- การกำกับดูแลองค์กร
- การพัฒนาระบบบริหาร
- การบริหารและพัฒนาทรัพยากรบุคคล
- แผนบริหารความต่อเนื่อง
- แผนปฏิบัติการดิจิทัล ของ สนพ.
- ศูนย์ประสานราชการใสสะอาด
- ศูนย์ประสานงานด้านความเสมอภาค ระหว่างหญิงชาย
- ศูนย์บริการร่วม
- ศูนย์ข้อมูลข่าวสาร
- สรุปผลการดำเนินงานจัดซื้อจัดจ้าง
- ข้อมูลเชิงสถิติการให้บริการ
- กลุ่มงานจริยธรรม
- การคุ้มครองข้อมูลส่วนบุคคล
Super User
กบง. ครั้งที่ 30 - วันพุธที่ 5 ตุลาคม 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 18/2559 (ครั้งที่ 30)
เมื่อวันพุธที่ 5 ตุลาคม 2559 เวลา 14.00 น.
3. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนตุลาคม 2559
4. แผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560
5. การพัฒนาข้อมูลภาพรวมการผลิตไฟฟ้าของประเทศ
6. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแนวทางการจัดทำแผน PDP 2015 โดยให้มีระยะเวลาของแผนสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) พร้อมทั้งจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Development Plan: EEDP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558-2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015
2. การดำเนินงานของโครงการตามแผน PDP 2015 ไตรมาสที่ 3/2559 มีดังนี้
2.1 PDP1 การติดตามแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ประกอบด้วย (1) PDP1-1: โครงการพัฒนาโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จำนวน 7 โครงการ ดังนี้ 1) โครงการพระนครเหนือ ชุดที่ 2 กำลังการผลิต 828 เมกะวัตต์ จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 2) โครงการเขื่อนบางลาง หน่วยที่ 1 – 3 3) โครงการพลังแสงอาทิตย์เขื่อนสิรินธร 4) โครงการแสงอาทิตย์ กฟผ. 5) โครงการเขื่อนป่าสักชลสิทธิ์ 6) โครงการเขื่อนแม่กลอง หน่วยที่ 1 - 2 และ 7) โครงการแสงอาทิตย์ทับสะแก กำลังการผลิต 12 0.25 10 6.7 12 และ 5 เมกะวัตต์ อยู่ระหว่างดำเนินการ (2) PDP1 - 2 ประกอบด้วย 3 กุล่ม ดังนี้ กลุ่มที่ 1 กลุ่ม IPP 2 โครงการ คือ โครงการโรงไฟฟ้าของเอกชน IPP จำนวน 2 โครงการ ดังนี้ 1) โครงการโรงไฟฟ้าทดแทนขนอม ชุดที่ 1 กำลังการผลิต 930 เมกะวัตต์ มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 2) โครงการเนชันแนล พาวเวอร์ ซัพพลาย เครื่องที่ 1 - 2 กำลังการผลิต 270 เมกะวัตต์บริษัทฯ มีหนังสือถึงคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ขอเลื่อนกำหนด SCOD เป็นเดือนพฤศจิกายน 2564 และเดือนมีนาคม 2565 กลุ่มที่ 2 กลุ่มโครงการโรงไฟฟ้าของเอกชน SPP Firm มีทั้งหมด10 โครงการ มีโครงการที่ COD ทันกำหนด จำนวน 6 โครงการ คือ บีกริม บีไอพี พาวเวอร์ 2 ท็อป เอสพีพี โครงการ 1 ท็อป เอสพีพี โครงการ 2 ผลิตไฟฟ้า นวนคร โครงการ 1 อมตะ บีกริม พาวเวอร์ โครงการ 5 และบ่อวิน คลีน เอนเนอจี มีโครงการที่ COD ล่าช้ากว่ากำหนดการ จำนวน 4 โครงการ คือ โครงการพีพีทีซี อ่างทอง เพาเวอร์ (เดิม คือ สยามเพียวไรซ์) เอสเอสยูที โครงการ 1 และเอสเอสยูที โครงการ 2 และ กลุ่มที่ 3 กลุ่มโครงการโรงไฟฟ้าของเอกชน SPP NonFirm จำนวน 11 โครงการ เป็นโครงการที่ SCOD ทันกำหนด จำนวน 3 โครงการ คือ พัฒนาพลังงานลม (วายุวินด์ฟาร์ม) ชัยภูมิ วินด์ฟาร์ม และโคราชวินด์เอ็นเนอร์ยี (มิตรภาพวินด์ฟาร์ม) และเป็นโครงการที่ SCOD ล่าช้ากว่ากำหนดการ จำนวน 2 โครงการ คือ อีเอ วินด์ หาดกังหัน 3 โครงการ 3 และอีเอ วินด์ หาดกังหัน 3 โครงการ 2 และโครงการที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2558 จำนวน 7 โครงการ คือ กรีโนเวชั่น เพาเวอร์ (สราญลมวินด์ฟาร์ม) โครงการไทยเอกลักษณ์เพาเวอร์ เขาค้อวินด์ พาวเวอร์ อีเอ โซล่า พิษณุโลก วะตะแบก วินด์ และอีเอ วินด์ หาดกังหัน 3 โครงการ 1 (2) PDP2 การติดตามการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ประกอบด้วย 1) PDP2 - 1 การติดตามการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ มีโครงการจำนวน 4 โครงการ กำลังการผลิตรวม 2,334 เมกะวัตต์ เป็นโครงการที่สามารถดำเนินการได้ตามแผนจำนวน 2 โครงการ คือ หงสา เครื่องที่ 3 และไซยะบุรี และเป็นโครงการที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนจำนวน 2 โครงการ คือ เซเปียน และน้ำเงี้ยบ 1 PDP2-2 2) ติดตามการเจรจาความร่วมมือด้านพลังงานกับประเทศเพื่อนบ้าน สปป.ลาว มี 3 โครงการ คือ น้ำเทิน 1 ปากเบ่ง เซกอง กำลังการผลิตรวม 1,903 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการยื่นเอกสารหรือเจรจาหาข้อตกลง ส่วนประเทศกัมพูชา คือ โครงการเกาะกง แบ่งเป็น 3 โครงการ คือ Samart Corporation, Koh Kong Utilities และ Phongsabthavy Road & Bridge Construction กำลังการผลิตรวม 5,400 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการเจรจาหาข้อตกลง (3) PDP3 ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวมรับซื้อไฟฟ้าประมาณ 2,063 เมกะวัตต์ คาดว่าการดำเนินการจะเสร็จสิ้นประมาณปี 2562 (4) PDP4 ติดตามโครงการระบบส่งไฟฟ้า ประกอบด้วย 1) PDP 4 - 1 โครงการพัฒนาระบบส่งเพื่อรองรับความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น มีทั้งหมด 4 โครงการ เป็นโครงการที่ดำเนินการได้ตามเป้าหมาย 2 โครงการ คือ โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ระยะที่ 3 และโครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าระยะที่ 12 ส่วนอีก 2 โครงการ คือ โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ระยะที่ 2 และโครงการพัฒนาระบบเคเบิ้ลใต้ทะเลไปยังบริเวณอำเภอเกาะสมุย จังหวัดสุราษฎร์ธานี อยู่ระหว่างการศึกษาความเหมาะสม 2) PDP 4 - 2 โครงการพัฒนาระบบส่งเพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า มีทั้งหมด 5 โครงการ เป็นโครงการที่ดำเนินการได้ตามเป้าหมาย 1 โครงการ คือ โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันออก ส่วนโครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันตกและภาคใต้ ไม่สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมายที่กำหนด ส่วนโครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ภาคเหนือตอนล่าง ภาคกลาง และกรุงเทพมหานคร บริเวณภาคเหนือตอนบน และบริเวณภาคใต้ตอนล่าง อยู่ระหว่างการสำรวจหรือออกแบบ 3) PDP 4 - 3 โครงการปรับปรุงและขยายระบบส่งที่เสื่อมสภาพตามอายุการใช้งานมีจำนวน 3 โครงการ เป็นโครงการที่สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมายจำนวน 2 โครงการ คือ โครงการปรับปรุงและขยายระบบ ส่งไฟฟ้าที่เสื่อมสภาพตามอายุการใช้งาน ระยะที่ 1 : ส่วนสถานีไฟฟ้าแรงสูง และระยะที่ 1 : ส่วนสายส่งไฟฟ้าแรงสูง ส่วนโครงการที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมาย คือ โครงการปรับปรุงและขยายระบบส่งไฟฟ้า ที่เสื่อมสภาพตามอายุการใช้งาน ระยะที่ 2 และ 4) PDP 4 -4 โครงการพัฒนาระบบส่งเพื่อรองรับการเชื่อมต่อโรงไฟฟ้า มีจำนวน 7 โครงการ เป็นโครงการที่ดำเนินการได้ตามเป้าหมาย 4 โครงการ คือ โครงการระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำเขื่อนน้ำงึม 3 - น้ำเทิน 1 โครงการระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP 2007) โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าหลักเพื่อรองรับโรงไฟฟ้าผู้ผลิตเอกชน รายเล็กระบบ Cogeneration ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า และโครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าบริเวณจังหวัดเลย หนองบัวลำภู และขอนแก่น เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการใน สปป. ลาว ส่วนโครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้า บริเวณจังหวัดอุบลราชธานี ยโสธร และอำนาจเจริญ เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการใน สปป. ลาว มีการ ดำเนินการล่าช้ากว่าเป้าหมายที่กำหนด และโครงการระบบส่งไฟฟ้าสำหรับโครงการโรงไฟฟ้าเพื่อทดแทนโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 4-7 และโครงการระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่(IPP 2012) อยู่ระหว่างการออกแบบและศึกษาความเหมาะสม (5) PDP5 แผนการสื่อสารและสร้างความรู้ความเข้าใจ ได้แก่ PDP5-1 แผนงานสื่อสารการจัดทำแผน PDP มีการจัดทำแผนงานสื่อสารผ่านสื่อต่างๆ และ(6) PDP6 การศึกษาแผนและนโยบายในระยะยาว มีการศึกษาทั้งหมด 3 ส่วน ดังนี้ 1) PDP6-1 Smart Grid 2) PDP6 - 2 ค่าไฟฟ้า SEZ และ 3) PDP6-3 ยานยนต์ไฟฟ้า (EV)
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ทั้งนี้ ควรมีการทบทวน แผนฯ เมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องใช้ดำเนินการต่อไป โดยมอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนฯ ต่อ กบง. ทุก 3 เดือน และเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนฯ ตามมติ กพช. ดังกล่าว
2. การจัดทำแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas Plan 2015) ให้รองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้มีเพียงพอในอนาคต ได้วางเป้าหมายการดำเนินงาน 4 ด้านสำคัญ คือ (1) ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG (2) ยืดอายุแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติโดยกระตุ้นการสำรวจและพัฒนาแหล่ง ในประเทศและการใช้เทคโนโลยี เพื่อรักษาระดับการจัดหาให้ยาวนานขึ้น (3) การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ และ (4) มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน ทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access; TPA) และเพื่อให้สอดคล้องกับแผน PDP 2015 จึงได้จัดทำคาดการณ์การใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ภายใต้แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 ใน 3 กรณี คือ (1) กรณีฐาน - คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยยังคงขยายตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยคาดว่าจะเพิ่มขึ้นจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต (ที่ค่าความร้อน 1,000 บีทียู ต่อก๊าซธรรมชาติ1 ลูกบาศก์ฟุต) ในปี 2558 เป็น 5,099 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562 แต่ในระยะยาวคาดว่าลดลงมาอยู่ที่ระดับวันละ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579 (2) กรณีคิดความเสี่ยงด้านความต้องการใช้จากการชะลอโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน และความสำเร็จของการดำเนินงานตามแผน AEDP และ EEDP ทำได้ร้อยละ 70 คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ จะเพิ่มขึ้นจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2558 เป็น 5,528 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562 และในระยะยาวคาดว่าสูงขึ้นอีกเล็กน้อย มาอยู่ที่ระดับวันละ 5,658 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579 (3) กรณีสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุในปี 2565 และ 2566 ผลิต ไม่ต่อเนื่อง คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติจะลดลงจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2558 เป็น 4,688 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2562 และการใช้ระยะยาวอยู่ที่วันละ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579
3. ความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 (Gas Plan 2015) ไตรมาสที่ 3 ในส่วนของการบริหารจัดการด้านการใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศ แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558-2579 (Gas Plan 2015) ประกอบด้วย (1) G1 การคาดการณ์ ความต้องการใช้ก๊าซปี 59 เพื่อติดตามการใช้ก๊าซให้เป็นไปตามแนวทางการชะลอการเติบโตของความต้องการ ใช้ก๊าซ ผลการดำเนินงานคือ อัตราการใช้ก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย 7 เดือนแรกของปี 2559 อยู่ที่ระดับ 4,745 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ในแผนเล็กน้อย (ร้อยละ 1) (2) G2 รักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ 1) G2-1 การบริหารจัดการแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุ ในปี 2565-2566 เพื่อให้การผลิตก๊าซธรรมชาติเป็นไปอย่างต่อเนื่อง ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนของการเตรียมการด้านกฎหมาย ทั้งร่าง พ.ร.บ.ปิโตรเลียม และพ.ร.บ.ภาษีเงินได้ปิโตรเลียมที่ขณะนี้อยู่ในการพิจารณาของสภานิติบัญญัติแห่งชาติ (สนช.) ควบคู่กับการยกร่างกฎกระทรวงที่จำเป็น จากนั้นจึงจะกำหนดเงื่อนไข/หลักเกณฑ์เตรียมเปิดประมูลต่อไป แต่เนื่องจาก สนช. ได้ขอขยายเวลาพิจารณาร่าง พ.ร.บ. ทั้งสองฉบับถึงเดือนตุลาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) จึงได้มีมติเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 ให้กระทรวงพลังงานขยายระยะเวลาในการคัดเลือกผู้ดำเนินการโดยการเปิดประมูลแข่งขันยื่นข้อเสนอจากเดิมให้แล้วเสร็จภายใน1 ปี นับจาก กพช. มีมติเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 เป็นให้แล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2560 2) G2-2 การเปิดให้ยื่นขอสิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ อยู่ระหว่างการดำเนินการเตรียมการด้านกฎหมายทั้งร่าง พ.ร.บ. ปิโตรเลียมและร่าง พ.ร.บ. ภาษีเงินได้ปิโตรเลียมที่ สนช. กำลังพิจารณา และยกร่างกฎหมายลำดับรองที่จำเป็น 3) G2-3 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากอ่าวให้มีประสิทธิภาพ ลดก๊าซฯ จากอ่าวที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ เพื่อใช้ให้เกิดประโยชน์สูงสุด ผลการดำเนินงาน คือ อัตราก๊าซที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ เฉลี่ย 7 เดือน (มกราคม – กรกฎาคม 2559) อยู่ที่ระดับวันละ 686 ล้าน ลบ.ฟุต ต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ (ประมาณร้อยละ 6) และต่ำกว่าค่าเฉลี่ยของปี 2558 ซึ่งอยู่ที่วันละ 710 ล้านลบ.ฟุต (3) G3 หาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG อย่างมีประสิทธิภาพ ดังนี้ 1) G3-2การศึกษาแนวทางการกำกับดูแลด้าน LNG เพื่อให้มีแนวทางการบริหารจัดการและกำกับดูแล LNG อย่างเหมาะสม และสนับสนุนให้เกิดการแข่งขันในธุรกิจ LNG อยู่ระหว่างการปรับแก้รายละเอียดโครงการ (Scope of Work) เพื่อจัดทำ TOR คาดว่า จะเริ่มโครงการในเดือนพฤศจิกายน 2559 และ (4) G4 มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน ดังนี้ 1) G4-2 LNG Terminal โดย กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 เห็นชอบให้ (1) ขยายกำลังผลิตของ LNG Terminal ที่มีอยู่เดิมของ ปตท. เพิ่ม 1.5 ล้านตันต่อปี และพัฒนา LNG Terminal แห่งใหม่ ขนาด 5 ล้านตันต่อปี ภายในปี 2565 (2) มอบหมายการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยศึกษาความเป็นไปได้ในการพัฒนา FSRU ในอ่าวไทยตอนบน และ (3) มอบหมาย พน. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทำการศึกษาและจัดทำแผนโครงสร้างพื้นฐานด้าน LNG ของประเทศให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี
4. ปัญหาและอุปสรรค ประกอบด้วย G2-1 แนวทางในการบริหารสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุ กฎหมายแม่บท 2 ฉบับ ที่ใช้ในการบริหารจัดการยังอยู่ระหว่างการพิจารณาของ สนช. ซึ่งได้มีการขอขยายระยะเวลาพิจารณาออกไปจนถึงวันที่ 21 ตุลาคม 2559 ทำให้ พน. ต้องขยายกรอบการดำเนินงานตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ออกไปจนถึงเดือนกันยายน 2560 นอกจากนั้นยังมีกฎหมายลำดับรองที่จะต้องยกร่างเพิ่มเติมเพื่อรองรับการบริหารจัดการที่เพิ่มเข้ามาอีก 2 แบบ คือ แบบแบ่งปันผลผลิตและแบบสัญญาจ้างสำรวจและผลิต (2) G2-2 การเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ปัญหาอุปสรรคที่เกิดขึ้น คือ การรอกฎหมายใหม่บังคับใช้ เช่นเดียวกับโครงการ G2-1 และ G4 โครงสร้างพื้นฐานรองรับการนำเข้า LNG ประเด็น ท้าทายคือ การรักษาความสมดุลระหว่างเสถียรภาพด้านการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้เพียงพอกับความต้องการใช้ของประเทศในอนาคตกับการส่งเสริมการแข่งขันอย่างเสรีของธุรกิจก๊าซธรรมชาติ เนื่องจากมีความไม่แน่นอนของปัจจัยภายนอกที่ซับซ้อน เช่น การสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหิน ความสำเร็จของแผน AEDP 2015 EEP 2015 เป็นต้น และเพื่อให้การดำเนินงานเป็นไปตามแผน Gas Plan 2015 ชธ. เสนอว่า เนื่องจากแต่ละแผนมีการเชื่อมโยงความสัมพันธ์กัน หากแผนใดมีการเปลี่ยนแปลง ย่อมส่งผลต่อแผนฉบับอื่น จึงควรมีหน่วยงานในการประสานความร่วมมือระหว่างแผนบูรณาการพลังงานระยะยาวทั้ง 5 แผน เพื่อติดตามความคืบหน้าของแต่ละแผน และควรมีระบบการถ่ายทอดข้อมูลระหว่างหน่วยงานที่ชัดเจน เป็นระบบ สม่ำเสมอ เพื่อให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องมีข้อมูลเท่าเทียมกัน เล็งเห็นประโยชน์และมุ่งสู่เป้าหมายในทิศทางเดียวกัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนตุลาคม 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. กบง. เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 และเมื่อวันที่ 3 เมษายน 2558 ได้เห็นชอบการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และ ปตท.สผ.สยาม) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน
2. จากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนตุลาคม 2559 อยู่ที่ 352 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนกันยายน 2559 จำนวน 47 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนกันยายน 2559 อยู่ที่ 34.9014 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าลงจากอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนสิงหาคม 2559 จำนวน 0.0076 บาท ต่อเหรียญสหรัฐฯ ต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติในเดือนตุลาคม 2559 อยู่ที่ 383 บาท ต่อกิโลกรัม ลดลงจากเดือนกันยายน 2559 ที่ 37 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้น ของก๊าซ LPG (LPG Pool) ปรับลดลง 0.1644 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.1623 บาทต่อกิโลกรัม มาอยู่ที่ 12.9979 บาทต่อกิโลกรัม
3. จากราคาก๊าซ LPG Pool ของเดือนตุลาคม 2559 ที่ปรับตัวลดลง 0.1644 บาทต่อกิโลกรัม ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นที่ 0.1644 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.1567 บาทต่อกิโลกรัม เป็นส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.3211 บาท ต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกคงเดิมที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับประมาณ 115 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.3211 บาท และเห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 26 พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ทั้งนี้ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 6 ตุลาคม 2559 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 4 แผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 พฤศจิกายน 2557 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติอนุมัติกรอบแผนการใช้จ่ายเงินงบบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงงบบริหาร ปีงบประมาณ 2558 – 2561 ของ 5 หน่วยงาน ได้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมสรรพสามิต กรมศุลกากร สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) เป็นจำนวนเงิน 153,152,200 บาท และงบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2558 – 2561 เป็นจำนวนเงินปีละ 300 ล้านบาท เพื่อเป็นเงินสำรองกลาง โดยมอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (อบน.) บริหารจัดการงบประมาณตามกรอบแผนการใช้จ่ายเงินงบบริหารกองทุนน้ำมันฯ และให้สอดคล้องกับวัตถุประสงค์การใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันฯ ซึ่งต่อมาในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 2 ตุลาคม 2558 ที่ประชุมได้รับทราบผลการใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันฯ ประจำปีงบประมาณ 2558 รวมทั้งได้อนุมัติแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันฯ ปีงบประมาณ 2559 เป็นงบบริหารจำนวน 27,161,600 บาท และงบค่าใช้จ่ายอื่น จำนวน 300,000,000 บาท พร้อมทั้งได้อนุมัติเงินงบค่าใช้จ่ายอื่นให้ดำเนินงานโครงการจำนวน 3 โครงการ จำนวนเงินรวม 10,075,820 บาท
2. ผลการใช้จ่ายเงิน ปีงบประมาณ 2559 มีดังนี้ (1) งบบริหาร มีผลการเบิกจ่ายเงิน 11,706,209.71 บาท คิดเป็นร้อยละ 43.10 ของยอดเงินที่ได้รับอนุมัติ แบ่งเป็น สป.พน. 4.8545 ล้านบาท สนพ. 1.0197 ล้านบาท กรมสรรพสามิต 4.8129 ล้านบาท กรมศุลกากร 0.4950 ล้านบาท และ สบพน. 0.5240 ล้านบาท ส่วนงบ ค่าใช้จ่ายอื่น ในปีงบประมาณ 2559 กบง. ได้อนุมัติงบค่าใช้จ่ายอื่น จำนวน 3 โครงการ วงเงิน 10,075,820 บาท โดยมีผลการเบิกจ่าย ดังนี้ (1) โครงการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง (สนพ.) วงเงิน 6,875,820 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 9 เดือน สนพ. ได้จัดจ้าง บริษัท เบอร์รา จำกัด ซึ่งเมื่อวันที่ 22 กรกฎาคม 2559 ที่ปรึกษาได้ส่งรายงานผลการศึกษาเบื้องต้น (Inception Report) ปัจจุบันคณะกรรมการฯ อยู่ระหว่างการพิจารณารายงานดังกล่าว (2) โครงการพัฒนาระบบฐานข้อมูลราคาพลังงานต่างประเทศ (สนพ.) วงเงิน 2,000,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 12 เดือน สนพ. ได้จัดจ้าง บริษัท เบอร์รา จำกัด ปัจจุบันที่ปรึกษาอยู่ระหว่างจัดทำรายงานผลการศึกษาเบื้องต้น (Inception Report) (3) โครงการจัดจ้างที่ปรึกษาด้านกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) วงเงิน 1,200,000 ระยะเวลา 12 เดือน เบิกจ่ายแล้ว 800,000 บาท คงเหลือ 88,700 บาท ซึ่ง อบน. ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2559 ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการเบิกค่าใช้จ่ายเงิน จากเดิมสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2559 เป็นสิ้นสุดวันที่ 30 ตุลาคม 2559
3. เมื่อวันที่ 8 กันยายน 2559 อบน. ได้รับทราบผลการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และได้มีมติอนุมัติแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560 ดังนี้ (1) งบบริหาร ของทั้ง 5 หน่วยงาน เป็นจำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 27,938,200 บาท แบ่งเป็น สป.พน. 10.5324 ล้านบาท สนพ. 8.1929 ล้านบาท กรมสรรพสามิต 6.6998 ล้านบาท กรมศุลกากร 1.1451 ล้านบาท และ สบพน. 1.3680 ล้านบาท (2) งบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2560 จำนวน 300,000,000 บาท เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลาง โดยเบื้องต้น อบน. ได้รับข้อเสนอโครงการทั้งสิ้น 3 โครงการ และได้อนุมัติในหลักการให้หน่วยงานดำเนินโครงการ จำนวน 2 โครงการ รวมเป็นเงิน 4,700,000 บาท ดังนี้ 1) โครงการการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... (สบพน.) วงเงิน 4,100,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 8 เดือน 2) โครงการจัดจ้างที่ปรึกษาด้านกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) วงเงิน 600,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 15 เดือน และ 3) โครงการศึกษาการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศไทย (Strategic Petroleum Reserve: SPR) (ธพ.) ขอรับการสนับสนุนงบประมาณ 30,000,000 บาท ซึ่ง อบน. มอบหมายให้ ธพ. รับไปดำเนินการปรับปรุงรายละเอียดของโครงการให้มีความชัดเจนและเหมาะสมตามข้อพิจารณาของที่ประชุม และนำเสนอ อบน. อีกครั้ง ทั้งนี้ กรอบวงเงินที่เหลือของงบค่าใช้จ่ายอื่น มอบหมายให้ อบน. เป็นผู้พิจารณาอนุมัติต่อไป ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้ กบง. พิจารณา ดังนี้ (1) รับทราบผลการใช้จ่ายเงินงบบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2559 และ (2) ขอความเห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2559
2. เห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560 ดังนี้
2.1 งบบริหาร ของทั้ง 5 หน่วยงาน เป็นจำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 21,938,200 บาท โดยงบประมาณทุกหมวดรายจ่ายให้สามารถนำมาถัวจ่ายได้ทุกรายการ โดยมีรายละเอียด ดังนี้
2.2 งบค่าใช้จ่ายอื่น จำนวน 300,000,000 บาท เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลาง ปีงบประมาณ 2560 อนุมัติให้ดำเนินโครงการ จำนวน 2 โครงการ รวมเป็นเงิน 4,700,000 บาท ดังนี้
(1) โครงการการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) วงเงิน 4,100,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 8 เดือน
(2) โครงการจัดจ้างที่ปรึกษาด้านกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับกรมธุรกิจพลังงาน ของกรมธุรกิจพลังงาน วงเงิน 600,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 15 เดือน
ทั้งนี้ ให้งบบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2559 และกรอบวงเงินคงเหลือของงบค่าใช้จ่ายอื่น มอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นผู้พิจารณาและอนุมัติ ต่อไป
เรื่องที่ 5 การพัฒนาข้อมูลภาพรวมการผลิตไฟฟ้าของประเทศ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 กรกฎาคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติมอบหมายให้สำนักงาน กกพ. ปรับปรุงระเบียบการรับชื้อไฟฟ้าจาก VSPP และ SPP หรือประกาศที่เกี่ยวข้อง โดยกำหนดให้ผู้ประกอบการโรงไฟฟ้า VSPP และ SPP ต้องรายงานข้อมูลปริมาณการผลิตไฟฟ้าทั้งกำลังไฟฟ้า (เมกะวัตต์) และพลังงานไฟฟ้า (กิโลวัตต์-ชั่วโมง) รวมถึงปริมาณการผลิตไฟฟ้าในส่วนที่ใช้เอง ที่ขายตรงในนิคมอุตสาหกรรม และ/หรือ ที่ขายนอกระบบของ กฟผ. และรายงานให้ กบง. ทราบต่อไป
2. สำนักงาน กกพ. ได้พัฒนาระบบการรายงานข้อมูลการผลิตและการใช้ไฟฟ้าแบบ Near Real Time ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2558 โดยมีเป้าหมายในการพัฒนาระบบการรายงานข้อมูลด้านการผลิตและการใช้ไฟฟ้า และก๊าซธรรมชาติให้มีความสมบูรณ์และเป็นระบบมากยิ่งขึ้น โดยปีงบประมาณ 2558 การไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) มีการรายงานข้อมูลการผลิตของโรงไฟฟ้า กฟผ. IPP SPP และ Import มายังระบบของสำนักงาน กกพ. ทุกๆ 1 นาที และในปีงบประมาณ 2559 สำนักงาน กกพ. ได้รวบรวมและพัฒนาการรายงานข้อมูลการผลิตของ VSPP และโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (PEA) และโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กและโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กมากของกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เข้ามาในระบบข้อมูลการผลิตของ กฟผ. เพื่อเป็นภาพรวมการผลิตของประเทศ
3. สรุปการพัฒนาข้อมูล ระบบ และขั้นตอนการรายงานข้อมูลการผลิตไฟฟ้าของประเทศ ดังนี้ (1) การรายงานข้อมูลตรวจวัดจริงมายังระบบ Near Real Time โดย กฟผ. มีการรายงานข้อมูลการผลิตทั้งหมดของโรงไฟฟ้า กฟผ. IPP SPP และ Import มายังระบบ Near Real Time ของสำนักงาน กกพ. ทุกๆ 1 นาที การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) รายงานข้อมูลการผลิตของ VSPP จำนวน 1 ราย มายังระบบของ กฟผ. เพื่อส่งมายังระบบ ของสำนักงาน กกพ. ทุกๆ 15 นาที และ PEA รายงานข้อมูลการผลิตของ VSPP จำนวน 72 ราย มายังระบบของสำนักงาน กกพ. ทุกๆ 15 นาที และ (2) การรายงานข้อมูลสถิติกำลังผลิตของ VSPP รายเดือน เพื่อใช้ประมาณการข้อมูลการผลิต จำแนกตามประเภทเชื้อเพลิงและรายจังหวัด โดย กฟผ. กฟน. PEA และ พพ. จะจัดส่งข้อมูลดังกล่าวมายังสำนักงาน กกพ. ทางจดหมายอิเล็กทรอนิกส์ภายในวันที่ 10 ของทุกเดือน เพื่อให้สำนักงาน กกพ. นำข้อมูลดังกล่าวใช้ประมาณการข้อมูลการผลิตของ VSPP โครงการของ PEA และ โครงการของ พพ. ภายในวันที่ 15 ของเดือน เพื่อนำขึ้นระบบรวมกับข้อมูลจากการตรวจวัดจริงในระบบ Near Real Time
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2559 กระทรวงการคลังได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เรื่องการปรับขึ้นอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล เนื่องจากกระทรวงการคลังได้ผูกพันประมาณการรายรับ ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2560 ในส่วนของรายได้กรมสรรพสามิตได้กำหนดประมาณการรายรับรวม 549,900 ล้านบาท โดยมีการผูกพันให้ปรับขึ้นอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล เป็น 5.95 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ กระทรวงการคลังขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาแนวทางในการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล เพื่อไม่ให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลเปลี่ยนแปลงในทันที
2. เมื่อพิจารณาโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในปัจจุบัน (ณ วันที่ 5 ตุลาคม 2559) อัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 5.65 บาทต่อลิตร ซึ่งกระทรวงการคลังขอปรับเพิ่มขึ้นอีก 0.30 บาทต่อลิตร เป็น 5.95 บาทต่อลิตร โดยทำให้ภาพรวมรายรับของกระทรวงการคลังจากการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตน้ำมันทุกประเภทอยู่ที่ 15,531 ล้านบาทต่อเดือน หรือ 188,956 ล้านบาทต่อปี และหากเป็นตามที่กระทรวงการคลังเสนอโดยขอปรับอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลขึ้นเป็น 5.95 บาทต่อลิตร รายได้จะเพิ่มเป็น 195,220 ล้านบาทต่อปี ซึ่งเกินกว่าเป้าหมายของแผนที่ได้กำหนดไว้ ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอต่อ กบง. เรื่อง แนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เป็น 3 กรณี ดังนี้ (1) กรณีที่ 1 คือการปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล 0.30 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯ จะต้องช่วยอีก 0.32 บาทต่อลิตร จากเดิมที่จัดเก็บจากน้ำมันดีเซลเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.01 บาทต่อลิตร เป็นกองทุนน้ำมันฯ สนับสนุนจำนวน 0.31 บาทต่อลิตร ซึ่งผลจากการปรับอัตรานี้จะส่งผลให้กรมสรรพสามิตมีรายรับเพิ่มขึ้นประมาณ 515 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมันฯ จะมีรายจ่ายเพิ่มขึ้นประมาณ 585 ล้านบาทต่อเดือน โดยจะไม่ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลมีการเปลี่ยนแปลง (2) กรณีที่ 2 คือการปรับเพิ่มภาษีสรรพสามิตของทั้งน้ำมันเบนซินและดีเซล โดยใช้รายรับที่กระทรวงการคลังพึงจะได้เป็นตัวตั้ง ใช้หลักการที่ว่าการจัดเก็บภาษีน้ำมันดีเซลและเบนซิน ควรจัดเก็บในอัตราที่ใกล้เคียงกัน โดยกลุ่มน้ำมันเบนซินจะเลือกชนิดที่มีปริมาณการใช้มากที่สุดคือน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 ซึ่งจากการคำนวณโครงสร้างพบว่า อัตราการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตในกลุ่มของน้ำมันเบนซินจะอยู่ที่ 5.86 บาทต่อลิตร หรือเป็นการปรับเพิ่มขึ้น 0.19 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลปรับเพิ่มขึ้น 0.21 บาทต่อลิตร ซึ่งหากใช้หลักเกณฑ์นี้จะส่งผลให้กรมสรรพสามิตมีรายรับเพิ่มขึ้นประมาณ 527 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมันฯ จะมีรายจ่ายเพิ่มขึ้นประมาณ 599 ล้านบาทต่อเดือน โดยจะไม่ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลมีการเปลี่ยนแปลงเช่นเดียวกับกรณีที่ 1 เนื่องจากกองทุนน้ำมันฯ จะเข้าไปช่วยเหลือทั้งในกลุ่มเบนซินและดีเซล และ (3) กรณีที่ 3 คือการปรับเพิ่มภาษีน้ำมันเบนซิน และ น้ำมันดีเซลปรับเพิ่มอีก 0.19 และ 0.21 บาท ต่อลิตร (เช่นเดียวกับกรณีที่ 2) รวมถึงการสร้างส่วนต่างราคาของน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 3 บาทต่อลิตร เพิ่มขึ้นอีกประมาณ 0.46 บาทต่อลิตร เพื่อรองรับการขยายฐานของการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ให้นำมาสู่การเกิดสมดุลของเบนซินชนิดต่างๆ ทั้งนี้ หากเลือกกรณีนี้จะส่งผลให้กรมสรรพสามิตมีรายรับเพิ่มขึ้นประมาณ 527 ล้านบาทต่อเดือน และกองทุนน้ำมันฯ จะมีรายจ่ายเพิ่มขึ้นประมาณ 643 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและกระทรวงการคลัง พิจารณาการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม โดยคำนึงถึงเป้าหมายรายรับจากภาษีน้ำมันและผลิตภัณฑ์น้ำมันตามที่กระทรวงการคลังกำหนดคือ 194,000 ล้านบาทต่อปี และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานในการประชุมครั้งต่อไป
กบง. ครั้งที่ 29 - วันพุธที่ 7 กันยายน พ.ศ. 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 17/2559 (ครั้งที่ 29)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 7 กันยายน 2559 เวลา 13.30 น.
2. รายงานผลการศึกษาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ
4. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกันยายน 2559
5. การเตรียมความพร้อมภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้เสนอรายงานความคืบหน้า Oil Plan 2015 ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) แล้ว ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2559 รายงานไตรมาส 1 (ตุลาคม - ธันวาคม 2558) (2) เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2559 รายงานไตรมาส 2 (มกราคม - มีนาคม 2559) และ (3) ในการประชุม กบง. ครั้งนี้เป็นการรายงานไตรมาส 3 (เมษายน-มิถุนายน 2559) ซึ่งในช่วงไตรมาสที่ 3 มีความก้าวหน้าของมาตรการต่างๆ ดังนี้
1. มาตรการที่ 2 บริหารจัดการชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม ข้อ 2.2.1 การลดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิง เป็นไปตามแผนโดยมีการประชุมหารือกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย และผู้ค้าน้ำมันแล้ว
2. มาตรการที่ 4 ผลักดันการใช้เอทานอลและไบโอดีเซลตามแผน AEDP 2015 ข้อ 4.2.4 การส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล บี 7 อย่างต่อเนื่อง โดยเมื่อวันที่ 16 สิงหาคม 2559 ธพ. ได้ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดคุณภาพน้ำมันดีเซลฉบับใหม่ โดยกำหนดให้มีไบโอดีเซล ระหว่าง บี 3 – บี 7 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 25 สิงหาคม 2559 เพื่อปรับสมดุลปริมาณน้ำมันปาล์มและราคาไบโอดีเซล
3. มาตรการที่ 5 สนับสนุนการลงทุนในระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิง มีความคืบหน้าของโครงการ/กิจกรรมต่างๆ ดังนี้ ข้อ 5.1.4 ก่อสร้างระบบท่อขนส่งน้ำมันไปยังภาคเหนือและภาคตะวันออกเฉียงเหนือ โดยความก้าวหน้าการก่อสร้างระบบท่อขนส่งน้ำมันไปยังภาคเหนือ ธพ. ได้ลงนามใน MOU กับ บริษัทขนส่งน้ำมันทางท่อ (FPT) เรื่องการลงทุนก่อสร้างระบบท่อน้ำมันไปยังภาคเหนือ และ FPT.ได้ยื่นขออนุญาตในส่วนของคลังน้ำมัน ณ จังหวัดพิจิตร แล้ว และในส่วนของภาคตะวันออกเฉียงเหนือ เมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2559 ธพ. ได้ ลงนามใน MOU กับ บริษัท ไทย ไปป์ไลน์ เน็ตเวิร์ค (TPN) ซึ่งเป็นบริษัทภายในเครือของกลุ่มบริษัท เอส ซี กรุ๊ป เพื่อสนับสนุนโครงการขยายระบบท่อขนส่งน้ำมันไปยังภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ทั้งนี้ โครงการดังกล่าวจะต่อขยายจากระบบเดิม ของบริษัท ท่อส่งปิโตรเลียมไทย (THAPPLINE) อ. เสาไห้ จ. สระบุรี ไปยัง จ.ขอนแก่น ระยะทาง 350 กิโลเมตร ประมาณการเงินลงทุน 10,000 ล้านบาท หลังจาก ลงนาม MOU แล้ว TPN จะดำเนินการทำ EIA และคาดว่าจะเริ่มต้นก่อสร้างได้ในปี 2561 และแล้วเสร็จในปี 2563 ซึ่งโครงการดังกล่าวเป็นการขยายโครงสร้างพื้นงานด้านพลังงานที่สำคัญ รองรับการขยายตัวของภูมิภาคอาเซียน และเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันของประเทศไทย และความคืบหน้าของข้อ 5.2.1 การดำเนินการศึกษาเพื่อกำหนดแนวทางการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ ขณะนี้อยู่ระหว่างการเตรียมจัดจ้างที่ปรึกษา คาดว่าจะใช้ระยะเวลาดำเนินโครงการ 9 เดือน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานผลการศึกษาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เห็นชอบในหลักการให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับไปดำเนินการแยกกิจการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ออกไปในรูปบริษัท จำกัด ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2558 และเห็นชอบให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องยกเว้นภาษีต่างๆ และค่าธรรมเนียม ในการโอนทรัพย์สินจาก บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้แก่บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด ที่จะจัดตั้งขึ้นใหม่โดยจะดำเนินการให้เป็นไปตามระเบียบราชการต่อไป และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) ไปดำเนินการศึกษาและทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในปัจจุบัน เพื่อให้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสามารถรองรับกับโครงสร้างการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติที่จะเกิดขึ้นและให้นำกลับมาเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2557 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ออกประกาศคณะกรรมการ กำกับกิจการพลังงานเรื่อง ข้อบังคับว่าด้วยหลักเกณฑ์การจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานี LNG แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Regime) เพื่อกำหนดให้ผู้รับใบอนุญาตที่เกี่ยวข้องจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานี LNG แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Code) ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กพช. ได้มีมติ เห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558-2579 (Gas Plan 2015) และเห็นชอบกรอบหลักการการบริหารจัดการด้านการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ให้มีการแข่งขันเสรีและส่งเสริมการลงทุนด้านโครงสร้างพื้นฐานในอนาคต โดยเพิ่มจำนวนผู้จัดหาและจำหน่ายการเปิดให้บุคคลที่สามสามารถใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานี LNG (Third Party Access; TPA) และกำกับดูแลการจัดหา LNG ในระยะสั้น/ระยะยาว โดยมอบหมายให้ สนพ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และ กกพ. ร่วมกันศึกษาและจัดทำแนวทางการส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันเสรี และจัดทำแนวทางการกำกับดูแลด้านการจัดหา LNG ต่อไป
3. สนพ. และ กกพ. ได้ร่วมกันจัดจ้างสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (PTIT) เพื่อทำการศึกษาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ โดยมีวัตถุประสงค์ ดังนี้ (1) เพื่อพัฒนาและส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ (2) เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในกิจการด้านพลังงาน และ (3) เพื่อให้ภาคเอกชนและประชาชนทั่วไปมีส่วนร่วมในการพัฒนากิจการก๊าซธรรมชาติและส่งเสริมการพัฒนาตลาดก๊าซธรรมชาติ ซึ่งจากโครงสร้างกิจการและราคาก๊าซธรรมชาติที่ส่งเสริมให้มีการแข่งขันของ 5 ประเทศที่ทำการศึกษา ได้แก่ ประเทศสหรัฐอเมริกา สหราชอาณาจักร เนเธอร์แลนด์ ญี่ปุ่น และตุรกี ทีมที่ปรึกษาพบว่า สหราชอาณาจักรและเนเธอร์แลนด์เป็นประเทศที่มีขนาดตลาดก๊าซธรรมชาติใกล้เคียงกับประเทศไทย และประสบความสำเร็จในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ โดยสามารถรักษาสมดุลระหว่างประสิทธิภาพการแข่งขันและการสร้างความมั่นคงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติได้เป็นอย่างดี โดยจากการหารือร่วมกับหน่วยงานกำกับดูแลและผู้บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของทั้ง 2 ประเทศเพื่อทำความเข้าใจกับหลักการและเหตุผล รวมทั้งแนวคิด และเครื่องมือต่างๆ ที่หน่วยงานดังกล่าวใช้ในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติพบว่า 4 ปัจจัยสำคัญที่ทำให้ทั้ง 2 ประเทศนี้ประสบความสำเร็จในกิจการก๊าซธรรมชาติที่มีการแข่งขัน ได้แก่ (1) มีผู้บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลักที่มีความเข้มแข็งและทักษะสูง (2) มี Shippers จำนวนมาก และไม่มีผู้ประกอบการรายใดครอบงำตลาด (No Dominant Shipper) (3) มีระบบการเปิดเผยข้อมูลอย่างโปร่งใสที่ทุกคนเข้าถึงได้อย่างเท่าเทียมกัน (4) การไม่มีการรวมตัวของกิจการในแนวดิ่ง (Vertical Integration) ทั้งในส่วนของระบบท่อส่งก๊าซฯ หลักและระบบจำหน่าย เพื่อให้ Shippers สามารถเข้ามาสู่ตลาดได้เพิ่มขึ้น อย่างไรก็ตาม เมื่อพิจารณาถึงเงื่อนไขตามแผน Gas Plan 2015 จะพบว่าปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติตามสัญญาการซื้อขายเดิม จะมีบทบาทลดลงเหลือเพียงร้อยละ 30 - 40 ช่วงครึ่งหลังของแผนฯ ขณะที่ LNG จะมีบทบาทเพิ่มขึ้นอย่างมาก เป็นร้อยละ 60-70 อีกทั้งยังต้องมีการสร้างสถานี LNG ใหม่ขนาด 700 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน อีกทั้งหมด 3 สถานี ดังนั้น กรอบในการดำเนินการเพื่อสร้างกรอบพื้นฐานของการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยจึงควรให้ความสำคัญกับเรื่องของการแข่งขันในการจัดหา LNG และในการให้บริการสถานี LNG ด้วย ขณะเดียวกันก็ต้องสร้างสมดุลระหว่างการส่งเสริมการแข่งขันและความมั่นคงในการจัดหา LNG ด้วย
4. โครงสร้างหลัก (Main Structure) ในการส่งเสริมให้กิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยมีการแข่งขันและมีระบบตลาดที่มีประสิทธิภาพ เมื่อพิจารณา 4 ปัจจัยแห่งความสำเร็จในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติร่วมกับเงื่อนไขตาม Gas Plan 2015 จึงสามารถสรุปได้ว่า โครงสร้างหลัก (Main Structure) ในการส่งเสริมให้กิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยมีการแข่งขันและมีระบบตลาดที่มีประสิทธิภาพ ต้องประกอบด้วย 4 องค์ประกอบหลัก ดังนี้ (1) มี Transmission System Oerator : TSO บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ (2) มีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานี LNG หลายราย (3) มีระบบ ที่มีการแข่งขันในการจัดหาก๊าซ LNG และ (4) มี Distribution System Operator : DSO บริหารระบบจำหน่ายก๊าซฯ อย่างอิสระ และมีประสิทธิภาพ
5. ข้อเสนอแผนที่นำทาง (Roadmap) และรูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติตามข้อเสนอแนวคิดหลักการดำเนินการในส่วนขององค์ประกอบหลักเพื่อส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ แบ่งไว้เป็น 3 ระยะ ซึ่งจะใช้เวลาในการดำเนินการรวม 6 ปี โดยมีรายละเอียดเบื้องต้นของการดำเนินการตามแผนที่นำทาง (Roadmap) ดังต่อไปนี้ ระยะที่ 1 ระยะการดำเนินการทันที ได้แก่ มี TSO บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ และมีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานี LNG หลายราย ระยะที่ 2 ระยะการดำเนินการต่อเนื่อง ได้แก่ มีระบบที่มีการแข่งขันในการจัดหา LNG และระยะที่ 3 ระยะการดำเนินการต่อไป ได้แก่ มี DSO บริหารระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ
6. ขั้นตอนการปรับโครงสร้างกิจการและโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ (Transition Plan) ตามข้อเสนอเพื่อให้สามารถเปลี่ยนผ่านจากโครงสร้างกิจการและโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติในปัจจุบัน ไปสู่โครงสร้างที่มีการแข่งขันได้ จำเป็นต้องดำเนินการตามองค์ประกอบหลักทั้ง 4 ตามขั้นตอน กลไก และระยะเวลา ดังนี้ (1) ขั้นตอน กลไก และระยะเวลาเปลี่ยนผ่านให้มี TSO บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ (2) ขั้นตอน กลไก และระยะเวลา เปลี่ยนผ่านให้มีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานี LNG หลายราย จะเป็นส่วนที่ กกพ. จะพิจารณาดำเนินการร่วมกับ TSO ในการจัดทำข้อกำหนดให้มีผู้สนใจลงทุนทำข้อเสนอเพื่อคัดเลือกให้เป็นผู้ประกอบการสถานีบริการ LNG (3) ขั้นตอน กลไก และระยะเวลา เปลี่ยนผ่านให้มีระบบที่มีการแข่งขันในการจัดหา LNG ที่ TSO และ (4) ขั้นตอน กลไก และระยะเวลา เปลี่ยนผ่านให้มี DSO บริหารระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 เพื่อใช้เป็นราคาเริ่มต้นในการแข่งขันทางด้านราคา และต่อมาเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. ได้มีมติเกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าที่ใช้ขยะชุมชนเป็นเชื้อเพลิงดังนี้ (1) เห็นชอบการปรับปรุงลำดับความสำคัญการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็น ได้แก่ ขยะ (ชุมชนและอุตสาหกรรม) พลังงานน้ำขนาดเล็ก ก๊าซชีวภาพจากน้ำเสีย/ของเสีย ชีวมวล ก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และ พลังงานความร้อนใต้พิภพ (2) เห็นชอบให้การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงจากขยะและพลังงานน้ำขนาดเล็ก ให้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT โดยไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) โดยให้ กกพ. เร่งดำเนินการออกประกาศรับซื้อและคัดเลือกโครงการไฟฟ้าจากขยะ (ชุมชนและอุตสาหกรรม) โดยคำนึงถึงแต่ไม่จำกัดเฉพาะแผนแม่บทการจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และ (3) มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ร่วมกับ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ตามความเหมาะสม ยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้า (FiT) ที่หากจะมีการเปลี่ยนแปลงจะต้องนำเสนอ กพช.
2. สำนักงาน กกพ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน โดยได้ดำเนินการจัดทำประกาศและหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะในรูปแบบ FiT ซึ่งจำเป็นต้องใช้ระยะเวลาในการดำเนินการ เนื่องจากมีประเด็นที่ต้องหารือกับหน่วยงานรับผิดชอบด้านการบริหารจัดการขยะให้ชัดเจน ดังนี้ (1) พื้นที่ศักยภาพและสัญญาในการกำจัดขยะ (2) ความพร้อมของหน่วยงานของรัฐในการดำเนินการตามพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ ซึ่งปัจจุบันสำนักงาน กกพ. ได้รับแจ้งพื้นที่ศักยภาพการพัฒนาโครงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าจากขยะชุมชน จากกรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น กระทรวงมหาดไทย โดยแบ่งเป็น 2 กลุ่ม คือ กลุ่มที่ 1 โครงการ Quick Win Projects จำนวน 7 โครงการ และกลุ่มที่ 2 โครงการที่อยู่ระหว่างพัฒนา จำนวน 15 โครงการ
3. เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2559 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีมติเห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง การคัดเลือกการรับซื้อไฟฟ้าตามโครงการผลิตไฟฟ้าจาก ขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) พ.ศ. .... และร่างหลักเกณฑ์การคัดเลือกการรับซื้อไฟฟ้า โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) และให้สำนักงาน กกพ. นำร่างประกาศฯ และร่างหลักเกณฑ์ฯ ดังกล่าวลงเว็บไซต์ของสำนักงาน กกพ. เพื่อรับฟังความคิดเห็นเป็นระยะเวลา 15 วัน โดยมีเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าที่กำลังการผลิตติดตั้งประมาณ 100 เมกะวัตต์ กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562 ทั้งนี้ ตามกรอบเวลาจะสามารถออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าได้ภายในเดือนสิงหาคม 2559 และผู้ที่ได้รับการคัดเลือกจะลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ภายในกลางเดือนมีนาคม 2560
4. สำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือหารือสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เกี่ยวกับแนวทางการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้า โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ FiT เพื่อขอความชัดเจนในการกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ และการทบทวนอัตราการรับซื้อไฟฟ้า ซึ่ง สนพ. มีความเห็นว่า สำนักงาน กกพ. สามารถใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT เชื้อเพลิงขยะ (การจัดการแบบผสมผสาน) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เพื่อใช้ในการรับซื้อไฟฟ้าในปี 2559 ได้ โดยสำนักงาน กกพ. จะต้องมีการรวบรวมข้อมูลอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐานของปี 2560 เพื่อประกาศใช้ในการคำนวณ FiTV ของปี 2561 ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้พิจารณาแล้ว เห็นว่าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนไม่สามารถดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ทันตามกำหนด SCOD ภายในปี 2560 ประกอบกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กำหนดให้อัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ใช้สำหรับโครงการที่ SCOD ภายในปี 2560 เท่านั้น และมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 มอบหมายให้ กบง. ร่วมกับ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ตามความเหมาะสม สำนักงาน กกพ. จึงได้เสนอต่อ กบง. พิจารณาการกำหนดวัน SCOD และอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ FiT ปี 2559
5. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2559 กบง. ได้พิจารณาข้อเสนอของ กกพ. ได้เห็นชอบการกำหนดวัน SCOD ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ภายในปี 2562 แต่เห็นควรให้ สนพ. ดำเนินการนำเสนอรายละเอียดต้นทุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะในปัจจุบัน เปรียบเทียบกับต้นทุนตามที่ กพช. ได้เห็นชอบในคราวการประชุมเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เพื่อนำเสนอ กบง. ประกอบการพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2559 โดย สนพ. ได้ดำเนินการรวบรวมรายละเอียดต้นทุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะ โดยพิจารณาจากข้อมูลต้นทุนเงินลงทุนโรงไฟฟ้าเทคโนโลยีความร้อน (Thermal Power Plant) ซึ่งเป็นข้อมูลพื้นฐานในการจัดทำอัตรา FiT ส่วนคงที่ (FiTF) พบว่า เงินลงทุนโรงไฟฟ้าเทคโนโลยีความร้อนในปัจจุบันยังมีต้นทุนอยู่ในช่วง 70-75 ล้านบาท ต่อเมกะวัตต์ ทั้งนี้ สนพ. ได้จัดประชุมหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย สนพ. พพ. และ สำนักงาน กกพ. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2559 ซึ่งที่ประชุมมีความเห็นร่วมกันว่า เห็นควรให้คงอัตรา FiT ตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2559
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ตามมติคณะกรรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2559 และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2562
เรื่องที่ 4 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกันยายน 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. กบง. เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 และเมื่อวันที่ 3 เมษายน 2558 ได้เห็นชอบการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และ ปตท.สผ.) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน
2. จากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนกันยายน 2559 อยู่ที่ 305 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนสิงหาคม 2559 จำนวน 18 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนสิงหาคม 2559 อยู่ที่ 34.8938 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ซึ่งแข็งค่าขึ้นจากเดือนกรกฎาคม 2559 จำนวน 0.3515 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPG Pool) ปรับเพิ่มขึ้น 0.2341 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 12.9282 บาทต่อกิโลกรัม มาอยู่ที่ 13.1623 บาทต่อกิโลกรัม
3. เพื่อไม่ให้การผันผวนของราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกมีผลกระทบต่อราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศ ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 4 กันยายน 2559 มีฐานะกองทุนสุทธิ 7,411 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ลง 0.2341 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.3908 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.1567 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลงประมาณ 82 ล้านบาทต่อเดือน จากประมาณ 137 ล้านบาทต่อเดือน คงเหลือรายรับประมาณ 55 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.1567 บาท และเห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 24 พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ทั้งนี้ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 8 กันยายน 2559 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 5 การเตรียมความพร้อมภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2559 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติอนุมัติหลักการร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ พร้อมกับให้รับข้อสังเกตของกระทรวงการคลัง กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม กระทรวงยุติธรรม กระทรวงอุตสาหกรรม สำนักงาน ก.พ.ร. สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สำนักงบประมาณ และคณะกรรมการนโยบายการบริหารทุนหมุนเวียนไปประกอบการพิจารณาด้วย
2. สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้หารือร่วมกันเพื่อเตรียมความพร้อมรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... สรุปได้ว่า (1) ระยะเวลาเตรียมการ (เดือนกันยายน 2559 – เดือนเมษายน 2560) โดยเป็น ช่วงเวลาพิจารณาของคณะกรรมการกฤษฎีกา เดือนกันยายน – เดือนธันวาคม 2559 และช่วงเวลาพิจารณาของ สนช. เดือนธันวาคม 2559 – เดือนเมษายน 2560 (2) การเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ประกอบด้วย เตรียมชี้แจงสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และ สนช. และการเตรียมการด้านการปฏิบัติงานของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง
2. ระดับราคา B100 ที่ควรจะผสม B5 อยู่ระหว่าง 35.12 - 37.13 บาทต่อลิตร
3. แนวทางการดำเนินงาน โดย สนพ. และ สบพน. รับผิดชอบในการเตรียมการเพื่อชี้แจงสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และ สนช. ทั้งนี้เพื่อให้การเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ ร่างพระราชบัญญัติเป็นไปตามกรอบเวลา รวมถึงการดำเนินการสร้างความรู้ความเข้าใจระหว่างผู้ที่เกี่ยวข้อง เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ เห็นควรแต่งตั้ง “คณะอนุกรรมการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ” โดยมีองค์ประกอบของคณะอนุกรรมการฯ จำนวน 14 คน มีปลัดกระทรวงพลังงาน เป็น ประธานอนุกรรมการ ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และผู้อำนวยการสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน เป็นรองประธานอนุกรรมการ หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง จำนวน 9 หน่วยงาน เป็นอนุกรรมการ ผู้แทนสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน เป็น อนุกรรมการและเลขานุการ และ ผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นอนุกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ โดยคณะอนุกรรมการฯ มีอำนาจหน้าที่ ดังนี้ (1) จัดทำร่างแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง แผนการรองรับกรณีเกิดวิกฤตน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนการลงทุนโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิงในกิจการของรัฐสำหรับความมั่นคงด้านพลังงาน (2) จัดทำร่างกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และยกร่างกฎหมายลำดับรองภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... (3) มีอำนาจในการแต่งตั้งคณะทำงานและเชิญผู้ที่เกี่ยวข้องเข้าร่วมประชุม พิจารณา รวบรวม จัดส่งหรือชี้แจงเอกสารต่างๆ ที่เกี่ยวข้องตามความเหมาะสม (4) ในการปฏิบัติงานของคณะอนุกรรมการฯ ให้รายงานผลการปฏิบัติงานต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานทราบหรือพิจารณาเป็นระยะๆ ตามความเหมาะสม และ (5) ปฏิบัติงานอื่นๆ ตามที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานมอบหมาย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการเตรียมความพร้อมภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ตามข้อ 2
2. เห็นชอบให้แต่งตั้ง “คณะอนุกรรมการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ” ตามข้อ 2.3 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคำสั่งให้ประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ลงนามต่อไป
กบง. ครั้งที่ 28 - วันจันทร์ที่ 22 สิงหาคม พ.ศ. 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 16/2559 (ครั้งที่ 28)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 22 สิงหาคม 2559 เวลา 15.30 น.
2. ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม
4. รายงานความก้าวหน้าร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
5. แนวทางการกำกับดูแลราคาไบโอดีเซล (B100)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 เพื่อใช้เป็นราคาเริ่มต้นในการแข่งขันทางด้านราคา และต่อมาเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 ได้มีมติเกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าที่ใช้ขยะชุมชนเป็นเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) เห็นชอบการปรับปรุงลำดับความสำคัญการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (2) เห็นชอบให้การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงจากขยะและพลังงานน้ำขนาดเล็ก ให้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT โดยไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) และ (3) มอบหมายให้ กบง. ร่วมกับ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ตามความเหมาะสม ยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้า (FiT) ที่หากจะมีการเปลี่ยนแปลงจะต้องนำเสนอ กพช.
2. สำนักงาน กกพ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน โดยได้ดำเนินการจัดทำประกาศและหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะในรูปแบบ FiT ซึ่งจำเป็นต้องใช้ระยะเวลาในการดำเนินการ เนื่องจากมีประเด็นที่ต้องหารือกับหน่วยงานรับผิดชอบด้านการบริหารจัดการขยะให้ชัดเจน ดังนี้ (1) พื้นที่ศักยภาพและสัญญาในการกำจัดขยะ การบริหารจัดการขยะชุมชนเกี่ยวข้องกับกฎหมาย ระเบียบ และข้อบังคับหลายฉบับ และ (2) ความพร้อมของหน่วยงานของรัฐในการดำเนินการตามพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ ซึ่งปัจจุบันสำนักงาน กกพ. ได้รับแจ้งพื้นที่ศักยภาพการพัฒนาโครงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าจากขยะชุมชน จากกรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น กระทรวงมหาดไทย โดยแบ่งเป็น 2 กลุ่ม คือ กลุ่มที่ 1 โครงการ Quick Win Projects 7 โครงการ และกลุ่มที่ 2 โครงการที่อยู่ระหว่างพัฒนา 15 โครงการ ดังนั้นจึงคาดว่าสามารถดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ประมาณปี 2561 - 2562
3. เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2559 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีมติเห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง การคัดเลือกการรับซื้อไฟฟ้าตามโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) พ.ศ. .... และร่างหลักเกณฑ์การคัดเลือกการรับซื้อไฟฟ้า โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) และให้สำนักงาน กกพ. นำร่างประกาศฯ และร่างหลักเกณฑ์ฯ ดังกล่าวลงเว็บไซต์ของสำนักงาน กกพ. เพื่อรับฟังความคิดเห็นเป็นระยะเวลา 15 วัน โดยมีเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าที่กำลังการผลิตติดตั้งประมาณ 100 เมกะวัตต์ กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562 ทั้งนี้ ร่างประกาศฯ อยู่ระหว่างการรับฟังความคิดเห็น โดยคาดว่าจะสามารถออกประกาศรับซื้อภายในเดือนสิงหาคม 2559
4. สำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือหารือสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เกี่ยวกับแนวทางการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้า โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) เพื่อขอความชัดเจนในการกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ และการทบทวนอัตราการรับซื้อไฟฟ้า ซึ่ง สนพ. มีความเห็นว่า สำนักงาน กกพ. สามารถใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT เชื้อเพลิงขยะ (การจัดการแบบผสมผสาน) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เพื่อใช้ในการรับซื้อไฟฟ้าในปี 2559 ได้ โดยสำนักงาน กกพ. จะต้องมีการรวบรวมข้อมูลอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐานของปี 2560 เพื่อประกาศใช้ในการคำนวณ FiTV ของปี 2561
5. สำนักงาน กกพ. ได้พิจารณาแล้ว เห็นว่าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนไม่สามารถดำเนินการ จ่ายไฟฟ้า เข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ทันตามกำหนด SCOD ภายในปี 2560 ประกอบกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กำหนดให้อัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ใช้สำหรับโครงการที่ SCOD ภายในปี 2560 เท่านั้น และมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 มอบหมายให้ กบง. ร่วมกับ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ตามความเหมาะสม สำนักงาน กกพ. จึงเสนอให้มีการกำหนดวัน SCOD ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ภายในปี 2562 และเสนอให้อัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ให้สามารถใช้สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2559 และใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ในส่วนอัตราคงที่ (FiTF) สำหรับโครงการฯ ที่จะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2562
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดวัน SCOD ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ภายในปี 2562
2. มอบหมายหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ทบทวนความเหมาะสมของอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ให้สามารถใช้สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2559 และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานในการประชุมครั้งต่อไป
เรื่องที่ 2 ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. มีมติเห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ ราคาพลังงานต้องสะท้อนต้นทุนแท้จริง ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่งควรจะมีอัตราภาษีสรรพสามิตที่ใกล้เคียงกัน ค่าการตลาดควรอยู่ในระดับที่เหมาะสม และเก็บเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละประเภท ในอัตราที่ใกล้เคียงกันตามค่าความร้อน โดยมอบหมายให้ กบง. รับไปดำเนินการต่อไป
ในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 7 กรกฎาคม 2559 ที่ประชุมได้มอบหมายให้ สนพ. ศึกษาและจัดทำข้อเสนอนโยบายประเด็นค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมควรเป็นเท่าใด ซึ่ง สนพ. ได้ศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ในเบื้องต้นไว้แล้วตั้งแต่ปี 2557 โดยฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้ผู้แทนสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (PTIT) ซึ่งเป็นที่ปรึกษาการศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง เป็นผู้นำเสนอสาระสำคัญวิธีการและขั้นตอนการศึกษาดังนี้
1. การสำรวจและรวบรวมข้อมูล แบ่งออกเป็น 2 ส่วน ได้แก่
ส่วนที่1 ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมัน โดยรวบรวมจากกลุ่มตัวอย่าง ดังนี้ 1) คลังน้ำมัน 2) บริษัทขนส่งน้ำมัน 3) สถานีบริการน้ำมัน
ส่วนที่2 ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 ข้อมูลของ ม.7 ที่จะนำมาใช้ในการคำนวณ ได้จากการสัมภาษณ์และเก็บข้อมูลจาก ม.7 ที่ดำเนินธุรกิจค้าปลีกน้ำมัน
2. การคำนวณและวิเคราะห์ข้อมูล ข้อมูลที่นำมาใช้ มีดังนี้ 1) ค่าขนส่งจากคลังน้ำมันมายังสถานีบริการ (ทางรถบรรทุก) 2) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการ (เฉพาะหน้าลานที่ไม่รวมต้นทุนคงที่) 3) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 ( เฉพาะม.7 ที่ไม่มีโรงกลั่นน้ำมัน)
2.1 ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมัน จากการคำนวณและวิเคราะห์ ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมันเท่ากับ 0.87 บาทต่อลิตร โดยประกอบด้วย ค่าขนส่ง 0.09 บาทต่อลิตร ค่าจ้าง 0.36 บาทต่อลิตร ค่าสาธารณูปโภค 0.14 บาทต่อลิตร ภาษี 0.06 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายสำนักงาน 0.20 บาท ต่อลิตร และค่าซ่อมบำรุง 0.02 บาทต่อลิตร
2.2 ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 จากการคำนวณและวิเคราะห์ ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 เท่ากับ 0.58 บาทต่อลิตร โดยประกอบด้วย ค่าจ้างและสวัสดิการ 0.06 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายสำนักงาน 0.09 บาทต่อลิตร ค่าประกันภัย 0.01 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายคลังน้ำมัน 0.16 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายฝึกอบรม 0.01 บาทต่อลิตร และค่าสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมาย 0.25 บาทต่อลิตร
2.3 ค่าลงทุนสถานีบริการ ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่องกำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ข้อ 2 ระบุว่า “ค่าการตลาด” หมายถึง ค่าใช้จ่ายต่างๆ ซึ่งรวมผลตอบแทนในการดำเนินธุรกิจของเจ้าของสถานีบริการซึ่งรับน้ำมันเชื้อเพลิงจากผู้ค้าน้ำมัน และของผู้ค้าน้ำมันซึ่งรับน้ำมันเชื้อเพลิงจากผู้ผลิตและจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงจากโรงกลั่นเพื่อใช้ในราชอาณาจักร หรือจากผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อใช้ในราชอาณาจักร แล้วแต่กรณี ดังนั้น ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมควรเป็นดังนี้
เนื่องจากผลการศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงของ PTIT มีเฉพาะค่าใช้จ่ายดำเนินการเท่านั้น ยังไม่ได้มีการรวมค่าลงทุนสถานีบริการ สนพ. จึงได้ทำการศึกษาและวิเคราะห์โดยมีสมมติฐานดังนี้ ค่าลงทุนสถานีบริการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงขนาด 450,000 ลิตรต่อเดือน ประมาณ 18 ล้านบาท โดยมียอดขายเฉลี่ยประมาณ 382,500 ลิตรต่อเดือน (ร้อยละ 85) ระยะเวลาโครงการ 20 ปี ที่อัตราดอกเบี้ย MLR ร้อยละ 6.35 จะได้ค่าลงทุนสถานีบริการที่อัตรา 0.35 บาทต่อลิตร
ทั้งนี้ การดำเนินธุรกิจควรมีผลตอบแทนการลงทุนที่เหมาะสม ซึ่งทำให้ธุรกิจอยู่รอดและสร้างแรงจูงใจให้มีผู้ประกอบการรายใหม่เข้ามา อันจะทำให้เกิดการแข่งขันและพัฒนาสินค้าและบริการ ทำให้ประชาชนได้รับประโยชน์สูงสุด โดยผลการตอบแทนการลงทุนจะอยู่ที่ประมาณ 0.05 บาทต่อลิตร ดังนั้นค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่จูงใจให้เกิดการดำเนินธุรกิจจะอยู่ที่ประมาณ 1.85 บาทต่อลิตร ที่ผลตอบแทนการลงทุนที่ประมาณร้อยละ 8 (ประกอบด้วยค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการ 0.87 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 0.58 บาทต่อลิตร ค่าลงทุนสถานีบริการ 0.35 บาทต่อลิตร และผลการตอบแทนการลงทุน 0.05 บาทต่อลิตร) อีกทั้งผู้ค้าน้ำมันไม่ได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อให้ค่าการตลาดสะท้อนต้นทุนในทุกวัน แต่จะมีการปรับราคาเป็นช่วงๆ จึงส่งผลให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมอยู่ในช่วง 1.60 ถึง 2.00 บาทต่อลิตร
ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม = ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการ + ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 + ค่าลงทุนสถานีบริการ + กำไรของผู้ประกอบการ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการการกำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปศึกษาเพิ่มเติมและนำมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานอีกครั้ง
สรุปสาระสำคัญ
คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 1 สิงหาคม 2559 ได้พิจารณาเรื่อง ขอความเห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (เพิ่มเติม) ฉบับที่ .. พ.ศ. .... เรื่องการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุนและอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง และมีมติดังนี้
1. เห็นชอบให้ผู้ผลิตน้ำมันเชื้อเพลิง ณ โรงกลั่นและจำหน่ายเพื่อใช้ในราชอาณาจักร และผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อใช้ในราชอาณาจักร ซึ่งได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไว้แล้ว และขอเงินคืนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้ในอัตรา 2.75 บาท ต่อลิตร ตามปริมาณน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ตรวจวัดได้จริง ในแบบการตรวจวัดน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ สิ้นวันที่ 16 ธันวาคม 2557
2. เห็นชอบให้ผู้ผลิตน้ำมันเชื้อเพลิง ณ โรงกลั่นและจำหน่ายเพื่อใช้ในราชอาณาจักร และผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อใช้ในราชอาณาจักร ซึ่งได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไว้แล้ว และขอเงินคืนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้ในอัตรา 1.10 บาท ต่อลิตร ตามปริมาณน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ตรวจวัดได้จริงในแบบการตรวจวัดน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ สิ้นวันที่ 10 มีนาคม พ.ศ. 2558
3. เห็นชอบมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน นำร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจสอบความถูกต้องของร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาในครั้งต่อไป
ทั้งนี้ สนพ. ได้นำร่างประกาศกบง. ให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) ตรวจสอบความถูกต้องแล้ว พร้อมทั้งได้แก้ไขร่างประกาศกบง. ฉบับที่ .. พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงบางกรณี เพื่อนำเสนอให้ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงบางกรณี
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ต่อไป
3. มอบหมายให้กรมสรรพสามิตดำเนินการออกระเบียบหรือแนวปฏิบัติในการคืนเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยให้คืนตามปริมาณที่ตรวจวัดได้จริงในแบบการตรวจวัดน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ สิ้นวัน ของ กรมสรรพสามิต ต่อไป
เรื่องที่ 4 รายงานความก้าวหน้าร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2559 และวันที่ 7 มีนาคม 2559 กบง. ได้พิจารณาร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... และได้มีมติเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติฯ โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 กพช. ได้มีมติเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติฯ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการตามพระราชกฤษฎีกาว่าด้วยการเสนอเรื่องและการประชุมคณะรัฐมนตรี พ.ศ. 2548
2. สนพ. ได้นำร่างพระราชบัญญัติฯ เสนอต่อคณะรัฐมนตรี โดยคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2559 ได้มีมติเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติฯ ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้นำข้อคิดเห็นของกระทรวงต่างๆ ไปปรับปรุงในขั้นตอนการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา โดยขั้นตอนต่อไป คือ (1) เมื่อคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบแล้ว จะนำส่งร่างพระราชบัญญัติฯ ให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ตรวจพิจารณา (2) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจพิจารณาร่างพระราชบัญญัติฯ และเสนอร่างกลับไปยังคณะรัฐมนตรี (3) คณะรัฐมนตรีเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติฯ (ฉบับคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจพิจารณา) ส่งสภานิติบัญญัติแห่งชาติ (สนช.) (4) ชี้แจงวิป สนช. (5) สนช. วาระที่ 1 วาระที่ 2 และวาระที่ 3 และ (6) ทูลเกล้าฯ ถวายเพื่อทรงลงพระปรมาภิไธย ทั้งนี้คาดว่าร่างพระราชบัญญัติฯ จะสามารถประกาศในราชกิจจานุเบกษาได้ประมาณเดือนเมษายน 2560 ในขณะเดียวกัน สนพ. และ สบพน. จะดำเนินการจัดทำกฎหมายลำดับรองคู่ขนานกันไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 แนวทางการกำกับดูแลราคาไบโอดีเซล (B100)
สรุปสาระสำคัญ
จากสถานการณ์ราคา B100 ในช่วงที่ผ่านมามีราคาสูงขึ้น เนื่องจากราคาวัตถุดิบสูงขึ้น ทั้งนี้เพื่อช่วยรักษาเสถียรภาพราคาและ ป้องกันการขาดแคลนน้ำมันพืชสำหรับการบริโภค อันเกิดจากสถานการณ์ผลปาล์มดิบและน้ำมันปาล์มดิบที่ราคายังทรงตัวในระดับสูง จึงเสนอแนวทางในการกำกับดูแลสัดส่วนการผสม B100 ในน้ำมันดีเซล ตามราคา B100 ดังนี้
1. ระดับราคา B100 ที่ควรจะผสม B7 ถ้าราคา B100 ต่ำกว่า 35.12 บาทต่อลิตร คำนวณจากราคาผลปาล์มต่ำสุดประมาณ 4.86 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ ถ้าผลปาล์มดิบตกต่ำมากไปถึง 3.50 บาท ซึ่งจะทำให้เกษตรกรขาดทุน อาจจะต้องมีมาตรการอย่างอื่นเข้ามาช่วย เช่นขอให้ผู้ค้า โรงกลั่นต่างๆ มีการ stock น้ำมันปาล์มเพิ่ม มีการซื้อน้ำมันปาล์มเข้าสู่ตลาดเพิ่ม
2. ระดับราคา B100 ที่ควรจะผสม B5 อยู่ระหว่าง 35.12 - 37.13 บาทต่อลิตร
3. ระดับราคา B100 ที่ควรจะผสม B3 ถ้าราคา B100 สูงกว่า 37.13 บาทต่อลิตร โดยคำนวณจากราคาน้ำมันปาล์มบริโภคที่รัฐกำหนดราคาขายไว้สูงสุดที่ 42.00 บาทต่อลิตร โดยคิดกลับเป็น CPO เท่ากับ 33.00 บาทต่อกิโลกรัม เทียบเคียงกับราคา B100 ที่ 37.13 บาทต่อลิตร
4. ให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 รายงานราคาซื้อ B100 ให้กับ สนพ. เพื่อใช้ในการเปรียบเทียบกับราคาที่คำนวณได้จากวิธี cost plus ถ้าราคาไหนต่ำสุด สนพ. จะใช้ราคาดังกล่าวในการนำไปคำนวณโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบสถานการณ์ผลผลิตปาล์มและสต็อค (stock) น้ำมันปาล์มดิบ
2. มอบหมายให้กรมการค้าภายใน ตรวจสอบ stock น้ำมันปาล์มดิบทุกสัปดาห์ ทั้งนี้ ขอให้ติดตาม stock น้ำมันปาล์มดิบใน 15 วันข้างหน้า หาก stock ลดลง และราคาน้ำมันปาล์มยังสูงก็ขอให้กระทรวงพลังงานดำเนินการตามที่เสนอในที่ประชุมต่อไป
รัฐบาล พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา 20 ธันวาคม 59
กบง. ครั้งที่ 27 - วันจันทร์ที่ 1 สิงหาคม พ.ศ. 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 15/2559 (ครั้งที่ 27)
เมื่อวันจันทร์ที่ 1 สิงหาคม 2559 เวลา 09.30 น.
2. การกำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility
3. การดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
4. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนสิงหาคม 2559
7. การเก็บภาษีสรรพสามิตก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ที่หัวจ่าย
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
เพื่อให้การดำเนินงานของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เกิดความชัดเจนมากขึ้น ควรมีการปรับลักษณะการทำงานให้เป็นองค์กรเชิงยุทธศาสตร์ที่เสนอแนะ กำหนดนโยบาย แผนงาน และมาตรการ ด้านพลังงาน การบูรณาการแผนบริหารพลังงานของประเทศ รวมทั้งกำกับ ติดตาม ประเมินผลนโยบายและแผนบริหารพลังงานของประเทศตามมติ กพช./กบง. ทำหน้าที่บริหารจัดการเทคโนโลยีสารสนเทศ และเป็นศูนย์ข้อมูลกลางด้านพลังงานของประเทศ ดังนั้น สนพ. จึงได้ทบทวนภารกิจเดิมที่ปฏิบัติอยู่และจัดทำข้อเสนอภารกิจใหม่ รวมทั้ง แยกภารกิจที่จะถ่ายโอนไปยังกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ดังนี้
1. ภารกิจเดิม คือ เสนอแนะนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาการพลังงานของประเทศ ภารกิจที่เสนอใหม่เหมือนภารกิจเดิม ส่วนภารกิจที่ถ่ายโอนให้ ธพ. คือ ติดตามราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง/และหรือตาม พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....) ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์โครงสร้างราคา และภารกิจที่ถ่ายโอนให้ ชธ. คือ ติดตามราคาก๊าซธรรมชาตินำเข้าจากพม่า และ LNG ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์โครงสร้างราคา และรายงานสถานการณ์ ก๊าซธรรมชาติ
2. ภารกิจเดิม คือ กำหนดมาตรการแก้ไขป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ภารกิจที่เสนอใหม่เหมือนภารกิจเดิม
3. ภารกิจเดิม คือ ประสาน ติดตาม และประเมินผลการปฏิบัติตามนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาการพลังงานของประเทศ รวมทั้งบริหารจัดการกองทุนพลังงาน ภารกิจที่เสนอใหม่ คือ ประสาน ติดตาม และประเมินผลการปฏิบัติตามนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาการพลังงานของประเทศ ส่วนภารกิจที่ถ่ายโอนให้ ธพ. คือ โครงการน้ำมันเขียว โครงการน้ำมันเถื่อน โครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน (ธพ. รับมอบแล้ว) และโครงการบัตรส่วนลดราคาก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ
4. ภารกิจเดิม คือ บริหารจัดการข้อมูลสารสนเทศพลังงานและการพยากรณ์แนวโน้มด้านพลังงานของประเทศ ภารกิจที่เสนอใหม่ คือ จัดการข้อมูล พยากรณ์แนวโน้มด้านพลังงาน และเป็นศูนย์ข้อมูลกลางด้านพลังงานของประเทศ เพื่อใช้ในการขับเคลื่อนนโยบาย ส่วนภารกิจที่ถ่ายโอนให้ ธพ. คือ จัดทำชุดข้อมูลราคาน้ำมันเผยแพร่ต่อสาธารณะ งานเผยแพร่ ชี้แจงประเด็นคำถามต่างๆ ที่เกี่ยวข้องกับราคาน้ำมัน LPG และก๊าซธรรมชาติ
โดยในช่วงระหว่างเดือนกรกฎาคม – กันยายน 2559 จะมีการประสานงานในการถ่ายโอนและรับโอนข้อมูล ตลอดจนวิธีปฏิบัติงานต่างๆ รวมทั้งหากมีความจำเป็นที่จะต้องจัดฝึกอบรมในทางภารกิจ สนพ. จะประสาน ธพ. และ ชธ. เป็นกรณีๆ ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 การกำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เรื่องการเพิ่มขีดความสามารถการนำเข้า การจ่าย และระบบขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ทั้งในระยะสั้นและระยะยาว เพื่อรองรับปริมาณการใช้ก๊าซ LPG ที่เพิ่มสูงขึ้น ทำให้การผลิตในประเทศไม่เพียงพอและต้องนำเข้า โดยการดำเนินการระยะยาวได้มอบหมายให้ ปตท. เร่งดำเนินการขยายระบบคลัง ท่าเรือนำเข้า และระบบคลังจ่ายก๊าซ ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้าและ จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศ ดังนี้ (1) ขยายระบบคลังและท่าเรือนำเข้าเขาบ่อยา ให้มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตันต่อเดือน และก่อสร้างคลังและท่าเรือนำเข้าแห่งใหม่ มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตันต่อเดือน (2) ขยายระบบคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะ โดยการขยายกำลังการจ่ายทั้งทางรถยนต์และรถไฟ ซึ่งจะทำให้สามารถจ่าย LPG ได้ 276,000 ตันต่อเดือน (3) ขยายระบบคลังภูมิภาค ได้แก่ คลังก๊าซบางจาก คลังก๊าซขอนแก่น คลังก๊าซนครสวรรค์ คลังก๊าซสุราษฏร์ธานี และคลังก๊าซสงขลา และ (4) ขยายระบบขนส่งก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ไปคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะและคลังก๊าซเขาบ่อยา ซึ่งต่อมา เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 ครม. มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง หลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณากำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility (LPG Integrated Facility Enhancement Project: โครงการ LIFE) รวมทั้งวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุน ตามหลักเกณฑ์ที่ กพช. เห็นชอบ ดังนี้ (1) กรอบวงเงินลงทุน เพื่อใช้ในการดำเนินการตามขอบเขตงานที่ได้รับความเห็นชอบรวมทั้งสิ้น 48,599 ล้านบาท โดยแบ่งการลงทุนออกเป็น 2 ระยะ โดยระยะที่ 1 ลงทุน 20,954 ล้านบาท และระยะที่ 2 ลงทุน 27,645 ล้านบาท (2) ผลตอบแทนการลงทุน มีสมมติฐานที่ใช้ในการประเมินผลตอบแทนการลงทุนระยะที่ 1 เท่ากับต้นทุนถัวเฉลี่ยของเงินทุน (WACC) ของ ปตท. และดำรงการจัดลำดับความน่าเชื่อถือให้เท่ากับปัจจุบันและ ไม่ต่ำกว่าของประเทศ ระยะเวลาโครงการ 40 ปี นับตั้งแต่วันเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์
2. การดำเนินการขยายท่าเรือและคลังก๊าซ มีรายละเอียด ดังนี้ (1) งานขยายท่าเรือ ก่อสร้างท่าเทียบเรือสำหรับการรับก๊าซเพิ่ม 1 ท่า และก่อสร้างท่าเทียบเรือสำหรับจ่ายก๊าซเพิ่ม 1 ท่า (2) งานขยายคลังก๊าซเขาบ่อยา ก่อสร้างถังเย็นเก็บก๊าซขนาด 25,000 ตันเพิ่ม 2 ถัง ก่อสร้างถังเก็บก๊าซทรงกลมขนาด 2,000 ตันเพิ่ม 2 ถัง ติดตั้งระบบท่อ เครื่องสูบก๊าซโปรเพนและบิวเทน ติดตั้งชุด BOG compressor และ TR compressor และ เครื่องอัดก๊าซ LPG (3) งานขยายคลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะ เป็นการปรับปรุงระบบขนส่งทางรถไฟและจัดซื้อตู้รถไฟ โดยในปัจจุบันยังอยู่ระหว่างการเจรจากับการรถไฟแห่งประเทศไทย และ (4) งานขยายคลังก๊าซภูมิภาค ประกอบด้วยการก่อสร้างถังเก็บก๊าซทรงกลม เครื่องชั่งน้ำหนัก และ จุดจ่ายก๊าซทางรถ ซึ่งได้แก่ คลังปิโตรเลียมนครสวรรค์ขยายลานบรรจุก๊าซเพิ่ม 2 ช่องจ่าย ขยายสะพานชั่งเพิ่ม 1 เครื่อง คลังปิโตรเลียมขอนแก่นเพิ่มถังเก็บก๊าซทรงกลมขนาด 3,000 ตัน 1 ถัง ขยายลานบรรจุก๊าซเพิ่ม 4 ช่องจ่าย ขยายสะพานชั่งเพิ่ม 1 เครื่อง คลังปิโตรเลียมสุราษฎร์ธานี เพิ่มถังเก็บก๊าซทรงกลมขนาด 3,000 ตัน 1 ถัง ขยายสะพานชั่งเพิ่ม 1 เครื่อง และคลังปิโตรเลียมสงขลาเพิ่มถังเก็บก๊าซทรงกลมขนาด 2,000 ตัน 1 ถัง ขยายลานบรรจุก๊าซเพิ่ม 1 ช่องจ่าย ขยายสะพานชั่งเพิ่ม 1 เครื่อง ติดตั้ง Marine Loading Arm เพิ่ม 1 ชุด
3. อัตราและวิธีการจ่ายผลตอบแทน มีรายละเอียดดังนี้ (1) องค์ประกอบของอัตราผลตอบแทนโครงการ LIFE เท่ากับ WACC ของ ปตท. เฉลี่ยปี 2550-2558 ซึ่งเท่ากับ 10.58% (ย้อนหลัง 5 ปีนับจากมติ ครม. ในปี 2554 ไปจนถึงช่วงปีที่จ่ายเงินค่าก่อสร้างแล้วเสร็จ) ระยะเวลาโครงการ 40 ปี นับตั้งแต่วันเริ่มดำเนินการ เชิงพาณิชย์ (2) เงินลงทุน รวม 9,132 ล้านบาท (3) วิธีการจ่ายและการคำนวณอัตรา ท่าเรือคิดจากเงินลงทุน ของท่าเรือและปริมาณก๊าซ LPG ที่ผ่านท่าเรือจากการนำเข้าหรือส่งออก โดยจ่ายผลตอบแทนการลงทุนคืนด้วยการรวมอยู่ในต้นทุนการนำเข้า คลังก๊าซเขาบ่อยาและคลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะคิดจากเงินลงทุนของคลังทั้งสองและปริมาณก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซ โดยจ่ายผลตอบแทนการลงทุนคืนด้วยการรวมอยู่ในต้นทุนโรงแยกก๊าซ คลังภูมิภาค คิดอัตราผลตอบแทนแยกเป็นรายคลังด้วยเงินลงทุนและปริมาณก๊าซ LPG ที่ผ่านแต่ละคลัง โดยรวมอยู่ในค่าขนส่ง (4) อัตราผลตอบแทน คำนวณจากองค์ประกอบและวิธีการจ่ายคืนเงินลงทุนจากหลักเกณฑ์ที่ได้กล่าวมาข้างต้นซึ่งยังไม่ได้รวมเงินลงทุน Reinvestment ณ ปี ที่31 เมื่อปีที่31 จึงจะคำนวณอัตราเพื่อเป็นอัตราของปีที่ 31 ถึง ปีที่ 40 โดยจะมีการทบทวนวิธีการคำนวณอัตราและอัตราผลตอบแทนทุก 5 ปี
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการการกำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปศึกษาเพิ่มเติม และนำมาเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาอีกครั้งหนึ่ง
เรื่องที่ 3 การดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 กบง. มีมติเห็นชอบในหลักการ เรื่อง Roadmap การดำเนินการ เพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยแบ่งการดำเนินงานเป็นสองระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 กำหนดแผนยุทธศาสตร์ในการส่งเสริมการแข่งขันในส่วนของการนำเข้าให้เกิดผู้นำเข้ามากกว่าหนึ่งราย ทั้งนี้ ได้แบ่งขั้นตอนการดำเนินงานส่งเสริมการแข่งขันในส่วนนำเข้าเป็น 4 ระยะ ดังนี้ (1) ยกเลิกมาตรการต่างๆ ที่ไม่เอื้อต่อการให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นนำเข้า (2) เปิดส่วนแบ่งปริมาณนำเข้าให้ผู้ประกอบการรายอื่น (นอกเหนือจาก ปตท.) ด้วยระบบโควต้า โดยใช้ราคานำเข้าที่ CP+85 เหรียญสหรัฐต่อตัน (3) เปิดส่วนแบ่งปริมาณนำเข้าให้ผู้ประกอบการรายอื่น (นอกเหนือจาก ปตท.) ด้วยระบบโควต้า โดยใช้ราคานำเข้าที่ CP+X เหรียญสหรัฐต่อตัน (4) เปิดการประมูล การนำเข้าก๊าซ LPG เมื่อมีผู้ค้ามาตรา 7 สามารถนำเข้าได้มากกว่าหนึ่งราย และประสงค์จะนำเข้ามากกว่าปริมาณนำเข้าที่ประเทศต้องการ และระยะที่ 2 ลดการควบคุมธุรกิจการผลิตและจัดหาลงอย่างต่อเนื่องจนนำไปสู่ การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบในลักษณะเดียวกันกับธุรกิจน้ำมัน ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2559 กบง. ได้รับทราบ เรื่อง รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ว่า จะไม่มีการนำเข้าก๊าซ LPG ในเดือนกรกฏาคมและสิงหาคม 2559 และจากความต้องการภายในประเทศที่ลดลงอย่างต่อเนื่อง จึงคาดการณ์ว่าจะไม่มีปริมาณนำเข้าที่สามารถนำมาประมูลได้ในปี 2559 และอาจจะต่อเนื่องนานถึงปี 2560 ซึ่งส่งผลให้การเปิดประมูลนำเข้าก๊าซ LPG อาจจะไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนที่วางไว้
2. จากสถานการณ์การนำเข้าที่ได้เปลี่ยนแปลงไปจากเดิมที่คาดการณ์ ส่งผลให้ปริมาณนำเข้าก๊าซ LPG มีน้อยมากทำให้ไม่สามารถนำมาเปิดประมูลได้ จึงต้องมีการปรับแผนการดำเนินงานตาม Roadmap การเปิดเสรี ที่ กบง. มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 และเห็นควรให้ข้ามขั้นตอนการเปิดประมูลนำเข้า และเริ่มดำเนินการในขั้นตอนต่อไปในระยะที่ 2 โดยการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในระยะที่ 2 มีแผนยุทธศาสตร์ที่จะลดการควบคุมธุรกิจการผลิตและจัดหาลงอย่างต่อเนื่อง ได้แก่ การเปิดเสรีการนำเข้าและลอยตัวราคานำเข้าแต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นและโรงแยกก๊าซฯ ซึ่งจะเริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนกันยายน 2559 เป็นต้นไป และการลอยตัวราคาโรงกลั่นฯ และลอยตัวราคาโรงแยกก๊าซฯ แบบมีเงื่อนไข ซึ่งจะเริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้เริ่มดำเนินการเปิดเสรีนำเข้า ดังนี้ (1) การผลิต จัดหา และราคา โดยในส่วนของการนำเข้าจะยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศที่ถูกกำหนดโดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และให้สามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ทั้งในรูปแบบ Export และ/หรือ Re-export ได้ โดยเริ่มดำเนินการตั้งแต่ เดือนมกราคม 2560 ในส่วนของโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก เตรียมยกเลิกการควบคุมราคาเพื่อนำไปสู่การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยเริ่มต้นด้วยการปรับราคาจาก CP-20 เป็น CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เริ่มดำเนินการตั้งแต่ เดือนกันยายน 2559 ส่วนของโรงแยกก๊าซฯ และปตท.สผ.สยามฯ ที่อยู่ภายใต้การบังคับของ พรบ. ปิโตรเลียม ให้ดำเนินการ ตามกฎและระเบียบของกฎหมายนั้น เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนกันยายน 2559 และส่วนของคลัง ก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ให้ยังคงอยู่กายใต้การกำกับดูแลของภาครัฐ โดยกำหนดให้ ต้องเปิดระบบคลังดังกล่าวให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA) โดยเริ่มดำเนินการตั้งแต่ เดือนมกราคม 2560 (2) การจำหน่าย ให้ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ เพื่อส่งเสริมการแข่งขันและให้ราคาขายส่งเป็นไปตามกลไลตลาด พร้อมทั้งศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่ เพื่อใช้ในการติดตามและดูแลราคาให้เหมาะสม เป็นธรรม (3) มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานสามารถมีอำนาจสั่งการให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้า LPG แบบฉุกเฉิน (promt cargo) ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยสามารถได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามต้นทุนจริง รวมถึงศึกษามาตรการเพิ่มสำรอง LPG ใหม่ และมาตรการการปันส่วนก๊าซ LPG (ในภาวะฉุกเฉิน) ให้คุ้มครองเพียงราคาภาครัวเรือนเท่านั้น และ (4) มาตรการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ยังคงใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นเครื่องมือสำคัญในการป้องกันภาวะขาดแคลนและการรักษาเสถียรภาพด้านราคา
3. การเปิดเสรีนำเข้าจำเป็นต้องปรับวิธีกำหนดราคาก๊าซ LPG ตั้งต้น ซึ่งในปัจจุบันคำนวณจากระบบราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา (Pool Price) และใช้กองทุนน้ำมันฯ เป็นกลไกบริหารจัดการปรับราคาของแต่ละแหล่งผลิตและจัดหาที่มีต้นทุนต่างกัน วิธีดังกล่าวเป็นอุปสรรคต่อการนำเข้าอย่างเสรี เนื่องจากต้องรอรับเงินชดเชยการนำเข้าจากระบบ Pool Price เพื่อแก้ไขปัญหาดังกล่าว จึงเห็นควรกำหนดราคาก๊าซ LPG ตั้งต้นเป็นราคานำเข้าแทน วิธีการนี้จะไม่ส่งผลกระทบถึงราคาขายปลีกหากไม่ปรับเปลี่ยนต้นทุนราคาของแต่ละแหล่งจัดหา เนื่องจากเป็นการเปลี่ยนจุดอ้างอิงราคา ณ โรงกลั่นเท่านั้น ซึ่งปัจจุบันการใช้ค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักทำให้เงินรับ/จ่ายสุทธิของกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนการผลิตและจัดหาเป็นศูนย์ แต่การปรับราคาก๊าซ LPG ตั้งต้นเป็นราคานำเข้าจะทำให้เงินกองทุนน้ำมันฯ สุทธิไม่เท่ากับศูนย์และสามารถนำเงินส่วนนี้ไปปรับราคาขายปลีกให้คงเดิมได้ นอกจากนี้ การกำหนดราคาก๊าซ LPG ตั้งต้นที่ราคานำเข้าจะช่วยให้ประเทศไม่ขาดแคลนก๊าซ LPG หลังการเปิดเสรี เพราะเป็นราคาที่พร้อมให้เกิดการนำเข้า โดยหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น คือ ราคา ณ โรงกลั่น = CP + ค่าขนส่ง + ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ส่วนหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ คือ อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของโรงกลั่นน้ำมันฯ เท่ากับ ส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ของโรงกลั่นน้ำมันฯ และราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของโรงแยกก๊าซฯ เท่ากับ ส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ และราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปศึกษาเพิ่มเติม และนำมาเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาอีกครั้งหนึ่ง
เรื่องที่ 4 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนสิงหาคม 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 และเมื่อวันที่ 3 เมษายน 2558 ได้เห็นชอบการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และ ปตท.สผ.) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน ทั้งนี้ให้มี การทบทวนราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหาทุกๆ 3 เดือน ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้มีการทบทวนต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) ต้นทุนจากโรงแยกฯ เดือนสิงหาคม 2559 ลดลง 0.2415 บาทต่อกิโลกรัม จาก 14.9701 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 14.7286 บาทต่อกิโลกรัม (2) คงต้นทุนโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก อ้างอิงราคาตลาดโลกที่ CP-20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เนื่องจากเป็นต้นทุน ที่เหมาะสม (3) คงต้นทุนก๊าซ LPG จากการนำเข้าอยู่ที่ CP + 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และ (4) กำหนดต้นทุนบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด เดือนสิงหาคม 2559 อยู่ที่ 15.00 บาทต่อกิโลกรัม จากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนสิงหาคม 2559 อยู่ที่ 287 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนกรกฎาคม 2559 จำนวน 14 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ 418 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนกรกฎาคม 2559 จำนวน 4.12 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จาก ปตท.สผ.สยาม อยู่ที่ 425 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนกรกฎาคม 2559 จำนวน 0.08 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนกรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 35.2453 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมิถุนายน 2559 จำนวน 0.2280 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPG Pool) ปรับลดลง 0.3261 บาท ต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.2543 บาทต่อกิโลกรัม มาอยู่ที่ 12.9282 บาทต่อกิโลกรัม
2. เพื่อเป็นการลดภาระการชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ และเตรียมการในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในอนาคต ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นสมควรให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม โดยเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพิ่ม 0.3261 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.0647 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.3908 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับประมาณ 133 ล้านบาทต่อเดือน ปัจจุบันฐานะกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ณ วันที่ 24 กรกฎาคม 2559 มีฐานะกองทุนสุทธิ 7,143 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือนสิงหาคม 2559 ดังนี้
(1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 14.7286 บาทต่อกิโลกรัม
(2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 9.4105 บาท ต่อกิโลกรัม
(3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 13.1113 บาทต่อกิโลกรัม
(4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.00 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.3908 บาท
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 21 พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ
ทั้งนี้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 2 สิงหาคม 2559 เป็นต้นไป
อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยหนึ่งในแนวทางคือราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่ง ควรจะมีอัตราภาษีสรรพสามิตที่ใกล้เคียงกัน และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป ซึ่งต่อมา กบง. ได้มีการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลง 2.75 บาทต่อลิตร จาก 4.50 บาทต่อลิตร เป็น 1.75 บาทต่อลิตร โดยมีผลบังคับใช้ในวันที่มีการปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซล ซึ่งเมื่อวันที่ 17 ธันวาคม 2557 กระทรวงการคลังได้มีการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 2.50 บาทต่อลิตร จาก 0.75 บาทต่อลิตร เป็น 3.25 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯ ได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนลงในอัตราเดียวกับอัตราภาษีสรรพสามิตที่ปรับเพิ่มขึ้น (2) เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2558 เห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลง 1.10 บาทต่อลิตร จาก 3.15 บาทต่อลิตร เป็น 2.05 บาทต่อลิตร และยกเว้นการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง (1.10 บาทต่อลิตร X ปริมาณน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง) โดยมีผลบังคับใช้ในวันที่มีการปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซล เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลคงเดิมไม่เปลี่ยนแปลง ซึ่งเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2558 กระทรวงการคลังได้มีการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 1.00 บาทต่อลิตร จาก 3.25 บาทต่อลิตร เป็น 4.25 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนลงในอัตราเดียวกับอัตราภาษีสรรพสามิตที่ปรับเพิ่มขึ้น เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลคงเดิมไม่เปลี่ยนแปลง (3) เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2558 เห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลง 0.77 บาทต่อลิตร จาก 0.75 บาทต่อลิตร เป็น -0.02 บาทต่อลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลคงเดิม ในส่วนของน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลังน้ำมัน ที่ได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไว้เกินให้สามารถ ขอคืนได้ โดยมีผลบังคับใช้ในวันที่มีการปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซล พร้อมทั้งกำหนดให้น้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ หรือขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ต้องเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงสำเร็จรูป (Finished Products) ที่มีคุณภาพเป็นไปตามที่กรมธุรกิจพลังงานประกาศกำหนด ซึ่งเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2558 กระทรวงการคลังได้มีการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 0.70 บาทต่อลิตร จาก 4.25 บาทต่อลิตร เป็น 4.95 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯ ได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ลง ในอัตราเดียวกับอัตราภาษีสรรพสามิตที่ปรับเพิ่มขึ้น เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลคงเดิมไม่เปลี่ยนแปลง
2. ปัญหาจากการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตและอัตรากองทุนน้ำมันฯ มีดังนี้ ครั้งที่ 1 ช่วงระหว่างวันที่ 19 ธันวาคม 2557 ถึงวันที่ 5 มกราคม 2558 บริษัทผู้ผลิตและค้าน้ำมันจำนวน 8 บริษัท ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เพื่อขอให้พิจารณาแนวทางบรรเทาผลกระทบจากการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตและอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ซึ่งส่งผลให้บริษัทผู้ผลิตและค้าน้ำมันขาดทุนปริมาณน้ำมันคงเหลือ ณ คลังน้ำมัน ในเบื้องต้นรวมประมาณ 2,109 ล้านบาท กระทรวงพลังงานจึงได้มีการประชุมหารือร่วมกับกระทรวงการคลังเกี่ยวกับปัญหาดังกล่าว โดยมีข้อสรุปว่า มติ กบง. ไม่ได้กำหนดให้มีข้อยกเว้นการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง ณ สิ้นวันก่อนวันที่ประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานมีผลบังคับใช้ จึงไม่สามารถดำเนินการชดเชยหรือยกเว้นการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง ณ วันสิ้นสุดวันที่ 16 ธันวาคม 2557 ทั้งนี้บริษัทผู้ผลิตและค้าน้ำมัน ยังได้มีการติดตามทวงถามถึงแนวทางแก้ไขปัญหาดังกล่าวเป็นระยะ ครั้งที่ 2 เพื่อแก้ปัญหาการขาดทุนปริมาณน้ำมันคงเหลือจากการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตและอัตรากองทุนน้ำมันฯ ดังเช่นครั้งที่ 1 กบง. จึงได้มีมติให้ยกเว้นการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง (1.10 บาท/ลิตร X ปริมาณน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง) ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2559 บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) มีหนังสือถึง สนพ. เพื่อขอหารือว่าตามประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 27 เรื่องการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุนและอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันฯ สนพ. มีเจตนารมณ์จะบรรเทาภาระผลกระทบให้ผู้ค้าน้ำมันได้รับเงินกองทุนน้ำมันฯ คืน ตามปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลคงเหลือจากการตรวจนับ ณ คลัง ณ สิ้นวันที่ 10 มีนาคม 2558 ตามที่มีการตรวจนับจริงโดยกรมสรรพสามิตใช่หรือไม่ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 17 มิถุนายน 2559 สนพ. ได้มีการหารือกับกรมสรรพสามิตเกี่ยวกับปัญหาดังกล่าวข้างต้น ซึ่งกรมสรรพสามิตได้ชี้แจงว่า การตรวจสอบปริมาณน้ำมันดีเซลคงเหลือที่คลังตามระเบียบปฏิบัติของกรมสรรพสามิต จะมีการเปรียบเทียบปริมาณน้ำมันคงเหลือ 3 บัญชี คือ บัญชีประจำวันแสดงการรับและการจ่ายวัตถุดิบ แบบการตรวจวัดน้ำมันคงเหลือ ณ วันที่ 10 มีนาคม 2558 และบัญชีรับ-จ่ายน้ำมันที่นำมาเป็นวัตถุดิบในการผลิต และครั้งที่ 3 เพื่อแก้ปัญหาการขาดทุนปริมาณน้ำมันคงเหลือจากการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตและอัตรากองทุนน้ำมันฯ ตามครั้งที่ 1 และครั้งที่ 2 กบง. ได้มีมติเห็นชอบกำหนดให้น้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลังน้ำมันที่ได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไว้เกินให้สามารถขอคืนได้ และกำหนดให้น้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ หรือขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ต้องเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงสำเร็จรูป (Finished Products) ที่มีคุณภาพเป็นไปตามที่กรมธุรกิจพลังงานประกาศกำหนด ดังนั้น การปรับอัตราภาษีสรรพสามิตครั้งที่ 3 จึงไม่เกิดปัญหาการขาดทุนปริมาณน้ำมันคงเหลือ ณ คลังน้ำมันอีกต่อไป
3. แนวการแก้ไขปัญหาการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตและอัตรากองทุนน้ำมันฯ มีดังนี้ (1) เพื่อให้สอดคล้องกับแนวทางครั้งที่ 3 ที่ กบง. ได้มีมติเห็นชอบแล้ว ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรว่า กรณีน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลังน้ำมัน ณ สิ้นวันที่ 16 ธันวาคม 2557 ซึ่งได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไว้เกินให้สามารถขอคืนเงินได้ ในอัตรา 2.75 บาทต่อลิตร สำหรับการคืนเงินตามประกาศ กบง. ฉบับที่ 143 พ.ศ. 2557 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ลงวันที่ 16 ธันวาคม 2557 ให้คืนตามปริมาณที่ตรวจวัดได้จริงในแบบการตรวจวัดน้ำมันคงเหลือ ณ สิ้นวันที่ 16 ธันวาคม 2557 ซึ่งการตรวจสอบปริมาณน้ำมันดีเซลคงเหลือที่คลังเป็นไปตามระเบียบปฏิบัติของกรมสรรพสามิต (2) เพื่อให้สอดคล้องกับแนวทางครั้งที่ 3 ที่ กบง. ได้มีมติเห็นชอบแล้ว ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรว่า กรณีน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลังน้ำมัน ณ สิ้นวันที่ 10 มีนาคม 2558 ซึ่งได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไว้เกิน ให้สามารถขอคืนเงินได้ ในอัตรา 1.10 บาทต่อลิตร สำหรับการคืนเงินตามประกาศ กบง. ฉบับที่ 27 พ.ศ. 2558 เรื่อง การกำหนดอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ลงวันที่ 10 มีนาคม 2558 ให้คืนตามปริมาณที่ตรวจวัดได้จริงในแบบการตรวจวัดน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ สิ้นวันที่ 10 มีนาคม 2558 ซึ่งการตรวจสอบปริมาณน้ำมันดีเซลคงเหลือที่คลังเป็นไปตามระเบียบปฏิบัติของกรมสรรพสามิต
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ผู้ผลิตน้ำมันเชื้อเพลิง ณ โรงกลั่นและจำหน่ายเพื่อใช้ในราชอาณาจักร และผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อใช้ในราชอาณาจักร ซึ่งได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไว้แล้ว และขอเงินคืนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้ในอัตรา 2.75 บาท ต่อลิตร ตามปริมาณน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ตรวจวัดได้จริง ในแบบการตรวจวัดน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ สิ้นวันที่ 16 ธันวาคม 2557
2. เห็นชอบให้ผู้ผลิตน้ำมันเชื้อเพลิง ณ โรงกลั่นและจำหน่ายเพื่อใช้ในราชอาณาจักร และผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อใช้ในราชอาณาจักร ซึ่งได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไว้แล้ว และขอเงินคืนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้ในอัตรา 1.10 บาท ต่อลิตร ตามปริมาณน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ตรวจวัดได้จริงในแบบการตรวจวัดน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ สิ้นวันที่ 10 มีนาคม พ.ศ. 2558
3. เห็นชอบมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน นำร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจสอบความถูกต้องของร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาในครั้งต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีการพิจารณาเกี่ยวกับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้งในพื้นที่ชุมชนเป็นโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 เห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ โดยให้ปรับเปลี่ยนการดำเนินงานโครงการฯ ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่งรวม 800 เมกะวัตต์ในอัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วยโดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 (2) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ได้เห็นชอบให้ขยายวัน SCOD ของโครงการฯ จากเดิมภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 (3) เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 ได้มีมติเห็นชอบการเลื่อนกำหนดวัน SCOD ของโครงการฯ ออกไปจากเดิมภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 เป็นให้มีการทยอยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ เป็นระยะๆ โดยมีกำหนด SCOD ครั้งแรกภายในวันที่ 30 กันยายน 2559 สำหรับพื้นที่ที่มีความพร้อมด้านระบบส่งไฟฟ้า และไม่เกินภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 สำหรับพื้นที่ที่เหลือ โดยให้มีการปรับปรุงการกำหนดเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามกลุ่มเป้าหมายให้ชัดเจน เช่น 400 เมกะวัตต์ สำหรับกลุ่มสหกรณ์การเกษตร และอีก 400 เมกะวัตต์ สำหรับหน่วยงานราชการ หรือกลุ่มละประมาณกึ่งหนึ่งของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าโดยรวมของโครงการ (3) เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ได้มีมติเห็นชอบให้เลื่อนกำหนดวัน SCOD ของโครงการฯ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในระยะที่ 1 ออกไปอีก 3 เดือน เป็นภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้ ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือ (ระยะที่ 2) ยังคงเป็นไปตามกำหนดระยะเวลาเดิม คือ ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561
2. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ดำเนินการ ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 ได้ออกประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 แบ่งเป้าหมายการรับซื้อเป็นหน่วยงานราชการ ไม่เกิน 400 เมกะวัตต์ และสหกรณ์ภาคการเกษตร ไม่เกิน 400 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ในระยะที่ 1 กำหนดเป้าหมายรับซื้อ 600 เมกะวัตต์ (2) เมื่อวันที่ 1-10 พฤศจิกายน 2558 สำนักงาน กกพ. ได้เปิดรับคำขอขายไฟฟ้า ซึ่งผลการยื่นแบบคำขอขายไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร มีทั้งหมด 604 ราย แบ่งเป็นส่วนราชการ 370 ราย และสหกรณ์ภาคการเกษตร 234 ราย (3) เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2559 สำนักงาน กกพ. ประกาศกำหนดการเกี่ยวกับขั้นตอนการประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านคุณสมบัติเข้าร่วมโครงการคัดเลือกโดยวิธีการจับสลาก การแสดงผล การคัดเลือก และการประกาศรายชื่ออย่างเป็นทางการ โดยจะประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านการตรวจคุณสมบัติวันที่ 18 เมษายน 2559 ดำเนินการคัดเลือกโดยวิธีจับสลากวันที่ 23 เมษายน 2559 และประกาศรายชื่อโครงการ ที่ผ่านการพิจารณาอย่างเป็นทางการวันที่ 26 เมษายน 2559 และ (4) เมื่อวันที่ 26 เมษายน 2559 กกพ. ได้ประกาศรายชื่อโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ ภาคการเกษตร ที่ผ่านการคัดเลือกที่มีสิทธิเข้าทำสัญญากับการไฟฟ้าอย่างเป็นทางการ โดยเป็นสหกรณ์ ภาคการเกษตร ทั้ง 67 ราย รวมกำลังการผลิต 281.32 เมกะวัตต์ ซึ่งโครงการดังกล่าวจะต้องดำเนินการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย และจะต้องจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) ภายใน 30 ธันวาคม 2559 โดย ณ วันที่ 26 กรกฎาคม 2559 สรุปความคืบหน้าโครงการฯ ดังนี้ (1) การพิจารณาตอบรับและลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า มีการตอบรับซื้อแล้วรอลงนาม PPA จำนวน 56 โครงการ อยู่ระหว่างตรวจสอบทางเทคนิค จำนวน 9 โครงการ และยังไม่ยื่นเอกสาร จำนวน 2 โครงการ และ (2) การยื่นขอใบอนุญาตที่เกี่ยวข้อง การขอใบอนุญาต CoP ดำเนินการแล้วเสร็จ 2 โครงการ อยู่ระหว่างดำเนินการ 39 โครงการ และยังไม่มีการดำเนินการ 26 โครงการ การขอใบอนุญาต อ.1 ดำเนินการแล้วเสร็จ 2 โครงการ อยู่ระหว่างดำเนินการ 14 โครงการ และยังไม่มีการดำเนินการ 51 โครงการ ส่วนการขอใบอนุญาต ร.ง.4 ใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า และ พค.1 ยังไม่มีการดำเนินการทั้งสิ้น 65, 67 และ 67 โครงการ ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 การเก็บภาษีสรรพสามิตก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ที่หัวจ่าย
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยให้ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่งควรจะมีอัตราภาษีสรรพสามิตที่ใกล้เคียงกัน และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการ ปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในรายละเอียดภายใต้กรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป ทั้งนี้ ปัจจุบันภาษีสรรพสามิตของน้ำมันแก๊สโซฮอล E10 อยู่ที่อัตรา 5.67 บาทต่อลิตร ขณะที่ภาษีสรรพสามิตของก๊าซ LPG ภาคขนส่ง อยู่ที่อัตรา 2.17 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ถูกกว่าราคาน้ำมัน แก๊สโซฮอล E10 จึงทำให้ผู้ใช้รถยนต์ที่ใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลเป็นเชื้อเพลิงเปลี่ยนมาใช้ก๊าซ LPG เป็นเชื้อเพลิงทางเลือก
2. เพื่อให้ภาษีสรรพสามิตของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่งมีอัตราที่ใกล้เคียงกัน ตามมติ กพช. ข้างต้น จึงต้องมีการปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตของก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ให้ใกล้เคียงกับอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันแก๊สโซฮอล E10 แต่เนื่องจากก๊าซ LPG สามารถนำไปใช้เป็นเชื้อเพลิงได้ทั้งในภาคครัวเรือน ภาคขนส่ง และภาคอุตสาหกรรม ดังนั้น จึงต้องมีการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตของก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ที่หัวจ่าย เพื่อไม่ให้มีผลกระทบต่อราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนและภาคอุตสาหกรรม และเพื่อให้กระทรวงการคลังสามารถจัดเก็บภาษีสรรพสามิตของก๊าซ LPG ในภาคขนส่ง ใกล้เคียงกับน้ำมันแก๊สโซฮอล E10 โดยไม่กระทบต่อราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนและภาคอุตสาหกรรม ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรมอบหมายให้กรมสรรพสามิตดำเนินการปรับปรุงระเบียบที่เกี่ยวข้องเพื่อให้สามารถเก็บภาษีสรรพสามิตก๊าซ LPG ภาคขนส่งที่หัวจ่ายได้
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กรมสรรพสามิตดำเนินการปรับปรุงระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้สามารถเก็บภาษีสรรพสามิตก๊าซ LPG ภาคขนส่งที่หัวจ่ายได้