![Super User](http://www.gravatar.com/avatar/8f29cc35bfcee5e137109c704783b4c7?s=100&default=https%3A%2F%2Feppo.go.th%2Fepposite%2Fcomponents%2Fcom_k2%2Fimages%2Fplaceholder%2Fuser.png)
Super User
กบง. ครั้งที่63 - วันพุธที่ 25 กรกฎาคม พ.ศ. 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 16/2561 (ครั้งที่ 63)
เมื่อวันพุธที่ 25 กรกฎาคม พ.ศ. 2561 เวลา 12.30 น.
1. รายงานความคืบหน้าการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่
2. แนวทางสำหรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ระยะยาวจากประเทศโมซัมบิกของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
4. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 รายงานความคืบหน้าการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 เมษายน 2561 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติรับทราบแนวทางในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่ (แผน PDP ฉบับใหม่) โดยการจัดทำ PDP ฉบับใหม่ มีแนวทางในการดำเนินงานที่สำคัญ ดังนี้ (1) จัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า (Load Forecast) ของประเทศและรายภูมิภาคในระยะยาวใหม่ (2) บริหารจัดการกิจการด้านพลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ให้สอดคล้องกับแนวทางการบริหารจัดการใหม่ตามแนวทางประชารัฐ (3) สร้างการมีส่วนร่วมของภาคประชาชน โดยเปิดรับฟังความเห็นต่อร่างแผน PDP เพื่อรวบรวมความคิดเห็นและข้อเสนอแนะเสนอให้ กพช. และคณะรัฐมนตรี (ครม.) พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป (4) จัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ โดยจัดทำแผนเป็นรายภูมิภาคและจัดทำแผนระบบไฟฟ้าสำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ประเมินกำลังผลิตไฟฟ้า (Supply) ของทั้งประเทศและรายภูมิภาค เพื่อจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่ ทั้งนี้ ขั้นตอน และกรอบระยะเวลาการจัดทำแผนในการดำเนินงานในการจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ คาดว่าจะเสนอให้ กพช. พิจารณาแผน PDP ฉบับใหม่ ภายในเดือนกันยายน 2561
2. สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้จัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า (Load Forecast) ในภาพรวมของประเทศและรายภูมิภาค และจัดให้มีการเสวนาแลกเปลี่ยนประเด็น (Open Forum) เพื่อรับทราบข้อแนะนำ (Inputs) เกี่ยวกับการจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ จากผู้มีส่วนได้เสียทุกภาคส่วน จำนวน 9 ครั้ง รวมทั้งมีการวิเคราะห์ Existing Capacity ของโรงไฟฟ้าต่างๆ ทั้งนี้ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการกำหนดสมมติฐานและเงื่อนไขในการจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่ (New Supply) เป็นรายภาค โดยพิจารณาแหล่งผลิตไฟฟ้าให้มีความเหมาะสมกับศักยภาพเชื้อเพลิงในแต่ละพื้นที่ให้สามารถรองรับความต้องการไฟฟ้าได้อย่างเพียงพอ ซึ่งหลักการสำคัญในการพิจารณา ได้แก่ กำลังผลิตไฟฟ้าในพื้นที่รายภาคจะต้องสมดุลกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ โดยมุ่งเน้นการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้าโดยการพัฒนา/ปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าเพื่อเพิ่มความสามารถในการส่งผ่านพลังงานไฟฟ้าระหว่างภูมิภาค โดยแผน PDP ฉบับใหม่ จะพิจารณากรอบระยะเวลาออกเป็นช่วงละ 5 ปี ตลอดระยะเวลาของแผน 20 ปี เพื่อให้เกิดความยืดหยุ่นในการดำเนินงาน และเพื่อเตรียมความพร้อมสำหรับการลงทุนซึ่งจะสามารถตอบสนองต่อสภาพเศรษฐกิจและสิ่งแวดล้อมได้อย่างมีประสิทธิภาพ ทั้งนี้ การพิจารณาจัดสรรโรงไฟฟ้าเพื่อความมั่นคงในพื้นที่และโรงไฟฟ้าเพื่อการแข่งขันนั้น จะมีหลักการพิจารณาที่สำคัญ โดยคำนึงถึงการใช้ทรัพยากรที่มีอยู่ให้เกิดประโยชน์สูงสุด ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าเพื่อความมั่นคง ต้องอยู่ใกล้ศูนย์กลางการส่งจ่ายพลังงาน (Load Center) และสามารถส่งจ่ายไฟฟ้าได้หลายทิศทาง และต้องเป็นโรงไฟฟ้าที่รักษาเสถียรภาพของระบบส่งไฟฟ้า (Grid Stability) ได้ เช่น ลดความแปรปรวนของคุณภาพไฟฟ้า รวมถึงกรณีเกิดเหตุฉุกเฉิน เป็นต้น รวมทั้งต้องสามารถรองรับการผลิตไฟฟ้ารูปแบบใหม่ได้ ต้องสามารถควบคุมแรงดันหรือความถี่ได้ ระบบมีความยืดหยุ่น เช่น สามารถหยุดเดินเครื่องได้บ่อย Start Up ได้รวดเร็ว Ramp Rate ขึ้นหรือลงได้อย่างรวดเร็ว รองรับการเดินเครื่อง (Minimum Generation) ที่ต่ำสุด เป็นต้น (2) โรงไฟฟ้าเพื่อการแข่งขัน ต้องมีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม มีการแข่งขัน มีมาตรการด้านอนุรักษ์พลังงาน (EE) ด้านสมาร์ทกริด (Smart Grid) และด้านการส่งเสริมการผลิตเองใช้เอง (Prosumer) ซึ่งถือเป็นส่วนหนึ่งของการแข่งขัน (Virtual Power Plant) ที่อาจช่วยในการลดการก่อสร้างโรงไฟฟ้า รวมทั้งศักยภาพเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้าต้องมีความเหมาะสมเพียงพอในแต่ละพื้นที่ สามารถรองรับระบบได้ในกรณีเกิดเหตุฉุกเฉินได้ และการแข่งขันต้องมีความหลากหลายทั้งจากการแข่งขันระหว่างเชื้อเพลิง การดำเนินการตามมาตรการที่ช่วยส่งเสริมการประหยัดพลังงาน การส่งเสริมพลังงานทดแทนที่มีต้นทุนต่ำ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 และเมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี (ครม.) เห็นชอบให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป และให้นำเสนอขอความเห็นชอบเพื่อลงนามสัญญาซื้อขาย LNG จาก กพช. โดยเมื่อ กพช. ให้ความเห็นชอบแล้ว จะรายงานให้ ครม. เพื่อรับทราบต่อไป ซึ่งต่อมา เมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2556 กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือถึง ปตท. แจ้งว่า ปตท. สามารถดำเนินการลงนาม Heads of Agreement (HOA) ในลักษณะ Non - legally binding กับโครงการ Mozambique LNG Area1 ได้ เพื่อจัดหา LNG ระยะยาว ในปริมาณ 2.625 ล้านตันต่อปี เป็นระยะเวลา 20 ปี โดยมีกำหนดส่งมอบ (เดิม) ในปี 2561/2562 แต่เนื่องจากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกได้ปรับตัวลดลงอย่างมากตั้งแต่ช่วงปลายปี 2557 เป็นต้นมา ทำให้โครงการ Mozambique LNG Area1 ไม่สามารถประกาศการตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (Final Investment Decision : FID) ได้ตามกำหนดเดิมในสัญญา HOA (วันที่ 31 ธันวาคม 2557)
2. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กพช. ได้เห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (แผน Gas Plan 2015) ที่สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558-2579 (แผน PDP 2015; New Base Case) ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้รับทราบแผน Gas Plan 2015 (กรณีปรับปรุงครั้งที่ 2 (พ.ศ. 2559)) และเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ได้รับทราบการปรับปรุงแผน Gas Plan ครั้งล่าสุด
3. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ร่วมกับสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) พิจารณารายละเอียดและความจำเป็นของร่างสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับบริษัท MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE. LTD. ก่อนนำมาเสนอที่ประชุม กบง. อีกครั้ง ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 18 กรกฎาคม 2561 กบง. ได้รับทราบการกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อกำหนดสัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติเก่า/ใหม่ (Legacy/Competitive Demand Supply และการกำหนดตลาดเพื่อเปิดให้มีการแข่งขัน และเห็นชอบหลักการกลไกบริหารการจัดหา LNG ดังนี้(1) การจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์ (Portfolio) เป็นการจัดหาก๊าซสำหรับตลาด Competitive Demand และ Competitive Supply ผู้จัดหา (Shipper) สามารถจัดหา LNG ได้ตามปริมาณและราคาที่ต้องการ เพื่อประโยชน์ในการค้าของตนเอง ซึ่งอาจเป็นตลาดในประเทศหรือต่างประเทศก็ได้ โดยที่ผู้จัดหาไม่สามารถขอนำปริมาณและราคา LNG ดังกล่าวมาคิดรวมในราคา Pool ได้ เป็นการจัดหาที่ผู้จัดหาต้องรับความเสี่ยงทั้งด้านปริมาณและราคาเอง ซึ่งสามารถจัดหาก๊าซฯ ด้วยสัญญา Spot สัญญาระยะสั้น หรือสัญญาระยะยาวได้โดยไม่ต้องขอความเห็นชอบจาก กพช. (2) การจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงความมั่นคง เป็นการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อป้อนให้กับตลาด Legacy Demand และ Competitive Supply ซึ่งเป็นกรณีที่ประเทศ มีความต้องการใช้ LNG และสามารถส่งผ่านราคาไปคิดรวมในราคา Pool Gas หรือ Power Pool ได้ ผู้จัดหาจะต้องได้รับความเห็นชอบจากภาครัฐก่อนจึงจะดำเนินการได้ และเพื่อให้เกิดการแข่งขันที่จะทำให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุดในการจัดหา LNG ของประเทศ ให้ดำเนินการ ดังนี้ 1) การจัดหาด้วยสัญญาแบบ Spot หรือสัญญาระยะสั้น ให้หน่วยงานที่ได้รับมอบหมายเป็นผู้ดำเนินการจัดหา โดยมีเงื่อนไขว่า กรณีราคา LNG ไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S ให้ดำเนินการนำเข้าได้โดยไม่ต้องขออนุมัติ ส่วนกรณีอื่นๆ ให้ เสนอ สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) พิจารณาอนุมัติ 2) การจัดหาด้วยสัญญาระยะยาว ให้มีเงื่อนไขว่า ให้กระทรวงพลังงานเสนอขอความเห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซฯ และเงื่อนไขประกอบการจัดหา LNG (ปริมาณและระยะเวลาในสัญญา) ต่อ กพช. และให้หน่วยงานของรัฐดำเนินการจัดหา ซึ่งอาจใช้วิธีการเจรจาหรือวิธีการประมูลคัดเลือก (Bidding) 3) ในกรณีที่ประเทศเกิดความจำเป็นต้องใช้ LNG เป็นการเร่งด่วนแล้ว ให้หน่วยงานที่จัดซื้อ LNG เชิงพาณิชย์นำ LNG มาใช้ในประเทศเป็นลำดับแรก ภายใต้เงื่อนไขการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ และราคาเป็นไปตามราคาตลาดโลก 4) มอบหมายให้ กบง. เป็นผู้พิจารณาการจัดหา LNG ของ ปตท. ว่าเป็นการจัดหาเพื่อประโยชน์เชิงความมั่นคงหรือจัดหาเพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์
4. สาระสำคัญในสัญญา LNG SPA โครงการ Mozambique LNG Area1 (1) ข้อมูลทั่วไปของโครงการ Mozambique LNG Area 1 คือ มีแผนพัฒนาโครงการผลิต LNG ซึ่งตั้งอยู่ Afungi peninsula ในเมือง Cabo Delgado ประเทศโมซัมบิก ผู้ถือหุ้นในโครงการฯ ประกอบด้วย บริษัท Anadarko บริษัท Mitsui บริษัท Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (ENH) บริษัท Bharat Petroleum บริษัท ONGC Videsh Ltd (OVL) บริษัท BREML ซึ่งเป็นบริษัทร่วมทุน OVL และบริษัท Oil India JV และบริษัท ปตท.สผ. โดยในระยะแรก โครงการฯ มีแผนจะพัฒนาแหล่งก๊าซ Golfinho-Atum ในพื้นที่สัมปทาน Area1 มีปริมาณก๊าซสำรอง 2P ประมาณ 15 Tcf และพัฒนาโครงการผลิต LNG จำนวน 2 หน่วยการผลิต มีกำลังการผลิตรวม 12 ล้านตันต่อปี ปัจจุบันโครงการฯ อยู่ระหว่างการเจรจาและสรุปสัญญา LNG (LNG SPA/HOA) กับลูกค้าที่มีศักยภาพหลายราย รวมถึง ปตท. ปริมาณรวม 8 - 9 ล้านตันต่อปี ทั้งนี้ โครงการฯ มีแผนกำหนดประกาศ FID ภายในปี 2561 และคาดว่าจะเริ่มผลิต LNG ได้ในปี 2566/2567 โดยในอนาคตมีแผนที่จะพัฒนาแหล่งก๊าซ Prosperidade ซึ่งมีปริมาณก๊าซสำรอง 2P ประมาณ 17.5 Tcf ในพื้นที่ร่วมพัฒนากับพื้นที่สัมปทาน Area 4 และจะเพิ่มหน่วยการผลิต LNG ในระยะถัดไป (2) เงื่อนไขหลักในสัญญา LNG SPA และเงื่อนไขเพิ่มเติมในฐานะผู้ซื้อรายแรก (First mover) ปตท. ในฐานะเป็นผู้ซื้อรายแรกที่สรุปการเจรจาสัญญา LNG SPA (First mover) โครงการฯ ให้เงื่อนไขเพิ่มเติมจากสัญญา LNG SPA กับ ปตท. ไว้ว่าหากผู้ขายตกลงทำสัญญาขาย LNG ให้ผู้ซื้อรายอื่นด้วยเงื่อนไขราคาที่ต่ำกว่าที่ ปตท. ได้รับ ผู้ขายจะต้องเปิดเจรจาเงื่อนไขราคาใหม่กับ ปตท. เปิดโอกาสให้เจรจาจัดหา LNG ด้วยเทอมส่งมอบแบบ FOB ภายใต้สัญญานี้ หากผู้ขายทำสัญญา FOB กับผู้ซื้อรายอื่น
5. สรุปผลการเจรจาราคาซื้อขาย LNG กับโครงการ Mozambique LNG Area1 เนื่องจากสถานการณ์ ตลาด LNG เป็นตลาดของผู้ซื้อ จึงเป็นโอกาสของ ปตท. ในการเจรจากับโครงการ Mozambique LNG Area1 เพื่อขอปรับลดราคาลง จากที่เคยตกลงไว้ตามสัญญา HOA ให้สะท้อนสภาวะตลาดให้มากขึ้น ปตท. บรรลุข้อตกลงราคาใหม่กับโครงการ Mozambique LNG Area1 โดยราคาสุดท้ายที่ตกลงนั้นปรับลดลงจากราคาเดิมในสัญญา HOA เฉลี่ยประมาณ 2.07 - 2.87 $/MMBtu และปรับลดต่ำกว่าระดับราคาของ PETRONAS ทุกระดับราคาน้ำมัน เฉลี่ยประมาณ 0.17 - 0.18 $/MMBtu (เปรียบเทียบที่ระดับราคาน้ำมัน JCC ที่ 20 - 100 $/bbl และ Henry Hub ที่ 3.5 $/MMBtu)
6. สถานการณ์การจัดหาและการใช้ก๊าซธรรมชาติ (1) ความต้องการการใช้ก๊าซธรรมชาติต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ จากการติดตามการดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (กรณีปรับปรุงครั้งที่ 2 (พ.ศ. 2559)) พบว่าในปี 2560 และในปี 2561 (เดือนมกราคม – พฤษภาคม 2561) มีการใช้ก๊าซฯ เฉลี่ย 4,721 และ 4,662 พันล้านบีทียูต่อวัน ซึ่งต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ประมาณร้อยละ 6 และ 9 ตามลำดับ (2) ปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (ที่มีสัญญาในปัจจุบันและคาดว่าจะมีสัญญาในอนาคต) ยังเพียงพอสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงไฟฟ้าของ กฟผ. และโรงไฟฟ้า IPP บางส่วน ตามสัญญาซื้อและขายของ ปตท. ทั้งนี้ ในส่วนของการนำเข้า LNG ในอนาคตจะเป็นการนำเข้าเพื่อสนับสนุนโรงไฟฟ้า IPP บางส่วน โรงไฟฟ้า SPP ภาคอุตสาหกรรมและ NGV (3) เมื่อวันที่ 18 กรกฎาคม 2561 กบง. มีมติรับทราบหลักเกณฑ์การจำแนกตลาดก๊าซธรรมชาติเป็น 3 ตลาด คือ 1) ตลาดสำหรับ Legacy Demand และ Legacy Supply ซึ่งเป็นตลาดที่ ปตท. เป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติ และนำมารวมใน Pool ราคาก๊าซธรรมชาติ เพื่อส่งขายให้กับกลุ่มผู้ใช้ คือ GSP โรงไฟฟ้าของ กฟผ. โรงไฟฟ้า IPP และ SPP ที่มีสัญญาอยู่ในปัจจุบัน 2) ตลาดสำหรับ Legacy Demand และ Competitive Supply เป็นตลาดที่ต้องนำ LNG มาเพื่อป้อนในส่วนที่ไม่เพียงพอต่อความต้องการของผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติกลุ่ม GSP โรงไฟฟ้าของ กฟผ. โรงไฟฟ้า IPP และ SPP ที่มีสัญญาอยู่ในปัจจุบัน ซึ่งสามารถส่งผ่านราคาก๊าซธรรมชาติที่จัดหาได้เข้าไปที่ Pool Gas หรือ Power Pool ได้ และ 3) ตลาดสำหรับ Competitive Demand และ Competitive Supply เป็นตลาดที่เปิดให้เกิดการแข่งขันอย่างเต็มที่ที่ผู้ซื้อผู้ขายก๊าซธรรมชาติสามารถเลือกได้อย่างเสรี ราคาจะเป็นไปตามตกลงระหว่างผู้จัดหาและผู้ใช้ในกลุ่มของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ใหม่และโรงไฟฟ้า SPP ที่จะลงนามสัญญาใหม่ รวมถึงความต้องการก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรมและก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) โดยที่มีการกำกับจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)
7. การพิจารณาของ สนพ. และ ชธ. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 กบง. ได้มอบหมายให้ ชธ. ร่วมกับ สนพ. พิจารณารายละเอียดและความจำเป็นของร่างสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับบริษัท MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE. LTD. ก่อนนำมาเสนอที่ประชุม กบง. อีกครั้ง ต่อมาเมื่อวันที่27 เมษายน 2561 ปตท. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานเรื่อง แนวทางการจัดหาและซื้อ LNG ระยะยาวของ ปตท. โดย ปตท. ได้ขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาการจัดหาและซื้อ LNG ระยะยาวจากโครงการ Mozambique LNG Area 1 ประเทศโมซัมบิกของ ปตท. ว่าจะให้เป็นการจัดหาเพื่อความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ (ให้นำราคาไปรวมในราคา Pool) หรือพิจารณาดำเนินการจัดหาและซื้อ LNG จากโครงการฯ เพื่อการพาณิชย์ (Portfolio) และขอให้นำเสนอ กพช. พิจารณากำหนดแนวทางการจัดหาและซื้อ LNG ระยะยาวของ ปตท. ดังกล่าว ทั้งนี้ สนพ. และ ชธ. ได้หารือในประเด็นที่ ปตท. ร้องขอ โดยที่ประชุมได้พิจารณาจากข้อมูลการซื้อและขายก๊าซฯ ตามสัญญาของ ปตท. และการจำแนกตลาดก๊าซธรรมชาติแล้วพบว่า (1) ปริมาณการจัดหาก๊าซฯ ตามสัญญาของ ปตท. ที่มีอยู่ในปัจจุบันมีเพียงพอกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับกลุ่ม Legacy Demand ได้จนถึงปี 2571 การนำเข้า LNG จากประเทศโมซัมบิก อาจทำให้เกิดความเสี่ยงต่อภาระ Take or Pay เนื่องจากความต้องการใช้ก๊าซฯ ของประเทศลดลง (2) การจัดหาก๊าซฯ จากประเทศโมซัมบิก หากพิจารณาเป็น Competitive Supply ก็สามารถดำเนินการได้เนื่องจากความต้องการก๊าซฯ สำหรับกลุ่ม Competitive Demand มีตั้งแต่ปี 2561 เป็นต้นไป (3) ภายหลังปี 2572 ถ้าจะจัดหาก๊าซฯ เข้า Pool ก็สามารถนำปริมาณก๊าซฯ จาก Portfolio มาประมูลหรือขายเข้า Pool ได้ ดังนั้น เพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ที่ประชุมจึงเห็นควรให้การจัดหา LNG ของ ปตท. จากโครงการ Mozambique LNG Area 1 ประเทศโมซัมบิก สามารถจัดหาเพื่อประโยชน์เชิงความมั่นคงได้ ในปี 2572 เป็นต้นไป อย่างไรก็ตาม หาก ปตท. จะจัดหา LNG จากแหล่งดังกล่าวเพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์ก็สามารถดำเนินการได้ทันที เนื่องจากมีตลาดในกลุ่ม Competitive Demand รองรับอยู่แล้ว
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ ปตท. จัดหา LNG ระยะยาวจากประเทศโมซัมบิก เพื่อประโยชน์ในการค้า LNG เชิงพาณิชย์ (portfolio LNG trader) ทั้งในตลาดในประเทศและต่างประเทศ ทั้งนี้ มอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอความเห็นของ กบง. ต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2560 กพช. ได้เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการ ก๊าซธรรมชาติ และได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง ดังนี้ (1) มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการเพื่อเตรียมความพร้อม ทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหา LNG ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด โดยหลักเกณฑ์ในการนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 (2) การบริหารจัดการการจัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าให้แยกเป็น 2 กลุ่ม คือ 1) Shipper รายเดิม (ปตท.) จัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าปัจจุบัน โดยใช้ราคา Pool Gas และ2) Shipper รายใหม่ คือ กฟผ. จัดหา LNG ให้กับโรงไฟฟ้าที่กำหนด โดยใช้ราคา LNG ของ กฟผ. ในฐานะ Shipper (3) มอบหมายให้ ปตท. แยกธุรกิจท่อส่งก๊าซฯ โดยให้เป็นการแยกทางบัญชีก่อนแล้วแยกเป็นหน่วยธุรกิจหรือนิติบุคคลในลำดับต่อไป โดยให้หน่วยธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ดังกล่าวทำหน้าที่เป็นผู้บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission System Operator : TSO) ที่มีการบริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ โดยให้ TSO มีการกำหนด Code of Conduct ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ด้วยเช่นกัน (4) มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) กำกับ ติดตาม รวมถึงบริหาร ดูแลความมั่นคงของการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งจากอ่าวไทย จากการนำเข้าจากต่างประเทศทางระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และจากการนำเข้า LNG โดยในส่วนของ LNG ให้ ชธ. ศึกษาแนวทางการกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อติดตามและกำกับดูแลการจัดหา LNG ที่เหมาะสมทั้งในด้านราคาและปริมาณ เพื่อรองรับการแข่งขันในกรณีที่มีผู้จัดหา/นำเข้า LNG หลายราย (5) มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาจัดทำโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับนโยบายการส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ และ (6) สำหรับการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ในฐานะศูนย์สั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า มอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับ กฟผ. ศึกษาหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าให้สอดคล้องรองรับโครงสร้างการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคต โดยคำนึงถึงต้นทุนการส่งผ่านค่าไฟฟ้า ประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้า และการสั่งการเดินเครื่องที่ไม่มีการเลือกปฏิบัติ
2. ความก้าวหน้าการดำเนินงาน กฟผ. มีดังนี้ (1) การเตรียมความพร้อมตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ดังนี้ 1) สัญญาจัดหา LNG (Term contract) ซึ่งได้รับอนุมัติร่างสัญญาแม่บทซื้อขาย LNG และเอกสารประกวดราคาจัดหา LNG จากคณะกรรมการ กฟผ. เมื่อวันที่ 25 มิถุนายน 2561 ปัจจุบันอยู่ระหว่างเสนออัยการสูงสุตรวจพิจารณา โดย กฟผ. คาดว่าจะลงนามสัญญาจัดหาฯ ได้ ภายในเดือนกุมภาพันธ์ 2562 2) สัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG ของ บจ. พีทีที แอลเอ็นจี โดยอยู่ระหว่างเสนอขออนุมัติจากคณะกรรมการ กฟผ. คาดว่าจะลงนามสัญญาภายในปี 2561 3) สัญญาใช้ความสามารถในการให้บริการระบบท่อส่งก๊าซฯ ของ บมจ.ปตท. อยู่ระหว่างเสนอขออนุมัติจากคณะกรรมการ กฟผ. คาดว่าลงนามสัญญาภายในปี 2561 4) สัญญาซื้อขาย ก๊าซธรรมชาติกับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่กำหนดอยู่ระหว่างจัดทำสัญญา คาดว่าลงนามสัญญาภายในปี 2561 และ 5) สัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่กำหนด อยู่ระหว่างจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้า ของ กฟผ. ที่กำหนดให้รับ LNG ของ กฟผ. เพื่อเสนอขออนุมัติจาก กกพ. คาดว่าลงนามสัญญาภายในปี 2561 (2) การพิจารณานำก๊าซ LNG มาใช้กับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่กำหนด (ตั้งแต่ปี 2562เป็นต้นไป) ดังนี้ 1) พิจารณาโรงไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูงสุดในปัจจุบัน ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม วังน้อย ชุดที่ 4 ขนาด 750 เมกะวัตต์ Heat Rate 6,700 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และ/หรือ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมบางปะกง ชุดที่ 5 ขนาด 710 เมกะวัตต์ Heat Rate 6,900 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และ/หรือ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครใต้ทดแทน ระยะที่ 1 ขนาด 1,220 เมกะวัตต์ Heat Rate 6,300 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง 2) พิจารณาลงนามสัญญาจัดหา LNG อายุสัญญา 4 – 8 ปี ราคาไม่สูงกว่าราคาต่ำสุดของสัญญา LNG ระยะยาวของไทยในปัจจุบัน โดยได้รับหลักเกณฑ์ในการจัดสรรก๊าซฯ จากผู้ให้บริการสถานีแปรสภาพก๊าซธรรมชาติเหลวเป็นก๊าซฯ และผู้ให้บริการระบบท่อส่งก๊าซฯ ตามที่กำหนดไว้ใน TPA Code
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการเตรียมการสำหรับการเป็นผู้จัดหา LNG รายใหม่ของ กฟผ. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดยให้ กฟผ. ดำเนินการดังนี้
(1) จัดทำสัญญาเช่าท่าเรือ สัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561
(2) จัดทำสัญญาการใช้บริการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561
(3) เตรียมการจัดหา LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561
(4) เริ่มการนำเข้า LNG ในปริมาณไม่เกิน 1.5 ล้านตัน ภายในปี 2562
2. เห็นชอบการขอส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ เมื่อ กฟผ. ดำเนินการดังนี้
(1) กฟผ. ต้องคัดเลือกโรงไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูงสุด (Heat rate ต่ำสุด) ในการผลิตไฟฟ้าจาก LNG ที่ กฟผ. จัดหา
(2) ราคา LNG ที่ กฟผ. จัดหา ต้องไม่สูงกว่าราคา LNG ต่ำที่สุดตามสัญญาจัดหา LNG ระยะยาวของ ปตท. ที่มีอยู่ในปัจจุบัน
(3) สัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. จะต้องไม่น้อยกว่าสัดส่วนของ ปตท.
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 4 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2557 กพช. ได้เห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) ราคาพลังงานต้องสะท้อนต้นทุนแท้จริง (2) กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงใช้เพื่อการรักษาเสถียรภาพราคาและส่งเสริมพลังงานทดแทน (3) ลดการชดเชยข้ามประเภทเชื้อเพลิง (Cross subsidy) (4) ค่าการตลาดควรอยู่ในระดับที่เหมาะสม และ (5) เก็บเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละประเภทในอัตราที่ใกล้เคียงกันตามค่าความร้อน
2. เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 กบง. ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงค่าการตลาดเฉลี่ยน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมที่ 1.85 บาทต่อลิตร และวันที่ 8 มิถุนายน 2561 เห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ ระยะสั้น ใช้กลไกของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อรักษาระดับค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม และปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล์ให้สภาพคล่องกองทุนในน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลมีค่าใกล้ศูนย์ (กลยุทธ์ ศูนย์-สุทธิ) ระยะยาว ปรับราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลให้สะท้อนค่าความร้อน
3. ราคาน้ำมันตลาดโลกปิดตลาด ณ วันที่ 25 กรกฎาคม 2561 น้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 71.60 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 83.20 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 85.57 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันวันที่ 23 - 29 กรกฎาคม 2561 ลิตรละ 26.17 บาท ราคาเอทานอลเดือนสิงหาคม 2561 ลิตรละ 23.40 บาท โดยกองทุนน้ำมันจ่ายเงินชดเชยสำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ที่ 2.63 8.98 และ 0.13 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล E85 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ 2.52 5.37 และ 1.73 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ซึ่งค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล E85 อยู่ในระดับสูงกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสม และส่งผลให้มีรายจ่ายจากกองทุนน้ำมันในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลที่ 38 ล้านต่อเดือน (รายจ่ายจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงรวมอยู่ที่ 291 ล้านบาทต่อเดือน) ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ 2 แนวทาง คือ แนวทางที่ 1 ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ให้เข้าใกล้ “ศูนย์-สุทธิ” และแนวทางที่ 2 ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ให้ “สะท้อนค่าความร้อน” โดยพิจารณาถึงค่าการตลาดที่เหมาะสม และไม่ส่งผลกระทบต่อราคาขายปลีก และ หากค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ในระดับสูง ให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับลดอัตราเงินชดเชยกองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจาก 0.13 บาทต่อลิตร เป็นเก็บเงินเข้ากองทุนฯ 0.01 บาท/ลิตร และให้กองทุนน้ำมันฯ รักษาส่วนต่างราคา น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ให้ถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 3 บาทต่อลิตร รวมทั้งรายงานให้ กบง. ทราบ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของ น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล E85 ดังนี้
น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ปัจจุบัน (วันที่ 25 กรกฎาคม 2561) เท่ากับ -2.63 บาท/ลิตร ใหม่(วันที่ 26 กรกฎาคม 2561) เท่ากับ -2.43 บาท/ลิตร
น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 ปัจจุบัน (วันที่ 25 กรกฎาคม 2561) เท่ากับ -8.98 บาท/ลิตร ใหม่(วันที่ 26 กรกฎาคม 2561) เท่ากับ -8.78 บาท/ลิตร
2. เห็นชอบร่าง ประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานได้ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 26 กรกฎาคม 2561 เป็นต้นไป
3. เห็นชอบปรับลดอัตราเงินชดเชยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจาก 0.13 บาทต่อลิตร เป็นเก็บเงินเข้ากองทุนฯ 0.01 บาทต่อลิตร ในช่วงราคาน้ำมันดีเซลลดลง และให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในเดือนกรกฎาคม 2561
ประกาศสัญญา จ้างออกแบบและพิมพ์รายงานประจำปี 2561
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา จ้างที่ปรึกษาโครงการพัฒนาและปรับปรุงระบบฐานข้อมูลผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่ผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองโดยไม่ขายเข้าระบบของการไฟฟ้าหรือจำหน่ายไฟฟ้าให้ลูกค้าตรง โดยวิธีคัดเลือก
ประกาศราคากลางค่าธรรมเนียมต่ออายุสมาชิกข้อมูล Platts
กบง. ครั้งที่ 64- วันพฤหัสบดีที่ 9 สิงหาคม พ.ศ. 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 17/2561 (ครั้งที่ 64)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 9 สิงหาคม พ.ศ. 2561 เวลา 15.00 น.
1.สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
2.รายงานความเคลื่อนไหวราคาก๊าซ LPG ในรอบเดือนกรกฎาคม 2561
4.รายงานสถานการณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของประเทศ (Peak Demand)
6.แนวทางการดำเนินการกับกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา
7.การปรับปรุงกลไกราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้รายงานสถานการณ์ราคาพลังงานตลาดโลก ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบเบรนท์ ในช่วงเดือนกรกฎาคม 2561 ปรับตัวลดลง ขณะที่ราคาน้ำมันดิบเวสต์เท็กซัสมีทิศทางปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น โดยมีปัจจัยจากการเพิ่มกำลังการผลิตน้ำมันดิบของกลุ่มโอเปคและนอกกลุ่มโอเปค รวมทั้งการผลิตน้ำมันดิบ ของประเทศลิเบียซึ่งเพิ่มขึ้นหลังจากที่ท่าเรือส่งออกน้ำมันดิบกลับมาเปิดได้ตามปกติ และการผลิตน้ำมันดิบ ของสหรัฐอเมริกาที่ยังคงเพิ่มสูงขึ้น อย่างไรก็ดี มีปัจจัยที่ต้องติดตามจากสถานการณ์สงครามทางการค้า (Trade War) ระหว่างสหรัฐอเมริกาและจีนที่มีแนวโน้มรุนแรงขึ้น (2) ราคาก๊าซ LPG เดือนสิงหาคม 2561 ปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยมีปัจจัยจากความกังวลของตลาดต่อสงครามทางการค้าระหว่างสหรัฐอเมริกาและจีน รวมทั้งราคาน้ำมันดิบที่ทรงตัวอยู่ในระดับสูง และการเริ่มสำรอง LPG สำหรับใช้ในช่วงฤดูหนาว (3) ราคาก๊าซ LNG ในช่วงเดือนกรกฎาคม 2561 ราคา Asian Spot มีแนวโน้มปรับตัวลดลง จากความต้องการใช้ที่ลดลงในช่วงฤดูร้อน ในขณะที่อุปทานจากประเทศอินโดนีเซีย ออสเตรเลีย และรัสเซีย ยังคงอยู่ในระดับสูง ประกอบกับราคาน้ำมันดิบที่ลดลงมาอยู่ระดับต่ำกว่า 70 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ส่งผลกดดันต่อราคา Asian Spot และ (4) ราคาถ่านหินในช่วงเดือนกรกฎาคม 2561 ปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยมีปัจจัยจากปริมาณการส่งออกถ่านหินของรัสเซีย และอินโดนีเซียที่ลดลง ทั้งนี้จีนมีนโยบายควบคุมมลพิษทางอากาศในพื้นที่สำคัญ ซึ่งอาจส่งผลให้ปริมาณการใช้ถ่านหินถูกจำกัด
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานความเคลื่อนไหวราคาก๊าซ LPG ในรอบเดือนกรกฎาคม 2561
สรุปสาระสำคัญ
1.ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 5 สิงหาคม 2561 มีฐานะสุทธิ 28,240 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 29,420 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 1,180 ล้านบาท โดยในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ#1) มีรายรับ 1,281 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย ติดลบ 1,998 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย ติดลบ 717 ล้านบาทต่อเดือน
2.สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG สรุปได้ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนสิงหาคม 2561 อยู่ที่ 587.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 25.00 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน (2) ราคาก๊าซ LPG นำเข้า (LPG Cargo + X) เฉลี่ยเดือนกรกฎาคม 2561 อยู่ที่ 20.4459 บาทต่อกิโลกรัม ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 1.2776 บาทต่อกิโลกรัม โดยราคาก๊าซ LPG Cargo เดือนกรกฎาคม 2561 เฉลี่ยอยู่ที่ 570.82 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 28.27 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) เฉลี่ยอยู่ที่ 55.2688 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 7.5499 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยน เฉลี่ยอยู่ที่ 32.6354 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าลง 0.8048 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ
3.คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมาตรการรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกก๊าซ LPG โดยการชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ #2 ให้ราคาจำหน่ายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถัง (ก๊าซหุงต้ม) ขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 363 บาท เพื่อลดผลกระทบของผู้บริโภคจากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยในเดือนกรกฎาคม 2561 กองทุนน้ำมันฯ #2 ชดเชยราคาขายปลีกอยู่ในช่วง 1.2461 ถึง 1.6856 บาทต่อกิโลกรัม
4.สถานการณ์การผลิต การจัดหา การใช้ และการส่งออกก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2561 สรุปได้ดังนี้ (1) การผลิตภายในประเทศ คาดว่าอยู่ที่ระดับประมาณ 547,868 ตัน ด้านความต้องการใช้คาดว่าอยู่ที่ระดับประมาณ 521,277 ตัน โดยความต้องการใช้ลดลงเนื่องจากความต้องการใช้ในภาคปิโตรเคมีที่ลดลงจากการ ปิดซ่อมบำรุงในเดือนกรกฎาคม 2561 (2) การนำเข้าเพื่อจำหน่ายในประเทศ คาดว่าอยู่ที่ประมาณ 44,000 ตัน (3) การส่งออกจากปริมาณการผลิตภายในประเทศ คาดว่าอยู่ที่ประมาณ 42,050 ตัน (ไม่รวม re-export)
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1.กระทรวงพลังงานได้จัดทำโครงการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เพื่อลดค่าครองชีพของประชาชนจากค่าบริการขนส่งและค่าโดยสารรถสาธารณะ รวมทั้งเพื่อแก้ไขปัญหาน้ำมันปาล์มดิบล้นตลาด และสร้างเสถียรภาพปาล์มน้ำมัน โดยเริ่มจำหน่ายตั้งแต่วันที่ 2 กรกฎาคม 2561 ปัจจุบันมีผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่ได้รับความเห็นชอบให้จำหน่ายน้ำมันดีเซลที่ไม่เป็นไปตามที่กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ประกาศกำหนด จำนวน 5 ราย ได้แก่ บริษัท ปตท. น้ำมันและการค้าปลีก จำกัด (มหาชน) บริษัท บางจาก คอร์ปอเรชั่น จำกัด (มหาชน) บริษัท ไออาร์พีซี จำกัด (มหาชน) บริษัท ซัสโก้ ดีลเลอร์ส จำกัด และ บริษัท พี.ซี.สยามปิโตรเลียม จำกัด รวมปริมาณที่เห็นชอบให้จำหน่าย 5.383 ล้านลิตรต่อเดือน
2.ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ตั้งแต่วันที่ 2 กรกฎาคม – 6 สิงหาคม 2561 รวมทั้งสิ้น 1.311 ล้านลิตร เงินชดเชย 4.148 ล้านบาท โดยเดือนกรกฎาคม 2561 ปริมาณการจำหน่าย 0.917 ล้านลิตร เงินชดเชย 2.927 ล้านบาท และเดือนสิงหาคม 2561 ปริมาณการจำหน่าย 0.394 ล้านลิตร เงินชดเชย 1.221 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 รายงานสถานการณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของประเทศ (Peak Demand)
สรุปสาระสำคัญ
1.ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดในระบบการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดที่เกิดขึ้นจริงในระบบไฟฟ้าซึ่งอยู่ภายใต้การควบคุมดูแลของ กฟผ. โดยในปี 2561 เกิดขึ้น ณ วันอังคารที่ 24 เมษายน 2561 เวลา 20.30 น. อยู่ที่ระดับ 28,338 เมกะวัตต์ มีค่าต่ำกว่า Peak ของปีก่อน ซึ่งเกิดเมื่อวันพฤหัสบดีที่ 4 พฤษภาคม 2560 เวลา 14.20 น. อยู่ 240 เมกะวัตต์ (MW) หรือลดลงร้อยละ 0.8
2.ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดในระบบ 3 การไฟฟ้า เป็นความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดที่เกิดขึ้นจริงในระบบ กฟผ. รวมกับข้อมูลในช่วงเวลาเดียวกัน (Coincident) จากการประเมินพลังไฟฟ้าสูงสุดของผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ซึ่งดำเนินการโดยสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ในปี 2561 เกิดขึ้น ณ วันอังคารที่ 24 เมษายน 2561 เวลา 13.51 น. อยู่ที่ระดับ 29,968 เมกะวัตต์ โดยหากเปรียบเทียบกับปีก่อน ซึ่งเกิดเมื่อวันพฤหัสบดีที่ 4 พฤษภาคม 2560 เวลา 14.20 น. พบว่ายังมีค่าต่ำกว่าอยู่ 335 เมกะวัตต์ หรือลดลงร้อยละ 1.1
3.ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดของประเทศ เป็นความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดที่เกิดขึ้นจริงในระบบ กฟผ. รวมกับข้อมูลในช่วงเวลาเดียวกันจากการประเมินพลังไฟฟ้าสูงสุดของ VSPP และผู้ผลิตไฟฟ้าใช้เอง/ขายตรง หรือ IPS (Independent Power Supply ในที่นี้หมายถึงทั้งผู้ผลิตเอกชน และ SPP ที่ขายตรง) ซึ่งความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดของประเทศดำเนินการคำนวณโดยสำนักงาน กกพ. ในปี 2561 เกิดขึ้น ณ วันอังคารที่ 24 เมษายน 2561 เวลา 13.51 น. อยู่ที่ระดับ 34,317 เมกะวัตต์ มีค่าสูงกว่า Peak ของปีก่อน ซึ่งเกิดเมื่อวันพฤหัสบดีที่ 4 พฤษภาคม 2560 เวลา 14.20 น. อยู่ 216 เมกะวัตต์ หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.6
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1.รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015) ไตรมาสที่ 2 ปี 2561 มีประเด็นสำคัญดังนี้ ประเด็นที่ 1 PDP1 การติดตามแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ มีความคืบหน้าดังนี้ (1) สัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (Fuel Mix) ช่วง 4 เดือนแรกของปี 2561 พบว่าการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นสัดส่วนหลักอยู่ที่ร้อยละ 57 ต่ำกว่าแผน PDP 2015 เล็กน้อย ทั้งนี้ สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนอยู่ที่ร้อยละ 9 ต่ำกว่าแผน PDP ซึ่งอยู่ที่ร้อยละ 12 ขณะที่การผลิตไฟฟ้าจากถ่านหินนำเข้า และซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ (พลังน้ำและลิกไนต์ จากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว) มีสัดส่วนที่สูงกว่าแผน PDP2015 (2) ปริมาณการผลิตไฟฟ้าในระบบ 3 การไฟฟ้า ในช่วง 4 เดือนแรกของปี 2561 มีค่าต่ำกว่าแผน PDP2015 ทุกเดือน ส่วนหนึ่งเกิดจากสภาพอากาศที่หนาวเย็นในช่วงต้นปี ประกอบกับมีฝนตกนอกฤดูกาล ส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าไม่สูงมากนัก โดยปริมาณการผลิตไฟฟ้าจริงต่ำกว่าแผน PDP2015 อยู่ 4,959 กิกะวัตต์ชั่วโมง (GWh) หรือคิดเป็นร้อยละ 7.1 ของแผน ประเด็นที่ 2 PDP2 การติดตามการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน โครงการน้ำเทิน 1 มีความคืบหน้าในการดำเนินงานช้ากว่าแผนที่กำหนดไว้ร้อยละ 10.95 ซึ่งอยู่ในระดับค่อนข้างสูง ในขณะที่โครงการเซเปียน - เซน้ำน้อย และโครงการไซยะบุรี มีความคืบหน้าเร็วกว่าแผนที่กำหนดร้อยละ 1.33 และร้อยละ 0.34 ตามลำดับ และโครงการน้ำเงี้ยบ 1 มีความคืบหน้าช้ากว่าแผนที่กำหนดร้อยละ 1.7
2.รายงานความก้าวหน้าการจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ และการจัด Open Forum ดังนี้ (1) ความก้าวหน้าการจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ ซึ่งมีแนวทางการดำเนินงานที่สำคัญ ได้แก่ จัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า (Load Forecast) ของประเทศและรายภูมิภาคในระยะยาวใหม่ บริหารจัดการกิจการด้านพลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ให้สอดคล้องกับแนวทางการบริหารจัดการใหม่ตามแนวทางประชารัฐ ภายใต้ความร่วมมือกันของ กฟภ. กฟผ. และเครือข่ายวิสาหกิจชุมชนของ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ โดยจัดทำแผนเป็นรายภูมิภาคและจัดทำแผนระบบไฟฟ้าสำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ประเมินกำลังผลิตไฟฟ้าของทั้งประเทศและรายภูมิภาค เพื่อจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่เพิ่มเติมจากโรงไฟฟ้าที่มีข้อผูกพันแล้ว โดยคาดว่าจะเสนอให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาแผน PDP ฉบับใหม่ ภายในเดือนกันยายน 2561 ทั้งนี้ ปัจจุบันกระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกับ กฟผ. อยู่ระหว่างกำหนดสมมติฐานและเงื่อนไขในการจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่เป็นรายภาค โดยพิจารณาแหล่งผลิตไฟฟ้าให้มีความเหมาะสมกับศักยภาพเชื้อเพลิงในแต่ละพื้นที่ให้สามารถรองรับความต้องการไฟฟ้าได้อย่างเพียงพอในพื้นที่ โดยมีหลักการสำคัญในการพิจารณา ได้แก่ กำลังผลิตไฟฟ้าในพื้นที่รายภาคจะต้องสมดุลกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ ทั้งนี้ แต่ละภูมิภาคจะต้องมีโรงไฟฟ้าเพื่อความมั่นคงในพื้นที่ในระดับที่เหมาะสม รวมถึงการเปิดโอกาสให้เกิดการแข่งขันการผลิตไฟฟ้าในแต่ละพื้นที่ (2) การจัดสัมมนาแลกเปลี่ยนประเด็น (Open Forum) เพื่อรับทราบข้อเสนอแนะเกี่ยวกับการจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ จำนวน 10 ครั้ง แยกตามกลุ่มเป้าหมาย ได้แก่ บุคลากร ในสังกัดกระทรวงพลังงาน และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) หน่วยงานการไฟฟ้าทั้ง 3 การไฟฟ้า พลังงานจังหวัด ภาคประชาสังคม องค์กรพัฒนาเอกชน สมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย สภาหอการค้าแห่งประเทศไทย นักวิชาการ อาจารย์มหาวิทยาลัย และหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง ชมรมวิทยาการพลังงาน คณะกรรมาธิการการพลังงาน สภานิติบัญญัติแห่งชาติ และคณะกรรมการบริหารคลัสเตอร์พลังงานและสิ่งแวดล้อม ทั้งนี้ มีข้อเสนอแนะจาก Open Forum ในประเด็นต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ ข้อเสนอต่อแนวทางและหลักการจัดทำแผน ข้อเสนอต่อประเด็นเนื้อหาของแผน PDP ฉบับใหม่ ข้อเสนอต่อแนวทางประเด็นด้านความมั่นคง ข้อเสนอต่อประเด็นทางด้านเศรษฐกิจ ข้อเสนอต่อประเด็นด้านสิ่งแวดล้อม รวมถึง ข้อห่วงใยต่างๆ ในการจัดทำแผน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1.เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 กพช. มีมติเห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 ดังนี้ (1) เห็นชอบหลักการและแนวทางการดำเนินการกับ SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ (2) มอบหมายให้ กบง. รับหลักการและแนวทางที่ กพช. ให้ความเห็นชอบ ไปพิจารณาดำเนินการในรายละเอียดเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติต่อไป
2.เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญา โดยมีมติดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ตามที่ กบง. เสนอ (2) มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการ 4 ประเด็น ดังนี้ ประเด็นที่ 1 พิจารณาดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 ตามแนวทางการดำเนินการที่ กพช. เห็นชอบ ประเด็นที่ 2 พิจารณาปรับปรุงรูปแบบสัญญา Firm ของ SPP ระบบ Cogeneration ในกลุ่มที่ 2 (ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568) ให้สามารถลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ รวมถึงพิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การขอลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบล่วงหน้า ประเด็นที่ 3 พิจารณาทบทวนการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับ IPP และ SPP ให้มีความเหมาะสม ประเด็นที่ 4 พิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำรองให้มีความเหมาะสม (3) มอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการศึกษา SPP-Power Pool โดยให้ กฟผ. และ/หรือการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายสามารถรับซื้อไฟฟ้า ใน SPP-Power Pool ได้ เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. ต่อไป
3.เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 กบง. ได้พิจารณาแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญาทั้ง 25 ราย โดยมีมติเห็นชอบแนวทางแก้ไขปัญหาและข้อเสนอการดำเนินการเพิ่มเติม และให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไปดังนี้ (1) เห็นชอบให้ปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของกลุ่มที่ 1 (ต่ออายุสัญญา) จากเดิมตั้งแต่ปี 2560 - 2561 เป็น 2559 – 2561 (2) เห็นชอบราคารับซื้อไฟฟ้ากรณี SPP ระบบ Cogeneration ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง (3) มอบหมาย กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการดำเนินการได้ในกรณีมีปัญหาในทางปฏิบัติ ยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้าหากมีการเปลี่ยนแปลงจะต้องนำเสนอ กพช. ทั้งนี้ รายชื่อ SPP ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญาจำนวน 25 ราย มีดังนี้ (1) บริษัท โกลว์ พลังงาน จำกัด (มหาชน) โครงการ 1 (2) บริษัท โกลว์ พลังงาน จำกัด (มหาชน) โครงการ 2 (3) บริษัท ทีพีที ปิโตรเคมิคอลส์ จำกัด (มหาชน) (4) บริษัท พีทีที โกลบอล เคมิคอล จำกัด (มหาชน) (5) กรมการพลังงานทหาร (6) บริษัท กัลฟ์ โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (7) บริษัท อมตะ บี.กริม เพาเวอร์ 1 จำกัด (8) บริษัท บางกอก โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (9) บริษัท สมุทรปราการ โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (10) บริษัท โกลว์ เอสพีพี 1 จำกัด โครงการ 1 (11) บริษัท โกลว์ เอสพีพี 1 จำกัด โครงการ 2 (12) บริษัท หนองแค โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (13) บริษัท อมตะ บี.กริม เพาเวอร์ (แหลมฉบัง) จำกัด (14) บริษัท อมตะ บี.กริม เพาเวอร์ 2 จำกัด (15) บริษัท ไทยออยล์ เพาเวอร์ จำกัด (16) บริษัท เอ็กโก โคเจนเนอเรชั่น จำกัด (17) บริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) โครงการ 1 (18) บริษัท โกลว์ เอสพีพี 2 จำกัด โครงการ 1 (19) บริษัท สหโคเจน (ชลบุรี) จำกัด (มหาชน) (20) บริษัท โกลว์ เอสพีพี 2 จำกัด โครงการ 2 (21) บริษัท โรจนะเพาเวอร์ จำกัด โครงการ 1 (22) บริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) โครงการ 2 (23) บริษัท โกลว์ เอสพีพี 3 จำกัด โครงการ 1 (24) บริษัท โกลว์ เอสพีพี 3 จำกัด โครงการ 2 (25) บริษัท โกลว์ เอสพีพี 11 จำกัด โครงการ 1
4.เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 กบง. ได้พิจารณาข้อหารือแนวทางดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบให้ปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของ SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มที่ 1 (ต่ออายุสัญญา) จากเดิมสิ้นสุดสัญญาภายในปี 2560 – 2561 เป็นภายในปี 2559 – 2561 (2) มอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทบทวนหลักการพร้อมทั้งเสนอราคาและแนวทางที่เหมาะสมในการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มที่ 2 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 ทั้งเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติและถ่านหิน และนำเสนอ กบง. ก่อนเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
5.เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2561 สมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รมว.พน.) เสนอแนวทางสนับสนุนการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา ดังนี้ (1) ขอให้รับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ทั้ง 25 ราย ทุกประเภทเชื้อเพลิง ในระยะเวลาสัญญาไม่เกิน 10 ปี เนื่องจากลูกค้าอุตสาหกรรมยังมีความต้องการซื้อไฟฟ้าและไอน้ำหรือน้ำเย็น ซึ่งจะไม่เป็นภาระต่อการไฟฟ้าที่ต้องผูกพันสัญญาระยะยาวเช่นในปัจจุบัน (2) อัตรารับซื้อไฟฟ้า เห็นควรให้ใช้อัตรารับซื้อ ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิมซึ่งรวมค่าบำรุงรักษา (O&M) และค่ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าแล้ว โดยใช้ราคาก๊าซธรรมชาติเป็นราคาอ้างอิงทั้ง 25 ราย แต่ไม่ได้รับเงินค่าพลังไฟฟ้า (CP) ซึ่งจะส่งผลให้ค่าไฟฟ้าถูกลง (3) ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ ควรกำหนดไม่เกิน 90 เมกะวัตต์ และต้องไม่เกินปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญาเดิม ทั้งนี้ ขอให้ SPP สามารถขอลดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อได้โดยไม่จำกัดจำนวนครั้ง โดยลดลงครั้งละไม่ต่ำกว่า 5 เมกะวัตต์ (4) ขอให้ กฟผ. พิจารณารับซื้อไฟฟ้าที่แผนการเดินเครื่องร้อยละ 100 ตลอดเวลา และกำหนดให้ SPP จะต้องจ่ายปริมาณ พลังไฟฟ้าให้กับ กฟผ. ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 95 และไม่เกินร้อยละ 105 ของปริมาณไฟฟ้าตามสัญญา (6) ขอให้ผ่อนปรนเงื่อนไขข้อกำหนดเกี่ยวกับการใช้ไอน้ำรายปี โดยให้ SPP แสดงหลักฐานการใช้ประโยชน์ไอน้ำหรือน้ำเย็นของผู้ใช้ประโยชน์ไอน้ำหรือน้ำเย็นดังกล่าวก็ถือว่าเพียงพอ
6.เมื่อวันที่ 26 มิถุนายน 2561 กกพ. ได้มีหนังสือถึง รมว.พน. แจ้งว่าได้พิจารณาข้อเสนอของสมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนแล้ว มีแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ดังนี้ (1) เห็นควรพิจารณารับซื้อปริมาณพลังไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2562 – 2568 ทั้ง 25 ราย ในระยะเวลาสัญญาไม่เกิน 10 ปี (2) เห็นควรรับซื้อไฟฟ้าด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้าซึ่งรวมค่าบำรุงรักษา และค่ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าแล้ว แต่ไม่ได้รับค่าพลังไฟฟ้า โดยให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติ ราคาถ่านหิน และราคาน้ำมันเตาเป็นราคาอ้างอิงสำหรับ SPP ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน และน้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิง ตามลำดับ สำหรับกรณีที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ เห็นควรกำหนดอัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) ที่ 8,282 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (BTU/kWh) (3) ปริมาณพลังไฟฟ้ารวมไม่เกิน 750 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ให้ SPP แต่ละรายสามารถเสนอปริมาณพลังไฟฟ้าตามที่ต้องการ แต่ไม่เกิน 90 เมกะวัตต์ และไม่เกินสัญญาเดิม อีกทั้งสามารถลดปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญาได้ แต่ไม่สามารถปรับเพิ่มขึ้นได้ (4) เห็นควรให้ กฟผ. พิจารณารับซื้อไฟฟ้า 2 กรณี ได้แก่ กรณีต่ออายุสัญญาด้วยปริมาณพลังไฟฟ้าน้อยกว่าหรือเท่ากับ 30 เมกะวัตต์ ให้ กฟผ.พิจารณารับซื้อไฟฟ้าที่แผนการเดินเครื่องร้อยละ 100 ตลอดเวลา กรณีต่ออายุสัญญาด้วยปริมาณพลังไฟฟ้ามากกว่า 30 เมกะวัตต์ ให้ กฟผ.พิจารณารับซื้อไฟฟ้าที่แผนการเดินเครื่องร้อยละ 100 ในช่วงเวลา Peak และร้อยละ 65 Off-Peak
7.เมื่อวันที่ 17 กรกฎาคม 2561 กระทรวงพลังงาน สนพ. และ สำนักงาน กกพ. ได้ประชุมหารือร่วมกัน โดยที่ประชุมมีมติเห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559 – 2568 ทั้ง 25 ราย ตามข้อเสนอ กกพ. เรื่องการต่ออายุสัญญาในระยะเวลาไม่เกิน 10 ปี แล้วเห็นควรดำเนินการตามหลักการของ มติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 เพื่อให้การส่งเสริม SPP ระบบ Cogeneration เกิดประโยชน์สูงสุด ดังนี้ ประเด็นที่ 1 หลักการพิจารณาดำเนินการกับ SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559-2568 (1) ควรกำหนดให้โรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration มีพื้นที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม หรือกลุ่มโรงงานขนาดใหญ่ที่มีการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำหรือน้ำเย็นปริมาณมากเท่านั้น (2) ควรกำหนดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบไม่ให้มากเกินความจำเป็น โดยควรมีการปรับรูปแบบสัญญา SPP ระบบ Cogeneration ที่มีการกำหนดปริมาณการขายไฟฟ้าลงให้น้อยที่สุด และให้สอดคล้องกับความต้องการไฟฟ้าและไอน้ำของลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรม (3) ควรมีระเบียบที่รัดกุมสามารถกำกับดูแลโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ให้ผลิตไฟฟ้าและไอน้ำเป็นไปตามวัตถุประสงค์ของการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration โดยมีประสิทธิภาพการใช้เชื้อเพลิงปฐมภูมิสูงกว่าโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ซึ่งมีการก่อสร้างใหม่และมีการผลิตไฟฟ้าอย่างเดียว ประเด็นที่ 2 กำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า กรณี SPP ระบบ Cogeneration 25 โรง ที่จะสิ้นสุดสัญญาในปี 2559 - 2568 เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ (อ้างอิงราคาและปริมาณรับซื้อตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559) ดังนี้ ระยะเวลาสัญญาไม่เกิน 10 ปี ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 60 เมกะวัตต์ และไม่เกินกว่าปริมาณขายไฟฟ้าตามสัญญาเดิม ราคารับซื้อไฟฟ้า 2.3753 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (ณ ราคาก๊าซ 263 บาทต่อล้านบีทียู) โดยมีเงื่อนไขอัตราการใช้ความร้อน 8,282 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ค่าบำรุงรักษา 0.1871 บาท ต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และกองทุนพัฒนาไฟฟ้า 0.0100 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง
8.ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอประเด็นเพื่อพิจารณาต่อที่ประชุมดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบการยืนยันมติ กบง. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 เรื่องการปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของ SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มที่ 1 (ต่ออายุสัญญา) ครอบคลุม SPP ระบบ Cogeneration จำนวน 4 โรง ตามเจตนารมณ์ของมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 (ซึ่งหมายรวมถึงโรงไฟฟ้าที่คาดว่าจะหมดอายุในปี 2559 – 2561) และให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป (2) ขอความเห็นชอบแนวทางการต่ออายุสัญญา SPP ระบบ Cogeneration จำนวน 25 โรง ตามแนวทาง ดังนี้ (2.1) มติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ซึ่งสอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 หรือ (2.2) ข้อเสนอของ กกพ. หรือ (2.3) ตามการประชุมหารือร่วมกันระหว่างกระทรวงพลังงาน สนพ. และสำนักงาน กกพ. เมื่อวันที่ 17 กรกฎาคม 2561 และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการยืนยันมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 เรื่องการปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของ SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มที่ 1 (ต่ออายุสัญญา) ครอบคลุม SPP ระบบ Cogeneration จำนวน 4 โรง ตามเจตนารมณ์ของมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 (ซึ่งหมายรวมถึงโรงไฟฟ้าที่คาดว่าจะหมดอายุในปี 2559 – 2561) และให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. เห็นชอบแนวทางการต่ออายุสัญญา SPP ระบบ Cogeneration จำนวน 25 โรง ปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 704 เมกะวัตต์ โดยมีเงื่อนไขว่าต้องเป็นโรงไฟฟ้าที่มีสถานที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม หรือสวนอุตสาหกรรมเท่านั้น แยกตามประเภทเชื้อเพลิง ดังนี้
(1) เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ แบ่งเป็น 2 แนวทาง คือ แนวทางที่ 1 กำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าและเงื่อนไขเดิมตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ซึ่งกำหนดให้ดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม ระยะเวลาสัญญารับซื้อไฟฟ้า 25 ปี หรือแนวทางที่ 2 กำหนดระยะเวลาสัญญารับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 10 ปี นับจากวันที่ กพช. มีมติ โดยสามารถใช้โรงไฟฟ้าเดิมที่มีสัญญาซื้อขายกับการไฟฟ้า หรือสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม ภายใต้อัตราการใช้ความร้อน 8,282 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง โดยได้รับ ค่าบำรุงรักษาโรงไฟฟ้า (O&M) และค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิง (EP1)
(2) เชื้อเพลิงถ่านหิน กำหนดระยะเวลาสัญญารับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 10 ปี นับจากวันที่ กพช. มีมติ โดยสามารถใช้โรงไฟฟ้าเดิมที่มีสัญญาซื้อขายกับการไฟฟ้า หรือสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม ภายใต้อัตราการใช้ความร้อน 8,600 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง โดยได้รับ ค่าบำรุงรักษาโรงไฟฟ้า (O&M) และค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิง (EP1)
(3) เชื้อเพลิงน้ำมันเตา กำหนดระยะเวลาสัญญารับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 10 ปี นับจากวันที่ กพช. มีมติ โดยสามารถใช้โรงไฟฟ้าเดิมที่มีสัญญาซื้อขายกับการไฟฟ้า หรือสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม และมอบหมายให้ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกันพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าและรายละเอียดที่เกี่ยวข้อง
3.มอบหมายให้ กกพ. และ สนพ. ร่วมกันกำหนดแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ทั้ง 25 โรง ตามประเภทเชื้อเพลิง และนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาขอความเห็นชอบ ทั้งนี้การยกเลิกสัญญาเดิมและเริ่มสัญญาใหม่ต้องดำเนินการภายใต้เงื่อนไขที่ กกพ. กำหนด
เรื่องที่ 7 การปรับปรุงกลไกราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
สรุปสาระสำคัญ
1.เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 กพช. มีมติเห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เต็มรูปแบบ โดยในส่วนของการส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาตต่อ ธพ. และการส่งออกก๊าซ LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้าได้มีการแจ้งแผน ให้ ธพ. ทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export) และเมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2560 กบง. มีมติเห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับกรณีการส่งออกก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า ในอัตราคงที่ จาก 20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เป็น 0.70 บาทต่อกิโลกรัม ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2561 มีมติเห็นชอบแนวทางการปรับกลไกราคาก๊าซ LPG โดย (1) ลดกรอบราคาสำหรับกำกับการแข่งขันในกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จาก 0.67 บาทต่อกิโลกรัม (20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 0.03 บาทต่อกิโลกรัม (1 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) (2) ขอความร่วมมือ ปตท. งดส่งออกก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ในเชิงพาณิชย์ ยกเว้นกรณีที่มีความจำเป็นด้านเทคนิค และให้รายงานการส่งออกต่อ ธพ. ทุกสัปดาห์ ทั้งนี้ กบง. เมื่อวันที่ 18 กรกฎาคม 2561 รับทราบแนวทางการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กรณีการส่งออกก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ จากอัตราคงที่ที่ 0.70 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเท่ากับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ (กองทุนฯ #1) โดยอยู่ระหว่างรอการนำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบ
2.สถานการณ์การส่งออกก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ หลังจาก กบง. เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2561 มีมติขอความร่วมมือ ปตท. งดส่งออกก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ในเชิงพาณิชย์ ยกเว้นกรณีที่มีความจำเป็นด้านเทคนิค พบว่าปริมาณการส่งออกก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ ปตท. ในเดือนกรกฎาคม 2561 ยังอยู่ในระดับสูงที่ 40,025 ตัน เนื่องจากเป็นปริมาณที่มีการตกลงกับลูกค้าต่างประเทศแล้ว รวมถึงเป็นช่วงที่โรงปิโตรเคมีปิดซ่อมบำรุง ก่อนที่จะมีแนวโน้มการส่งออกลดลงตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2561 โดยตามแผนการส่งออกก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ รอบ 6 เดือนล่วงหน้า ระบุปริมาณการส่งออกในเดือนสิงหาคม 2561 ที่ระดับ 14,200 ตัน และลดลงมาอยู่ที่ระดับ 12,200 ตัน ในเดือนมกราคม 2562 โดยปริมาณการส่งออกก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ ปตท. ระหว่างวันที่ 1 - 5 สิงหาคม 2561 อยู่ที่ระดับ 2,441 ตัน ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้แสดงโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ช่วงระหว่างวันที่ 1 – 14 สิงหาคม 2561 เปรียบเทียบการจัดเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กรณีการส่งออกก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ ในอัตราปัจจุบันที่ 0.70 บาทต่อกิโลกรัม เป็นจัดเก็บในอัตราเท่ากับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ (กองทุนฯ #1) ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ สุทธิมีรายรับเพิ่มขึ้น 0.2552 บาทต่อกิโลกรัม หรือประมาณ 84 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้สภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายลดลงจากติดลบ 717 ล้านบาทต่อเดือน เหลือติดลบ 633 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานรายงานการขอส่งออกก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อทราบ ก่อนการพิจารณาอนุญาตหรือไม่อนุญาตให้มีการส่งออก
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา ซื้อวัสดุสำนักงาน
รัฐบาล พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา 20 พฤศจิกายน 61
รัฐบาล พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา 13 พฤศจิกายน 61
รัฐบาล พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา 6 พฤศจิกายน 61
กบง. ครั้งที่ 62 - วันพุธที่ 18 กรกฎาคม พ.ศ. 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 15/2561 (ครั้งที่ 62)
เมื่อวันพุธที่ 18 กรกฎาคม พ.ศ. 2561 เวลา 16.00 น.
1. ความคืบหน้าประเด็นที่เกี่ยวข้องกับค่าผ่านท่อ
2. การปรับปรุงกลไกราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
3. แนวทางการดำเนินการกับกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา
4. กลไกบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ
5. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 ความคืบหน้าประเด็นที่เกี่ยวข้องกับค่าผ่านท่อ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบ ในหลักการการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการปรับปรุงโครงสร้างราคาก๊าซฯ โดยนำระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลของบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด (TTM) ไปรวมในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่ง (พื้นที่ 1) และค่าผ่านท่อให้เฉลี่ยรวมกัน รวมทั้งประเมินผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นต่อค่าไฟฟ้าและต้นทุนก๊าซธรรมชาติของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และให้นำเสนอ กพช. ทั้งนี้ ความคืบหน้าการดำเนินงาน กกพ. ได้ดำเนินการปรับปรุงโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ตามมติของ กบง. และได้นำส่งนำส่งร่างวาระการประชุมให้กับ ฝ่ายเลขานุการฯ เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2561 และร่างวาระการประชุมฉบับแก้ไข เมื่อวันที่ 11 พฤษภาคม 2561 เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) โดยประมาณการราคาก๊าซธรรมชาติจากโครงสร้างราคาใหม่สำหรับกลุ่มโรงแยกก๊าซจะเพิ่มขึ้น 5.0501 บาทต่อล้านบีทียู และสำหรับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. จะลดลง 1.9799 บาทต่อล้านบีทียู
2. ศาลปกครองสูงสุดได้มีคำพิพากษาตามคดีหมายเลขดำที่ ฟ.47/2549 และคดีหมายเลขแดงที่ ฟ.35/2550 ว่าทรัพย์สินที่เป็นท่อส่งก๊าซธรรมชาติและอุปกรณ์ที่ประกอบกันเป็นระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติซึ่งใช้อำนาจมหาชนของรัฐดำเนินการ เป็นสาธารณสมบัติของแผ่นดินประเภททรัพย์สินที่ใช้เพื่อประโยชน์ของแผ่นดินโดยเฉพาะตามมาตรา 1304 (3) ซึ่งผู้ถูกฟ้องที่ 1 (คณะรัฐมนตรี) มีหน้าที่ต้องโอนทรัพย์สินดังกล่าวกลับไปเป็นของกระทรวงการคลังตามที่บัญญัติไว้ในมาตรา 24 วรรคหนึ่ง แห่งพระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542 ทั้งนี้ กระทรวงการคลัง โดยกรมธนารักษ์ และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้จัดทำสัญญาให้ใช้ที่ราชพัสดุ ที่แบ่งแยกให้กระทรวงการคลังในการดำเนินกิจการของ ปตท. โดยมีค่าตอบแทน ลงวันที่ 3 มิถุนายน 2551 โดยการคิดคำนวณค่าตอบแทนการใช้ทรัพย์สินให้คิดจากส่วนแบ่งรายได้ (Revenue Sharing) ของค่าบริการ ส่งก๊าซธรรมชาติของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่ง (รายได้ค่าผ่านท่อ) ในแต่ละปฏิทิน (ปี) ซึ่งเป็นการคำนวณค่าตอบแทนแบบขั้นบันได (Sliding scale) โดย ปตท. ได้ชำระค่าเช่าดังกล่าวให้กระทรวงการคลังตั้งแต่ ปี 2551 – 2560 ที่ค่าเช่าสูงสุด 550 ล้านบาทต่อปี (ชำระค่าเช่าสูงสุดได้ตั้งแต่ปีที่ 2 ของสัญญาฯ) กระทรวงการคลัง จึงได้มีการดำเนินการทบทวนค่าตอบแทนในการใช้ทรัพย์สินดังกล่าว โดยปรับปรุงสูตรคำนวณแบบขั้นบันได ตามสัญญาให้ใช้ที่ราชพัสดุฯ โดยตัดเงื่อนไขค่าตอบแทนขั้นสูง 550 ล้านบาทต่อปีออก ทั้งนี้ ความคืบหน้าการดำเนินงาน กรมธนารักษ์ ได้เชิญประชุมหารือร่วมกับ ปตท. สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ สกพ. เมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2561 โดยที่ประชุมมีความเห็นพ้องในหลักการทบทวนค่าตอบแทน โดยตัดเงื่อนไขค่าตอบแทนขั้นสูง 550 ล้านบาทที่ระบุในสัญญาให้ใช้ฯ เพื่อให้อัตราค่าตอบแทนมีความเหมาะสมและเป็นธรรม และให้ ปตท. นำเสนอผู้บริหารและดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง ซึ่งปัจจุบัน ปตท. อยู่ระหว่างการพิจารณาเพื่อหาข้อสรุป โดยฝ่ายเลขานุการฯ จะได้ติดตามผลและรายงาน กบง. ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 การปรับปรุงกลไกราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 กพช. มีมติเห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เต็มรูปแบบ โดยในส่วนของการส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาตต่อกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และการส่งออกก๊าซ LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้าได้มีการแจ้งแผนให้ ธพ. ทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export) และเมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2560 กบง. มีมติเห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับกรณีการส่งออกก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) จาก 20 เหรียญสหรัฐต่อตัน เป็น 0.70 บาทต่อกิโลกรัม ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2561 มีมติเห็นชอบแนวทางการปรับกลไกราคาก๊าซ LPG โดย (1) กำหนดกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ให้ติดลบได้ไม่เกิน 3,000 ล้านบาท ในการรักษาเสถียรภาพราคา (2) ลดกรอบราคาสำหรับกำกับการแข่งขันในกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จาก 0.67 บาทต่อกิโลกรัม (20 เหรียญสหรัฐต่อตัน) เป็น 0.03 บาทต่อกิโลกรัม (1 เหรียญสหรัฐต่อตัน) (3) ขอความร่วมมือ ปตท. งดส่งออกก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ในเชิงพาณิชย์ ยกเว้นกรณีที่มีความจำเป็นด้านเทคนิค และให้รายงานการส่งออกต่อ ธพ. ทุกสัปดาห์
2. ประเทศไทยมีความต้องการก๊าซ LPG สูงกว่าความสามารถของการผลิตในประเทศที่ประมาณ 20,000 ตันต่อเดือน ทั้งนี้ ในช่วงเดือนมกราคมถึงพฤษภาคม 2561 ประเทศไทยมีการนำเข้าก๊าซ LPG เฉลี่ย 42,120 ตันต่อเดือน ซึ่งสูงกว่าความต้องการดังกล่าวทำให้เกิดการส่งออกจากผู้ผลิตในประเทศหากไม่สามารถ หาตลาดได้ โดยการส่งออกเฉลี่ยช่วงเดือนมกราคมถึงพฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 22,876 ตันต่อเดือน ทั้งนี้ การส่งออกก๊าซ LPG ที่มาจากโรงแยกก๊าซฯ ส่งผลให้รายได้เข้าบัญชีก๊าซ LPG ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนฯ#1) น้อยลง ประกอบกับการห้ามโรงแยกก๊าซฯ ส่งออก LPG โดยตรงมีข้อจำกัดในทางกฎหมาย ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอแนวทางปรับหลักเกณฑ์อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อการส่งออกก๊าซ LPG (Export Surcharge) สำหรับการส่งออกก๊าซ LPG ที่มาจากโรงแยกก๊าซ จากเดิมที่กำหนด 0.70 บาทต่อกิโลกรัม (20 เหรียญสหรัฐต่อตัน) เป็นกำหนดให้เท่ากับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ#1 ของ LPG โรงแยกก๊าซฯ ที่จำหน่าย เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในประเทศแทน โดยอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ#1 ของโรงแยกก๊าซฯ ปตท. ระหว่างวันที่ 16-20 กรกฎาคม 2561 อยู่ที่ 7.9128 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจะทำให้ต้นทุนการส่งออกของโรงแยกก๊าซฯ เท่ากับราคานำเข้า และไม่จูงใจให้เกิดการส่งออก โดยจะเสนอให้ กพช. ในการประชุมวันที่ 3 สิงหาคม 2561 มอบหมายการพิจารณาค่า Export Surcharge ให้อยู่ภายใต้การพิจารณาของ กบง. เพื่อให้เกิดความคล่องตัวในการบริหารจัดการกลไกราคาก๊าซ LPG ให้ทันต่อสถานการณ์ที่มีการเปลี่ยนแปลงของธุรกิจก๊าซ LPG
3. ปัจจุบันราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น ซึ่งอ้างอิงด้วยราคานำเข้า มีการเปลี่ยนแปลงเป็นรายสัปดาห์ โดยมีหลักเกณฑ์การกำหนดราคาว่า ราคานำเข้า เท่ากับ ราคาก๊าซตลาดโลก บวก ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (ค่า X) โดย ราคาก๊าซตลาดโลก หมายถึงราคา LPG Cargo อ้างอิงข้อมูลจาก Platts และค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (ค่า X) ประกอบด้วยค่าขนส่ง ค่าประกันภัย ค่าการสูญเสีย และค่าใช้จ่ายอื่นๆในการนำเข้า ทั้งนี้ ค่า X ปัจจุบันอยู่ในระดับ 40 - 50 เหรียญสหรัฐต่อตัน ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วเห็นว่ายังคงอยู่ในระดับที่เหมาะสม เนื่องจากเป็นค่าใช้จ่ายที่ทำให้เกิดการนำเข้าจริงได้ ซึ่งจะสนับสนุนให้มีผู้นำเข้าและเกิดการแข่งขันกับผู้ผลิต ในประเทศเพิ่มขึ้นอันเป็นผลดีต่อประชาชนโดยรวม อย่างไรก็ดี ราคาก๊าซตลาดโลกช่วงที่ผ่านมามีการปรับตัวสูงขึ้นอย่างรวดเร็วและต่อเนื่อง โดย กบง. ได้ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีก ในประเทศให้อยู่ในระดับคงที่ (363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม) ทำให้การปรับเปลี่ยนราคานำเข้าทุกสัปดาห์ อาจไม่เหมาะสม ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอปรับการอ้างอิงราคานำเข้าและราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น จากเดิมเปลี่ยนแปลงรายสัปดาห์ เป็นเปลี่ยนแปลงทุกสองสัปดาห์ โดยใช้ค่าเฉลี่ยย้อนหลังสองสัปดาห์ก่อนหน้าในการคำนวณค่าที่จะใช้ในสองสัปดาห์ถัดไป
มติของที่ประชุม
1. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ให้ความเห็นชอบการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงกรณีก๊าซ LPG ที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ด้วยหลักเกณฑ์ดังนี้
1.1 กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงกรณีก๊าซ LPG ที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ในอัตราคงที่ที่ 0.70 บาทต่อกิโลกรัม ยกเว้นการส่งออกก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ
1.2 กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงกรณีก๊าซ LPG โดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ให้เท่ากับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง (กองทุนฯ #1) ทั้งนี้ ไม่รวมถึงก๊าซที่นำเข้ามาในราชอาณาจักร หรือก๊าซที่ผลิตจากก๊าซที่นำเข้ามาในราชอาณาจักร ตามที่ได้แจ้งขอส่งออกต่อกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ก่อนนำเข้ามาในราชอาณาจักร
2. เห็นชอบปรับหลักเกณฑ์ราคานำเข้า ดังนี้
ราคานำเข้า = ราคาก๊าซตลาดโลก + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าโดยราคาก๊าซตลาดโลก หมายถึง ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (LPG Cargo) อ้างอิงข้อมูลจาก Platts ด้วยค่าเฉลี่ยของ Propane Cargo และ Butane Cargo (FOB Arab Gulf) ของสองสัปดาห์ก่อนหน้า และคำนวณจากสัดส่วนของก๊าซโปรเปน และก๊าซบิวเทนในอัตราส่วนเท่ากับ 50:50 มีหน่วยเป็นบาทต่อกิโลกรัม ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า หมายถึง ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าก๊าซ มีหน่วยเป็นบาทต่อกิโลกรัม ดังต่อไปนี้ (1) ค่าขนส่ง (Freight) คือ ค่าใช้จ่ายเฉลี่ยในการขนส่งก๊าซของสองสัปดาห์ก่อนหน้า จากราสทานูรา ประเทศซาอุดีอาระเบีย มายังอำเภอศรีราชา ประเทศไทย (2) ค่าประกันภัย (Insurance) เท่ากับ ร้อยละ 0.005 ของราคาก๊าซตลาดโลกและค่าขนส่ง (Cost and Freight: CFR) (3) ค่าการสูญเสีย (Loss) เท่ากับ ร้อยละ 0.5 ของราคาก๊าซตลาดโลก ค่าประกันภัย และค่าขนส่ง (Cost, Insurance and Freight: CIF) (4) ค่าใช้จ่ายอื่น ๆ ในการนำเข้า เช่น Surveyor/witness Fee, Lab Expense, Management Fee, Demurrage, Depot, Import Duty และค่าใช้จ่ายอื่น (5) อัตราแลกเปลี่ยนให้ใช้อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยรายวันในสองสัปดาห์ก่อนหน้า ที่ธนาคารพาณิชย์ขายเงินตราต่างประเทศที่ธนาคาร แห่งประเทศไทยได้คำนวณไว้
ทั้งนี้ ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 31 กรกฎาคม 2561 เป็นต้นไป
3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ประสานผู้แทนเลขาธิการคณะกรรมการกฤษฎีกา ตรวจสอบความถูกต้องของร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2561 เรื่อง หลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุนและอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับก๊าซ และ ฉบับที่ .. พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนกองทุนสำหรับก๊าซ
ฝ่ายเลขานุการฯ ขอถอนวาระการประชุม
เรื่องที่ 4 กลไกบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) โดยตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป ให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี เพื่อให้ความเห็นภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ ทั้งนี้ หากมีความจำเป็นที่จะต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ให้ดำเนินการดังนี้ (1) ปตท. ดำเนินการได้เอง โดยที่ราคา LNG จะต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) ที่ประกาศโดย สนพ. (2) กรณีอื่นๆ มอบหมาย สนพ. และ สกพ. เป็นผู้พิจารณาอนุมัติการจัดหาระยะสั้น ทั้งนี้ เมื่อ ปตท. มีการนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้นแล้ว ให้นำเสนอผลการจัดหาต่อ กพช. เพื่อทราบต่อไป
2. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 กพช. เห็นชอบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขัน ในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 และมีมติที่สำคัญ ดังนี้ (1) มอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการเพื่อเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็นผู้นำเข้า (Shipper) รายใหม่ ในปริมาณการจัดหา LNG ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี (MTPA) ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำก๊าซ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด (2) การบริหารจัดการการจัดหา ก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าให้แยกเป็น 2 กลุ่ม คือ ผู้จัดหารายเดิม (ปตท.) จัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าปัจจุบัน โดยใช้ราคา Pool Gas และผู้จัดหารายใหม่ คือ กฟผ. จัดหา LNG ให้กับโรงไฟฟ้าที่กำหนด โดยใช้ราคา LNG ของ กฟผ. ในฐานะผู้จัดหา (3) มอบหมายให้ ปตท. แยกธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยให้ หน่วยธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ดังกล่าวทำหน้าที่เป็นผู้บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission System Operator: TSO) ที่มีการบริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ (4) มอบหมายให้ สนพ. ร่วมกับกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และ กกพ. ศึกษาและจัดทำหลักเกณฑ์เพื่อกำหนดสัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติเก่า/ใหม่ (Legacy/Compitative Supply and Demand) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2561
3. สนพ. ได้ตั้งคณะทำงานศึกษาและจัดทำหลักเกณฑ์เพื่อกำหนดสัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติเก่า/ใหม่ (Legacy/Compitative Supply and Demand) โดยมีผู้แทน สนพ. ชธ. และ กกพ. เป็นองค์ประกอบ โดยมีรายละเอียดของร่างหลักเกณฑ์ฯ ดังนี้
3.1 การกำหนดสัญญาการจัดหา (Supply) จำแนกเป็น (1) Legacy Supply คือ ก๊าซธรรมชาติจากการจัดหาที่มีสัญญาผูกพันระยะยาวแล้ว ซึ่งหมายรวมถึงก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากอ่าวไทยในปัจจุบัน และปริมาณก๊าซจากอ่าวไทยที่กำลังเปิดสัมปทาน ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากแหล่งบนบก ก๊าซธรรมชาติที่นำเข้าจากประเทศเมียนมา และปริมาณ LNG ตามสัญญาระยะยาวที่มีสัญญาผูกพันแล้ว (2) Competitive Supply คือ ก๊าซธรรมชาติที่จัดหาจากการนำเข้า LNG ที่ต้องจัดหาเพิ่มเติมนอกเหนือจาก Legacy Supply ซึ่งหมายความรวมถึง LNG ที่อาจจัดหาจากประเทศโมซัมบิค และรวมถึง LNG 1.5 ล้านตันต่อปี ที่มอบหมายให้ กฟผ. เป็นผู้นำเข้า
3.2 การกำหนดสัญญาจากความต้องการใช้ (Demand) จำแนกเป็น (1) Legacy Demand ได้แก่ ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในส่วนของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงไฟฟ้าของ กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) ที่ได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรี รวมถึงโรงไฟฟ้า SPP ที่มีสัญญากับรัฐอยู่ในปัจจุบัน (2) Competitive Demand ได้แก่ ความต้องการก๊าซธรรมชาติจากโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ใหม่ และโรงไฟฟ้า SPP ที่จะลงนามสัญญาใหม่ รวมถึงความต้องการก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรม และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อมีผู้นำเข้าก๊าซธรรมชาติในตลาดการแข่งขันมากกว่า 1 ราย
3.3 การกำหนดตลาดเพื่อเปิดให้มีการแข่งขัน สามารถจำแนกได้ 3 ตลาด คือ (1) ตลาดสำหรับ Legacy Demand และ Legacy Supply ซึ่งเป็นตลาดที่ ปตท. เป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติ และนำมารวมใน Pool ราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อส่งขายให้กับกลุ่ม Legacy Demand ที่มีสัญญาอยู่ในปัจจุบัน ขนาดตลาดจะเล็กลง ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่น้อยลงไป (2) ตลาดสำหรับ Legacy Demand และ Competitive Supply เป็นตลาดที่ต้องนำ LNG มาเพื่อป้อนในส่วนที่ไม่เพียงพอต่อความต้องการของผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติกลุ่ม Legacy Demand ที่มีสัญญาอยู่ในปัจจุบัน ซึ่งสามารถส่งผ่านราคาก๊าซธรรมชาติที่จัดหาได้เข้าไปที่ Pool Gas หรือ Power Pool ได้ ซึ่งการนำเข้า LNG ของ กฟผ. จะเป็นการทดลองตลาดนี้ด้วย (3) ตลาดสำหรับ Competitive Demand และ Competitive Supply เป็นตลาดที่เปิดให้เกิดการแข่งขันอย่างเสรี ราคาจะเป็นไปตามความตกลงระหว่างผู้จัดหาและผู้ใช้ในกลุ่มของ Competitive Demand โดยมีการกำกับจาก กกพ. ซึ่งในอนาคตตลาดนี้ จะขยายตัวขึ้น
4. ข้อเสนอกลไกบริหารการจัดหา LNG จำแนกเป้าหมายการจัดหาเป็น 2 ลักษณะ คือ (1) การจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์ (Portfolio) เป็นการจัดหาก๊าซสำหรับตลาด Competitive Demand และ Competitive Supply โดยผู้จัดหาสามารถจัดหา LNG ได้ตามปริมาณและราคาที่ต้องการ เพื่อประโยชน์ ในการค้าของตน ซึ่งอาจเป็นตลาดในประเทศหรือต่างประเทศก็ได้ ทั้งนี้ ผู้จัดหาสามารถจัดหาก๊าซด้วยสัญญา Spot สัญญาระยะสั้น หรือสัญญาระยะยาวได้โดยไม่ต้องขอความเห็นชอบจาก กพช. แต่ไม่สามารถขอนำปริมาณและราคา LNG ดังกล่าวมาคิดรวมในราคา Pool ได้ (2) การจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงความมั่นคง เป็นการจัดหาก๊าซเพื่อป้อนตลาด Legacy Demand และ Competitive Supply ซึ่งเป็นกรณีที่ประเทศมีความต้องการใช้ LNG และสามารถส่งผ่านราคาไปคิดรวมในราคา Pool Gas หรือ Power Pool ได้ ทั้งนี้ ผู้จัดหาต้องได้รับความเห็นชอบจากภาครัฐก่อนดำเนินการ โดยมีแนวทางดำเนินการดังนี้ (2.1) การจัดหาด้วยสัญญาแบบ Spot หรือสัญญาระยะสั้น ให้หน่วยงานที่ได้รับมอบหมายเป็นผู้ดำเนินการจัดหา โดยมีเงื่อนไขกรณีราคา LNG ไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S ให้ดำเนินการนำเข้าได้โดยไม่ต้องขออนุมัติ สำหรับกรณีอื่นๆ ให้เสนอ สนพ. และ สกพ. พิจารณาอนุมัติ (2.2) การจัดหาด้วยสัญญาระยะยาว ให้กระทรวงพลังงานเสนอขอความเห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซ และเงื่อนไขประกอบการจัดหา LNG (ปริมาณและระยะเวลาในสัญญา) ต่อ กพช. โดยให้หน่วยงานของรัฐดำเนินการจัดหา ซึ่งอาจใช้วิธีการเจรจา หรือวิธีการประมูลคัดเลือก (Bidding) (2.3) กรณีที่ประเทศเกิดความจำเป็นต้องใช้ LNG เป็นการเร่งด่วน ให้หน่วยงานที่จัดซื้อ LNG เชิงพาณิชย์นำ LNG มาใช้ในประเทศเป็นลำดับแรก ภายใต้เงื่อนไขการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซ และราคาเป็นไปตามราคาตลาดโลก
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อกำหนดสัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติเก่า/ใหม่ (Legacy/Compitative Supply and Demand) และการกำหนดตลาดเพื่อเปิดให้มีการแข่งขัน
2. เห็นชอบหลักการกลไกบริหารการจัดหา LNG โดยในส่วนของการจัดหา LNG ระยะยาวของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา ดังนี้
2.1 หาก กบง. พิจารณาว่าเป็นการจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงความมั่นคง (ให้นำปริมาณและราคาไปรวมในราคา Pool) ให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป
2.2 หาก กบง. พิจารณาว่าเป็นการจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์ (ไม่นำปริมาณและราคาไปรวมในราคา Pool) ให้รายงาน กพช. เพื่อทราบ
เรื่องที่ 5 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ราคาน้ำมันตลาดโลกปิดตลาด ณ วันที่ 17 กรกฎาคม 2561 น้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 70.43 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 79.64 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 83.23 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล อัตราแลกเปลี่ยนอยู่ที่ 33.4451 บาทต่อเหรียญสหรัฐ ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันวันที่ 16 – 22 กรกฎาคม 2561 ลิตรละ 26.44 บาท และราคาเอทานอล ณ เดือน กรกฎาคม 2561 ลิตรละ 23.40 บาท จากปัจจัยดังกล่าวส่งผลให้โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 18 กรกฎาคม 2561 มีราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว อยู่ที่ 28.59 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 อยู่ที่ 25.59 บาทต่อลิตร
2. ปัจจุบันรัฐยังคงชดเชยราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E85 ทั้งนี้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีรายจ่ายในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลประมาณ 68 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่มีรายจ่ายจากกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วประมาณ 983 ล้านบาทต่อเดือน โดยภาพรวมกองทุนมีสภาพคล่องติดลบ 1,040 ล้านบาทต่อเดือน
3. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกปัจจุบันมีแนวโน้มลดลง ส่งผลให้ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมัน อยู่ในระดับสูง ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรปรับลดอัตราเงินชดเชยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว จาก 0.50 บาทต่อลิตร เป็น 0.13 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 จาก 3.51บาทต่อลิตร เป็น 3.10 บาทต่อลิตร เพื่อลดภาระชดเชยของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และให้ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันอยู่ในระดับที่เหมาะสม โดยจะส่งผลให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีสภาพคล่องเพิ่มขึ้นประมาณ 724 ล้านบาทต่อเดือน (24 ล้านบาทต่อวัน) หรือจากมีรายจ่าย 1,040 ล้านบาทต่อเดือน (35 ล้านบาทต่อวัน) เป็นมีรายจ่าย 315 ล้านบาทต่อเดือน (11 ล้านบาทต่อวัน)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปรับลดอัตราเงินชดเชยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
น้ำมันเบนซิน เดิม 6.68 บาทต่อลิตร ใหม่ 6.68 บาทต่อลิตร ไม่เปลี่ยนแปลง
น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 เดิม 0.72 บาทต่อลิตร ใหม่ 0.72 บาทต่อลิตร ไม่เปลี่ยนแปลง
น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 เดิม 0.72 บาทต่อลิตร ใหม่ 0.72 บาทต่อลิตร ไม่เปลี่ยนแปลง
น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 เดิม -2.63 บาทต่อลิตร ใหม่ -2.63บาทต่อลิตร ไม่เปลี่ยนแปลง
น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 เดิม -8.98 บาทต่อลิตร ใหม่ -8.98บาทต่อลิตร ไม่เปลี่ยนแปลง
น้ำมันดีเซล เดิม -0.50 บาทต่อลิตร ใหม่ -0.13บาทต่อลิตร เปลี่ยนแปลง +0.37
น้ำมันดีเซล บี 20 เดิม -3.51 บาทต่อลิตร ใหม่ -3.10บาทต่อลิตร เปลี่ยนแปลง +0.41
2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้ มอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 19 กรกฎาคม 2561 เป็นต้นไป
2.1 หาก กบง. พิจารณาว่าเป็นการจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงความมั่นคง (ให้นำปริมาณและราคาไปรวมในราคา Pool) ให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป
2.2 หาก กบง. พิจารณาว่าเป็นการจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์ (ไม่นำปริมาณและราคาไปรวมในราคา Pool) ให้รายงาน กพช. เพื่อทราบ