มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 15/2561 (ครั้งที่ 62)
เมื่อวันพุธที่ 18 กรกฎาคม พ.ศ. 2561 เวลา 16.00 น.
1. ความคืบหน้าประเด็นที่เกี่ยวข้องกับค่าผ่านท่อ
2. การปรับปรุงกลไกราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
3. แนวทางการดำเนินการกับกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา
4. กลไกบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ
5. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 ความคืบหน้าประเด็นที่เกี่ยวข้องกับค่าผ่านท่อ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบ ในหลักการการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการปรับปรุงโครงสร้างราคาก๊าซฯ โดยนำระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลของบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด (TTM) ไปรวมในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่ง (พื้นที่ 1) และค่าผ่านท่อให้เฉลี่ยรวมกัน รวมทั้งประเมินผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นต่อค่าไฟฟ้าและต้นทุนก๊าซธรรมชาติของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และให้นำเสนอ กพช. ทั้งนี้ ความคืบหน้าการดำเนินงาน กกพ. ได้ดำเนินการปรับปรุงโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ตามมติของ กบง. และได้นำส่งนำส่งร่างวาระการประชุมให้กับ ฝ่ายเลขานุการฯ เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2561 และร่างวาระการประชุมฉบับแก้ไข เมื่อวันที่ 11 พฤษภาคม 2561 เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) โดยประมาณการราคาก๊าซธรรมชาติจากโครงสร้างราคาใหม่สำหรับกลุ่มโรงแยกก๊าซจะเพิ่มขึ้น 5.0501 บาทต่อล้านบีทียู และสำหรับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. จะลดลง 1.9799 บาทต่อล้านบีทียู
2. ศาลปกครองสูงสุดได้มีคำพิพากษาตามคดีหมายเลขดำที่ ฟ.47/2549 และคดีหมายเลขแดงที่ ฟ.35/2550 ว่าทรัพย์สินที่เป็นท่อส่งก๊าซธรรมชาติและอุปกรณ์ที่ประกอบกันเป็นระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติซึ่งใช้อำนาจมหาชนของรัฐดำเนินการ เป็นสาธารณสมบัติของแผ่นดินประเภททรัพย์สินที่ใช้เพื่อประโยชน์ของแผ่นดินโดยเฉพาะตามมาตรา 1304 (3) ซึ่งผู้ถูกฟ้องที่ 1 (คณะรัฐมนตรี) มีหน้าที่ต้องโอนทรัพย์สินดังกล่าวกลับไปเป็นของกระทรวงการคลังตามที่บัญญัติไว้ในมาตรา 24 วรรคหนึ่ง แห่งพระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542 ทั้งนี้ กระทรวงการคลัง โดยกรมธนารักษ์ และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้จัดทำสัญญาให้ใช้ที่ราชพัสดุ ที่แบ่งแยกให้กระทรวงการคลังในการดำเนินกิจการของ ปตท. โดยมีค่าตอบแทน ลงวันที่ 3 มิถุนายน 2551 โดยการคิดคำนวณค่าตอบแทนการใช้ทรัพย์สินให้คิดจากส่วนแบ่งรายได้ (Revenue Sharing) ของค่าบริการ ส่งก๊าซธรรมชาติของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่ง (รายได้ค่าผ่านท่อ) ในแต่ละปฏิทิน (ปี) ซึ่งเป็นการคำนวณค่าตอบแทนแบบขั้นบันได (Sliding scale) โดย ปตท. ได้ชำระค่าเช่าดังกล่าวให้กระทรวงการคลังตั้งแต่ ปี 2551 – 2560 ที่ค่าเช่าสูงสุด 550 ล้านบาทต่อปี (ชำระค่าเช่าสูงสุดได้ตั้งแต่ปีที่ 2 ของสัญญาฯ) กระทรวงการคลัง จึงได้มีการดำเนินการทบทวนค่าตอบแทนในการใช้ทรัพย์สินดังกล่าว โดยปรับปรุงสูตรคำนวณแบบขั้นบันได ตามสัญญาให้ใช้ที่ราชพัสดุฯ โดยตัดเงื่อนไขค่าตอบแทนขั้นสูง 550 ล้านบาทต่อปีออก ทั้งนี้ ความคืบหน้าการดำเนินงาน กรมธนารักษ์ ได้เชิญประชุมหารือร่วมกับ ปตท. สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ สกพ. เมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2561 โดยที่ประชุมมีความเห็นพ้องในหลักการทบทวนค่าตอบแทน โดยตัดเงื่อนไขค่าตอบแทนขั้นสูง 550 ล้านบาทที่ระบุในสัญญาให้ใช้ฯ เพื่อให้อัตราค่าตอบแทนมีความเหมาะสมและเป็นธรรม และให้ ปตท. นำเสนอผู้บริหารและดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง ซึ่งปัจจุบัน ปตท. อยู่ระหว่างการพิจารณาเพื่อหาข้อสรุป โดยฝ่ายเลขานุการฯ จะได้ติดตามผลและรายงาน กบง. ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 การปรับปรุงกลไกราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 กพช. มีมติเห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เต็มรูปแบบ โดยในส่วนของการส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาตต่อกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และการส่งออกก๊าซ LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้าได้มีการแจ้งแผนให้ ธพ. ทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export) และเมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2560 กบง. มีมติเห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับกรณีการส่งออกก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) จาก 20 เหรียญสหรัฐต่อตัน เป็น 0.70 บาทต่อกิโลกรัม ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2561 มีมติเห็นชอบแนวทางการปรับกลไกราคาก๊าซ LPG โดย (1) กำหนดกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ให้ติดลบได้ไม่เกิน 3,000 ล้านบาท ในการรักษาเสถียรภาพราคา (2) ลดกรอบราคาสำหรับกำกับการแข่งขันในกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จาก 0.67 บาทต่อกิโลกรัม (20 เหรียญสหรัฐต่อตัน) เป็น 0.03 บาทต่อกิโลกรัม (1 เหรียญสหรัฐต่อตัน) (3) ขอความร่วมมือ ปตท. งดส่งออกก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ในเชิงพาณิชย์ ยกเว้นกรณีที่มีความจำเป็นด้านเทคนิค และให้รายงานการส่งออกต่อ ธพ. ทุกสัปดาห์
2. ประเทศไทยมีความต้องการก๊าซ LPG สูงกว่าความสามารถของการผลิตในประเทศที่ประมาณ 20,000 ตันต่อเดือน ทั้งนี้ ในช่วงเดือนมกราคมถึงพฤษภาคม 2561 ประเทศไทยมีการนำเข้าก๊าซ LPG เฉลี่ย 42,120 ตันต่อเดือน ซึ่งสูงกว่าความต้องการดังกล่าวทำให้เกิดการส่งออกจากผู้ผลิตในประเทศหากไม่สามารถ หาตลาดได้ โดยการส่งออกเฉลี่ยช่วงเดือนมกราคมถึงพฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 22,876 ตันต่อเดือน ทั้งนี้ การส่งออกก๊าซ LPG ที่มาจากโรงแยกก๊าซฯ ส่งผลให้รายได้เข้าบัญชีก๊าซ LPG ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนฯ#1) น้อยลง ประกอบกับการห้ามโรงแยกก๊าซฯ ส่งออก LPG โดยตรงมีข้อจำกัดในทางกฎหมาย ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอแนวทางปรับหลักเกณฑ์อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อการส่งออกก๊าซ LPG (Export Surcharge) สำหรับการส่งออกก๊าซ LPG ที่มาจากโรงแยกก๊าซ จากเดิมที่กำหนด 0.70 บาทต่อกิโลกรัม (20 เหรียญสหรัฐต่อตัน) เป็นกำหนดให้เท่ากับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ#1 ของ LPG โรงแยกก๊าซฯ ที่จำหน่าย เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในประเทศแทน โดยอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ#1 ของโรงแยกก๊าซฯ ปตท. ระหว่างวันที่ 16-20 กรกฎาคม 2561 อยู่ที่ 7.9128 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจะทำให้ต้นทุนการส่งออกของโรงแยกก๊าซฯ เท่ากับราคานำเข้า และไม่จูงใจให้เกิดการส่งออก โดยจะเสนอให้ กพช. ในการประชุมวันที่ 3 สิงหาคม 2561 มอบหมายการพิจารณาค่า Export Surcharge ให้อยู่ภายใต้การพิจารณาของ กบง. เพื่อให้เกิดความคล่องตัวในการบริหารจัดการกลไกราคาก๊าซ LPG ให้ทันต่อสถานการณ์ที่มีการเปลี่ยนแปลงของธุรกิจก๊าซ LPG
3. ปัจจุบันราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น ซึ่งอ้างอิงด้วยราคานำเข้า มีการเปลี่ยนแปลงเป็นรายสัปดาห์ โดยมีหลักเกณฑ์การกำหนดราคาว่า ราคานำเข้า เท่ากับ ราคาก๊าซตลาดโลก บวก ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (ค่า X) โดย ราคาก๊าซตลาดโลก หมายถึงราคา LPG Cargo อ้างอิงข้อมูลจาก Platts และค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (ค่า X) ประกอบด้วยค่าขนส่ง ค่าประกันภัย ค่าการสูญเสีย และค่าใช้จ่ายอื่นๆในการนำเข้า ทั้งนี้ ค่า X ปัจจุบันอยู่ในระดับ 40 - 50 เหรียญสหรัฐต่อตัน ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วเห็นว่ายังคงอยู่ในระดับที่เหมาะสม เนื่องจากเป็นค่าใช้จ่ายที่ทำให้เกิดการนำเข้าจริงได้ ซึ่งจะสนับสนุนให้มีผู้นำเข้าและเกิดการแข่งขันกับผู้ผลิต ในประเทศเพิ่มขึ้นอันเป็นผลดีต่อประชาชนโดยรวม อย่างไรก็ดี ราคาก๊าซตลาดโลกช่วงที่ผ่านมามีการปรับตัวสูงขึ้นอย่างรวดเร็วและต่อเนื่อง โดย กบง. ได้ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีก ในประเทศให้อยู่ในระดับคงที่ (363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม) ทำให้การปรับเปลี่ยนราคานำเข้าทุกสัปดาห์ อาจไม่เหมาะสม ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอปรับการอ้างอิงราคานำเข้าและราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น จากเดิมเปลี่ยนแปลงรายสัปดาห์ เป็นเปลี่ยนแปลงทุกสองสัปดาห์ โดยใช้ค่าเฉลี่ยย้อนหลังสองสัปดาห์ก่อนหน้าในการคำนวณค่าที่จะใช้ในสองสัปดาห์ถัดไป
มติของที่ประชุม
1. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ให้ความเห็นชอบการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงกรณีก๊าซ LPG ที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ด้วยหลักเกณฑ์ดังนี้
1.1 กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงกรณีก๊าซ LPG ที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ในอัตราคงที่ที่ 0.70 บาทต่อกิโลกรัม ยกเว้นการส่งออกก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ
1.2 กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงกรณีก๊าซ LPG โดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ให้เท่ากับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง (กองทุนฯ #1) ทั้งนี้ ไม่รวมถึงก๊าซที่นำเข้ามาในราชอาณาจักร หรือก๊าซที่ผลิตจากก๊าซที่นำเข้ามาในราชอาณาจักร ตามที่ได้แจ้งขอส่งออกต่อกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ก่อนนำเข้ามาในราชอาณาจักร
2. เห็นชอบปรับหลักเกณฑ์ราคานำเข้า ดังนี้
ราคานำเข้า = ราคาก๊าซตลาดโลก + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าโดยราคาก๊าซตลาดโลก หมายถึง ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (LPG Cargo) อ้างอิงข้อมูลจาก Platts ด้วยค่าเฉลี่ยของ Propane Cargo และ Butane Cargo (FOB Arab Gulf) ของสองสัปดาห์ก่อนหน้า และคำนวณจากสัดส่วนของก๊าซโปรเปน และก๊าซบิวเทนในอัตราส่วนเท่ากับ 50:50 มีหน่วยเป็นบาทต่อกิโลกรัม ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า หมายถึง ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าก๊าซ มีหน่วยเป็นบาทต่อกิโลกรัม ดังต่อไปนี้ (1) ค่าขนส่ง (Freight) คือ ค่าใช้จ่ายเฉลี่ยในการขนส่งก๊าซของสองสัปดาห์ก่อนหน้า จากราสทานูรา ประเทศซาอุดีอาระเบีย มายังอำเภอศรีราชา ประเทศไทย (2) ค่าประกันภัย (Insurance) เท่ากับ ร้อยละ 0.005 ของราคาก๊าซตลาดโลกและค่าขนส่ง (Cost and Freight: CFR) (3) ค่าการสูญเสีย (Loss) เท่ากับ ร้อยละ 0.5 ของราคาก๊าซตลาดโลก ค่าประกันภัย และค่าขนส่ง (Cost, Insurance and Freight: CIF) (4) ค่าใช้จ่ายอื่น ๆ ในการนำเข้า เช่น Surveyor/witness Fee, Lab Expense, Management Fee, Demurrage, Depot, Import Duty และค่าใช้จ่ายอื่น (5) อัตราแลกเปลี่ยนให้ใช้อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยรายวันในสองสัปดาห์ก่อนหน้า ที่ธนาคารพาณิชย์ขายเงินตราต่างประเทศที่ธนาคาร แห่งประเทศไทยได้คำนวณไว้
ทั้งนี้ ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 31 กรกฎาคม 2561 เป็นต้นไป
3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ประสานผู้แทนเลขาธิการคณะกรรมการกฤษฎีกา ตรวจสอบความถูกต้องของร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2561 เรื่อง หลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุนและอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับก๊าซ และ ฉบับที่ .. พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนกองทุนสำหรับก๊าซ
ฝ่ายเลขานุการฯ ขอถอนวาระการประชุม
เรื่องที่ 4 กลไกบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) โดยตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป ให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี เพื่อให้ความเห็นภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ ทั้งนี้ หากมีความจำเป็นที่จะต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ให้ดำเนินการดังนี้ (1) ปตท. ดำเนินการได้เอง โดยที่ราคา LNG จะต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) ที่ประกาศโดย สนพ. (2) กรณีอื่นๆ มอบหมาย สนพ. และ สกพ. เป็นผู้พิจารณาอนุมัติการจัดหาระยะสั้น ทั้งนี้ เมื่อ ปตท. มีการนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้นแล้ว ให้นำเสนอผลการจัดหาต่อ กพช. เพื่อทราบต่อไป
2. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 กพช. เห็นชอบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขัน ในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 และมีมติที่สำคัญ ดังนี้ (1) มอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการเพื่อเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็นผู้นำเข้า (Shipper) รายใหม่ ในปริมาณการจัดหา LNG ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี (MTPA) ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำก๊าซ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด (2) การบริหารจัดการการจัดหา ก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าให้แยกเป็น 2 กลุ่ม คือ ผู้จัดหารายเดิม (ปตท.) จัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าปัจจุบัน โดยใช้ราคา Pool Gas และผู้จัดหารายใหม่ คือ กฟผ. จัดหา LNG ให้กับโรงไฟฟ้าที่กำหนด โดยใช้ราคา LNG ของ กฟผ. ในฐานะผู้จัดหา (3) มอบหมายให้ ปตท. แยกธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยให้ หน่วยธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ดังกล่าวทำหน้าที่เป็นผู้บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission System Operator: TSO) ที่มีการบริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ (4) มอบหมายให้ สนพ. ร่วมกับกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และ กกพ. ศึกษาและจัดทำหลักเกณฑ์เพื่อกำหนดสัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติเก่า/ใหม่ (Legacy/Compitative Supply and Demand) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2561
3. สนพ. ได้ตั้งคณะทำงานศึกษาและจัดทำหลักเกณฑ์เพื่อกำหนดสัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติเก่า/ใหม่ (Legacy/Compitative Supply and Demand) โดยมีผู้แทน สนพ. ชธ. และ กกพ. เป็นองค์ประกอบ โดยมีรายละเอียดของร่างหลักเกณฑ์ฯ ดังนี้
3.1 การกำหนดสัญญาการจัดหา (Supply) จำแนกเป็น (1) Legacy Supply คือ ก๊าซธรรมชาติจากการจัดหาที่มีสัญญาผูกพันระยะยาวแล้ว ซึ่งหมายรวมถึงก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากอ่าวไทยในปัจจุบัน และปริมาณก๊าซจากอ่าวไทยที่กำลังเปิดสัมปทาน ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากแหล่งบนบก ก๊าซธรรมชาติที่นำเข้าจากประเทศเมียนมา และปริมาณ LNG ตามสัญญาระยะยาวที่มีสัญญาผูกพันแล้ว (2) Competitive Supply คือ ก๊าซธรรมชาติที่จัดหาจากการนำเข้า LNG ที่ต้องจัดหาเพิ่มเติมนอกเหนือจาก Legacy Supply ซึ่งหมายความรวมถึง LNG ที่อาจจัดหาจากประเทศโมซัมบิค และรวมถึง LNG 1.5 ล้านตันต่อปี ที่มอบหมายให้ กฟผ. เป็นผู้นำเข้า
3.2 การกำหนดสัญญาจากความต้องการใช้ (Demand) จำแนกเป็น (1) Legacy Demand ได้แก่ ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในส่วนของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงไฟฟ้าของ กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) ที่ได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรี รวมถึงโรงไฟฟ้า SPP ที่มีสัญญากับรัฐอยู่ในปัจจุบัน (2) Competitive Demand ได้แก่ ความต้องการก๊าซธรรมชาติจากโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ใหม่ และโรงไฟฟ้า SPP ที่จะลงนามสัญญาใหม่ รวมถึงความต้องการก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรม และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อมีผู้นำเข้าก๊าซธรรมชาติในตลาดการแข่งขันมากกว่า 1 ราย
3.3 การกำหนดตลาดเพื่อเปิดให้มีการแข่งขัน สามารถจำแนกได้ 3 ตลาด คือ (1) ตลาดสำหรับ Legacy Demand และ Legacy Supply ซึ่งเป็นตลาดที่ ปตท. เป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติ และนำมารวมใน Pool ราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อส่งขายให้กับกลุ่ม Legacy Demand ที่มีสัญญาอยู่ในปัจจุบัน ขนาดตลาดจะเล็กลง ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่น้อยลงไป (2) ตลาดสำหรับ Legacy Demand และ Competitive Supply เป็นตลาดที่ต้องนำ LNG มาเพื่อป้อนในส่วนที่ไม่เพียงพอต่อความต้องการของผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติกลุ่ม Legacy Demand ที่มีสัญญาอยู่ในปัจจุบัน ซึ่งสามารถส่งผ่านราคาก๊าซธรรมชาติที่จัดหาได้เข้าไปที่ Pool Gas หรือ Power Pool ได้ ซึ่งการนำเข้า LNG ของ กฟผ. จะเป็นการทดลองตลาดนี้ด้วย (3) ตลาดสำหรับ Competitive Demand และ Competitive Supply เป็นตลาดที่เปิดให้เกิดการแข่งขันอย่างเสรี ราคาจะเป็นไปตามความตกลงระหว่างผู้จัดหาและผู้ใช้ในกลุ่มของ Competitive Demand โดยมีการกำกับจาก กกพ. ซึ่งในอนาคตตลาดนี้ จะขยายตัวขึ้น
4. ข้อเสนอกลไกบริหารการจัดหา LNG จำแนกเป้าหมายการจัดหาเป็น 2 ลักษณะ คือ (1) การจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์ (Portfolio) เป็นการจัดหาก๊าซสำหรับตลาด Competitive Demand และ Competitive Supply โดยผู้จัดหาสามารถจัดหา LNG ได้ตามปริมาณและราคาที่ต้องการ เพื่อประโยชน์ ในการค้าของตน ซึ่งอาจเป็นตลาดในประเทศหรือต่างประเทศก็ได้ ทั้งนี้ ผู้จัดหาสามารถจัดหาก๊าซด้วยสัญญา Spot สัญญาระยะสั้น หรือสัญญาระยะยาวได้โดยไม่ต้องขอความเห็นชอบจาก กพช. แต่ไม่สามารถขอนำปริมาณและราคา LNG ดังกล่าวมาคิดรวมในราคา Pool ได้ (2) การจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงความมั่นคง เป็นการจัดหาก๊าซเพื่อป้อนตลาด Legacy Demand และ Competitive Supply ซึ่งเป็นกรณีที่ประเทศมีความต้องการใช้ LNG และสามารถส่งผ่านราคาไปคิดรวมในราคา Pool Gas หรือ Power Pool ได้ ทั้งนี้ ผู้จัดหาต้องได้รับความเห็นชอบจากภาครัฐก่อนดำเนินการ โดยมีแนวทางดำเนินการดังนี้ (2.1) การจัดหาด้วยสัญญาแบบ Spot หรือสัญญาระยะสั้น ให้หน่วยงานที่ได้รับมอบหมายเป็นผู้ดำเนินการจัดหา โดยมีเงื่อนไขกรณีราคา LNG ไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S ให้ดำเนินการนำเข้าได้โดยไม่ต้องขออนุมัติ สำหรับกรณีอื่นๆ ให้เสนอ สนพ. และ สกพ. พิจารณาอนุมัติ (2.2) การจัดหาด้วยสัญญาระยะยาว ให้กระทรวงพลังงานเสนอขอความเห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซ และเงื่อนไขประกอบการจัดหา LNG (ปริมาณและระยะเวลาในสัญญา) ต่อ กพช. โดยให้หน่วยงานของรัฐดำเนินการจัดหา ซึ่งอาจใช้วิธีการเจรจา หรือวิธีการประมูลคัดเลือก (Bidding) (2.3) กรณีที่ประเทศเกิดความจำเป็นต้องใช้ LNG เป็นการเร่งด่วน ให้หน่วยงานที่จัดซื้อ LNG เชิงพาณิชย์นำ LNG มาใช้ในประเทศเป็นลำดับแรก ภายใต้เงื่อนไขการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซ และราคาเป็นไปตามราคาตลาดโลก
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อกำหนดสัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติเก่า/ใหม่ (Legacy/Compitative Supply and Demand) และการกำหนดตลาดเพื่อเปิดให้มีการแข่งขัน
2. เห็นชอบหลักการกลไกบริหารการจัดหา LNG โดยในส่วนของการจัดหา LNG ระยะยาวของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา ดังนี้
2.1 หาก กบง. พิจารณาว่าเป็นการจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงความมั่นคง (ให้นำปริมาณและราคาไปรวมในราคา Pool) ให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป
2.2 หาก กบง. พิจารณาว่าเป็นการจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์ (ไม่นำปริมาณและราคาไปรวมในราคา Pool) ให้รายงาน กพช. เพื่อทราบ
เรื่องที่ 5 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ราคาน้ำมันตลาดโลกปิดตลาด ณ วันที่ 17 กรกฎาคม 2561 น้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 70.43 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 79.64 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 83.23 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล อัตราแลกเปลี่ยนอยู่ที่ 33.4451 บาทต่อเหรียญสหรัฐ ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันวันที่ 16 – 22 กรกฎาคม 2561 ลิตรละ 26.44 บาท และราคาเอทานอล ณ เดือน กรกฎาคม 2561 ลิตรละ 23.40 บาท จากปัจจัยดังกล่าวส่งผลให้โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 18 กรกฎาคม 2561 มีราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว อยู่ที่ 28.59 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 อยู่ที่ 25.59 บาทต่อลิตร
2. ปัจจุบันรัฐยังคงชดเชยราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E85 ทั้งนี้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีรายจ่ายในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลประมาณ 68 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่มีรายจ่ายจากกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วประมาณ 983 ล้านบาทต่อเดือน โดยภาพรวมกองทุนมีสภาพคล่องติดลบ 1,040 ล้านบาทต่อเดือน
3. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกปัจจุบันมีแนวโน้มลดลง ส่งผลให้ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมัน อยู่ในระดับสูง ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรปรับลดอัตราเงินชดเชยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว จาก 0.50 บาทต่อลิตร เป็น 0.13 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 จาก 3.51บาทต่อลิตร เป็น 3.10 บาทต่อลิตร เพื่อลดภาระชดเชยของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และให้ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันอยู่ในระดับที่เหมาะสม โดยจะส่งผลให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีสภาพคล่องเพิ่มขึ้นประมาณ 724 ล้านบาทต่อเดือน (24 ล้านบาทต่อวัน) หรือจากมีรายจ่าย 1,040 ล้านบาทต่อเดือน (35 ล้านบาทต่อวัน) เป็นมีรายจ่าย 315 ล้านบาทต่อเดือน (11 ล้านบาทต่อวัน)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปรับลดอัตราเงินชดเชยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
น้ำมันเบนซิน เดิม 6.68 บาทต่อลิตร ใหม่ 6.68 บาทต่อลิตร ไม่เปลี่ยนแปลง
น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 เดิม 0.72 บาทต่อลิตร ใหม่ 0.72 บาทต่อลิตร ไม่เปลี่ยนแปลง
น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 เดิม 0.72 บาทต่อลิตร ใหม่ 0.72 บาทต่อลิตร ไม่เปลี่ยนแปลง
น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 เดิม -2.63 บาทต่อลิตร ใหม่ -2.63บาทต่อลิตร ไม่เปลี่ยนแปลง
น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 เดิม -8.98 บาทต่อลิตร ใหม่ -8.98บาทต่อลิตร ไม่เปลี่ยนแปลง
น้ำมันดีเซล เดิม -0.50 บาทต่อลิตร ใหม่ -0.13บาทต่อลิตร เปลี่ยนแปลง +0.37
น้ำมันดีเซล บี 20 เดิม -3.51 บาทต่อลิตร ใหม่ -3.10บาทต่อลิตร เปลี่ยนแปลง +0.41
2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้ มอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 19 กรกฎาคม 2561 เป็นต้นไป
2.1 หาก กบง. พิจารณาว่าเป็นการจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงความมั่นคง (ให้นำปริมาณและราคาไปรวมในราคา Pool) ให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป
2.2 หาก กบง. พิจารณาว่าเป็นการจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์ (ไม่นำปริมาณและราคาไปรวมในราคา Pool) ให้รายงาน กพช. เพื่อทราบ