![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
รัฐบาล พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา 27 ธันวาคม 59
ประกาศรายชื่อผู้ผ่านการตรวจสอบผู้ไม่มีผลประโยชน์ร่วมกัน เรื่อง จ้างที่ปรึกษาโครงการพัฒนาและปรับปรุงคุณภาพการดำเนินงานเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการดำเนินงานของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ประจำปี 2560 โดยวิธีคัดเลือก
ประกาศประกวดราคา เรื่อง จ้างโครงการประชาสัมพันธ์“รวมพลังหาร 2 ประหยัดชัวร์”ภายใต้ โครงการประชาสัมพันธ์รณรงค์ประหยัดพลังงานภาคประชาชน ปี 2560
ประกาศ ¦ เอกสารประกวดราคา
¦ TOR
¦ ราคากลาง
ประกาศ การจ้างที่ปรึกษาเพื่อทำหน้าที่บริหารงานโครงการประชาสัมพันธ์เพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
กบง. ครั้งที่ 32 - วันศุกร์ที่ 18 พฤศจิกายน 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 20/2559 (ครั้งที่ 32)
เมื่อวันศุกร์ที่ 18 พฤศจิกายน 2559 เวลา 15.30 น.
1. แผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564
2. ข้อสรุปการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
3. แนวทางการบริหารจัดการกิจการก๊าซธรรมชาติและ LNG เพื่อความมั่นคง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 แผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2558 มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 โดย (1) เห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 และมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน (พน.) กระทรวงมหาดไทย คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และหน่วยงานอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด ตามแผนแม่บทต่อไป ทั้งนี้จะต้องคำนึงถึงความคุ้มค่าของการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดและให้มีผลกระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนให้น้อยที่สุด และ (2) มอบหมายให้ พน. โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อใช้ในการขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาอนุมัติในรายละเอียดต่อไป
2. สนพ. ได้ดำเนินโครงการพัฒนาแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย โดยคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2558 ที่ประชุมเห็นชอบในแนวทางการดำเนินโครงการ โดยมีหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง อันได้แก่ สำนักงาน กกพ. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) กฟผ. กฟน. กฟภ. สถาบันวิจัย และสถาบันการศึกษา ร่วมดำเนินการจัดทำแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย
3. เมื่อวันที่ 22 กันยายน 2559 และวันที่ 8 พฤศจิกายน 2559 คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) ได้พิจารณาให้ความเห็นชอบแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 รวมทั้งเห็นชอบกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนฯ และให้นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป โดยสาระสำคัญของแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย มีดังนี้
3.1 วัตถุประสงค์ แผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย เป็นการดำเนินการภายใต้กรอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด ของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 เพื่อให้เกิดการนำไปปฏิบัติในเชิงรูปธรรม ในระยะสั้น ครอบคลุมช่วงปีพ.ศ. 2560 – 2564 ซึ่งเป็นระยะการพัฒนาโครงการนำร่องเพื่อทดสอบความเหมาะสมทางเทคนิคและความคุ้มค่าของการลงทุนในแต่ละเทคโนโลยี และนำผลที่ได้จากการศึกษา ทดสอบ และวิจัยสำหรับแต่ละเทคโนโลยีในโครงการนำร่องมาพิจารณาทบทวนถึงความเหมาะสมในการนำไปใช้พัฒนาจริงในระยะต่อไป
3.2 แนวทางการดำเนินการขับเคลื่อนด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 การดำเนินการพัฒนาระบบสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น ได้กำหนดให้มีการดำเนินการพัฒนาและขับเคลื่อน 5 เทคโนโลยีหลัก ซึ่งมีความสอดคล้องกับกรอบการดำเนินงานในระยะสั้นตามแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 ได้แก่ (1) ระบบบริหารจัดการพลังงาน (2) การออกแบบกลไกราคาและสิ่งจูงใจ และการตอบสนองด้านความต้องการใช้ไฟฟ้า (3) ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็ก (4) ระบบกักเก็บพลังงาน (5) การพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และเพื่อให้การดำเนินการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้นเกิดประสิทธิภาพสูงสุด จึงได้กำหนดการพัฒนาทั้ง 5 เทคโนโลยีให้อยู่ภายใต้ 3 เสาหลักของการขับเคลื่อนด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ได้แก่ (1) เสาหลักที่ 1: การตอบสนองด้านความต้องการไฟฟ้าและระบบบริหารจัดการพลังงาน (2) เสาหลักที่ 2: ระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (3) เสาหลักที่ 3: ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กและระบบกักเก็บพลังงาน
3.3 แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 กระบวนการขับเคลื่อนภายใต้แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 อ้างอิงเสาหลักทั้ง 3 เสาเป็นหลัก โดยจะประกอบด้วยการศึกษา วิจัยและพัฒนา การนำร่องและสาธิตและการเตรียมการเพื่อการใช้งานเชิงพาณิชย์ นอกจากนี้ จะมีการสนับสนุนจากกิจกรรมอื่นๆ ซึ่งมิได้อยู่ภายใต้เสาหลักหนึ่งเสาหลักใด แต่มีความสำคัญในภาพรวมและจำเป็นต้องได้รับการดำเนินการคู่ขนานไปด้วย ได้แก่ การพัฒนาขีดความสามารถในประเทศ การสื่อสารและสร้างความเข้าใจกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสียและบุคคลทั่วไป การเตรียมการแหล่งเงินทุนสนับสนุน จนถึงการจัดทำร่างแผนการขับเคลื่อนระยะปานกลาง ทั้งนี้ โครงสร้างและส่วนประกอบของแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น มีดังต่อไปนี้ (1) การเตรียมโครงสร้าง (2) เสาหลักที่ 1: การตอบสนองด้านความต้องการไฟฟ้าและระบบบริหารจัดการพลังงาน (DR & EMS) (3) เสาหลักที่ 2: ระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (RE Forecast) (4) เสาหลักที่ 3: ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กและระบบกักเก็บพลังงาน (Micro Grid & ESS) (5) การพัฒนาขีดความสามารถด้านสมาร์ทกริดในประเทศ (6) การสื่อสารและสร้างความเข้าใจกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย (7) การเตรียมการแหล่งเงินทุนสนับสนุน และ (8) การจัดทำร่างแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริด
3.4 แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 ได้ประเมินกรอบงบประมาณตามที่มีความจำเป็นสำหรับการดำเนินการต่างๆ ภายใต้แผนขับเคลื่อนฯ รวมทั้งสิ้น 2,082 ล้านบาท สรุปได้ ดังนี้ (1) ภาพรวมกรอบงบประมาณการดำเนินงาน งบประมาณในภาพรวมสำหรับแผนการขับเคลื่อนฯ คิดรวมเป็นงบประมาณการดำเนินการทั้งสิ้น 2,082 ล้านบาท แยกตามหน่วยงานที่รับผิดชอบ ดังนี้ สนพ. กฟผ. กฟน. กฟภ. และ สำนักงาน กกพ. 433 169 436 1,018 และ 26 ล้านบาท ตามลำดับ (2) กรอบงบประมาณภายใต้แผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทยในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 จำนวน 20 โครงการ รายละเอียด ดังนี้ การบริหารและจัดเตรียมโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการขับเคลื่อนฯ 63 ล้านบาท เสาหลักที่ 1: DR & EMS 974 ล้านบาท เสาหลักที่ 2: RE Forecast 49 ล้านบาท เสาหลักที่ 3: Micro Grid & ESS 646 ล้านบาท การส่งเสริมขีดความสามารถ 300 ล้านบาท การสื่อสารทำความเข้าใจกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย 50 ล้านบาท
3.5 เป้าหมายในภาพรวมของแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น คือ การเกิดขึ้นของธุรกิจด้านสมาร์ทกริดเชิงพาณิชย์ในประเทศไทยภายในปี 2564 โดยเป้าหมาย และผลประโยชน์ในภาพรวมจะเกิดขึ้นภายใต้เป้าหมายของแต่ละแผนงานของแผนขับเคลื่อนฯ สรุปได้ ดังนี้ (1) เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านความต้องการใช้ไฟฟ้าฯ เกิดการรับซื้อกำลังไฟฟ้าที่ลดลงได้ในช่วงที่เกิดความต้องการไฟฟ้าสูงสุด หรือ การรับซื้อพลังงานไฟฟ้าแบบ Negawatt เป็นปริมาณ 350 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ การดำเนินการตอบสนองด้านความต้องการใช้ไฟฟ้าจะได้รับการพัฒนาให้เป็นแบบอัตโนมัติมากขึ้น (2) เสาหลักที่ 2 ระบบพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเกิดศูนย์พยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยเน้นการพยากรณ์ในพื้นที่ที่มีความจำเป็นก่อนเป็นลำดับแรก (3) เสาหลักที่ 3 ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กและระบบกักเก็บพลังงาน เกิดการใช้งานระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กเชิงพาณิชย์จำนวน 3 – 5 โครงการ ในพื้นที่ที่มีศักยภาพ รวมถึงทำให้การบริหารจัดการการผลิตและการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ดังกล่าวเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพมากขึ้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบต่อไป
2. มอบหมายให้คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) สามารถพิจารณาทบทวนกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย หากมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาอนุมัติต่อไป
เรื่องที่ 2 ข้อสรุปการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 มีมติเห็นชอบในหลักการ เรื่อง Roadmap การดำเนินการเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยแบ่งการดำเนินงานเป็นสองระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 กำหนดแผนยุทธศาสตร์ในการส่งเสริมการแข่งขันในส่วนของการนำเข้าให้เกิดผู้นำเข้ามากกว่า หนึ่งราย โดยได้แบ่งขั้นตอนการดำเนินงานส่งเสริมการแข่งขันในส่วนนำเข้าเป็น 4 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1.1 ยกเลิกมาตรการต่างๆ ที่ไม่เอื้อต่อการให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นนำเข้า ระยะที่ 1.2 เปิดส่วนแบ่งปริมาณนำเข้าให้ผู้ประกอบการรายอื่น (นอกเหนือจาก ปตท.) ด้วยระบบโควต้า โดยใช้ราคานำเข้าที่ CP+85 เหรียญสหรัฐ/ตัน ระยะที่ 1.3 เปิดส่วนแบ่งปริมาณนำเข้าให้ผู้ประกอบการรายอื่น (นอกเหนือจาก ปตท.) ด้วยระบบโควต้า โดยใช้ราคานำเข้าที่ CP+X เหรียญสหรัฐ/ตัน ซึ่ง X เป็นสูตรคงที่อ้างอิงกับดัชนีที่เหมาะสม สะท้อนต้นทุนการขนส่งและจัดหาซึ่งปรับตามตลาดโลก และระยะที่ 1.4 เปิดการประมูลการนำเข้าก๊าซ LPG เมื่อมีผู้ค้ามาตรา 7 สามารถนำเข้าได้มากกว่าหนึ่งราย และประสงค์จะนำเข้ามากกว่าปริมาณนำเข้าที่ประเทศต้องการ และระยะที่ 2 ลดการควบคุมธุรกิจการผลิตและจัดหาลงอย่างต่อเนื่องจนนำไปสู่การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ ในลักษณะเดียวกันกับธุรกิจน้ำมัน ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 7 กรกฎาคม 2559 กบง. ได้รับทราบรายงานความคืบหน้าการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ว่า จะไม่มีการนำเข้าก๊าซ LPG ในเดือนกรกฎาคมและสิงหาคม 2559 และจากความต้องการภายในประเทศที่ลดลงอย่างต่อเนื่อง จึงคาดการณ์ว่าจะไม่มีปริมาณนำเข้าที่สามารถนำมาประมูลได้ในปีนี้และอาจจะต่อเนื่องนานถึงปีหน้า ซึ่งส่งผลให้การเปิดประมูลนำเข้าก๊าซ LPG อาจจะไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนที่วางไว้
2. การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในระยะที่ 2 จะแบ่งการดำเนินการเป็นสองระยะ โดยเริ่มต้นจากการเปิดเสรีในส่วนนำเข้าและโรงกลั่นฯ ก่อน (ควบคุมเฉพาะโรงแยกก๊าซฯ) เพื่อมิให้การเปิดเสรีกระทบถึงราคาขายปลีกมากจนเกินไป และเมื่อเกิดความพร้อมจึงดำเนินการเปิดเสรีโรงแยกก๊าซฯ ให้ธุรกิจก๊าซ LPG เป็นเสรีทั้งระบบ ในขั้นตอนต่อไป โดยมีแผนการดำเนินการดังนี้ ระยะที่ 2.1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ ควบคุมราคาโรงแยกก๊าซฯ แต่เปิดเสรีส่วนโรงกลั่นฯ และการนำเข้า โดยยกเลิกการกำหนดราคาโรงกลั่นฯ และราคานำเข้า ทั้งนี้ ยังคงมีการกำหนดเพดานราคาก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศโดยการประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ รวมถึงยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซที่ผลิตในประเทศได้ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน ระยะที่ 2.2 เปิดเสรีทั้งระบบ ยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ ซึ่งจะเริ่มดำเนินการหลังจากเปิดเสรีส่วนนำเข้าและโรงกลั่นฯ 6 เดือน โดยให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) พิจารณาถึงความพร้อมด้านการแข่งขันในส่วนผลิตและจัดหาที่เพียงพอและไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคาก๊าซ LPG ทั้งนี้หาก ธพ. พิจารณาแล้วเห็นว่ายังไม่พร้อมในการเปิดเสรีทั้งระบบ เห็นควรเสนอ กบง.ทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG ให้มีความเหมาะสมกับสถานการณ์อีกครั้ง
3. การทบทวนหลักเกณฑ์ราคาก๊าซ LPG ตั้งต้น ปัจจุบัน ภาครัฐเป็นผู้กำหนดราคาของแต่ละแหล่งผลิตและจัดหา โดยราคาก๊าซ LPG ตั้งต้นของประเทศ (ราคา ณ โรงกลั่น) ถูกคำนวณจากระบบราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา (ระบบ pool price) การนำเข้าและส่งออกก๊าซ LPG ของประเทศยังถูกควบคุมโดยภาครัฐ อย่างไรก็ดี ภาครัฐมีนโยบายที่จะเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบให้เกิดการแข่งขัน นำไปสู่ประสิทธิภาพในการบริหารจัดการ การยกเลิกการกำหนดราคาของแต่ละแหล่งจัดหาจะทำให้ไม่สามารถใช้ระบบ pool price ได้อีกต่อไป จึงจำเป็นต้องมีการทบทวนหลักเกณฑ์ราคาก๊าซ LPG ตั้งต้นใหม่ ดังนี้ (1) หลักเกณฑ์ การคำนวณราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น โดยกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นด้วยหลักการ import parity โดยอ้างอิงจากราคานำเข้า เช่นเดียวกับผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปชนิดอื่น (2) หลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนผลิตและจัดหา โดยกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของโรงแยกก๊าซฯ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ และราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น
4. ด้วยสถานการณ์การนำเข้าที่ได้เปลี่ยนแปลงไปจากเดิมที่คาดการณ์ ส่งผลให้ปริมาณนำเข้าก๊าซ LPG มีน้อยมากซึ่งทำให้ไม่สามารถนำมาเปิดประมูลได้ จึงต้องมีการปรับแผนการดำเนินงานตาม Roadmap การเปิดเสรีที่ กบง. มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 และเห็นควรให้ข้ามขั้นตอนการเปิดประมูลนำเข้า และเริ่มดำเนินการในขั้นตอนต่อไปในระยะที่ 2 คือ ลดการควบคุมธุรกิจการผลิตและจัดหาลงอย่างต่อเนื่องจนนำไปสู่การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ ในลักษณะเดียวกันกับธุรกิจน้ำมัน เพราะเป็นช่วงเวลาที่เหมาะสม เนื่องด้วยราคาเนื้อก๊าซจากโรงแยกก๊าซฯ ในปัจจุบันอยู่ในระดับต่ำ ทำให้การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในช่วงนี้จะมีผลกระทบต่อผู้ใช้ปลายทางน้อยที่สุด โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ดังนี้ ระยะที่ 2.1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยควบคุมราคาโรงแยกก๊าซฯ แต่เปิดเสรีส่วนโรงกลั่นฯ และการนำเข้า โดยยกเลิกการกำหนดราคาโรงกลั่นฯ และราคานำเข้า ทั้งนี้ ยังคงมีการกำหนดเพดานราคาก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศโดยการประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ รวมถึงยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซที่ผลิตในประเทศได้ภายใต้การควบคุมของ ธพ. สำหรับระยะที่ 2.2 เปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ ซึ่งจะเริ่มดำเนินการหลังจากเปิดเสรีส่วนนำเข้าและโรงกลั่นฯ 6 เดือน โดยให้ ธพ. พิจารณาถึงความพร้อมด้านการแข่งขันในส่วนผลิตและจัดหาที่เพียงพอและไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคาก๊าซ LPG ทั้งนี้หาก ธพ. พิจารณาแล้วเห็นว่ายังไม่พร้อมในการเปิดเสรีทั้งระบบ เห็นควรเสนอ กบง.ทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG ให้มีความเหมาะสมกับสถานการณ์อีกครั้ง
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอเสนอให้เริ่มดำเนินการเปิดเสรีส่วนนำเข้าและโรงกลั่นฯ ซึ่งเป็นการดำเนินการในระยะที่ 2.1 (ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ) ตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) การผลิต จัดหา และราคา แบ่งเป็น 1) การนำเข้า ยกเลิกการกำหนดราคานำเข้าที่ CP+85 เหรียญสหรัฐ/ตัน และยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศที่ถูกกำหนดโดย ธพ. 2) โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ยกเลิกการควบคุมราคาโรงกลั่นฯ ที่ CP-20 เหรียญสหรัฐ/ตัน เพื่อจูงใจให้เพิ่มกำลังการผลิตและลดโอกาสในการนำเข้าให้ได้มากที่สุด 3) โรงแยกก๊าซฯ และ ปตท.สผ.สยามฯ ภาครัฐจะยังกำกับดูแลกลไกราคาตามนโยบายรัฐบาลที่กำหนดให้ราคาจะต้องสะท้อนต้นทุน โดยใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนที่แท้จริง (cost plus) ในการกำหนดราคา 4) การส่งออก ปัจจุบันอนุญาตให้ส่งออกเฉพาะเนื้อก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศเท่านั้น (นำเข้าเพื่อส่งออก) หลังจากยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้าให้สามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ที่ผลิตภายในประเทศได้ (2) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น เปลี่ยนแปลงจากเดิมที่ใช้ระบบราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา (pool price) เป็นอ้างอิงราคานำเข้า โดยราคานำเข้าประกอบด้วยราคาเนื้อก๊าซ CP ค่าขนส่ง ค่าประกันภัย ค่าการสูญเสีย และค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ (3) การจำหน่าย ยังคงประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ ในช่วงเปลี่ยนผ่าน เพื่อป้องกันการสมยอมในการตั้งราคาหากยังไม่เกิดการแข่งขันที่เพียงพอในส่วนการผลิตและจัดหา พร้อมทั้งศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่ เพื่อใช้ในการติดตามและดูแลราคาให้เหมาะสม เป็นธรรม (4) มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน มอบหมายให้ ธพ. สามารถมีอำนาจสั่งการให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้า LPG แบบฉุกเฉิน (promt cargo) ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม (5) มาตรการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ยังคงใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นเครื่องมือสำคัญในการป้องกันภาวะขาดแคลนและการรักษาเสถียรภาพด้านราคา และ (6) คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้า และรับ/จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศ กำหนดให้ ปตท. ต้องเปิดระบบคลังดังกล่าวให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ ทั้งนี้ หลังจากเริ่มดำเนินการเปิดเสรีส่วนนำเข้าและโรงกลั่นฯ 6 เดือน ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้พิจารณาการดำเนินการขั้นต่อไปในการเปิดเสรีโรง แยกก๊าซฯ ให้ธุรกิจการผลิตและจัดหาก๊าซ LPG เป็นระบบการค้าเสรีทั้งระบบ เมื่อเกิดการแข่งขันในส่วนผลิตและจัดหาที่เพียงพอ ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคาก๊าซ LPG ซึ่งอาจจะเกิดขึ้นได้เนื่องจากปริมาณการผลิตและจัดหาส่วนใหญ่ของประเทศมาจากโรงแยกก๊าซฯ (ในปัจจุบันอยู่ที่ร้อยละ 60 - 65) ตามหลักเกณฑ์ เช่น ราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ (ราคาตลาด) ที่โรงบรรจุก๊าซ LPG ในกรุงเทพมหานครและปริมณฑลควรต่ำกว่าราคาที่รัฐประกาศ และควรมีผู้นำเข้าก๊าซ LPG รายอื่นนอกเหนือจาก ปตท. และปริมาณนำเข้าเพื่อใช้ในประเทศของผู้นำเข้ารายอื่นไม่ควรน้อยไปกว่าร้อยละ 20 ของ ปตท.
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องทบทวนแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ให้มีความเหมาะสม และนำมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 3 แนวทางการบริหารจัดการกิจการก๊าซธรรมชาติและ LNG เพื่อความมั่นคง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 คณะรัฐมนตรี (ครม.) เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 เรื่องแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2558 - 2579 (แผน PDP 2015) และแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการลงทุนในระยะที่ 1 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป็นผู้ดำเนินการ จำนวน 3 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 13,900 ล้านบาท และ (2) เห็นชอบในหลักการสำหรับการดำเนินการลงทุนในระยะที่ 2 และ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) และโครงสร้างพื้นฐาน เพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (ส่วนที่ 2) โดยมอบหมาย ให้ ปตท. ไปดำเนินการศึกษารายละเอียดตามข้อเสนอแนะของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และให้นำผลการศึกษาเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนนำเสนอต่อ กพช. เพื่อทราบต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 ครม. มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 เรื่องแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) และแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง โดยในส่วนของ Gas Plan 2015 ได้มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) รายงานความคืบหน้าการดำเนินงาน ตามแผนฯ ต่อ กบง. ทุก 3 เดือน และเห็นควรทบทวนแผนฯ เมื่อปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ มีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ และในส่วนของแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ได้เห็นชอบดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการการลงทุนในระยะที่ 2 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการ จำนวน 2 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 110,100 ล้านบาท ให้เข้าระบบภายในปี 2564 (2) เห็นชอบให้เลื่อนโครงการลงทุนในระยะที่ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) ออกไป 6-10 ปี ประกอบด้วยโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ จำนวน 2 โครงการ (ส่วนที่ 1 ระยะที่ 3) วงเงินลงทุนรวม 12,000 ล้านบาท โดยให้มีการติดตามและประเมินความจำเป็นของโครงการเป็นระยะๆ และ (3) ในส่วนของการลงทุนโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) (ส่วนที่ 2) จำนวน 2 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 65,500 ล้านบาท มอบหมายให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ ชธ. ร่วมกับ กกพ. และ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ไปศึกษาเพิ่มเติมโดยให้คำนึงถึงแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในอนาคตอย่างใกล้ชิด แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. และ กพช. ตามลำดับอีกครั้ง
2. เมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2559 ครม. มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 เรื่องแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ซึ่งได้ปรับเปลี่ยนการประมาณความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติจาก Gas Plan 2015 เดิมที่ได้รับความเห็นชอบเมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 โดย มีรายละเอียดดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ Map Ta Phut LNG Terminal เพิ่มเติมอีก 1.5 ล้านตันต่อปี [T-1 ext.] วงเงินงบประมาณ 1,000 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ ปตท. หรือบริษัทในกลุ่ม ปตท. ที่ ปตท. มอบหมาย เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดให้เข้าระบบภายในปี 2562 (2) เห็นชอบให้ดำเนินโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง [T-2] วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ ปตท. หรือบริษัทในกลุ่ม ปตท. ที่ ปตท. มอบหมายเป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2565 (3) มอบหมายให้ กฟผ. ไปศึกษาความเหมาะสมด้านเทคนิคและเศรษฐศาสตร์ของโครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ให้แล้วเสร็จภายใน 15 กันยายน 2559 และนำกลับมาเสนอต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และ (4) มอบหมายให้ ชธ. สนพ. กกพ. และ ปตท. ไปศึกษาโครงการ [F-2] : โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่ อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา หรือ มาบตาพุด จังหวัดระยอง) โครงการ [T-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 3 และ โครงการ [T-4 หรือ F-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 4) หรือ FSRU ที่ประเทศเมียนมาให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี และนำกลับมาเสนอต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
3. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 กพช. มีมติเห็นชอบให้ปรับเปลี่ยนการประมาณความต้องการใช้และ แผนจัดหาก๊าซธรรมชาติจากกรณีฐาน (Base Case) ของแผน Gas Plan 2015 ที่ ครม. ได้เห็นชอบเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 เป็นกรณีฐานใหม่ (New Base Case) ที่คิดความเสี่ยงด้านความต้องการใช้จากการชะลอโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินและร้อยละความสำเร็จของแผนพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan : AEDP) และแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Plan : EEP) โดยในช่วงที่ผ่านมา ชธ. สนพ. และ ปตท. ได้ติดตามการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เกิดขึ้นจริง พบว่า มีความแตกต่างจากค่าพยากรณ์คือขยายตัวน้อยกว่าค่าที่คาดการณ์ตามกรณีฐานใหม่ ซึ่งน่าจะเป็นผลจากปัจจัยภายนอก ได้แก่ ราคาน้ำมันในตลาดโลกที่ตกต่ำและสภาวะเศรษฐกิจของโลกถดถอย กระทรวงพลังงานจึงได้ทบทวนการคาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติใหม่ ให้ใกล้เคียงกับความเป็นจริงมากที่สุด รวมถึงจัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติตามการคาดการณ์ใหม่เพื่อให้สามารถรองรับการปรับแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสม ทั้งนี้ประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหา ก๊าซธรรมชาติ มีสาระสำคัญโดยสรุป ดังนี้ (1) ประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ กระทรวงพลังงานได้จัดทำ Gas Plan 2015 ซึ่งในกรณีฐาน (Base case) กระทรวงพลังงานมีแผนลดการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับผลิตไฟฟ้าลง โดยในปี 2579 จะมีสัดส่วนของการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าลดลงเหลือประมาณร้อยละ 37 ซึ่งจะส่งผลให้ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในปี 2579 จะมีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติอยู่ในระดับประมาณ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน จากที่การดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินตามแผน PDP 2015 ในช่วงปี 2558 ที่ผ่านมาจนถึงปัจจุบันไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผน ประกอบกับการดำเนินงานตามแผน AEDP และแผน EEP มีแนวโน้มที่จะขับเคลื่อนให้เกิดผลสัมฤทธิ์ล่าช้ากว่าแผน และอาจจะส่งผลให้การดำเนินการไม่บรรลุเป้าหมายที่วางแผนไว้ กระทรวงพลังงานจึงได้ดำเนินการพิจารณาเชื้อเพลิงที่จะนำมาใช้ในการผลิตไฟฟ้าทดแทนโรงไฟฟ้าถ่านหิน พบว่าในปัจจุบัน ก๊าซธรรมชาติจะเป็นเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสมที่สุด รวมถึงเป็นเชื้อเพลิงที่สะอาดส่งผลกระทบต่อชุมชนและสภาวะแวดล้อมต่ำ ดังนั้นเมื่อเดือนพฤษภาคมที่ผ่าน กระทรวงพลังงานได้ปรับการคาดการณ์ความต้องการใช้ ก๊าซธรรมชาติเพิ่มสูงขึ้นจากการนำมาใช้เพื่อผลิตไฟฟ้าทดแทนโรงไฟฟ้าถ่านหินที่ไม่เป็นไปตามแผน PDP 2015 รวมถึงเพื่อทดแทนการดำเนินการ AEDP และ EEP ที่มีแนวโน้มไม่เป็นไปตามเป้าหมาย นอกจากนี้ ในช่วงที่ผ่านมากระทรวงพลังงานได้มีการติดตามการใช้ก๊าซธรรมชาติอย่างต่อเนื่อง ซึ่งเมื่อเปรียบเทียบการใช้ก๊าซธรรมชาติในปี 2558 จนถึงช่วง 7 เดือนแรกของปี 2559 กับค่าพยากรณ์ตามแผน Gas Plan 2015 พบว่า การใช้ก๊าซธรรมชาติโดยเฉลี่ยมีค่า ต่ำกว่าค่าที่คาดการณ์ไว้ โดยเฉพาะค่าเฉลี่ยปี 2559 ที่ต่ำกว่าค่าพยากรณ์อยู่ร้อยละ 6 กระทรวงพลังงานจึงได้พิจารณาทบทวนค่าพยากรณ์ดังกล่าว พบว่า ในปี 2579 ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติอยู่ที่ 5,062 ล้านลูกบาศก์ฟุต
4. ชธ. และ สนพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าในปี 2565 ประเทศจะมีความต้องการนำเข้า LNG เพื่อทดแทน ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่ลดลงอยู่ที่ประมาณ 17.4 ล้านตันต่อปี ซึ่งสูงขึ้นเมื่อเทียบกับกรณีฐานเดิมตามมติ ครม. วันที่ 27 ตุลาคม 2558 และกรณีฐานใหม่ ตามมติ ครม. วันที่ 12 กรกฎาคม 2559 (ฐานเดิมอยู่ที่ 8.9 ล้านตันต่อปี และฐานใหม่อยู่ที่ 13.5 ล้านตันต่อปี) และในช่วงปลายแผนในปี 2579 คาดว่าประเทศจะมีความต้องการนำเข้า LNG เพิ่มสูงขึ้นถึง 34 ล้านตันต่อปี สูงขึ้นจากกรณีฐานเดิมและกรณีฐานใหม่ (ฐานเดิมอยู่ที่ 22 ล้านตันต่อปี และฐานใหม่อยู่ที่ 31 ล้านตันต่อปี) ซึ่งประเทศจะมีความจำเป็นต้องมีปรับแผนโครงสร้างพื้นฐานและการจัดหา LNG ในระยะยาวให้สอดคล้องและสามารถตอบสนองความต้องการตามค่าพยากรณ์ตามกรณีใหม่ได้อย่างเพียงพอ ซึ่งจากประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติที่เปลี่ยนแปลงไปจากแผน Gas Plan 2015 ทำให้มีความจำเป็นต้องปรับแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ดังนี้ (1) แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเดิมตามมติ ครม. เมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 วันที่ 27 ตุลาคม 2558 และวันที่ 12 กรกฎาคม 2559 ส่วนที่ 1 – โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ชธ. และ สนพ. พบว่า ไม่มีการปรับเปลี่ยนกรอบโครงการและสามารถดำเนินการต่อเนื่องต่อไปได้ ส่วนที่ 2 – โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว ชธ. และ สนพ. พบว่าควรมีการพิจารณาปรับเปลี่ยนกรอบโครงการให้เหมาะสมกับสถานการณ์ความต้องการก๊าซธรรมชาติและ LNG ที่เปลี่ยนแปลงไป โดยรายละเอียดโครงการลงทุนในส่วนที่ 2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้า ก๊าซธรรมชาติเหลวตามแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ที่ปรับเปลี่ยนไป ให้สอดคล้องกับแผน Gas Plan 2015 มีดังนี้ (1) โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง [T-2] วัตถุประสงค์เพื่อเพิ่มความสามารถในการจัดหา LNG ตามความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศที่จะมีความต้องการเพิ่มสูงเกินกว่าความสามารถของโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการนำเข้า LNG ของประเทศในปัจจุบัน (ที่ประกอบไปด้วย Map Ta Phut LNG Terminal ระยะที่ 1 และระยะที่ 2 ซึ่งมีความสามารถในการรองรับ LNG สูงสุดที่ 10 ล้านตันต่อปี) รวมถึง เพื่อกระจายพื้นที่ในการรองรับการนำเข้า LNG ให้มีหลายสถานที่ ประมาณการเงินลงทุนรวม 38,500 ล้านบาท กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2565 (2) โครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] วัตถุประสงค์เพื่อรองรับการจัดหา LNG ตามความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศที่จะมีความต้องการเพิ่มสูงเกินกว่าความสามารถของโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการนำเข้า LNG ของประเทศในปัจจุบัน และเพื่อรองรับการใช้ก๊าซฯ ของโรงไฟฟ้าพระนครใต้ และโรงไฟฟ้าพระนครเหนือ อีกทั้ง จะช่วยทำให้ก่อให้เกิดมิติใหม่ในการแข่งขันในธุรกิจการจัดหา LNG ในอนาคต เนื่องจากวงเงินลงทุนในการก่อสร้าง FSRU ต่ำกว่าการก่อสร้าง LNG Receiving Terminal ประมาณการเงินลงทุนรวม 24,500 ล้านบาท กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2567 (3) โครงการ FSRU ที่ประเทศเมียนมา [F-3] วัตถุประสงค์เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติเข้าสู่ประเทศไทย และเป็นการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อทดแทนการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งผลิตในประเทศเมียนมาที่ในระยะยาวจะลดลงและหมดไป นอกจากนี้ยังเป็นการกระจายความเสี่ยงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติเข้าสู่ประเทศ โดยการกระจายพื้นที่สำหรับการรองรับการจัดหา LNG ให้กระจายออกไปอยู่ในฝั่งตะวันตกของประเทศซึ่งส่งผลให้ประเทศลดการพึ่งพาการจัดหา LNG ด้วยการนำเข้าผ่านทางพื้นที่ฝั่งตะวันออกของประเทศเพียงอย่างเดียว
5. การจัดหา LNG ในรูปแบบสัญญาระยะยาว (เพิ่มเติม) จากบริษัท PETRONAS LNG LTD. มีรายละเอียด ดังนี้ (1) สถานการณ์และแนวโน้มราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในตลาดโลก ในปี 2558 ปริมาณอุปทาน LNG ในตลาดโลกมีแนวโน้มเติบโตเพิ่มขึ้นจากปริมาณ 245.5 ล้านตันต่อปี เป็นประมาณ 360 ล้านตันต่อปี ภายในปี 2564 หรือปรับเพิ่มขึ้นร้อยละ 47 (2) แผนความต้องการ LNG ของประเทศไทย จากการปรับปรุงการคาดการณ์ความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผน Gas Plan 2015 ทำให้ความต้องการ LNG สำหรับปี 2560 อยู่ที่ปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี และเพิ่มเป็นปริมาณ 6.1 ล้านตันในปี 2561 จากนั้นความต้องการยังคงเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องถึง 14.2 ล้านตันต่อปี ในปี 2564 ซึ่งปัจจุบันมีสัญญาจัดหา LNG ระยะยาวจากประเทศกาตาร์ 2 ล้านตันต่อปี และอยู่ระหว่างรอลงนามสัญญาฯ จากบริษัท Shell และบริษัท BP สัญญาฯ ละ 1 ล้านตันต่อปี โดยในปี 2560 จะเริ่มทยอยส่งมอบ ในปริมาณ 0.375 ล้านตันและ 0.317 ล้านตันตามลำดับ รวมมีปริมาณส่งมอบจากสัญญาระยะยาวในช่วงปี 2560 – 2562 เพียง 2.6 – 4 ล้านตันต่อปี ในขณะที่ประเทศมีความต้องการ LNG ถึง 5 – 8.7 ล้านตันต่อปี ดังนั้น จึงมีความจำเป็นต้องจัดหา LNG ในสัญญาระยะยาวเพิ่มเติมเพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการของประเทศ ที่ยังคงมีความต้องการ LNG เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องมากกว่า 20 ล้านตันต่อปีในปี 2568 ทั้งนี้ ปตท. ได้ดำเนินการเจรจาจัดหา LNG เพิ่มเติมกับบริษัท PETRONAS เพื่อขอปรับลดราคาลงจากที่เคยตกลงไว้ตาม Heads of Agreement (HOA) ให้สะท้อนสภาวะตลาดให้มากขึ้น โดยราคาสุดท้ายที่บริษัท PETRONAS เสนอนั้น ลดลงจากราคาเดิมใน HOA เฉลี่ยประมาณ 1.92 - 2.29 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู หรือคิดเป็นร้อยละ 24 - 26 (เปรียบเทียบที่ระดับราคาน้ำมัน JCC ที่ 20 - 100 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และ Henry Hub ที่ 3 - 4 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู) ดังนั้น เพื่อให้การบริหารจัดการกิจการก๊าซธรรมชาติและ LNG เพื่อความมั่นคง มีความชัดเจนมากขึ้น ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบ กบง. เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบ ในวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ดังนี้ 1) ขอความเห็นชอบปรับปรุงความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผน Gas Plan 2015 2) ขอความเห็นชอบให้ดำเนินการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง [T-2] ที่มอบหมายให้ ปตท. ดำเนินโครงการ ให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG สูงสุดเพิ่มขึ้นเป็น 7.5 ล้านตันต่อปี 3) ขอความเห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ขนาด 5 ล้านตันต่อปี โดยมอบหมายให้ กฟผ. เป็นผู้ดำเนิน โครงการ ทั้งนี้ ให้ กฟผ. รายงานความก้าวหน้าการดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน ภายในเดือนธันวาคม พ.ศ. 2561 เพื่อกระทรวงพลังงานจะได้ดำเนินการเตรียมแผนรองรับในกรณีไม่สามารถดำเนินโครงการได้ตามแผน และ 4) ขอความเห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา [F-3] ขนาด 3 ล้านตัน ต่อปี โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปดำเนินการศึกษาในรายละเอียดความจำเป็นของโครงการ ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และนำเสนอผลการศึกษาต่อ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป และ (2) รับทราบการเจรจาซื้อขาย ก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่าง ปตท. กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. ในปริมาณ 1.2 ล้านตัน ต่อปี โดยจะมีการนำเสนอ กพช. และ ครม. เพื่อพิจารณาอีกครั้งหนึ่งและให้ ปตท. สามารถลงนามสัญญา เมื่อได้รับความเห็นชอบ และเมื่อร่างสัญญาฯ ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ จะเสนอให้ ปตท. สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. และ ครม. ทั้งนี้จะมีการนำเสนอเพื่อขอความเห็นชอบให้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG SPA) ระหว่าง ปตท. กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. ให้ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการด้วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบเพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบ ในวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ดังนี้
1.1 รับทราบการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ที่ปรับปรุงใหม่
1.2 เห็นชอบให้ดำเนินการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง [T-2] ที่มอบหมายให้ ปตท. ดำเนินโครงการ ให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG สูงสุดเพิ่มขึ้นจาก 5 ล้านตันต่อปี เป็น 7.5 ล้านตันต่อปี ประมาณการเงินลงทุนรวม 38,500 ล้านบาท และกำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2565
1.3 เห็นชอบให้ กฟผ. ดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ขนาด 5 ล้านตันต่อปี โดย กฟผ. เป็นผู้ดำเนินโครงการ และมีการประมาณการเงินลงทุนรวม 24,500 ล้านบาท กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติ ได้ในปี 2567 ทั้งนี้ ให้ กฟผ. รายงานความก้าวหน้าการดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบนเป็นระยะๆ และต้องเกิดความชัดเจนว่าจะสามารถดำเนินการได้ทันตามแผนภายในเดือนธันวาคม พ.ศ. 2561 เพื่อสำหรับในกรณีที่ กฟผ. ไม่สามารถดำเนินการได้กระทรวงพลังงานจะได้ดำเนินการเตรียมแผนสำรองรองรับในกรณีไม่สามารถดำเนินโครงการได้ตามแผน และให้ กฟผ. รายงานผลการพิจารณาการวิเคราะห์ด้านเศรษฐศาสตร์ที่ได้ปรับปรุงตามความเห็นของ กกพ. ต่อ กบง. เพื่อทราบในการประชุม กบง. วันที่ 2 ธันวาคม 2559
1.4 เห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา [F-3] ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดส่ง ก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2570 โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปดำเนินการศึกษาในรายละเอียดความจำเป็นของโครงการ ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และนำเสนอผลการศึกษาต่อ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ให้ ปตท. นำข้อมูลผลการศึกษาเบื้องต้นมารายงานต่อ กบง. เพื่อทราบในวันที่ 2 ธันวาคม 2559
2. รับทราบการเจรจาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่าง ปตท. กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. ในปริมาณ 1.2 ล้านตันต่อปี โดยจะมีการนำเสนอ กพช. และ ครม. เพื่อพิจารณาอีกครั้งหนึ่งและให้ ปตท. สามารถลงนามสัญญา เมื่อได้รับความเห็นชอบ และเมื่อร่างสัญญาฯ ผ่านการตรวจพิจารณา จากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ จะเสนอให้ ปตท. สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. และ ครม. ทั้งนี้จะมีการนำเสนอเพื่อขอความเห็นชอบให้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG SPA) ระหว่าง ปตท. กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. ให้ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการด้วย
กบง. ครั้งที่ 31 - วันจันทร์ที่ 7 พฤศจิกายน 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 2/2562 (ครั้งที่ 9)
วันศุกร์ที่ 9 สิงหาคม พ.ศ. 2562 เวลา 11.00น.
1. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีประกาศ กบง. เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ฉบับที่ 4 กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ที่ 0.20 บาทต่อลิตร และอัตราเงินชดเชยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ที่ 4.50 บาทต่อลิตร มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 31 มกราคม 2562 และฉบับที่ 12 กำหนดอัตราเงินชดเชยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ที่ 0.65 บาทต่อลิตร มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2562 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 กบง. มีมติเห็นชอบขยายระยะเวลาให้ระดับราคา ขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) 5 บาทต่อลิตร ต่อไปอีก 2 เดือน จากเดิมสิ้นสุดวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 เป็นสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2562 โดยคงอัตราเงินชดเชยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไว้ที่ 4.50 บาทต่อลิตร
2. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกมีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนื่อง ราคาน้ำมันตลาดโลก ปิดตลาด ณ วันที่ 8 สิงหาคม 2562 น้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 56.80 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 68.78 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และน้ำมันดีเซล (10 PPM) อยู่ที่ 72.66 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล อัตราแลกเปลี่ยน ณ วันที่ 8 สิงหาคม 2562 อยู่ที่ 30.9432 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันวันที่ 5 – 11 สิงหาคม 2562 ลิตรละ 21.14 บาท ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของกลุ่มน้ำมัน ณ วันที่ 4 สิงหาคม 2562 มีสินทรัพย์รวม 50,361 ล้านบาท หนี้สินรวม 13,409 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 36,952 ล้านบาท ซึ่งแยกเป็นบัญชีน้ำมัน 43,140 ล้านบาท และบัญชี LPG ติดลบ 6,188 ล้านบาท
3.โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 9 สิงหาคม 2562 ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นดังนี้ (1) อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 8.0800 2.1200 2.1200 -0.7800 -6.3800 0.2000 -0.6500 และ -4.5000 บาทต่อลิตร ตามลำดับ (2) ค่าการตลาด อยู่ที่ 2.9396 1.9841 2.1215 2.0023 3.7021 2.4778 2.4555 และ 2.6118 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และ (3) ราคาขายปลีก อยู่ที่ 34.66 27.25 26.98 24.24 19.79 25.99 24.99 และ 20.99 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ประมาณการสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ในเดือนสิงหาคม 2562 ในกลุ่มดีเซลมีรายจ่าย 387 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับจากกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล 1,238 ล้านบาทต่อเดือน และรายรับจากน้ำมันเตา 11 ล้านบาทต่อเดือน โดยภาพรวมกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องรายได้ 862 ล้านบาทต่อเดือน
4.ในช่วงนี้ราคาน้ำมันตลาดโลกอยู่ในช่วงขาลง ส่งผลให้ค่าการตลาดกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว อยู่ในระดับสูงเกินเกณฑ์ค่าการตลาดที่เหมาะสม ดังนั้น เพื่อรักษาสมดุลสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และเป็นการเตรียมพร้อมในด้านราคาให้มีการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ทดแทนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ในช่วงเดือนตุลาคม 2562 ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นสมควรปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วทุกชนิดเพิ่มขึ้น 0.30 บาทต่อลิตร โดยราคาขายปลีกไม่เปลี่ยนแปลง ทั้งนี้ หลังปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าว จะส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ กลุ่มน้ำมันดีเซลมีรายรับเพิ่มขึ้น 621 ล้านบาทต่อเดือน (จากเดิมมีรายจ่าย 387 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายรับ 234 ล้านบาทต่อเดือน) และส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ของกลุ่มน้ำมันมีรายได้อยู่ที่ 1,483 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ปัจจุบัน (9 ส.ค. 62) อยู่ที่ 0.20 บาท/ลิตร ใหม่ 0.50 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.30 บาท/ลิตร
น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 ปัจจุบัน (9 ส.ค. 62) อยู่ที่ -0.65 บาท/ลิตร ใหม่ -0.35 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.30 บาท/ลิตร
น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 ปัจจุบัน (9 ส.ค. 62) อยู่ที่ -4.50 บาท/ลิตร ใหม่ -4.20 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.30 บาท/ลิตร
2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2562 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 10 สิงหาคม 2562 เป็นต้นไป
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