ได้รับอยู่ในปัจจุบัน ต่อมาเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2560 ชมรมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ได้ยื่นหนังสือต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์) เพื่อขอให้แก้ไขปัญหาความไม่เป็นธรรมและความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวลโดยเร่งด่วนให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรม เช่นเดียวกับที่ได้มีการแก้ไขปัญหาให้แก่ VSPP ชีวมวลไปแล้ว ซึ่งเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2560 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน จึงได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะทำงานแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล โดยมีอำนาจหน้าที่ในการตรวจสอบและศึกษาข้อเท็จจริง ตลอดจนชี้แจงทำความเข้าใจกับภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งจัดทำข้อเสนอแนวทางแก้ไขปัญหาต่อข้อร้องเรียนหรือข้อเสนอของผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าชีวมวล เพื่อให้ได้มาซึ่งข้อยุติร่วมกัน ทั้งนี้ให้รวมถึงกรณีโครงการประเภท SPP ที่ได้มีการเปลี่ยนสัญญาเป็น VSPP ไปแล้ว แต่ไม่ได้รับการเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ด้วยเหตุผลว่าไม่ใช่ระบบ Adder
2. เมื่อวันที่ 14 กรกฎาคม 2560 และวันที่ 16 สิงหาคม 2560 คณะทำงานฯ ได้มีการประชุมเพื่อหาแนวทางแก้ไขปัญหาข้อร้องเรียนโรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล และคณะทำงานฯ เห็นชอบ ดังนี้ (1) แนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ยึดหลักการเช่นเดียวกับแนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวลสำหรับ VSPP โดยคณะทำงานฯ มีความเห็นว่า โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ได้รับผลกระทบจากปัญหาในลักษณะเดียวกับ VSPP ชีวมวล โดยเฉพาะ SPP ที่มีขนาดน้อยกว่า 10 เมกะวัตต์ ที่มีลักษณะเหมือนกับ VSPP ทุกประการทั้งจากภาระต้นทุนจากการปรับเพิ่มขึ้นของค่าดำเนินการและค่าเชื้อเพลิงชีวมวลอย่างต่อเนื่อง และราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าของ SPP ซึ่งอ้างอิงราคาเชื้อเพลิงฟอสซิลเป็นหลักนั้นมีราคาลดลงอย่างมากตามภาวะราคาพลังงานโลก ซึ่งส่งผลต่อรายได้และความสามารถในการจัดซื้อเชื้อเพลิงชีวมวล ทำให้เกิดปัญหาในการดำเนินการผลิตไฟฟ้าจากชีวมวลในที่สุด และจากปัญหาในการดำเนินธุรกิจโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เกิดขึ้น หากไม่ดำเนินการแก้ไขปัญหาของโรงไฟฟ้าชีวมวลดังกล่าว อาจส่งผลให้โรงไฟฟ้าชีวมวลหลายแห่งต้องหยุดดำเนินการ และส่งผลกระทบต่อการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของภาครัฐโดยรวม (2) หลักการที่เหมาะสมในการแก้ไขปัญหาไฟฟ้าชีวมวล คือ ให้ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ โดยได้รับอัตรารับซื้อในรูปแบบ FiT ได้ โดยอาศัยหลักการโดยทำการปรับลดระยะเวลาอายุสัญญาคงเหลือในรูปแบบ FiT ลง เพื่อให้มูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าของโครงการที่ผู้ประกอบการได้รับในรูปแบบ FiT เท่ากับมูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าที่พึงจะได้รับตลอดอายุโครงการที่เหลืออยู่จากรูปแบบอัตราที่ได้รับอยู่ในปัจจุบันเช่นเดียวกับการแก้ไขปัญหา VSPP ชีวมวล และเพื่อให้เกิดความสอดคล้องกับนโยบายการส่งเสริมโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของกระทรวงพลังงานในปัจจุบันที่มุ่งเน้นให้มีโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนสามารถผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Firm จึงเห็นควรให้มีการปรับรูปแบบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากรูปแบบเดิมเป็น FiT โดยอ้างอิงอัตรารับซื้อตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 ดังนี้ โรงไฟฟ้า SPP ซึ่งมีปริมาณเสนอขายน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ ให้สามารถขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ VSPP Semi-Firm ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 โดยไม่ได้รับ FiT Premium (อัตรา 4.24 บาทต่อหน่วย) โดยทุกโครงการมีการจัดทำสัญญาเป็นแบบ Firm ส่วนโรงไฟฟ้า SPP ซึ่งมีปริมาณเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ ให้สามารถขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ SPP Hybrid Firm ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (อัตรา 3.66 บาทต่อหน่วย) โดยทุกโครงการต้องมีการจัดทำสัญญาเป็นแบบ Firm และให้ กฟผ. ทำการพิจารณารวมถึงการปรับปรุงฐานราคาเชื้อเพลิงให้มีความสอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน และใช้เป็นข้อมูลพื้นฐานในการประเมินผลประโยชน์ที่พึงจะได้รับตลอดอายุโครงการที่เหลืออยู่ในรูปแบบอัตราที่ได้รับอยู่ในปัจจุบัน ของ SPP Firm และ SPP Non-Firm ทุกราย และ (3) เห็นชอบวิธีการบรรเทาความเดือดร้อนให้กับผู้ประกอบการโรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล และเห็นควรนำเสนอ กบง. พิจารณา ดังนี้ ให้สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไป ได้ตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนเป็นรูปแบบเป็น FiT ได้ โดยมีเงื่อนไข ได้แก่ สำหรับโรงไฟฟ้า SPP ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ รวมทั้งโครงการ SPP ที่ได้มีการเปลี่ยนสัญญาเป็น VSPP ไปแล้ว แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ VSPP Semi-Firm ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 โดยไม่ได้รับ FiT Premium (อัตรา 4.24 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm และสำหรับโรงไฟฟ้า SPP ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ SPP Hybrid Firm ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (อัตรา 3.66 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm โดยให้มีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้เดิม (กรณีสัญญา Firm) หรือเท่ากับ 20 ปี (กรณีสัญญา Non-Firm) ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว และปรับลดระยะเวลาซื้อไฟฟ้าที่ประเมินตามหลักการ NPV คงเดิม ซึ่งภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ภาครัฐอาจสามารถที่จะพิจารณาต่ออายุสัญญาไปอีกตามจำนวนปีที่ถูกปรับลด โดยการพิจารณาต่ออายุสัญญาจะต้องมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่คำนึงถึงผลประโยชน์สาธารณะเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ กพช. มีมติ และโรงไฟฟ้าชีวมวลทุกโรง หากเลือกสิทธิที่จะอยู่ในรูปแบบเดิม ตามเงื่อนไขเดิม หรือปรับเปลี่ยนไปเป็นรูปแบบ FiT แล้ว จะไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการขายไฟฟ้าได้อีกต่อไป และให้ กกพ. ทำการพิจารณาเงื่อนไขการยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันในการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและการส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้า เพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็น FiT ได้
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการบรรเทาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีมวล โดยให้สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ โดยมีเงื่อนไข ดังนี้
1. โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ รวมทั้งโครงการ SPP ชีวมวล ที่ได้มีการเปลี่ยนสัญญาเป็น VSPP ไปแล้ว แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ VSPP Semi-Firm ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 โดยไม่ได้รับ FiT Premium (อัตรา 4.24 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm
2. โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ SPP Hybrid Firm ตามที่คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติได้ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (อัตรา 3.66 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm
3. ให้มีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้เดิม (กรณีสัญญา Firm) หรือเท่ากับ 20 ปี (กรณีสัญญา Non-Firm) ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว และปรับลดระยะเวลาซื้อไฟฟ้าที่ประเมินตามหลักการ NPV คงเดิม รายละเอียดตามเอกสารแนบ
4. ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ภาครัฐอาจสามารถที่จะพิจารณาต่ออายุสัญญาไปอีกตามจำนวนปีที่ถูกปรับลด โดยการพิจารณาต่ออายุสัญญาจะต้องมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่คำนึงถึงผลประโยชน์สาธารณะเป็นสำคัญ
5. ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ลงนามในสัญญา และโรงไฟฟ้าชีวมวลทุกโรง หากเลือกสิทธิที่จะอยู่ในรูปแบบเดิม ตามเงื่อนไขเดิม หรือปรับเปลี่ยนไปเป็นรูปแบบ FiT แล้ว จะไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการขายไฟฟ้าได้อีกต่อไป
6. ให้คณะกรรการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาเงื่อนไขการยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันในการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและการส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้า เพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็น FiT ได้ รวมทั้งให้ กกพ. พิจารณาเงื่อนไขการวางหลักค้ำประกันให้สอดคล้องกับสัญญา SPP Firm ในปัจจุบัน
โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเรื่องการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน โดยให้ปรับขึ้นเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2556 เป็นต้นไป จนสะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม และเห็นชอบเกณฑ์การช่วยเหลือผู้ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ทั้งในส่วนของครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบแร่ แผงลอยอาหาร ดังนี้ (1) ครัวเรือนรายได้น้อย ช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน (2) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ช่วยเหลือตามการใช้จริงไม่เกิน 150 กิโลกรัมต่อเดือน ทั้งนี้ ผู้ได้รับการช่วยเหลือสามารถเลือกใช้ถังขนาดใดก็ได้ แต่ไม่เกินขนาดถัง 15 กิโลกรัม ต่อมาเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 กพช. ได้เห็นชอบดำเนินการการให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 ของกระทรวงการคลัง ทดแทนนโยบายและมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีและโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ของกระทรวงพลังงาน เพื่อลดความซ้ำซ้อนในการอุดหนุนแก่ผู้ด้อยโอกาส ทั้งนี้ ให้เร่งดำเนินการภายหลังคณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบและมีผลบังคับใช้การให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 โดยให้รวมอยู่ในสวัสดิการค่าไฟฟ้าฟรี ภายในวงเงิน 200 บาทต่อคนต่อเดือน และมาตรการช่วยเหลือครัวเรือนรายได้น้อยอีก 15 บาทต่อครัวเรือนต่อเดือน ซึ่งเทียบเท่ากับ 45 บาทต่อครัวเรือนต่อ 3 เดือน รวมเป็น 215 บาทต่อครัวเรือนต่อเดือน ทั้งนี้ ในรายละเอียดให้กระทรวงพลังงานประสานกระทรวงการคลังเพื่อหารือแนวทางปฏิบัติต่อไป สำหรับการให้ความช่วยเหลือร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ให้กระทรวงพลังงานนำกลับมาทบทวน เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาอีกครั้ง โดยข้อดีข้อเสียของการช่วยเหลือค่าก๊าซหุงต้มให้กับร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร คือ ช่วยลดต้นทุนค่าก๊าซหุงต้มให้กับร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร โดยที่ปัจจุบันส่วนลดค่าก๊าซหุงต้มอยู่ที่ 2.50 บาทต่อกิโลกรัม หากให้สิทธิ์เต็มจำนวน 150 กิโลกรัมต่อเดือนจะช่วยลดต้นทุนลงได้ 375 บาทต่อเดือน เป็นปัจจัยบวกด้านจิตวิทยาในเรื่องการช่วยค่าครองชีพผู้มีรายได้น้อยของภาครัฐ และร้านหนูณิชย์ ของกระทรวงพาณิชย์ จำนวนประมาณ 13,000 รายซึ่งจำหน่ายอาหารในราคาต่ำ 25-35 บาทต่อจานก็เป็นกลุ่มที่ได้รับส่วนลดค่าก๊าซหุงต้มด้วย ส่วนข้อเสีย คือ ค่าใช้จ่ายดำเนินการโครงการฯ สูงมากเมื่อเทียบกับเงินจ่ายช่วยเหลือ เนื่องจากร้านค้าหาบเร่ แผงลอยอาหารมาใช้สิทธิ์จำนวนไม่มากเพียงร้อยละ 33 หรือ 125,941 ราย เมื่อเทียบกับผู้มีสิทธิ์ทั้งหมดจำนวน 385,817 ราย การช่วยเหลือไปไม่ถึงผู้บริโภคอย่างเต็มเม็ดเต็มหน่วย เนื่องจากเป็นการช่วยเหลือค่าครองชีพให้แก่ผู้มีรายได้น้อยโดยทางอ้อม โดยให้ส่วนลดค่าก๊าซหุงต้มผ่านร้านจำหน่ายก๊าซไปยังร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร เพื่อช่วยให้ต้นทุนลดลง โดยมุ่งหวังให้ร้านค้าจำหน่ายอาหารสำเร็จรูปให้แก่ผู้บริโภคในราคาต่ำลง การส่งผ่านเงินช่วยเหลือหลายทอดจึงอาจมีการรั่วไหลระหว่างทาง ที่ผ่านมาพบว่าราคาอาหารสำเร็จรูปมีการปรับเพิ่มขึ้นมาโดยตลอด ราคาก๊าซหุงต้มไม่สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ทำให้ไม่จูงใจให้เกิดการประหยัด หรือเพิ่มประสิทธิภาพในการใช้ก๊าซหุงต้มเพื่อลดต้นทุน เช่น การใช้เตาประหยัดพลังงาน เป็นภาระของผู้ประกอบการ เนื่องจากปัจจุบัน ปตท. เป็นผู้รับภาระอุดหนุน โดยต้องขออนุมัติวงเงินและขอต่ออายุการให้ความช่วยเหลือกับคณะกรรมการบริษัททุกปี ซึ่งโครงการฯ นี้จะสิ้นสุดการให้ความช่วยเหลือในวันที่ 31 ธันวาคม 2560 และไม่มีความยั่งยืนของแหล่งเงินทุนสำหรับการดำเนินโครงการฯ แต่เดิมกระทรวงพลังงานขอความร่วมมือ ปตท. รับผิดชอบค่าใช้จ่ายโครงการทั้งหมดในระหว่างรอร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลใช้บังคับ หลังจากนั้นจะเปลี่ยนไปใช้เงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงแทน แต่เนื่องจากคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้ตัดวัตถุประสงค์การใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับผู้มีรายได้น้อยและผู้ด้อยโอกาส จากเหตุผลด้านความไม่เป็นธรรม จากการที่กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเก็บเงินจากกลุ่มผู้ใช้น้ำมันแต่นำไปชดเชยให้ประชาชนทั่วไป โดยที่การช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยเป็นนโยบายของรัฐ แหล่งเงินจึงควรจะนำมาจากงบประมาณแผ่นดินซึ่งมาจากการจัดเก็บภาษีอากรต่าง ๆ จากประชาชน ส่งผลให้เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลใช้บังคับแล้ว โครงการฯ อาจจะไม่สามารถดำเนินการต่อไปได้เนื่องจากขาดเงินทุน
2. เมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2560 กรมธุรกิจพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกรมการค้าภายใน กระทรวงพาณิชย์ ได้หารือและกำหนดแนวทางการให้การช่วยเหลือร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหารร่วมกัน ดังนี้ แนวทางที่ 1 ยกเลิกการให้ส่วนลดค่าก๊าซหุงต้มแก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร และแนวทางที่ 2 ดำเนินการให้การช่วยเหลือต่อไปโดยมีทางเลือกการดำเนินการ ดังนี้ ให้รวมอยู่ในโครงการร้านหนูณิชย์ และ/หรือ ร้านธงฟ้า โดยให้รวมอยู่ในโครงการของกระทรวงพาณิชย์ หรือดำเนินการโครงการต่อไป แต่ปรับเปลี่ยนหลักเกณฑ์และเงื่อนไขใหม่ เช่น ลดพื้นที่ร้านค้าที่มีสิทธิ์ลงทะเบียนจากเดิมไม่เกิน 50 ตารางเมตร เป็นไม่เกิน 20 ตารางเมตร ให้ขึ้นป้ายแสดงการเข้าร่วมโครงการ กำหนดราคาจำหน่าย ฯลฯ ทั้งนี้ แนวทางนี้จะต้องยกเลิกการลงทะเบียนเดิม และดำเนินการลงทะเบียนร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหารใหม่อีกครั้ง ซึ่งจะมีค่าใช้จ่ายในการว่าจ้างที่ปรึกษาจัดทำฐานข้อมูล การรับลงทะเบียน การตรวจสอบสิทธิ์ และแหล่งเงินงบประมาณที่จะใช้ในการอุดหนุนราคา ซึ่งในที่นี้กรมธุรกิจพลังงาน มีความดังนี้ (1) ควรยกเลิกการให้ส่วนลดค่าก๊าซหุงต้มแก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร เนื่องจาก ลดความซ้ำซ้อนในการอุดหนุนผู้ด้อยโอกาสของภาครัฐ เนื่องจากกระทรวงการคลังได้ให้สวัสดิการผู้มีรายได้น้อยผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐปี 2560 โดยได้ให้สวัสดิการเพื่อลดค่าใช้จ่ายในครัวเรือนจำนวน 11.67 ล้านครัวเรือน ซึ่งเป็นการช่วยเหลือถึงตัวผู้ด้อยโอกาสโดยตรงประกอบด้วย วงเงินค่าซื้อสินค้าอุปโภคบริโภคที่จำเป็นสินค้าเพื่อการศึกษา และวัตถุดิบเพื่อเกษตรกรรมจากร้านธงฟ้าประชารัฐและร้านอื่นๆที่กระทรวงพาณิชย์กำหนดรวมถึงส่วนลดค่าใช้จ่ายในการเดินทางด้วยรวม 1,500 -1,800 บาทต่อคนต่อเดือนและยังให้วงเงินส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มจากร้านค้าที่เข้าร่วมโครงการ 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ค่าใช้จ่ายในการดำเนินโครงการฯ จะมีสัดส่วนสูงขึ้นและมีความคุ้มค่าน้อยลง เนื่องจากในส่วนของการให้การช่วยเหลือครัวเรือนรายได้น้อยได้ไปรวมอยู่ในบัตรสวัสดิการแล้ว จึงเหลือเฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยที่มาให้สิทธิ์ประมาณ 125,841 รายเท่านั้น และปัญหาของแหล่งเงินที่จะนำมาอุดหนุนในอนาคตหากโครงการจะยังคงดำเนินการอยู่ต่อไป
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานหารือกับกระทรวงพาณิชย์เพื่อทบทวนแนวทางการให้การช่วยเหลือร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานก่อนนำเสนอคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
เรื่องที่ 8 มาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในระยะแรกจะเปิดเสรีเฉพาะส่วนนำเข้า โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคานำเข้า และยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้าของประเทศ ซึ่งมีผลตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ดำเนินการตรวจสอบปริมาณก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และโรงกลั่นน้ำมัน ที่จำหน่ายให้ภาคปิโตรเคมี ซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขาย ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กำกับดูแลการนำเข้าส่งออก และเตรียมมาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG และสำรวจข้อมูลราคาขายส่งและราคาขายปลีกก๊าซ LPG (ขนาดถัง 15 กิโลกรัม) ในเขตกรุงเทพมหานคร ต่อมา เมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560 กบง. เห็นชอบมาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG โดยให้เพิ่มอัตราการสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมายตามความจำเป็นและเหมาะสม และเห็นชอบให้ ธพ. ดำเนินการออกประกาศกระทรวงพลังงานตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เพื่อรองรับแนวทางและวิธีการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG เพื่อสั่งให้นำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน
2. มาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG ได้แก่ (1) ติดตามสถานการณ์ กำกับดูแลการนำเข้าและส่งออกก๊าซ LPG เพื่อป้องกันการขาดแคลน โดยมีหนังสือจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน สั่งให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 รายงานข้อมูล LPG เพิ่มเติม เพื่อให้สามารถติดตามสถานการณ์ได้อย่างใกล้ชิด และประเมินความเสี่ยงที่อาจจะทำให้ปริมาณการจัดหาไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ เพื่อให้สามารถแก้ไขสถานการณ์ได้อย่างทันท่วงที โดยมิให้ส่งผลกระทบต่อผู้บริโภค โดยอาศัยอำนาจตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 มาตรา 16 วรรคสาม และมาตรา 17 วรรคสอง ให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่ค้าก๊าซ LPG จัดส่งรายงานเพิ่มเติมตั้งแต่วันที่ 20 มีนาคม 2560 ดังนี้ 1) แผนการนำเข้ามาในราชอาณาจักร ซื้อ กลั่น ผลิต และจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลว (แผน 6 เดือน) เพื่อวิเคราะห์แผนการจัดหา ความต้องการใช้ เพื่อให้สามารถประเมินว่าการจัดหาเพียงพอต่อความต้องการใช้หรือไม่ (ส่งภายในวันที่ 20 ของทุกเดือน) 2) แผนการนำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว โปรเพน และบิวเทน โดยให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 แจ้งแผนการนำเข้า ประมาณการวันที่ และปริมาณการนำเข้าทุกเที่ยวในแต่ละเดือน เพื่อให้มั่นใจว่า สามารถนำเข้าได้จริงตามแผนที่ได้แจ้งไว้ (ส่งภายในวันที่ 5 ของทุกเดือน) 3) ปริมาณ ราคา และค่าใช้จ่ายที่เกิดจากการนำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว โปรเพน และบิวเทน เพื่อให้ สนพ. ใช้เป็นข้อมูลประกอบการคำนวณราคาการนำเข้า (ส่งภายใน 5 วัน นับแต่วันที่นำเข้าสำเร็จ) 4) แผนและผล การผลิต การนำเข้า การจำหน่าย การส่งออก และปริมาณคงเหลือก๊าซ LPG รายสัปดาห์ เพื่อติดตามสถานการณ์ วิเคราะห์แนวโน้ม การจัดหา ความต้องการใช้ ปริมาณคงเหลือ และเป็นการตรวจสอบปริมาณการซื้อ-ขาย ระหว่างผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 อย่างใกล้ชิด (ส่งภายในวันอังคารของสัปดาห์ถัดไป) และ 5) ปริมาณการจำหน่ายก๊าซ LPG รายวัน จำแนกตามประเภทธุรกิจ เพื่อใช้เป็นข้อมูลในการประมาณการความต้องการใช้ (ส่งภายในวันอังคารของสัปดาห์ถัดไป) (2) ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 รายใดไม่สามารถดำเนินการนำเข้าได้ตามแผน ตามมาตรา 17 มีโทษตามมาตรา 43 แห่ง พ.ร.บ. การค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 (3) ในกรณีที่ปริมาณการจัดหาจากการผลิตและการนำเข้าไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ภายในประเทศ มีมาตรการป้องกันและแก้ไขปัญหาการขาดแคลน โดยอาศัยอำนาจตามมาตรา 24 แห่ง พ.ร.บ. การค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 โดยจะดำเนินการ ดังนี้ 1) ไม่อนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร และ 2) นำปริมาณสำรองตามกฎหมายออกมาจำหน่ายในภาคเชื้อเพลิงตามปริมาณส่วนที่ขาด เพื่อให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ ซึ่งในปัจจุบันปริมาณสำรองจะเพียงพอใช้ได้ 3.5 – 5 วัน (4) ปรับเพิ่มปริมาณสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมายโดยออกประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดชนิดและอัตรา หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการคำนวณปริมาณสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2560 ดังนี้ ระยะที่ 1 (1 มกราคม 2561 – 31 ธันวาคม 2563) ยกเลิกข้อผ่อนปรนที่ให้เก็บสำรองก๊าซ LPG ในแต่ละวันได้ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 70 เป็นต้องเก็บไม่ต่ำกว่าร้อยละ 100 ของปริมาณสำรองทุกวัน (จากเดิมปริมาณสำรองจะเพียงพอใช้ได้ 3.5 วัน เพิ่มขึ้นเป็นเพียงพอใช้ได้ 5 วัน) และระยะที่ 2 (วันที่ 1 มกราคม 2564 เป็นต้นไป) ปรับอัตราสำรองก๊าซ LPG จากร้อยละ 1.0 เป็นร้อยละ 2.0 (จากเดิมปริมาณสำรองจะเพียงพอใช้ได้ 5 วัน เพิ่มขึ้นเป็นเพียงพอใช้ได้ 9 วัน) และ (5) กรณีต้องสั่งนำเข้าก๊าซ LPG อาศัยอำนาจตามมาตรา 3 แห่ง พระราชกฤษฎีกาแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 ทั้งนี้ ให้ยกเลิกการออกประกาศกระทรวงพลังงานตาม พระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เพื่อรองรับแนวทางและวิธีการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG เพื่อสั่งให้นำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน เนื่องจากมติ กบง. วันที่ 5 กรกฎาคม 2560 เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 ดังนั้น จึงไม่มีความจำเป็นต้องออกประกาศกระทรวงพลังงานตาม พระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เพื่อรองรับแนวทางและวิธีการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG เพื่อสั่งให้นำเข้า LPG แบบฉุกเฉิน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เห็นชอบการมอบอำนาจให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาขยายระยะเวลาจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 พร้อมบทกำหนดโทษปรับลดอัตราค่าไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ลดลงไม่เกินร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย และหักระยะเวลาการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามข้อเท็จจริงแห่งเหตุอุทธรณ์ ทั้งนี้ อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น และเห็นชอบการมอบอำนาจให้ กบง. พิจารณาเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมจนครบเป้าหมายตามที่ กพช.กำหนด ซึ่งตามระเบียบคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 กำหนดเงื่อนไขการพิจารณาอุทธรณ์ตามสัญญาว่า ในกรณีคู่สัญญามีปัญหาปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า ให้เป็นอำนาจของ กกพ. วินิจฉัยหาข้อยุติ โดยให้ถือว่าคำวินิจฉัยของ กกพ. เป็นที่สุด และหากผู้ผลิตไฟฟ้าไม่พอใจในคำวินิจฉัยของ กกพ. ให้ฟ้องคดีต่อศาลไทย
2. กกพ. ได้มีการพิจารณาคำขออุทธรณ์ของ 3 หน่วยงาน มีรายละเอียด ดังนี้
2.1 บริษัท ไอคิว โซล่า จำกัด (บริษัทฯ) เป็นผู้สนับสนุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับสหกรณ์การเกษตรกระทุ่มแบน จำกัด มีสถานประกอบกิจการตั้งอยู่ที่ หมู่ 1 ตำบลบ้านเกาะ อำเภอเมืองสมุทรสาคร จังหวัดสมุทรสาคร มีวัตถุประสงค์ผลิตเพื่อจำหน่ายไฟฟ้าให้แก่การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) โดยบริษัทฯ ได้ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2559 กำหนดวัน SCOD ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ซึ่งเมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2559 กกพ. มีมติไม่ออกใบอนุญาตที่เกี่ยวข้องให้บริษัทฯ เนื่องจากที่ตั้งโครงการของบริษัทฯ เป็นพื้นที่ห้ามตั้งโรงงานลำดับที่ 88 ตามข้อบัญญัติองค์การบริหารส่วนตำบลบ้านเกาะ เรื่อง กำหนดบริเวณห้ามก่อสร้าง ดัดแปลง หรือเปลี่ยนการใช้อาคารบางชนิดหรือบางประเภทในพื้นที่บางส่วนในท้องที่เขตองค์การบริหารส่วนตำบลบ้านเกาะ อำเภอเมืองสมุทรสาคร จังหวัดสมุทรสาคร พ.ศ. 2557 บริษัทฯ จึงได้มีหนังสืออุทธรณ์มติไม่ออกใบอนุญาตดังกล่าว และในช่วงระหว่างการพิจารณาอุทธรณ์การไม่ออกใบอนุญาต กฟภ. ได้มีหนังสือบอกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของบริษัทฯ เนื่องจากไม่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายใน 30 ธันวาคม 2559 บริษัทฯ จึงมีหนังสือขออุทธรณ์คำสั่งบอกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อ กกพ. ตามข้อ 9 ของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดให้ กกพ. มีอำนาจในการวินิจฉัยข้อพิพาท ต่อมาเมื่อวันที่ 26 เมษายน 2560 มีการประกาศใช้กฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวมจังหวัดสมุทรสาคร พ.ศ. 2560 มีผลเป็นการยกเลิกข้อห้ามการสร้างโรงงานประเภทที่ 88 ตามข้อบัญญัติ อบต. บ้านเกาะฯ และกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวมฯ ดังกล่าว กำหนดให้ที่ตั้งโครงการ ณ ตำบลบ้านเกาะ อำเภอเมืองสมุทรสาคร จังหวัดสมุทรสาคร อยู่ในการใช้ประโยชน์ที่ดิน ประเภทชุมชน (สีชมพู) ทำให้สามารถก่อสร้างโรงงานลำดับที่ 88 ได้ ดังนั้น เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2560 กกพ. ได้พิจารณาแล้วเห็นว่าการไม่ออกใบอนุญาตต่างๆ ให้บริษัทฯ เนื่องจากในขณะนั้นมีข้อบัญญัติ อบต. บ้านเกาะ ห้ามก่อสร้างโรงงานประเภทที่ 88 บนพื้นที่ตั้งโครงการของบริษัทฯ ซึ่งปัจจุบันได้มีการประกาศใช้ผังเมืองรวมสมุทรสาครใหม่และมีผลให้พื้นที่ตั้งโครงการของบริษัทสามารถก่อสร้างโรงงานประเภทที่ 88 ได้ จึงเห็นควรนำเรื่องการขออนุญาตของบริษัทฯ มาพิจารณาใหม่ และเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2560 กกพ. ได้ตรวจสอบการดำเนินการแล้วเห็นว่า การประกาศใช้กฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวมจังหวัดสมุทรสาคร พ.ศ. 2560 มีผลเป็นการยกเลิกข้อห้ามการสร้างโรงงานประเภทที่ 88 ตามข้อบัญญัติ อบต. บ้านเกาะฯ ส่งผลให้พื้นที่ตั้งโครงการของบริษัทฯ สามารถก่อสร้างโรงงานประเภทที่ 88 ได้ ดังนั้น เนื่องจากการอุทธรณ์ของบริษัทฯ ฟังขึ้น กกพ. จึงเห็นควรให้ขยายกำหนดวัน SCOD ออกไปให้กับบริษัท ไอคิว โซล่า จำกัด และกำหนดวัน SCOD ภายในเดือนพฤศจิกายน 2560 ทั้งนี้ อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่นและให้ปรับลดอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลงร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย เหลือ 5.377 บาทต่อหน่วย
2.2 บริษัท ซันซีป เอ็นเนอร์ยี่ (ไทยแลนด์) จำกัด (บริษัทฯ) เป็นผู้สนับสนุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับสหกรณ์กรุงเทพ จำกัด ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2559 มีกำหนด SCOD ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ซึ่งเมื่อวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2560 กกพ. มีมติไม่เห็นชอบการออกใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงานผลิตพลังงานไฟฟ้า ประเภทหรือชนิดของโรงงานลำดับที่ 88(1) ให้แก่บริษัทฯ เนื่องจากที่ตั้งโครงการตั้งอยู่ในเขตพื้นที่ชุ่มน้ำที่มีความสำคัญระดับชาติตามมติคณะรัฐมนตรี ซึ่งขัดกับกฎกระทรวงฉบับที่ 2 ข้อ 2(2) ตามพระราชบัญญัติโรงงานฯ ไม่สามารถก่อสร้างโรงงานได้ซึ่งเป็นไปตามความเห็นของกรมโรงงานอุตสาหกรรม บริษัทฯ จึงได้มีหนังสืออุทธรณ์มติ กกพ. ดังกล่าว และขอให้ กกพ. พิจารณาให้บริษัทฯ ย้ายสถานที่ตั้งโครงการโดยยังมีจุดเชื่อมโยงเดิมพร้อมขอขยายวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ด้วย ตามหนังสือลงวันที่ 6 มิถุนายน 2560 ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2560 กกพ. มีมติให้บริษัทฯ ย้ายที่ตั้งโครงการเนื่องจากมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 ซึ่งกำหนดให้พื้นที่บริเวณที่ตั้งโครงการเป็นส่วนหนึ่งของพื้นที่ชุ่มน้ำอ่าวไทยที่มีความสำคัญระดับชาติตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 1 สิงหาคม 2543 ไม่มีประกาศในราชกิจจานุเบกษาหรือประกาศเผยแพร่ให้ประชาชนทราบโดยทั่วกัน ประกอบกับมติคณะรัฐมนตรีไม่มีสถานะเป็นกฎหมายและเมื่อไม่มีการประกาศให้ประชาชนทราบ มติดังกล่าวจึงมีผลผูกพันเฉพาะการดำเนินการของหน่วยงานของรัฐเท่านั้น จึงเป็นเหตุอันรับฟังได้ว่าบริษัทฯ ไม่อาจทราบมาก่อนว่าพื้นที่ตั้งโครงการเป็นพื้นที่ชุ่มน้ำตามมติคณะรัฐมนตรี ดังนั้น กกพ. จึงเห็นควรให้ขยายกำหนดวัน SCOD ออกไปให้กับบริษัท ซันซีป เอ็นเนอร์ยี่ (ไทยแลนด์) จำกัด และกำหนดวัน SCOD ภายในเดือนมิถุนายน 2561 ทั้งนี้ อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่นและให้ปรับลดอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลง เหลือ 4.12 บาทต่อหน่วย
2.3 บริษัท เอ ไอ คิว เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด (บริษัทฯ) เป็นผู้สนับสนุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับสหกรณ์การเกษตรสนามชัยเขต จำกัด สถานที่ตั้งโครงการอยู่บนที่ดิน นส.3ก. เลขที่ 556 หมู่ 6 ตำบลท่ากระดาน อำเภอสนามชัยเขต จังหวัดฉะเชิงเทรา บริษัทฯ ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเมื่อวันที่ 19 สิงหาคม 2559 กำหนดวัน SCOD ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ซึ่งเมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2559 กกพ. มีมติเห็นควรไม่ออกใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า ใบอนุญาต ร.ง.4 ลำดับที่ 88(1) และใบอนุญาต พค.2 ให้แก่บริษัทฯ เนื่องจากพื้นที่โครงการตั้งอยู่ในพื้นที่ป่าสงวนแห่งชาติป่าแควระบมและป่าสียัด จังหวัดฉะเชิงเทรา ซึ่งเป็นพื้นที่ที่กรมป่าไม้มอบให้ ส.ป.ก. นำไปดำเนินการปฏิรูป ส่งผลให้บริษัทฯ ไม่สามารถดำเนินการจำหน่ายไฟฟ้าได้ทันตามกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (วันที่ 30 ธันวาคม 2559) บริษัทฯ จึงไม่มีสิทธิในที่ดินอย่างสมบูรณ์ตามที่ได้ยื่นขออนุญาตขายไฟฟ้าไว้ ตามระเบียบ ประกาศและหลักเกณฑ์ในการคัดเลือกการรับซื้อไฟฟ้าฯ ต่อมาบริษัทฯ มีหนังสือขออุทธรณ์คำสั่ง กกพ. โดยอ้างว่า นส.3ก เลขที่ 556 กรมที่ดินได้ออกหนังสือรับรองการทำประโยชน์ตั้งแต่วันที่ 25 เมษายน 2517 ซึ่งเป็นช่วงเวลาก่อนที่ทางกรมป่าไม้จะได้มีการมอบพื้นที่บางส่วนของป่าสงวนแห่งชาติแควระบมและป่าสียัดให้ ส.ป.ก. และบริษัทฯ อยู่ระหว่างขอรังวัดสอบเขตเพื่อออกหนังสือรับรองการทำประโยชน์หรือโฉนดที่ดินกับกรมที่ดินพร้อมขอขยายวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ด้วย ซึ่งต่อมาบริษัทฯได้แจ้งเพิ่มเติมว่า เนื่องจากการออกหนังสือรับรองการทำประโยชน์ที่ดินต้องใช้ระยะเวลาการดำเนินการสอบสิทธิ์ ดังนั้น บริษัทฯ จึงตัดสินใจไม่ทำการรังวัดที่ดินแปลงดังกล่าวและขอย้ายสถานที่ตั้งโครงการจากเดิมตั้งอยู่ที่ ตำบลท่ากระดาน อำเภอสนามชัยเขต จังหวัดฉะเชิงเทรา ไปอยู่ที่ ตำบลคู้ยายหมี อำเภอสนามชัยเขต จังหวัดฉะเชิงเทรา ซึ่งมีจุดเชื่อมโยงเดียวกันกับที่ตั้งโครงการเดิม และเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2560 กกพ. ได้พิจารณาประเด็นการอุทธรณ์การไม่ออกใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า ใบอนุญาต ร.ง.4 ลำดับที่ 88(1) และใบอนุญาต พค.2 ให้แก่บริษัทฯ เนื่องจากเห็นว่าพื้นที่ตั้งโครงการตั้งอยู่ในพื้นที่ป่าสงวนแห่งชาติป่าแควระบมและป่าสียัด จังหวัดฉะเชิงเทรา จึงไม่อาจออกใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงานผลิตพลังงานไฟฟ้า (ใบอนุญาต ร.ง.4 ลำดับที่ 88(1)) และใบอนุญาตให้ผลิตพลังงานควบคุมให้แก่บริษัทฯ ได้เห็นว่าการไม่ออกใบอนุญาตดังกล่าวให้แก่บริษัทฯ นั้นชอบแล้ว อุทธรณ์ของบริษัทฯ ฟังไม่ขึ้น ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2560 กกพ. ได้มีมติเห็นควรอนุญาตให้บริษัทฯ ขอย้ายที่ตั้งโครงการได้ เนื่องจากบริษัทฯ มีเอกสารสิทธิ นส.3ก และบริษัทฯ ได้มีความพยายามในการสอบสิทธิที่ดินแล้ว แต่เมื่อได้รับทราบขั้นตอนและระยะเวลาในการพิสูจน์สิทธิแล้ว บริษัทฯ จึงได้ขอย้ายสถานที่ โดยที่ตั้งโครงการใหม่ยังคงเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าเดิมตามที่เคยได้รับอนุมัติในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ดังนั้น กกพ. จึงเห็นควรให้ขยายกำหนดวัน SCOD ออกไปให้กับบริษัท เอ ไอ คิว เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด และกำหนดวัน SCOD ภายในเดือนมิถุนายน 2561 ทั้งนี้ อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น และให้ปรับลดอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลง เหลือ 4.12 บาทต่อหน่วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ให้กับบริษัท ไอคิว โซล่า จำกัด โดยกำหนดวัน SCOD ใหม่เป็นภายในเดือนพฤศจิกายน 2560 ทั้งนี้ อายุสัญญายังคงสิ้นสุดวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น และให้ปรับลดอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลงร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย เหลือ 5.377 บาทต่อหน่วย
2. กรณีบริษัท ซันซีป เอ็นเนอร์ยี่ (ไทยแลนด์) จำกัด และบริษัท เอ ไอ คิว เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด ไม่อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
กบง. ครั้งที่ 42 - วันศุกร์ที่ 18 สิงหาคม 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 9/2560 (ครั้งที่ 42)
เมื่อวันศุกร์ที่ 18 สิงหาคม 2560 เวลา 13.30 น.
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบ แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ดังนี้ (1) แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ โดยเริ่มให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียด ดังนี้ 1) ยกเลิกการกำหนดราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก รวมทั้งการนำเข้า 2) ยกเลิกการกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะประกาศราคาอ้างอิงสำหรับเป็นข้อมูลในการกำกับดูแลราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศเท่านั้น 3) ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของส่วนการผลิตจากโรงแยกฯ โรงกลั่นฯ (ยกเลิกกองทุน#1) 4) ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ 5) ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกลไกรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพราคา 6) มอบหมายให้ สนพ. กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และกรมการค้าภายในศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ที่เหมาะสมและบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ระหว่างกรุงเทพมหานครและส่วนภูมิภาค 7) สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนกลุ่มโรงแยกฯ อย่างมีนัยสำคัญ 8) คลังก๊าซ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (บริษัท ปตท.) จังหวัดชลบุรี (โครงการ LIFE) บริษัท ปตท. จะดำเนินธุรกิจโครงการ LIFE ในเชิงพาณิชย์เมื่อมีการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ โดยบริษัท ปตท. จะมีการกำหนดกติกาให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสามารถเข้ามาใช้บริการคลังนำเข้าก๊าซ LPG ของ บริษัท ปตท. ที่เขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี บนหลักการที่ผู้ค้าก๊าซ LPG ทุกรายมีสิทธิใช้อย่างเป็นธรรมและเท่าเทียมกันและให้มีการเจรจาอัตราค่าบริการเป็นเชิงพาณิชย์ จนกว่าจะมีผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสร้าง/ขยายคลังก๊าซ LPG นำเข้าขนาดใหญ่ แล้วเสร็จ โดยกติกาการใช้คลังจะเผยแพร่ให้สาธารณชนทราบด้วย 9) การจำหน่ายก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ บริษัท ปตท. จะให้ความสำคัญกับการจำหน่ายก๊าซ LPG ในภาคเชื้อเพลิงเป็นลำดับแรกและจะไม่ทำการต่ออายุสัญญาซื้อ-ขายวัตถุดิบปิโตรเคมีเดิม (ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559) ที่จะทยอยหมดอายุลง โดยจะจำหน่ายเฉพาะเท่าที่สัญญาซื้อ-ขายยังคงมีผลบังคับอยู่ และ 10) การส่งออกก๊าซ LPG เพื่อส่งเสริมให้มีการจำหน่ายก๊าซ LPG ภายในประเทศเป็นลำดับแรก การส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาตต่อ ธพ. และการส่งออกก๊าซ LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้าได้มีการแจ้งแผนให้ ธพ. ทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export)
2. การผลิตก๊าซ LPG จากก๊าซรรมชาติของประเทศไทยมาจากแหล่งผลิต 2 แหล่ง คือ (1) แหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติในทะเล โดยบริษัท ปตท. ได้รับสิทธิเป็นผู้รับซื้อก๊าซธรรมชาติ และนำไปดำเนินการแยกเป็น ก๊าซ LPG ซึ่งในเดือนมิถุนายน 2560 มีปริมาณการผลิตก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ของ ปตท. ที่ จังหวัดระยอง และอำเภอขนอม รวม 317,912 ตัน (2) แหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติบนบก ได้แก่ แหล่งสิริกิติ์ โครงการเอส 1 ซึ่งบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด เป็นผู้รับสัมปทาน โดย ปตท.เป็นผู้ซื้อก๊าซ LPG ที่ผลิตได้จากแหล่งนี้ โดยในเดือนมิถุนายน 2560 มีปริมาณการผลิตก๊าซ LPG จากโครงการเอส 1 ของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ที่ 4,811 ตัน และแหล่งบูรพาที่มีบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด และ บ.สยาม โอเมโกะ เป็นผู้รับสัมปทาน โดย บริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) (UAC) ได้ซื้อก๊าซธรรมชาติจาก บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด และ บ.สยาม โอเมโกะ เพื่อไปทำการแยกเป็นก๊าซ LPG เอง โดยในเดือนมิถุนายน 2560 มีปริมาณการผลิตก๊าซ LPG จาก UAC ที่ 261 ตัน
3. การใช้กลไกการกำกับการแข่งขันในธุรกิจก๊าซ LPG กรณีโรงแยกก๊าซฯ อื่น ยกเว้นโรงแยกก๊าซฯ ของ ปตท. มีดังนี้ (1) ก๊าซ LPG ที่บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ซึ่งใช้ก๊าซธรรมชาติจากแหล่งบนบกเป็นทรัพยากรในประเทศมาผลิตก๊าซ LPG ทำให้เป็นราคาต้นทุนก๊าซ LPG ในประเทศ ดังนั้น เพื่อให้ต้นทุนก๊าซ LPG จากทุกแหล่งจัดหามีต้นทุนที่ใกล้เคียงกันและแข่งขันกันได้ภายใต้ระบบการค้าเสรี ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอแนวทาง โดยการเก็บส่วนต่างราคากรณีราคา CP+X สูงกว่าหรือต่ำกว่าต้นทุนก๊าซ LPG จากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด เกิน 0.67 บาทต่อกิโลกรัม (ประมาณ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เช่นเดียวกันกับการใช้กลไกกำกับการแข่งขันของโรงแยกก๊าซฯ ของปตท. โดยมีทางเลือกการคำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#1) 2 ทางเลือก คือ 1) ให้คำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยคำนวณเสมือนว่า บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ใช้ต้นทุนของการผลิตของตนเอง (Cost Plus) และ 2) ให้คำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยคำนวณ เสมือนว่า บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ใช้ต้นทุนของโรงแยกก๊าซฯ ของ ปตท. และ (2) ก๊าซ LPG ที่บริษัท UAC ผลิต เป็นก๊าซที่ซื้อมาจากแหล่งของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด เพื่อไปทำการแยกเป็นก๊าซ LPG และผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมและทำการขายต่อให้กับ ปตท. และ ผู้ค้าอื่นๆ โดยฝ่ายเลขานุการฯ เสนอแนวทางกำหนดทางเลือกต้นทุนราคาก๊าซ LPG จาก UAC 3 ทางเลือกคือ 1) ให้คำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยคำนวณเสมือนว่า บริษัท UAC ใช้ต้นทุนของการผลิตของตนเอง (Cost Plus) โดยในระหว่างนี้ให้ใช้ต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG เท่ากับต้นทุนของโรงแยกก๊าซฯ ของ ปตท. ไปก่อน 3 เดือน 2) ให้คำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยคำนวณเสมือนว่า บริษัท UAC ใช้ต้นทุนของโรงแยกก๊าซฯ ของ ปตท. 3) ให้คำนวณอัตรา การเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยคำนวณเสมือนว่า บริษัท UAC ใช้ราคาต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG ของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้มีกลไกการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกอย่างมีนัยสำคัญ โดยการคำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของ บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ให้ใช้ต้นทุนการผลิตของตนเอง (Cost Plus) ตามการคำนวณของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ
2. เห็นชอบให้มีกลไกการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ โดยการคำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของ บริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) (UAC) ให้ใช้ราคาต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG ของ โรงแยกก๊าซธรรมชาติของตนเอง (Cost Plus) โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ศึกษาต้นทุนให้แล้วเสร็จภายใน 3 เดือน โดยในระหว่างนี้ให้ใช้ต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG เท่ากับต้นทุนของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ไปพลางก่อน
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 20 พ.ศ. 2560 เรื่องการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนกองทุน สำหรับก๊าซ ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 19 สิงหาคม 2560 เป็นต้นไป
กบง. ครั้งที่ 41 - วันพุธที่ 2 สิงหาคม 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 8/2560 (ครั้งที่ 41)
เมื่อวันพุธที่ 2 สิงหาคม 2560 เวลา 13.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
4. ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ารายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ของโครงการ SPP Hybrid Firm
5. การรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ SPP Hybrid Firm
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบช่วงสัปดาห์สุกท้ายของเดือนกรกฎาคม 2560 มีทิศทางปรับตัวเพิ่มสูงขึ้นกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งนับว่าสูงสุดในรอบ 2 เดือน เนื่องจากเมื่อวันที่ 24 กรกฎาคม 2560 กลุ่มโอเปคมีการประชุมหารือเกี่ยวกับการกำหนดโควต้าการผลิตน้ำมันดิบ แต่ทั้งนี้ในการประชุมยังหาข้อตกลงที่แน่ชัดไม่ได้ จึงจะมีการประชุมเรื่องดังกล่าวอีกครั้งในวันที่ 7 – 8 สิงหาคม 2560 นอกจากนี้ปริมาณน้ำมันดิบสำรองของประเทศสหรัฐฯ ลดลงติดต่อกัน 4 สัปดาห์ที่ผ่านมา รวมเป็นปริมาณที่ลดลงจำนวน 24 ล้านบาร์เรล และเหตุความไม่สงบในประเทศสมาชิกของกลุ่มโอเปค ทั้งนี้คาดการณ์ว่าในเดือนสิงหาคม 2560 ราคาน้ำมันดิบ จะปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนสิงหาคม 2560 ราคา CP (Contract Price) อยู่ที่ 440 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนกรกฎาคม 2560 จำนวน 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากปริมาณสำรองก๊าซ LPG ของประเทศสหรัฐฯ และในช่วงไตรมาสที่ 3 และ 4 ยังเป็นช่วงฤดูกาลท่องเที่ยวและอุณหภูมิเริ่มต่ำลงทำให้ความต้องการของประเทศสหรัฐฯ เพิ่มสูงขึ้น รวมทั้งประเทศซาอุดิอาระเบียลดปริมาณการผลิตก๊าซ LPG ลง แต่ทั้งนี้หากพิจารณาจากอดีตที่ผ่านมาจะเห็นว่าช่วงเดือนสิงหาคมราคาก๊าซ LPG จะปรับตัวลดลง แต่เนื่องจากหลายประเทศเริ่มเข้าสู่ช่วงฤดูหนาวจึงคาดว่าราคาก๊าซ LPG จะยังมีความผันผวน (3) ราคาถ่านหินมีทิศทางปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากประเทศออสเตรเลียประสบปัญหาด้านเทคนิคในการผลิตถ่านหิน ประเทศจีนมีการนำเข้าเพิ่มขึ้นจากสภาพภูมิอากาศที่ร้อนขึ้น ประกอบกับเป็นช่วงมรสุมของทวีปยุโรปและแอฟริกาทำให้กระทบต่อตลาดถ่านหิน และ (4) ราคาก๊าซ LNG ในเดือนกรกฎาคม 2560 ราคาปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยเฉลี่ยอยู่ที่ 5.4 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เนื่องจากประเทศญี่ปุ่น เกาหลี และจีน ประสบกับสภาพภูมิอากาศที่ร้อนขึ้นทำให้ความต้องการก๊าซ LNG เพิ่มขึ้น รวมทั้งท่อส่งก๊าซ LNG ของประเทศจีนเกิดระเบิด ทั้งนี้คาดการณ์ว่าก๊าซ LNG ยังมีแนวโน้มที่จะปรับเพิ่มขึ้นอีก เนื่องจากภาครัฐของประเทศจีนมีนโยบายให้ใช้ก๊าซ LNG ผลิตไฟฟ้าแทนถ่านหิน ทำให้จีนนำเข้าก๊าซ LNG เพิ่มขึ้นกว่าร้อยละ 41 จากปีที่ 2559 แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคา LNG ปรับตัวลดลง เนื่องจากหมดช่วงฤดูหนาวของหลายประเทศ และปริมาณการผลิตก๊าซ LNG ของประเทศออสเตรเลียและมาเลเซียเพิ่มสูงขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
ความคืบหน้าการดำเนินการตามแผน PDP 2015 ไตรมาสที่ 2 ปี 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) การกระจายแหล่งเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าโดยลดสัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า ซึ่งจากข้อมูลจริงในช่วง 5 เดือนแรกของปี 2560 พบว่า สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติอยู่ที่ร้อยละ 61 ขณะที่ในแผน PDP 2015 อยู่ที่ร้อยละ 60 ทั้งนี้ ในส่วนของการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน อยู่ที่ร้อยละ 8 ต่ำกว่าแผน PDP 2015 ซึ่งอยู่ที่ร้อยละ 10 (ปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนต่ำกว่าแผน 2,050 ล้านหน่วย หรือคิดเป็นร้อยละ 24.5) ส่งผลให้การผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติ ถ่านหินนำเข้า และลิกไนต์ในประเทศ มีสัดส่วนที่สูงกว่าแผน PDP 2015 โดยกำลังผลิตไฟฟ้าที่จะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2560 ตาม PDP2015 จะมีปริมาณ 2,512 เมกะวัตต์ ซึ่ง ณ เดือนมิถุนายน 2560 มีการผลิตไฟฟ้าจ่ายเข้าระบบแล้วประมาณ 604 เมกะวัตต์ สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กมาก (VSPP) ตามแผน PDP 2015 จะมีกำลังผลิตไฟฟ้าสะสมเท่ากับ 4,360 เมกะวัตต์ แต่ปัจจุบันสามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้แล้วประมาณ 3,659 เมกะวัตต์ สำหรับกำลังผลิตไฟฟ้าของพลังงานทดแทนสะสม ณ เดือนมิถุนายน 2560 กำหนดตามแผนเท่ากับ 10,648 เมกะวัตต์ แต่สามารถผลิตได้จริงเท่ากับ 8,336 เมกะวัตต์ ซึ่งพลังงานลมและแสงอาทิตย์จะมีปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ตามแผนค่อนข้างสูง นอกจากนี้ การดำเนินงานก่อสร้างโรงไฟฟ้าทั้งของภาครัฐ (โดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย) และเอกชน ส่วนใหญ่โครงการดำเนินการเป็นไปตามแผน มีบางโครงการที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามแผน เนื่องจากต้องเลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Scheduled Commercial Operation Date: SCOD) เพราะต้องเลื่อนให้สอดคล้องกับความพร้อมของระบบส่งไฟฟ้าที่จะมารองรับ (2) การติดตามการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน โดยโครงการที่อยู่ระหว่างก่อสร้าง มีความคืบหน้าเร็วกว่าแผนที่กำหนดไว้ และการเจรจาความร่วมมือด้านพลังงานกับประเทศเพื่อนบ้านมีความคืบหน้ามาโดยลำดับ ทั้งนี้ โครงการเกาะกง (กัมพูชา) ซึ่งมีบริษัทที่ได้รับสิทธิ์ในการพัฒนาโครงการจากรัฐบาลกัมพูชาจำนวน 2 บริษัท คือ บริษัท สามารถคอร์ปเรชั่น (Samart Corporation) จำกัด (มหาชน) และบริษัท เกาะกง ยูทิลิตี้ (Koh Kong Utilities) จำกัด โดยเมื่อวันที่ 3 กรกฎาคม 2560 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ได้เห็นชอบแนวทางทางการคัดเลือกผู้เสนอขายไฟฟ้าเพื่อเจรจาราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเกาะกง (กัมพูชา) รวมทั้งมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวต่อไป และเมื่อวันที่ 7 กรกฎาคม 2560 การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยได้แต่งตั้งคณะทำงานคัดเลือกผู้เสนอขายไฟฟ้าจากโครงการเกาะกง (กัมพูชา) โดยในขั้นตอนต่อไปการไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยจะเชิญผู้พัฒนาโครงการมารับฟังการชี้แจงรายละเอียดในการคัดเลือกผู้เสนอขายไฟฟ้าเพื่อเจรจาราคารับซื้อไฟฟ้า และให้ผู้พัฒนายื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าต่อไป และ (3) การติดตามโครงการระบบส่งไฟฟ้า โดยการดำเนินโครงการส่วนใหญ่เป็นไปตามแผนงานซึ่งการก่อสร้างมีความคืบหน้าเร็วกว่าแผนที่กำหนดไว้ แต่ทั้งนี้ มีบางโครงการที่การดำเนินโครงการล่าช้ากว่าแผนงานเนื่องจากสาเหตุหลายประการ ได้แก่ การคัดค้านของชุมชนในพื้นที่ที่ระบบส่งไฟฟ้าพาดผ่าน การขออนุญาตเข้าใช้พื้นที่จากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต้องใช้ระยะเวลาการอนุญาตจากหน่วยงานอนุญาตเป็นระยะเวลานาน เช่น แนวสาย 230 kV คลองแงะ – สตูล มีกลุ่มประชาคมรักษ์ป่าต้นน้ำผาดำ อำเภอคลองหอยโข่ง จังหวัดสงขลา คัดค้านโครงการก่อสร้างฯ ส่วนที่พาดผ่านพื้นที่ป่าอนุรักษ์ (เพิ่มเติม) ระยะทางประมาณ 7.8 กิโลเมตร
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบ แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ดังนี้ (1) แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ โดยเริ่มให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียด ดังนี้ 1) ยกเลิกการกำหนดราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก รวมทั้งการนำเข้า 2) ยกเลิกการกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะประกาศราคาอ้างอิงสำหรับเป็นข้อมูลในการกำกับดูแลราคาขายปลีก LPG ในประเทศเท่านั้น 3) ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของส่วนการผลิตจากโรงแยกฯ โรงกลั่นฯ (ยกเลิกกองทุน#1) 4) ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ 5) ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกองทุนน้ำมันฯ เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพราคา 6) มอบหมายให้ สนพ. กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และกรมการค้าภายในศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ที่เหมาะสมและบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ระหว่างกรุงเทพมหานครและส่วนภูมิภาค 7) สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกฯ อย่างมีนัยสำคัญ 8) คลังก๊าซ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (บริษัท ปตท.) จังหวัดชลบุรี (โครงการ LIFE) บริษัท ปตท. จะดำเนินธุรกิจโครงการ LIFE ในเชิงพาณิชย์เมื่อมีการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ โดยบริษัท ปตท. จะมีการกำหนดกติกาให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสามารถเข้ามาใช้บริการคลังนำเข้าก๊าซ LPG ของ บริษัท ปตท. ที่เขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี บนหลักการที่ผู้ค้าก๊าซ LPG ทุกรายมีสิทธิใช้อย่างเป็นธรรมและ เท่าเทียมกันและให้มีการเจรจาอัตราค่าบริการเป็นเชิงพาณิชย์ จนกว่าจะมีผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสร้าง/ขยายคลังก๊าซ LPG นำเข้าขนาดใหญ่ แล้วเสร็จ โดยกติกาการใช้คลังจะเผยแพร่ให้สาธารณชนทราบด้วย 9) การจำหน่ายก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ บริษัท ปตท. จะให้ความสำคัญกับการจำหน่ายก๊าซ LPG ในภาคเชื้อเพลิงเป็นลำดับแรกและจะไม่ทำการต่ออายุสัญญาซื้อ-ขายวัตถุดิบปิโตรเคมีเดิม (ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559) ที่จะทยอยหมดอายุลง โดยจะจำหน่ายเฉพาะเท่าที่สัญญาซื้อ-ขายยังคงมีผลบังคับอยู่ และ 10) การส่งออกก๊าซ LPG เพื่อส่งเสริมให้มีการจำหน่ายก๊าซ LPG ภายในประเทศเป็นลำดับแรก การส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาต ต่อ ธพ. และการส่งออกก๊าซ LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือ ก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้าได้มีการแจ้งแผนให้ ธพ. ทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export) (2) ยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง กำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility (LPG Integrated Facility Enhancement : LIFE ) และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนโดยให้ บริษัท ปตท. ดำเนินโครงการนี้เป็นเชิงพาณิชย์แทน
2. สถานการณ์ก๊าซ LPG สำหรับแผนในช่วง 6 เดือนถัดไป (ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 ถึงเดือน มกราคม 2561) สรุปได้ดังนี้ ปริมาณการผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณเดือนละ 467,636 – 521,987 ตัน ความต้องการใช้ภายในประเทศอยู่ที่ประมาณเดือนละ 515,466 – 543,302 ตัน ทำให้มีส่วนที่ขาดอยู่ประมาณเดือนละ 13,643 – 47,830 ตัน ซึ่งชดเชยด้วยการนำเข้าโดยมีปริมาณนำเข้าอยู่ประมาณเดือนละ 44,000 ตัน ในจำนวนนี้เป็นการนำเข้ามาเพื่อการส่งออก (re-export) เดือนละ 3,500 - 25,500 ตัน และเป็นการผลิตภายในประเทศเพื่อการส่งประมาณเดือนละ 7,900- 21,400 ตัน สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ในเดือนสิงหาคม 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 440 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือน ก่อนหน้า 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน บวกค่าใช้จ่ายนำเข้า 39.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ส่งผลให้ราคา ก๊าซ LPG นำเข้า อยู่ที่ 479.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกฯ อยู่ที่ 392.3060 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 0.9738 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนกรกฎาคม 2560 อยู่ที่ 33.9146 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากเดือนก่อนหน้า 0.2509 บาท ต่อเหรียญสหรัฐฯ และราคา ณ โรงกลั่น (อ้างอิงราคานำเข้า) อยู่ที่ 16.2581 บาทต่อกิโลกรัม
3. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 กพช. เห็นชอบเรียกเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ (Export Surcharge) ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐต่อตัน สำหรับก๊าซ LPG ที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออก แต่เนื่องจากตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 จะเปิดเสรีก๊าซ LPG เต็มรูปแบบโดยปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพ จึงไม่มีความจำเป็นต้องประชุม กบง. เพื่อเปลี่ยนแปลงอัตราการส่งเงินหรือขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ทุกๆ เดือน ประกอบกับอัตราแลกเปลี่ยนมีการเปลี่ยนแปลงทุกวัน ดังนั้นเห็นควรกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกจาก 20 เหรียญสหรัฐต่อตัน เป็น 0.70 บาทต่อกิโลกรัม
4. จากสถานการณ์ก๊าซ LPG และแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับเพิ่มขึ้น 2.6352 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.6229 บาทต่อกิโลกรัม (398.7336 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ) เป็น 16.2581 บาท ต่อกิโลกรัม (479.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้ขอเสนอแนวทางการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ตรึงราคาขายปลีกที่ 20.49 บาทต่อกิโลกรัม (กองทุนน้ำมันฯ ชดเชยเพิ่มขึ้น 2.63 บาทต่อกิโลกรัม) เพื่อให้ช่วงเปลี่ยนผ่านการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบสามารถดำเนินการด้วยความราบรื่น อีกทั้งกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนก๊าซ LPG ยังคงมีเงินสะสมอยู่ 6,367 ล้านบาท เห็นสมควรให้ปรับเพิ่มการชดเชยเพื่อส่งสัญญานให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG คงที่ 20.49 บาทต่อกิโลกรัม โดยเสนอให้ปรับเพิ่มการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ 2.6352 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.1207 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 2.7559 บาทต่อกิโลกรัม ประกอบกับมติ กบง. เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 เห็นชอบให้ สนพ. มีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งพบว่าในเดือนสิงหาคม 2560 ต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติมีราคาอยู่ที่ 392.3060 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (ลดลง 0.9738 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ซึ่งต่ำกว่าราคานำเข้า (479.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) 87.0785 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นทรัพยากร ในประเทศมาผลิตก๊าซ LPG ทำให้ก๊าซ LPG ที่ผลิตได้มีต้นทุนต่ำกว่าก๊าซ LPG ที่นำเข้าอย่างมีนัยสำคัญ กล่าวคือ โรงแยกก๊าซธรรมชาติมีต้นทุน 392.3060 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน แต่อาจสามารถทำการตลาดได้โดยขายในราคานำเข้าที่ 479.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ซึ่งจะทำให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติมีกำไรจากส่วนต่างราคาที่ 87.0785 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ซึ่งจะทำให้ผู้นำเข้าก๊าซ LPG ไม่สามารถสู้ราคากับโรงแยกก๊าซธรรมชาติได้ ดังนั้น เพื่อให้ต้นทุนก๊าซ LPG จากทุกแหล่งจัดหามีต้นทุนที่ใกล้เคียงกันและแข่งขันกันได้ภายใต้ระบบการค้าเสรี ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรเก็บส่วนต่างราคากรณีราคา CP+X สูงกว่าต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงก๊าซธรรมชาติเกิน 0.67 บาทต่อกิโลกรัม (10 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม หรือเทียบเท่าประมาณ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เฉพาะในส่วนที่โรงแยกก๊าซธรรมชาติจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงในประเทศเท่านั้น จากอัตราดังกล่าวข้างต้นส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ จะมีรายรับจากส่วนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ (กองทุนน้ำมัน#1) มีรายรับประมาณ 426 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมัน#2 จะมีภาระชดเชย 937 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น กองทุนน้ำมันฯ สุทธิ เป็น มีรายจ่าย 511 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 2 คงอัตราเงินชดเชยกองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.1207 บาทต่อกิโลกรัม เนื่องจากราคา CP เดือนสิงหาคม 2560 มีความผันผวนมากโดยปรับตัวเพิ่มขึ้น 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน มาอยู่ที่ระดับ 440 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ซึ่งส่งผลให้ต้นทุนก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น 2.63 บาทต่อกิโลกรัม อย่างไรก็ตามจากข้อมูลเบื้องต้น พบว่า ปัจจุบันผู้นำเข้าได้นำเข้าก๊าซ LPG แล้วบางส่วนและอีกทั้งต้นทุนการผลิตในประเทศจากโรงแยกก๊าซฯ ก็ไม่เปลี่ยนแปลงมากนัก ดังนั้นในช่วงเวลาเริ่มต้นของการดำเนินการเปิดเสรี เพื่อให้ กบง. มีเวลาพิจารณาการปรับตัวของตลาดก๊าซ LPG ก่อน ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้คงอัตราเงินชดเชยที่ 0.1207 บาทต่อกิโลกรัม ไปพลางก่อน แล้วเสนอให้มีการประชุม กบง. อีกครั้งในช่วงกลางเดือนสิงหาคม 2560 ซึ่งจากอัตราดังกล่าวจะส่งผลให้กองทุนน้ำมัน#2 มีภาระชดเชย 41 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับกรณีการส่งออกก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศหรือก๊าซ LPG นำเข้า ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) จาก 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เป็น 0.70 บาทต่อกิโลกรัม ไม่รวมถึงก๊าซ LPG ที่นำเข้าจากต่างประเทศ และ/หรือ ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากก๊าซ LPG ที่นำเข้าจากต่างประเทศตามที่ได้แจ้งขอส่งออกไว้ต่อกรมธุรกิจพลังงานก่อนนำเข้า ตามแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ
2. เห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
(1) ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง กิโลกรัมละ 2.2832 บาท
(2) ให้กำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง กิโลกรัมละ 2.7559 บาท ไม่รวมถึงก๊าซที่นำออกจากโรงแยกก๊าซบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร
(3) ให้กำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซที่นำออกจากโรงแยกก๊าซบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร กิโลกรัมละ 0.3689 บาท
(4) กรณีก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนกิโลกรัมละ 0.70 บาท แต่ทั้งนี้ไม่รวมถึงก๊าซที่นำเข้ามาในราชอาณาจักรหรือก๊าซที่ผลิตจากก๊าซที่นำเข้ามาใช้ในราชอาณาจักรตามที่ได้แจ้งต่อกรมธุรกิจพลังงานก่อนนำเข้ามาในราชอาณาจักร
(5) กรณีก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 และได้รับเงินชดเชยจากองทุนน้ำมันแล้วให้ส่งเงินชดเชยคืนกองทุน กิโลกรัมละ 2.7559 บาท
3. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 19 พ.ศ. 2560 เรื่องการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนกองทุน สำหรับก๊าซ
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 3 สิงหาคม 2560 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 4 ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ารายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ของโครงการ SPP Hybrid Firm
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติให้รับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm ในปริมาณ 300 เมกะวัตต์ ก่อน หลังจากนั้นให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm 269 เมกะวัตต์ โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าแบ่งเป็นรายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ และนำเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบ ก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm
2.กกพ. และ พพ. ได้ร่วมกันพิจารณาแนวทางการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าแบ่งเป็นรายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm จำนวน 300 เมกะวัตต์ โดยมีหลักเกณฑ์ในการใช้พิจารณา 2 เรื่อง คือ การพิจารณาเรื่องความมั่นคงของระบบไฟฟ้าจากกำลังผลิตที่มีอยู่ในระบบและความต้องการใช้ไฟฟ้าของประชาชน (Supply/Demand) ดังนี้(1) พิจารณาจากศักยภาพของสายส่ง (Grid capacity) ที่ได้รับจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) (2) พิจารณาการกระจายให้ทั่วทุกภูมิภาค และ (3) พิจารณาจาก Demand และ Supply ของแต่ละภูมิภาคโดยถ้าปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve) มีค่ามากกว่าร้อยละ 15 จัดสรรให้ 20 เมกะวัตต์ และถ้าReserve มีค่าน้อยกว่าร้อยละ 15 จัดสรรให้ 60 เมกะวัตต์ ซึ่งจากการพิจารณาเบื้องต้นตามหลักเกณฑ์ความมั่นคงของระบบไฟฟ้าจากกำลังผลิตที่มีอยู่ในระบบและความต้องการใช้ไฟฟ้าของประชาชน พบว่า เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm จำนวน 300 เมกะวัตต์ สามารถแบ่งตามรายภูมิภาค ได้ 2 กลุ่ม ดังนี้ (1) ภาคกลาง ภาคตะวันออก และภาคตะวันตก ภูมิภาคละ 20 เมกะวัตต์ รวม 60 เมกะวัตต์ และ (2) กรุงเทพฯและปริมณฑล ภาคใต้ ภาคเหนือ และภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ภูมิภาคละ 60 เมกะวัตต์ รวม 240 เมกะวัตต์ ส่วนการพิจารณาเรื่องปริมาณโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนในพื้นที่ที่มีอยู่แล้วและศักยภาพของเชื้อเพลิงในพื้นที่ ซึ่งเมื่อพิจารณาจากขข้อเสนอเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm ดังกล่าวแล้ว ร่วมกับการพิจารณาข้อมูลกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแต่ละภูมิภาค ศักยภาพของเชื้อเพลิงชีวมวล และความเป็นไปได้เชิงพื้นที่ พบว่า ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าโครงการ SPP Hybrid Firm ในภาคกลาง ภาคตะวันออก ภาคตะวันตก และภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ยังคงมีเป้าหมายในการรับซื้อไฟฟ้าเท่าเดิมตามที่เสนอในเบื้องต้น ส่วนในกรุงเทพฯและปริมณฑล ภาคใต้ ภาคเหนือ จะมีเป้าหมายเปลี่ยนแปลงไปจากเดิม โดยปรับลดเป้าหมายพื้นที่กรุงเทพฯ และปริมณฑล จาก 60 เหลือ 15 เมกะวัตต์ เนื่องจากมีศักยภาพเชื้อเพลิงไม่เพียงพอ และนำปริมาณที่เหลือจากการปรับลดไปเพิ่มให้กับภาคใต้จาก 60 เป็น 100 เมกะวัตต์ และภาคเหนือจาก 60 เป็น 65 เมกะวัตต์ ซึ่งจากการพิจารณากำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าแบ่งเป็นรายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้า โครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm จำนวน 300 เมกะวัตต์ ตามหลักเกณฑ์ทั้ง 2 เรื่อง สามารถสรุปเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าโครงการ SPP Hybrid Firm แบ่งเป็นรายภูมิภาค ได้ดังนี้ ภาคกลาง 20 เมกะวัตต์ กรุงเทพฯ และปริมณฑล 15 เมกะวัตต์ ภาคตะวันออก 20 เมกะวัตต์ ภาคใต้ 100 เมกะวัตต์ ภาคตะวันตก 20 เมกะวัตต์ ภาคเหนือ 65 เมกะวัตต์ และภาคตะวันออกเฉียงเหนือ 60 เมกะวัตต์
3. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 กพช. ได้เห็นชอบอัตราและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP โดยมีเงื่อนไขต้องเป็นโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี หรือเป็นโครงการภายใต้แผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของกระทรวงมหาดไทย ที่ผ่านกระบวนการคัดเลือกโดยคณะกรรมการกลางจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย ให้ครอบคลุมตั้งแต่ขั้นตอนการกำจัดขยะจนถึงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ตามกฎหมายของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ดังนั้น พพ. จึงเห็นควรยกเว้นการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP Hybrid Firm ในครั้งนี้ แต่อนุญาตให้ผู้ประกอบการ SPP Hybrid Firm ที่จะยื่นข้อเสนอในครั้งนี้สามารถใช้เชื้อเพลิง RDF เป็นเชื้อเพลิงร่วมได้ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า จากการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามศักยภาพในพื้นที่ภาคใต้ 100 เมกะวัตต์ ควรมีการกำหนดพื้นที่เป้าหมายเป็นการเฉพาะ เช่น พื้นที่ที่มีความจำเป็นเร่งด่วน พื้นที่ที่ต้องสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อเสริมความมั่นคงบริเวณปลายสายส่งไฟฟ้าที่ได้เกิดปัญหาไฟฟ้าดับบ่อยครั้ง รวมถึงเพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ที่เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็วในอนาคต เช่น จังหวัดภูเก็ต (20 เมกะวัตต์) หรือ เกาะสมุย (15 เมกะวัตต์) เป็นต้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า SPP Hybrid Firm รายภูมิภาค ดังนี้
ทั้งนี้หากจังหวัดภูเก็ต และอำเภอเกาะสมุย ได้ไม่ครบตามเป้าหมาย ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานนำส่วนที่เหลือไปเป็นโควต้าของภาคใต้ก่อน และหากภูมิภาคใดได้ไม่ครบตามเป้าหมาย ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานนำส่วนที่เหลือไปให้ภูมิภาคอื่นได้ โดยให้พิจารณาจากราคารับซื้อไฟฟ้าที่ต่ำสุดเรียงตามลำดับและต้องมีศักยภาพของสายส่ง (Grid capacity) ที่รองรับได้ แต่รวมแล้วต้องไม่เกินจำนวน 300 เมกะวัตต์
2. เห็นชอบให้ยกเว้นการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP Hybrid Firm ในครั้งนี้ แต่อนุญาตให้โรงไฟฟ้าชีวมวลที่จะยื่นข้อเสนอในครั้งนี้ สามารถใช้เชื้อเพลิง RDF (Refuse Derived Fuel) เป็นเชื้อเพลิงร่วมได้
3. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานนำมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานไปดำเนินการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP Hybrid Firm ได้ทันทีโดยไม่ต้องรอรับรองรายงานการประชุม
เรื่องที่ 5 การรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ SPP Hybrid Firm
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบหลักการการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm โดยมอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา นั้น โดยให้รับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm ในปริมาณ 300 เมกะวัตต์ ก่อน หลังจากนั้นให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm 269 เมกะวัตต์ ซึ่งโครงการ SPP Hybrid Firm มีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในปี 2563
2. ความคืบหน้าโครงการ SPP Hybrid Firm มีดังนี้ (1) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า กกพ. ได้ออกระเบียบคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ Feed-in Tariff พ.ศ. 2560 (ระเบียบฯ) และได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 6 กรกฎาคม 2560 แล้ว โดย กกพ. จะออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าและกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าโครงการ SPP Hybrid Firm ภายใต้ระเบียบฯ และ (2) ร่างประกาศและหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้า กกพ. ได้จัดทำร่างประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ SPP Hybrid Firm พ.ศ. .... (ร่างประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าฯ) และได้เปิดรับฟังความคิดเห็นผ่านเว๊บไชต์ของสำนักงาน กกพ. 2 ครั้งในช่วงเดือนมิถุนายนและกรกฎาคม 2560 ที่ผ่านมา รวมทั้งได้จัดรับฟังความเห็นกลุ่มย่อย (Focus Group) สรุปประเด็นสำคัญได้ ดังนี้ 1) แผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติม มติ กพช. กำหนดหลักการไว้ว่าต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิง และต้องมีแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมใช้พื้นที่ร่วมด้วย เช่น การปลูกพืชพลังงาน เป็นต้น ในสัดส่วนที่จะมีการกำหนดต่อไป สำนักงาน กกพ. จึงได้หารือกับกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ในการจัดทำร่างประกาศ โดย พพ. ได้ให้ความเห็นว่า ผู้ยื่นเสนอขอขายไฟฟ้าจะต้องมีการจัดทำแผนการจัดหาเชื้อเพลิงให้เพียงพอสำหรับโรงไฟฟ้า และแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมในพื้นที่ร่วมด้วย ส่วนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่ให้หมายถึง การผลิตเชื้อเพลิงโดยผู้ประกอบการเอง เช่น โรงไฟฟ้าชีวมวลต้องมีการปลูกพืชพลังงาน และมีความหมายรวมถึงไม้โตเร็วด้วย และเห็นควรกำหนดสัดส่วนของการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่อยู่ที่ร้อยละ 20 ของปริมาณเชื้อเพลิงที่ใช้ทั้งหมดสำหรับโรงไฟฟ้า ส่วนผลที่ได้จากการรับฟังความคิดเห็น อาทิเช่น รูปแบบ แผนการพัฒนาเชื้อเพลิงเพิ่มเติมมีแนวทางดำเนินการใดได้อีกบ้างนอกเหนือจากการปลูก และกรณีปลูกพืชพลังงานเพื่อเป็นเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติม (ร้อยละ 20) จะต้องให้ผู้ประกอบการ SPP เป็นผู้ปลูกเท่านั้น เป็นต้น ส่วนผลการหารือ พพ. เพิ่มเติมภายหลังจากการรับฟังความคิดเห็น พพ. ยืนยันสัดส่วนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมร้อยละ 20 และให้ใช้กับเชื้อเพลิงชีวมวล และ ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) โดยผู้ประกอบการ SPP ไม่จำเป็นต้องเป็นผู้ปลูกเอง สามารถให้เกษตรกรปลูกสำหรับโครงการของที่ยื่นเสนอขายไฟฟ้าได้ ส่วนแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติม ให้ผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าจัดส่งข้อมูล ประกอบด้วย จำนวนพื้นที่ที่ปลูก (ไร่) ตำบล อำเภอ และจังหวัดของพื้นที่ที่ปลูก รวมถึงพิกัด (GPS) ของพื้นที่ที่ปลูก ประมาณการพื้นที่ที่ปลูก (ไร่) ต่อเชื้อเพลิงหนึ่งตัน และบันทึกข้อตกลงระหว่างผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้ากับบุคคลหรือนิติบุคคลที่ดำเนินการปลูกพืชเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงให้กับโครงการ (กรณีที่ไม่ได้ปลูกพืชเอง) สำหรับกรณีที่ผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้ารายเล็กปลูกพืชเองให้จัดส่งหนังสือรับรองตนเองในการปลูกพืชดังกล่าว ซึ่งในร่างประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าฯ (ข้อ 22 (1)(ค)) กกพ. ได้กำหนดหลักเกณฑ์แผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมตามผลการหารือจาก พพ. และได้กำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมไว้ว่า การดำเนินการตามแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงเพิ่มเติมข้างต้น ให้ผ่านการรับรองจาก พพ. และ 2) กรอบระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้า ซึ่ง มติ กพช. ได้กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการ SPP Hybrid Firm ภายในปี 2563 ส่วนผลการรับฟังความเห็น ได้มีข้อคิดเห็นเกี่ยวกับกำหนดวัน SCOD ที่กำหนดไว้ภายในปี 2563 มีความกระชั้นชิดในการดำเนินโครงการ เนื่องจากโครงการ SPP พลังความร้อนซึ่งมีขนาดมากกว่า 10 เมกะวัตต์ เข้าข่ายที่ต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) และต้องได้รับอนุมัติรายงาน EIA ก่อนการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งโดยทั่วไปใช้เวลาดำเนินการรายงาน EIA ประมาณ 1-2 ปี ภายหลังจากได้รับอนุมัติรายงาน EIA จึงสามารถเริ่มก่อสร้างได้ และการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าใหม่จะใช้ระยะเวลามากกว่า 2 ปี โดยเริ่มตั้งการดำเนินการด้านที่ดินที่ตั้งโรงไฟฟ้า การขอสินเชื่อจากธนาคารหรือสถาบันทางการเงิน การออกแบบ การก่อสร้าง และการขอใบอนุญาตต่างๆ ต้องใช้เวลามากกว่า 2 ปี จึงอาจไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนดในปี 2563 กกพ. จึงเสนอให้ขยายกรอบระยะเวลากำหนดวัน SCOD โครงการ SPP Hybrid Firm ตามที่ กพช. กำหนดไว้จากภายในปี 2563 เป็นภายในปี 2564 โดยใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ที่ กพช. ได้เห็นชอบไว้ในวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560
มติของที่ประชุม
1. รับทราบความคืบหน้าการจัดทำระเบียบและประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าโครงการ SPP Hybrid Firm และหลักเกณฑ์การจัดทำแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมสำหรับโครงการ SPP Hybrid Firm ดังนี้
1.1 สัดส่วนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมร้อยละ 20 และให้ใช้กับเชื้อเพลิงชีวมวล และ ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน)
1.2 ผู้ประกอบการ SPP ไม่จำเป็นต้องเป็นผู้ปลูกพืชเชื้อเพลิงเอง สามารถให้เกษตรกร ปลูกพืชเชื้อเพลิงสำหรับโครงการที่ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าได้
1.3 การจัดทำแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติม ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ตรวจสอบหลักฐาน โดยให้ผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าจัดส่งข้อมูล ดังนี้
(1) จำนวนพื้นที่ที่ปลูก (ไร่)
(2) ตำบล อำเภอ และจังหวัดของพื้นที่ที่ปลูก รวมถึงพิกัด (GPS) ของพื้นที่ที่ปลูก
(3) ประมาณการพื้นที่ที่ปลูก (ไร่) ต่อเชื้อเพลิงหนึ่งตัน
(4) บันทึกข้อตกลงระหว่างผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้ากับบุคคลหรือนิติบุคคลที่ดำเนินการปลูกพืชเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงให้กับโครงการ (กรณีที่ไม่ได้ปลูกเอง)
(5) สำหรับกรณีที่ผู้ประกอบการ SPP ปลูกพืชเชื้อเพลิงเองให้จัดส่งหนังสือรับรองตนเองในการปลูกพืช
2. เห็นชอบให้ขยายกรอบระยะเวลากำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ที่ระบุในสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) โครงการ SPP Hybrid Firm ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติกำหนดไว้ จากภายในปี 2563 เป็นภายในปี 2564 โดยใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ที่คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้เห็นชอบเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560