![คณะกรรมการและอนุกรรมการ](/epposite/components/com_k2/images/placeholder/category.png)
คณะกรรมการและอนุกรรมการ (2532)
Children categories
กบง. ครั้งที่ 35 - วันจันทร์ที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 2/2560 (ครั้งที่ 35)
เมื่อวันจันทร์ที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560 เวลา 09.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
4. เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนภายใต้แผน AEDP 2015 ในปี 2560
5. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกุมภาพันธ์ 2560
7. แนวทางดำเนินการโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี
8. แผนการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติ ปี 2560 และมาตรการรองรับผลกระทบด้านพลังงานไฟฟ้า
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในช่วงเดือนธันวาคม 2559 ถึงเดือนมกราคม 2560 มีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากกลุ่ม OPEC และ Non – OPEC ได้ปรับลดปริมาณการผลิตน้ำมันดิบลงและนโยบายคว่ำบาตรอิหร่านของสหรัฐฯ ส่วนแนวโน้มราคาน้ำมันดิบ ในปี 2560 ราคาน้ำมันดิบเบรนท์จะอยู่ในช่วง 55 – 60 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และในปี 2561 คาดว่าจะอยู่ในช่วง 55 – 65 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนกุมภาพันธ์ 2560 ราคา CP (Contract Price) อยู่ที่ 546 เหรียญสหรัฐต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อนหน้า จำนวน 87 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาน้ำมันดิบ ภูมิอากาศที่หนาวเย็นมากขึ้น และความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้น ในหลายประเทศ ทั้งนี้ ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาก๊าซ LPG ลดลง คือการที่ประเทศสหรัฐอเมริกาและประเทศอิรักส่งออกก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น (3) ราคาถ่านหิน โดยระหว่างเดือนธันวาคม 2559 - มกราคม 2560 อยู่ในช่วง 80 – 100 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ทั้งนี้ทิศทางราคาถ่านหินยังไม่แน่นอน โดยมีปัจจัยที่ส่งผลให้ราคาถ่านหินเพิ่มขึ้น คือ ความต้องการใช้ถ่านหินที่เพิ่มขึ้นของประเทศจีนในช่วงเทศกาลตรุษจีน ปริมาณการผลิตที่ลดลงในประเทศอินโดนีเซีย ส่วนปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาถ่านหินลดลง คือ อากาศที่อุ่นขึ้นในทวีปยุโรป ความต้องการใช้ที่ลดลงในประเทศไต้หวันและมาตรการเก็บภาษีนำเข้าเชื้อเพลิงฟอสซิลของประเทศอินเดีย และ (4) ราคา LNG ในเดือนกุมภาพันธ์ 2560 ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ 7.7 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ทั้งนี้หลังจากเดือนกุมภาพันธ์ 2560 ราคามีแนวโน้มลดลงเนื่องจากประเทศต่างๆ ผลิต LNG เพิ่ม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 – 2579 (Energy Efficiency Plan: EEP 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ พร้อมมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้พิจารณาและให้การสนับสนุนการดำเนินงานของแผน EEP 2015 โดยมีเป้าหมาย ลดความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity; EI) ลงร้อยละ 30 ในปี พ.ศ. 2579 (ค.ศ. 2036) เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 (ค.ศ. 2010) โดยจะต้องลดค่าความเข้มการใช้พลังงานจากปีฐาน พ.ศ. 2553 ซึ่งมีค่า 8.54 พันตันน้ำมันดิบเทียบเท่าต่อพันล้านบาท ลดลงให้เหลือ 5.98 พันตันน้ำมันดิบเทียบเท่าต่อพันล้านบาท ในปี พ.ศ. 2579 และตระหนักถึงเจตจำนงค์ของ APEC มีเป้าหมายร่วมในการลด EI ลงร้อยละ 45 ในปี พ.ศ. 2578 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2548 (ค.ศ. 2005) โดยมุ่งเน้นสัดส่วนที่ประเทศไทยจะสามารถมีส่วนร่วมได้เป็นหลัก โดยคำนึงถึงเจตจำนงของ UNFCCC ในการประชุม COP20 ที่ประเทศไทยได้เสนอเป้าหมาย NAMAs ในปี พ.ศ. 2563 จะลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาคขนส่งและภาคพลังงานให้ได้ร้อยละ 7-20 จากปริมาณ ที่ปล่อย ในปี พ.ศ. 2548 ในภาวะปกติ (สาหรับกรณีที่ไม่ได้รับความช่วยเหลือจากชาติอื่น) ทั้งนี้ ได้มียุทธศาสตร์และมาตรการในการขับเคลื่อนการอนุรักษ์พลังงานของประเทศ เป็น 3 ระย ะ: ระยะสั้น 1 - 2 ปี ระยะกลาง 5 ปี และระยะยาว 22 ปี แบ่งกลุ่มเป้าหมาย 4 กลุ่มเศรษฐกิจ : ภาคอุตสาหกรรม ภาคอาคารธุรกิจ อาคารของรัฐ ภาคบ้านอยู่อาศัย และภาคขนส่ง โดยมี 3 กลยุทธ์ 10 มาตรการ ได้แก่ กลยุทธ์ภาคบังคับ (Compulsory Program) เป็นการกำกับดูแลตามกฎหมาย กลยุทธ์ความร่วมมือ (Voluntary Program) และกลยุทธ์สนับสนุน (Complementary Program)
2. ความคืบหน้าของการดำเนินงานในปี 2559 ตามเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานจากทุกมาตรการไว้ที่ 1,892 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) แบ่งเป็นเป้าหมายที่ไม่รวมมาตรการในภาคขนส่ง จำนวน 833 Ktoe และเป้าหมายเฉพาะมาตรการในภาคขนส่ง จำนวน 1,059 ณ สิ้นไตรมาสที่ 4 ปี 2559 สรุปผลการอนุรักษ์พลังงานเฉพาะในส่วนที่เป็นมาตรการที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่งมีผลการอนุรักษ์พลังงานรวมประมาณ 647.03 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือคิดเป็นร้อยละ 77.67 ของเป้าหมายปี 2559 ทั้งนี้ อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบเพิ่มเติมว่าตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 เห็นชอบการแต่งตั้งคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง โดยมีรองนายกรัฐมนตรี (พลอากาศเอก ประจิน จั่นตอง) เป็นประธานกรรมการ และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นกรรมการและเลขานุการ เพื่อผลักดันมาตรการในภาคขนส่งให้บรรลุเป้าหมายที่กำหนดไว้ พพ. จะเสนอให้มีการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการ 2 คณะ โดยคณะแรกช่วยขับเคลื่อนด้านการขนส่งมวลชนและคณะที่สองช่วยขับเคลื่อนด้านประสิทธิภาพการขนส่ง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
เป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนในปี 2559 ตามแผน AEDP 2015 แบ่งเป็น 3 ด้าน ดังนี้ (1) การใช้พลังงานทดแทนผลิตไฟฟ้า โดยให้มีการติดตั้งโรงไฟฟ้า พลังงานทดแทนรายเทคโนโลยี ได้แก่ ขยะชุมชน ขยะอุตสาหกรรม พลังงานน้ำขนาดเล็ก ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ชีวมวล ก๊าซชีวมวล (พืชพลังงาน) พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และพลังงานน้ำขนาดใหญ่ โดยมีเป้าหมายสะสมถึงสิ้นปี 2559 จำนวน 8,543.10 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 30,207.84 ล้านหน่วย และ ณ เดือนพฤศจิกายน 2559 มีผลการดำเนินการสะสม จำนวน 9,814.44 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 22,322.81 ล้านหน่วย และเมื่อพิจารณาการดำเนินการจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบของโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน ปี 2559 พบว่า มีการกำหนดแผนจะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ จำนวน 580.31 เมกะวัตต์ และ ณ เดือนพฤศจิกายน 2559 โรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนสามารถจ่ายไฟเข้าระบบได้แล้ว จำนวน 1,851.65 เมกะวัตต์ (2) การใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน ได้แก่ ขยะชีวมวล ก๊าซชีวภาพ พลังงานแสงอาทิตย์ และพลังงานความร้อนทางเลือกอื่น (เช่น พลังงานจากใต้พิภพ น้ำมันจากยางรถยนต์ที่ใช้แล้ว) จำนวน 6,594.63 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ คิดเป็นร้อยละ 8.32 ของการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมด และ ณ เดือนพฤศจิกายน 2559 มีการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน จำนวน 6,543.96 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ คิดเป็นร้อยละ 9.08 ของการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมด และ (3) การใช้เชื้อเพลิงชีวภาพในภาคขนส่ง รวม 1,787.21 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ได้แก่ เอทานอล จำนวน 3.55 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 660.83 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และไบโอดีเซล จำนวน 3.58 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 1,126.38 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และ ณ เดือนพฤศจิกายน 2559 มีการใช้เอทานอล จำนวน 3.64 ล้านลิตร ต่อวัน (คิดเป็น 675 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และไบโอดีเซล จำนวน 3.37 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 970 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) คิดเป็นร้อยละ 2.28 ของการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ ในภาคขนส่งต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมด โดยสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน ณ เดือนพฤศจิกายน 2559 อยู่ที่ร้อยละ 14.00 และคาดว่า ณ สิ้นปี 2559 จะสามารถเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนได้อยู่ที่ร้อยละ 14.10
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนภายใต้แผน AEDP 2015 ในปี 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 9 มกราคม 2559 กบง. ได้มอบหมายให้ พพ. ทบทวนเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในปี 2560 และให้นำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณา ซึ่ง พพ. ได้ดำเนินการรวบรวมสถานภาพและพิจารณาเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในปี 2560 สรุปได้ว่าโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ลงนามในสัญญาแล้ว และยังไม่ได้ COD ซึ่งครบกำหนดจะต้อง COD ในปี 2559 และ 2560 รวมทั้งสิ้น 1,365.13 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าขยะชุมชน 89.94 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 63.00 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าชีวมวล 486.90 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ 74.15 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าพลังงานลม 651.15 เมกะวัตต์ สำหรับเป้าหมายที่จะเปิดรับซื้อใหม่ในปี 2560 รวมทั้งสิ้น 668.36 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย VSPP จำนวน 286.36 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 96.12 เมกะวัตต์ ชีวมวล 125.25 เมกะวัตต์ และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) 47 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ภายในปี 2562 และ SPP Hybrid System จำนวน 400 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ภายในปี 2563 โดยผลการติดตั้งสะสมถึงเดือนพฤศจิกายน 2559 จำนวน 9,814.44 เมกะวัตต์ และคาดการณ์ว่าสิ้นปี 2560 จะมีจำนวน 11,192.7 เมกะวัตต์ โดยโครงการที่จะ COD ในปี 2560 จำนวน 1,365.13 เมกะวัตต์ และเปิดให้ขายไฟเข้าระบบ จำนวน 13.20 เมกะวัตต์
2. ความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ ต่อโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภท SPP และ VSPP ที่จะเปิดรับซื้อในปี 2560 จำเป็นต้องใช้ข้อมูลศักยภาพพลังงานหมุนเวียนในแต่ละพื้นที่เป็นข้อมูลหลัก ในการพิจารณา เพื่อให้เป็นไปตามเป้าหมาย AEDP เนื่องจากการดำเนินโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภทชีวมวลที่ผ่านมา พบว่า มีปัญหาการร้องเรียนเรื่องศักยภาพเชื้อเพลิง ดังนั้น เห็นควรให้ พพ. และ กกพ. พิจารณาศักยภาพชีวมวลในแต่ละพื้นที่ว่ายังมีคงเหลือเพียงพอสำหรับการเปิดรับซื้อไฟฟ้าในปี 2560 และปีต่อไป ให้ชัดเจน และพิจารณากำหนดเงื่อนไขการปลูกพืชพลังงานเพื่อใช้ในการผลิตไฟฟ้า เพื่อมิให้เกิดการแย่งชิงเชื้อเพลิง และเนื่องจากเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามแผน AEDP 2015 เป็นเป้าหมายรวมทั้งการผลิตไฟฟ้าเพื่อขายเข้าระบบ และการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองนอกระบบ (Off Grid Power Generation) ดังนั้น การรายงานควรนำเสนอข้อมูลให้ครบถ้วนทั้ง 2 ประเภท เพื่อนำมาใช้ประกอบการพิจารณากำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องตามเป้าหมาย AEDP รายปี ต่อไป
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปจัดทำเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในช่วงปี 2560 – 2561 นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
เรื่องที่ 5 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกุมภาพันธ์ 2560
ส่วนที่ 1 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกุมภาพันธ์ 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควตาการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอ ทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของกรมธุรกิจพลังงาน ในส่วนของการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน คือ ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม ส่วนที่ 2 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ โดยให้ ราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง + ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ทั้งนี้ เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ และ (2) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนผลิตและจัดหา โดยยกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซ ที่นำเข้าจากต่างประเทศ โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรของ โรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับ การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกุมภาพันธ์ 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ต้นทุนเดือนกุมภาพันธ์ – เมษายน 2560 เพิ่มขึ้นจากเดือนพฤศจิกายน 2559 – มกราคม 2560 ที่ 0.1777 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.2638 บาทต่อกิโลกรัมเป็น 13.3815 บาทต่อกิโลกรัม (2) โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก ต้นทุนอ้างอิงราคาตลาดโลกที่สูตรราคา CP โดยต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในเดือนกุมภาพันธ์ 2560 เท่ากับ 555 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) การนำเข้า ต้นทุนเดือนกุมภาพันธ์ 2560 อยูที่ 604.0595 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (21.5114 บาทต่อกิโลกรัม) และ (4) บริษัท ปตท.สผ. สยาม จำกัด ต้นทุนเดือนกุมภาพันธ์ – เมษายน 2560 เพิ่มขึ้น 0.20 บาทต่อกิโลกรัม จาก 15.00 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.20 บาทต่อกิโลกรัม โดยสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนกุมภาพันธ์ 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 555 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมกราคม 2560 อยู่ที่ 35.6114 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับเพิ่มขึ้น 3.2078 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 18.3036 บาทต่อกิโลกรัม (508.6869 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 21.5114 บาทต่อกิโลกรัม (604.0595 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ) และราคา ณ โรงกลั่นของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคปิโตรเคมีที่อ้างอิงราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average) ปรับเพิ่มขึ้น 1.1286 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 14.5627 บาทต่อกิโลกรัม (404.7211 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 15.6913 บาทต่อกิโลกรัม (440.6266 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
3. เพื่อไม่ให้การผันผวนของราคาก๊าซ LPG ในตลาดและการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG มีผลกระทบต่อราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศ ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 29 มกราคม 2560 มีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของก๊าซ LPG ทั้งสิ้น 7,120 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอการปรับเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 คงราคาขายปลีกไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ 3.2078 บาทต่อกิโลกรัม จาก 4.9846 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 8.1924 บาทต่อกิโลกรัม จะทำให้กองทุนน้ำมันฯ#2 มีรายจ่าย 2,944 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมันฯ#1 มีรายรับ 2,162 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น กองทุนน้ำมันฯ (#1 และ #2) มีภาระสุทธิ 781 ล้านบาท/เดือน ซึ่งเป็นภาระที่เพิ่มขึ้นจาก เดือนมกราคม 2560 จำนวน 379 ล้านบาท แนวทางที่ 2 ราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 1 บาทต่อกิโลกรัม (15 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม) โดยปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ 2.2732 บาทต่อกิโลกรัม จาก 4.9846 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 7.2578 บาทต่อกิโลกรัม จะทำให้กองทุน#2) มีรายจ่าย 2,608 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมัน#1 มีรายรับ 2,162 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น กองทุนน้ำมันฯ (#1 และ #2) มีภาระสุทธิ 445 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งเป็นภาระที่เพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 2560 จำนวน 43 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือนกุมภาพันธ์ 2560 ดังนี้
(1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 13.3815 บาทต่อกิโลกรัม
(2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 19.7643บาทต่อกิโลกรัม
(3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 21.5114 บาทต่อกิโลกรัม
(4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.2000 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 7.5663 บาท
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 4 พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ ทั้งนี้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 7 กุมภาพันธ์ 2560 เป็นต้นไป
ส่วนที่ 2 การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG กรณีการนำเข้าและส่งออกก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ ในส่วนของการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยในส่วนของมาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน มอบหมายกรมธุรกิจพลังงานสามารถให้มีอำนาจสั่งการให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้า LPG แบบฉุกเฉิน (promt cargo) ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยสามารถได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามต้นทุนจริง รวมถึงศึกษามาตรการเพิ่มสำรอง LPG ใหม่ และมาตรการการปันส่วนก๊าซ LPG (ในภาวะฉุกเฉิน) ให้คุ้มครองราคาภาคครัวเรือน
2. จากการติดตามสถานการณ์และแนวโน้มการจัดหาและความต้องการใช้ก๊าซ LPG พบว่า ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ทุกรายจะต้องแจ้งแผนการจัดหาและความต้องการใช้ในช่วง 3 เดือนถัดไปต่อกรมธุรกิจพลังงาน เพื่อนำแผนดังกล่าวมาวิเคราะห์สถานการณ์การจัดหาก๊าซ LPG ล่วงหน้า จะได้ทราบปริมาณส่วนขาดที่ต้องนำเข้าที่ชัดเจน และกรมธุรกิจพลังงานจะไม่อนุญาตให้เปลี่ยนแปลงปริมาณนำเข้าก๊าซ LPG สำหรับการจำหน่าย ในประเทศในเดือนแรกและเดือนที่ 2 เพื่อให้มีระยะเวลาเพียงพอสำหรับเตรียมการจัดหาจากการนำเข้าเพิ่มเติม ในเดือนที่ 3 โดยจากสถานการณ์ก๊าซ LPG ภายหลังจากการเปิดเสรีการนำเข้าก๊าซ LPG ในเดือนมกราคม 2560 ยังคงขาดก๊าซ LPG สำหรับใช้ในประเทศอยู่ประมาณ 7,987 ตัน และเดือนกุมภาพันธ์ยังขาดอยู่ประมาณ 2,506 ตัน โดยกรมธุรกิจพลังงานให้ผู้ค้าก๊าซบริหารจัดการนำก๊าซ LPG ในสต็อกของตนเองมาใช้
3. มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG แบ่งเป็น (1) การสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมาย ซึ่งปริมาณสำรองตามกฎหมายและสำรองทางการค้าที่มีอยู่จะสามารถใช้ทดแทนการนำเข้าได้ประมาณ 2 เดือน ซึ่งเป็นระยะเวลาที่เพียงพอต่อการจัดหาจากการนำเข้าเพิ่มเติมได้โดยไม่จำเป็นต้องสั่งให้นำเข้าฉุกเฉินแต่เพื่อเพิ่มความมั่นคงในการจัดหา ผู้ค้าน้ำมันควรมีปริมาณก๊าซ LPG สำรองเก็บไว้เพียงพอต่อการจำหน่ายให้ลูกค้าของตนเองในระยะเวลาที่ยาวนานขึ้น ดังนั้นจึงควรจะเพิ่มอัตราการสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมายตามความจำเป็นและเหมาะสม พิจารณาจากความมั่นคง โดยไม่ก่อให้เกิดภาระเกินสมควรต่อผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 และ (2) การสั่งนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน (Prompt Cargo) โดยมีหลักเกณฑ์ในการพิจารณาการสั่งนำเข้าแบบฉุกเฉิน กรณีสั่งให้ ปตท. นำเข้า ให้ ปตท. นำเข้าเช่นเดียวกับในอดีตที่ผ่านมา โดยได้รับความเห็นชอบให้นำเข้าจาก กบง. และ กรณีสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันเอกชนนำเข้า ปัจจุบันยังไม่มีกฎหมายที่ให้อำนาจในการสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันเอกชนนำเข้า ดังนั้น จึงจำเป็นต้องออกกฎหมายเฉพาะเพื่อดำเนินการในเรื่องนี้ โดยที่พระราชบัญญัติการค้าน้ำมันฯ พ.ศ. 2543 และแก้ไขเพิ่มเติมฉบับที่ 2 พ.ศ. 2551 ให้อำนาจรัฐมนตรีสามารถออกประกาศในเรื่องดังกล่าวได้ ตามความในมาตรา 8 ในกรณีที่มีเหตุจําเปนเพื่อประโยชนแหงความมั่นคงของประเทศ การปองกันและแกไขการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้งการกําหนดและควบคุมคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง รัฐมนตรีจะออกประกาศกำหนดเงื่อนไขเกี่ยวกับการดำเนินการใดๆ ตามที่เห็นสมควร เพื่อให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ปฏิบัติตามก็ได้ และมาตรา 36 ผูคาน้ำมันตามมาตรา 7 ผูใดไมปฏิบัติตามเงื่อนไขที่รัฐมนตรีกําหนดตามมาตรา 8 ตองระวางโทษจําคุกไมเกินหกเดือน หรือปรับไมเกินหาหมื่นบาท หรือทั้งจําทั้งปรับ โดยมีการกำหนดระยะเวลา กำหนดปริมาณที่จะสั่ง Prompt Cargo กำหนดหลักเกณฑ์การจ่ายเงินชดเชยการนำเข้า และผลกระทบต่อฐานะกองทุนน้ำมันฯ โดยการสั่งให้นำเข้าแบบฉุกเฉิน กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจะจ่ายเงินชดเชยส่วนต่างราคาตามต้นทุนจริง โดยที่สถานการณ์ที่จะก่อให้เกิดการขาดแคลนจนต้องสั่งนำเข้าแบบฉุกเฉิน อาจเกิดขึ้นได้จากหลายปัจจัยกรณีที่เกิดจากเหตุสุดวิสัย ไม่ควรต้องมีผู้ใดรับผิดชอบต่อค่าใช้จ่ายของกองทุนน้ำมันฯ ที่เกิดขึ้น เนื่องจากกองทุนน้ำมันฯ มีวัตถุประสงค์เพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และสามารถมีค่าใช้จ่ายในการดำเนินการใดๆ ในเรื่องดังกล่าวได้อยู่แล้ว สำหรับผู้นำเข้าที่ไม่นำเข้าตามแผนโดยไม่มีเหตุสุดวิสัย จะถูกลงโทษตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ซึ่งเป็นโทษอาญา มีโทษทั้งจำทั้งปรับ และการกระทำผิดในกรณีนี้ กรมธุรกิจพลังงานจะไม่ใช้อำนาจเปรียบเทียบปรับ แต่จะส่งดำเนินคดีตามกฎหมายสถานเดียว และอาจจะไม่เห็นชอบให้นำเข้ามาจำหน่ายในประเทศอีกตามระยะเวลาที่กรมธุรกิจพลังงานกำหนด
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG
(1) เพิ่มอัตราการสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมายตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยพิจารณาจากความมั่นคง โดยไม่ก่อให้เกิดภาระเกินสมควรต่อผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7
(2) การสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉินหรือ Prompt Cargo ผู้นำเข้ามีสิทธิ์ได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามต้นทุนจริง ทั้งนี้อำนาจในการสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้าแบบฉุกเฉิน แบ่งเป็น 2 กรณี ดังนี้ กรณีสั่งให้ ปตท. นำเข้า จะต้องได้รับความเห็นชอบให้นำเข้าจากคณะกรรมการบริหาร นโยบายพลังงาน แต่ถ้าเป็นกรณีสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันเอกชนนำเข้า รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานสามารถออกประกาศกระทรวงพลังงานให้ผู้ค้าน้ำมันเอกชนนำเข้า ก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน
2. เห็นชอบมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานดำเนินการออกประกาศกระทรวงพลังงานตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เพื่อรองรับแนวทางและวิธีการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG โดยเฉพาะประเด็นการสั่งให้นำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามที่รัฐบาลได้มีนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เพื่อให้มีการใช้ทรัพยากรภายในประเทศให้เกิดประโยชน์สูงสุด ซึ่งจะช่วยลดการพึ่งพาการนำเข้าพลังงาน และเพิ่มความมั่นคงด้านพลังงาน โดย กพช. ได้เห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) ซึ่งมีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558 - 2579 มียุทธศาสตร์ในการกำหนดเป้าหมายการพัฒนาพลังงานหมุนเวียนรายภูมิภาค ให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าและศักยภาพพลังงานหมุนเวียน (Zoning) และมีการเปิดรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมทั้งต่อผู้ผลิตไฟฟ้าและผู้ใช้ไฟฟ้า นั้น สนพ. ได้ดำเนินตามแผนยุทธศาสตร์การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนดังกล่าวข้างต้น และจัดทำนโยบายการรับซื้อไฟฟ้า ในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรายเล็กมาก (VSPP) ซึ่ง สำนักงาน กกพ. ได้ดำเนินการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) ในรูปแบบ FiT สำหรับ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอจังหวัดสงขลา ด้วยกลไกการแข่งขันด้านราคา (FiT Bidding) และเตรียมดำเนินการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากขยะในรูปแบบผสมผสาน ซึ่งจากการดำเนินนโยบายที่ผ่านมา พบว่าการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นการผลิตไฟฟ้าที่ไม่มีความสม่ำเสมอ ไม่มีความเสถียร ซึ่งส่งผลกระทบต่อการบริหารจัดการระบบไฟฟ้า ดังนั้น สนพ. จึงได้ศึกษาแนวคิดการจัดทำนโยบายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มีความสอดคล้องกับศักยภาพในการผลิตไฟฟ้าของพลังงานหมุนเวียน
2. เนื่องจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีการพึ่งพาเชื้อเพลิงเพียงประเภทใดประเภทหนึ่งมีความยากแก่การบริหารจัดการให้มีการผลิตไฟฟ้าให้มีความสม่ำเสมอและแน่นอน ทำให้การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนส่วนใหญ่เป็นสัญญารูปแบบ Non-firm ทั้งนี้ ที่ผ่านมาการพัฒนาโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ Firm จะมีเพียงโรงไฟฟ้าชีวมวลระดับ SPP เท่านั้นที่มีศักยภาพในการรวบรวมเชื้อเพลิงชีวมวลจำนวนมาก เพื่อทำการผลิตไฟฟ้าให้มีความสม่ำเสมอสอดคล้องกับการสั่งการของ กฟผ. ดังนั้น สนพ. จึงได้ศึกษาแนวคิดการจัดทำนโยบายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยใช้เทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบผสมผสาน (Hybrid) ซึ่งจะทำให้สามารถผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Firm ได้ โดย สนพ. ได้ดำเนินการจัดประชุมหารือและรับฟังความคิดเห็นในการจัดทำนโยบายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยใช้เทคโนโลยี Hybrid กับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องประกอบด้วย พพ. สำนักงาน กกพ. การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย และผู้ประกอบการภาคเอกชน โดยพบว่ามีความเป็นไปได้ในการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยใช้เทคโนโลยี Hybrid ทั้งนี้ สามารถเปิดให้มีการผสมผสานพลังงานหมุนเวียนหลายรูปแบบและนำเทคโนโลยีการกักเก็บพลังงานมาร่วมได้ โดยเริ่มจากระดับ SPP ที่มีความสามารถในดำเนินการผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Firm ได้อยู่แล้ว
3. ส่วนการผลิตไฟฟ้าสำหรับ VSPP เชื้อเพลิงชีวภาพนั้น อาจสามารถดำเนินการในรูปแบบ Firm ได้ โดยอาจจะต้องปรับปรุงเงื่อนไขสัญญา Firm ที่มีในปัจจุบัน ให้เหมาะสมกับฤดูกาลของผลิตผลทางการเกษตร และยังคงสามารถรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้า ในช่วงฤดูร้อนที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดได้ โดยการให้มีการผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Firm เฉพาะบางเดือนของปีเท่านั้น (Semi Firm) ซึ่งสามารถสรุปข้อเสนอหลักการการรับซื้อไฟฟ้าได้ ดังนี้ (1) การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP Hybrid Firm มีข้อกำหนด คือ ใช้สำหรับการเปิดรับซื้อรายใหม่เท่านั้น และขายเข้าระบบเป็น SPP สามารถผสมผสานเชื้อเพลิงได้ โดยไม่กำหนดสัดส่วน เป็นสัญญาประเภท Firm กับ กฟผ. เท่านั้น (เดินเครื่องผลิตไฟฟ้า 100% ในช่วง Peak และ 65% ในช่วง Off-peak) มิเตอร์ซื้อขายไฟฟ้าจุดเดียวกัน และจะต้องติดตั้ง Unit Monitoring Meter (UMM) มีบทปรับที่เหมาะสมหากไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ตามสัญญา ไม่เกิดการแย่งชิงเชื้อเพลิงกับโรงไฟฟ้าในพื้นที่เดิม โดยมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิงหรือการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมในพื้นที่ และรับซื้อไฟฟ้าในลักษณะ Competitive Bidding ใช้อัตรา FiT เดียวแข่งกันทุกประเภทเชื้อเพลิง (2) การรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP Semi Firm มีข้อกำหนด คือ ใช้สำหรับการเปิดรับซื้อ FiT-Bidding (Non Solar) ประเภทเชื้อเพลิง ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และต้องเป็นสัญญาประเภท Firm จำนวน 6 เดือน (เดินเครื่องผลิตไฟฟ้า 100% ในช่วง Peak และ 65% ในช่วง Off-peak) โดยจะต้องครอบคลุมเดือนที่คาดว่าจะมีการใช้พลังไฟฟ้าสูงสุด 4 เดือน (มีนาคม – มิถุนายน) และสำหรับ 6 เดือนที่เหลือจะเป็นสัญญา Non-Firm และรับซื้อไฟฟ้าในลักษณะ Competitive Bidding ใช้อัตรา FiT แบ่งตามประเภทเชื้อเพลิง โดยปรับรูปแบบการสนับสนุน อัตรา FiT Premium จากเดิมที่เป็นการอุดหนุนช่วง 8 ปีแรก มาเป็นการอุดหนุนเฉพาะช่วงที่ขายแบบ Firm เท่านั้น ตลอดอายุโครงการ 20 ปี เพื่อเป็นการจูงใจให้มีการผลิตไฟฟ้าในช่วงเดือนที่คาดว่าจะมีความต้องการใช้พลังไฟฟ้าสูงสุด
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 แนวทางดำเนินการโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2559 กบง. ได้มีมติรับทราบแนวทางดำเนินงานโครงการนำร่อง (Pilot Project) การส่งเสริมการการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี โดยหลักการสำคัญ คือ การผลิตไฟฟ้าใช้เองเท่านั้น ซึ่งต่อมา พพ. ได้จัดตั้งคณะทำงานกำหนดแนวทางและประสานงาน กำกับติดตามโครงการนำร่อง (Pilot Project) การส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี (ระบบผลิตไฟฟ้าด้วยแสงอาทิตย์สำหรับบ้านและอาคาร) เมื่อวันที่ 25 มกราคม 2559 และจัดทำหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการเสนอ กกพ. ซึ่ง กกพ. ได้ออกประกาศเข้าร่วมโครงการเมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2559 โดยกำหนดปริมาณรวม 100 เมกะวัตต์ ในพื้นที่ของ กฟน. และ กฟภ. ซึ่งมีผู้เข้าร่วมโครงการรวม 32.72 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการจัดตั้งระบบและเชื่อมต่อกับระบบจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งคณะทำงานฯ ได้เห็นชอบให้ขยายเวลาการเชื่อมต่อจากเดิมภายในวันที่ 31 มกราคม 2560 เป็นภายในวันที่ 31 มีนาคม 2560 โดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณมหาวิทยาลัย เป็นผู้ติดตามข้อมูลการดำเนินงาน และประเมินผลโครงการ
2. เนื่องจาก โครงการนำร่อง (Pilot Project) การส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรีกำหนดให้ติดตั้งโซลาร์รูฟเพื่อผลิตไฟฟ้าใช้เองเป็นสำคัญ และไม่มีการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือใช้แต่อย่างใด ซึ่งโซลาร์รูฟหากติดตั้งใช้งานในพื้นที่ที่ใช้พลังงานไฟฟ้าสูงจะเกิดประโยชน์ในการลด Peak ได้ การส่งเสริมเพื่อเกิดแรงจูงใจโดยพิจารณารับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือใช้ในอัตราที่เหมาะสม และต้องไม่ส่งผลกระทบต่อประชาชนโดยรวม คณะทำงานกำหนดแนวทางดำเนินการฯ ซึ่งประกอบด้วย ผู้แทนจากหน่วยงานต่าง ๆ เช่น สนพ. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน กรมโยธาธิการและผังเมือง การไฟฟ้า 3 แห่ง สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง วิศวกรรมสถานแห่งประเทศไทยฯ เป็นต้น โดย พพ. เป็นประธานคณะทำงาน และเป็นฝ่ายเลขานุการคณะทำงาน ได้ประชุม 2 ครั้ง เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2559 และเมื่อวันที่ 30 มกราคม 2560 เพื่อพิจารณาแนวทางดำเนินการโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี ในระยะขยายผล ซึ่งที่ประชุมคณะทำงานกำหนดแนวทางดำเนินการฯ ได้พิจารณาเห็นชอบแนวทางดำเนินโครงการสรุปได้ ดังนี้ (1) รูปแบบการส่งเสริมสนับสนุน เห็นควรเสนอรูปแบบ Net Billing แบ่งเป็น 2 กรณี คือ กรณีรับซื้อไฟฟ้า ให้นับรอบรายเดือน โดยไม่มีการสะสมเครดิตและให้คิดมูลค่าการซื้อไฟฟ้า และมูลค่าการขายไฟฟ้า โดยมีบิลแสดงอย่างชัดเจน (คณะทำงานฯ เห็นชอบเป็นเอกฉันท์) และกรณีไม่รับซื้อไฟฟ้า ให้สะสมเครดิตแต่ละเดือน โดยคิดมูลค่าหน่วยไฟฟ้าส่วนเกินแต่ละเดือนเป็นจำนวนเงิน และให้สะสมไปหักลบมูลค่าไฟฟ้าที่ใช้ในเดือนถัดไป เมื่อถึงสิ้นปีให้ตัดทิ้งโดยไม่มีการจ่ายเงิน และให้เริ่มต้นใหม่ในปีถัดไป (คณะทำงานฯ บางส่วนเห็นชอบ และบางส่วนไม่เห็นชอบ) (2) การกำหนดโควต้า (Quota) เห็นควรให้กำหนดโควต้าระหว่างบ้านและอาคารธุรกิจ/โรงงาน เป็นสัดส่วน 10 : 90 (3) ปริมาณเป้าหมายและพื้นที่ เห็นควรเสนอปริมาณปี 2560 จำนวน 100 เมกะวัตต์ และเห็นควรให้เปิดในพื้นที่ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ก่อน เนื่องจาก มีศักยภาพสายส่งรองรับและไม่ส่งผลกระทบต่อการจัดทำ RE Zoning (4) อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกิน เห็นควรเสนอแบ่งเป็น 2 กลุ่ม คือ บ้านที่อยู่อาศัย อัตรา 2.50 บาทต่อหน่วย คงที่ 25 ปี และอาคารธุรกิจ/โรงงาน อัตรา 1.50 บาทต่อหน่วย คงที่ 25 ปี เนื่องจาก อาคารธุรกิจ/โรงงาน สามารถขอรับ BOI ได้ และ (5) การกำหนดขนาดกำลังผลิตติดตั้ง (Capacity) เห็นควรเสนอการกำหนดขนาดกำลังผลิตติดตั้ง (Capacity) ตามรูปแบบของโครงการนำร่อง (Pilot Project)
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการขอขยายเวลาการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าของโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี จากเดิมสิ้นสุดภายในวันที่ 31 มกราคม 2560 เป็นภายในวันที่ 31 มีนาคม 2560 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน เร่งดำเนินการติดตามประเมินผลโครงการนำร่อง (Pilot Project) การส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี และนำเสนอผลการประเมินต่อคณะคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อเป็นข้อมูลประกอบการพิจารณาให้ดำเนินโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรีในระยะที่ 2 ต่อไป
เรื่องที่ 8 แผนการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติ ปี 2560 และมาตรการรองรับผลกระทบด้านพลังงานไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 มกราคม 2560 คณะทำงานจัดทำแผนรองรับสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้า ได้รับทราบแผนการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติ ปี 2560 และมาตรการรองรับผลกระทบด้านพลังงานไฟฟ้า และผู้อำนวยการ สนพ.
ในฐานะประธานฯ ได้มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการเตรียมความพร้อมและรองรับผลกระทบที่เกิดขึ้น ทั้งนี้ จากแผนการหยุดจ่ายก๊าซฯ ของ ปตท. ซึ่งไม่สามารถดำเนินการลดผลกระทบได้อยู่ 2 งาน คือ การทำงาน
LCP Tie-in ของแหล่งก๊าซฯ ยาดานา ระหว่างวันที่ 25 มีนาคม 2560 – 2 เมษายน 2560 (9 วัน) ทำให้ไม่สามารถจ่ายก๊าซฯ พม่าได้ทั้งหมด (Total Shutdown) และการทำงานของ TTM (แหล่งก๊าซฯ JDA-A18) ทำให้ไม่สามารถจ่ายก๊าซฯ ไปยังโรงไฟฟ้าจะนะได้ ทั้งนี้ กฟผ. ได้ประเมินผลกระทบต่อระบบไฟฟ้า ดังนี้
1.1 การทำงานแหล่งก๊าซฯ ยาดานา (ฝั่งตะวันตก) ระหว่างวันที่ 25 มีนาคม 2560 – 2 เมษายน 2560 (9 วัน) ทำให้ไม่มีก๊าซฯ จากสหภาพเมียนมาร์ส่งให้โรงไฟฟ้า เนื่องจากแหล่งก๊าซฯ เยตากุน และซอติกา มีค่าความร้อนเฉลี่ยสูงกว่าค่าความร้อนสูงสุดที่โรงไฟฟ้าสามารถใช้งานได้ทำให้ไม่สามารถควบคุมคุณภาพก๊าซฯ ได้ ซึ่งจากการประมาณการความต้องการไฟฟ้าของ กฟผ. ในช่วงการทำงานแหล่งก๊าซฯ ยาดานาดังกล่าว จะเกิดความต้องการไฟฟ้าสูงสุด ณ วันที่ 30 มีนาคม 2560 ช่วงเวลา 14.30 น. ที่ 28,250 เมกะวัตต์ ซึ่งจะผลกระทบต่อระบบผลิตไฟฟ้า คือ กำลังผลิตลดลง รวมทั้งสิ้น 3,394 เมกะวัตต์ ต้องเดินเครื่องโรงไฟฟ้าพระนครเหนือชุดที่ 1 ด้วยเชื้อเพลิงก๊าซฯ ตะวันออก และต้องเดินเครื่องโรงไฟฟ้าฟ้าพลังความร้อนร่วมราชบุรี ชุดที่ 1 ชุดที่ 2 และโรงไฟฟ้าไตรเอนเนอจี้
ด้วยน้ำมันดีเซลอย่างน้อย 1 GT ทั้งนี้ กฟผ. ได้คาดการณ์ผลกระทบต่อระบบผลิต โดยสมมติฐานให้โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมราชบุรี ราชบุรีเพาเวอร์และโรงไฟฟ้าไตรเอนเนอจี้ สามารถเปลี่ยนเชื้อเพลิงดีเซลสำเร็จขั้นต่ำ
ร้อยละ 60 (ผลทดสอบปี 2559 สามารถเปลี่ยนได้สำเร็จร้อยละ 78) และประมาณการราคาเชื้อเพลิง
เดือนกุมภาพันธ์ 2560 โดยให้ราคาน้ำมันดีเซล 23.41 บาทต่อลิตร น้ำมันเตา 0.5%S 14.90 บาทต่อลิตร และน้ำมันเตา 2%S 13.08 บาทต่อลิตร โดยมาตรการรองรับผลกระทบด้านพลังงานไฟฟ้าช่วงการทำงานแหล่งก๊าซฯ ยาดานา จะแบ่งเป็น 2 ด้าน ได้แก่ ด้าน Supply Side เช่น ให้โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครเหนือ ชุดที่ 1 เดินเครื่องด้วยก๊าซฯ ใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซล เดินเครื่องทดแทนปริมาณก๊าซฯ ที่ลดลง และงดการทำงานบำรุงรักษาระบบส่งในเขตนครหลวงช่วงหยุดจ่ายก๊าซฯ เป็นต้น และด้าน Demand Side เช่น รณรงค์ให้ทุกภาคส่วนร่วมกันประหยัดพลังงานในช่วงที่มีการหยุดจ่ายก๊าซฯ และ กกพ. ดำเนินการมาตรการ Demand Response (DR) เพื่อลดการใช้เชื้อเพลิงน้ำมันในการผลิตไฟฟ้า เป็นต้น
1.2 การทำงานแหล่งก๊าซฯ JDA-A18 ระหว่างวันที่ 31 สิงหาคม – 6 กันยายน 2560 (7 วัน) จะไม่มีก๊าซฯ ส่งให้กับโรงไฟฟ้าจะนะ ทำให้โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ต้องเดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซล และโรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 2 หยุดเดินเครื่อง ซึ่งผลกระทบต่อระบบผลิตและระบบส่ง คือ ผลกระทบต่อระบบไฟฟ้าภาคใต้ เช่น ขาดกำลังผลิต
ในภาคใต้ในช่วงการทำงานประมาณ 415 เมกะวัตต์ แต่สามารถจ่ายพลังไฟฟ้าผ่านสายส่งเชื่อมโยง ภาคกลาง-ภาคใต้ เพิ่มได้ 550 เมกะวัตต์ (ไม่เกินมาตรฐาน N-1) และกรณีที่โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 เกิดเหตุขัดข้อง ไม่สามารถเดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซลได้ ระบบส่งจะไม่รองรับมาตรฐานความมั่นคง (N-1 Criteria) เนื่องจากต้องใช้ความสามารถสายส่งเชื่อมโยงภาคกลาง - ภาคใต้ เกิน 550 เมกะวัตต์ เป็นต้น โดยมาตรการรองรับผลกระทบด้านพลังงานไฟฟ้า
ช่วงการทำงานแหล่งก๊าซฯ JDA-A18 จะแบ่งเป็น 3 ด้าน ได้แก่ ด้าน Supply Side เช่น โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1
พร้อมเดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซล ตรวจสอบโรงไฟฟ้าภาคใต้ทั้งหมดให้พร้อมใช้งานก่อนเริ่มหยุดจ่ายก๊าซฯ และงดการหยุดเครื่องบำรุงรักษาโรงไฟฟ้าภาคใต้ในช่วงหยุดจ่ายก๊าซฯ เป็นต้น ด้าน Demand Side คือ ขอความร่วมมือหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง รณรงค์ให้ทุกภาคส่วนร่วมกันประหยัดพลังงานในช่วงที่มีการหยุดจ่ายก๊าซฯ โดยเฉพาะช่วงเวลา 18.00-21.30 น. และกรณีที่โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 เกิดเหตุขัดข้อง ไม่สามารถเดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซล จะมีการเจรจาซื้อไฟฟ้าจากมาเลเซียผ่านทางระบบ HVDC และ HVAC เป็นต้น
2. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า หาก ปตท. สามารถเลื่อนการทำงานแหล่งก๊าซฯ ยาดานา จากเดิมวันที่ 25 มีนาคม – 2 เมษายน 2560 (9 วัน) เป็นวันที่ 9 - 17 เมษายน (9 วัน) ตามที่ กฟผ. เสนอ จะสามารถลดการใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลลงเหลือ 22.2 ล้านลิตร และ 7.8 ล้านลิตร ตามลำดับ คิดเป็นต้นทุนการใช้น้ำมันที่ลดลง 430 ล้านบาท ทั้งนี้ หากไม่สามารถเลื่อนได้ตามที่ กฟผ. เสนอ เห็นสมควรพิจารณาใช้มาตรการ Demand Response รวมถึงการประชาสัมพันธ์ให้เกิดการลดใช้ไฟฟ้าในช่วงเวลาดังกล่าว ซึ่งจะช่วยลดการใช้น้ำมันในระบบและผลกระทบค่าไฟฟ้าลงได้ ทั้งนี้ สำหรับอัตราชดเชยมาตรการ Demand Response ไม่ควรมากกว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลที่ประมาณการไว้ที่ 3.28 - 3.84 บาท/หน่วย และ 4.57 - 4.69 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่เกิดขึ้นเป็นสำคัญ
มติของที่ประชุม
1. รับทราบแผนการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติ ปี 2560 และมาตรการรองรับผลกระทบด้านพลังงานไฟฟ้า
2. มอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการจัดหาและเตรียมเชื้อเพลิงสำรองให้เพียงพอแก่โรงไฟฟ้าตามมาตรการรองรับ ทั้งก่อนและระหว่างการหยุดจ่ายก๊าซฯ รวมทั้งมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินมาตรการ Demand Respond โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าเป็นสำคัญ
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ร่วมกันรณรงค์และประชาสัมพันธ์ลดใช้พลังงานในช่วงการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานา และ JDA-A18 โดยเฉพาะช่วงที่เกิดความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด
กบง. ครั้งที่ 34 - วันจันทร์ที่ 9 มกราคม 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 1/2560 (ครั้งที่ 34)
เมื่อวันจันทร์ที่ 9 มกราคม 2560 เวลา 14.00 น.
1. รายงานสถานการณ์พลังงานโลกและการวิเคราะห์แนวโน้มราคาพลังงานโลก
5. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมกราคม 2560
6. การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG กรณีการนำเข้าและการส่งออกก๊าซ LPG
7. การส่งเสริมการแปรรูปขยะพลาสติกเป็นน้ำมันเชื้อเพลิง
8. เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนภายใต้แผน AEDP 2015 ในปี 2560
9. รายงานผลคดีหมายเลขดำที่ 348/2558 เรื่องการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG
10. รายงานการนำเข้า การจัดหา และสถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 รายงานสถานการณ์พลังงานโลกและการวิเคราะห์แนวโน้มราคาพลังงานโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในปี 2560 มีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยคาดว่าจะเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล เนื่องจาก กลุ่ม OPEC และกลุ่ม Non – OPEC มีแนวโน้มที่จะปรับลดปริมาณการผลิตน้ำมันดิบลง นโยบายประชานิยมของประธานาธิบดีคนใหม่ของประเทศสหรัฐฯ และเศรษฐกิจโลกมีการเติบโตมากขึ้น ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบปรับตัวลดลง ได้แก่ ในปี 2560 จะมีการเลือกตั้งประธานาธิบดีของประเทศเยอรมนี ฝรั่งเศส และอิตาลี ซึ่งอาจทำให้เกิดการเปลี่ยนแปลงนโยบายทางเศรษฐกิจ การออกจากสหภาพยุโรป อย่างเต็มรูปแบบของประเทศอังกฤษ อาจทำให้มีผลกระทบต่อการตัดสินใจของนักลงทุน และการปรับขึ้นอัตราดอกเบี้ยของธนาคารกลางประเทศสหรัฐอเมริกา (2) ราคาน้ำมันสำเร็จรูปภาพรวมในปี 2560 คาดว่าจะปรับตัวสูงขึ้นตามราคาน้ำมันดิบ ส่วนราคาก๊าซ LPG ในเดือนมกราคม 2560 มีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากภูมิอากาศ ในหลายประเทศหนาวเย็นมากขึ้น และนโยบายของประเทศอินเดียที่ส่งเสริมให้ประชาชนใช้ก๊าซ LPG ในการหุงต้มแทนการใช้ฟืน (3) ราคาถ่านหินในปี 2560 ยังมีแนวโน้มที่จะปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง เนื่องจากประเทศอังกฤษ เยอรมนี และจีน เปลี่ยนมาใช้ถ่านหินในการผลิตไฟฟ้ามากขึ้น (4) ราคา LNG ในปี 2560 คาดว่าจะปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง เนื่องจากปริมาณความต้องการในหลายประเทศเพิ่มสูงขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. ความคืบหน้าในการดำเนินการตามแผน PDP 2015 ไตรมาสที่ 4 ปี 2559 สรุปได้ดังนี้ (1) PDP 1 ติดตามแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ คาดว่าไฟฟ้าที่ผลิตจากก๊าซธรรมชาติจะมีสัดส่วนอยู่ที่ร้อยละ 63.6 มากกว่าแผนฯ ซึ่งอยู่ที่ร้อยละ 58.5 ส่วนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชนิดอื่นส่วนใหญ่มีสัดส่วนต่ำกว่าแผน (2) PDP 2 โครงการที่อยู่ระหว่างก่อสร้าง และการเจรจาความร่วมมือด้านพลังงานกับประเทศเพื่อนบ้านมีความคืบหน้าเป็นไปตามแผน ส่วนโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเกาะกงปัจจุบันเหลือบริษัทผู้พัฒนาโครงการ 2 บริษัท คือ บริษัท สามารถคอร์ปเรชั่น จำกัด (มหาชน) และบริษัท เกาะกง ยูทิลิตี้ จำกัด (3) PDP 4 ติดตามโครงการระบบสายส่งไฟฟ้า การดำเนินโครงการส่วนใหญ่เป็นไปตามแผน มีบางโครงการที่การดำเนินโครงการล่าช้ากว่าแผนเนื่องจาก การคัดค้านของชุมชน และการขออนุญาตเข้าใช้พื้นที่จากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง สำหรับระบบโครงข่ายไฟฟ้าที่มีปัญหาอุปสรรคในการขอเข้าใช้ที่ดินของรัฐที่มีความจำเป็นเร่งด่วน ประกอบด้วย ระบบโครงข่ายไฟฟ้า 230 กิโลโวลต์ คลองแงะ – สตูล ระบบ ระบบโครงข่ายไฟฟ้า 500 กิโลโวลต์ สุราษฎร์ธานี 2 – จุดเชื่อมพังงา 2 – ภูเก็ต 3 และระบบโครงข่ายไฟฟ้า 500 กิโลโวลต์ ชายแดน (บริเวณจังหวัดน่าน) – น่าน 2 – แม่เมาะ 3
2. ความเสี่ยงระบบไฟฟ้าบริเวณภาคใต้ ปัจจุบันระบบไฟฟ้าของ กฟผ. ในภาคใต้ มีกำลังผลิตไฟฟ้ารวมประมาณ 3,089.5 เมกะวัตต์ ขณะที่ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดของภาคใต้เท่ากับ 2,713 เมกะวัตต์ ดังนั้น หากกรณีที่เกิดเหตุสุดวิสัยทำให้โรงไฟฟ้าขนาดใหญ่สุดในพื้นที่ (โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ขนาด 710 เมกะวัตต์) หยุดกะทันหัน กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองจะไม่เพียงพอต่อความต้องการทันทีจึงจำเป็นต้องมีการบริหารจัดการความเสี่ยง ในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าใหม่ในภาคใต้ตามแผน PDP 2015 ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP 2015) รวมทั้งสิ้น 2,465 เมกะวัตต์ ซึ่งในปี 2559 การจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วประมาณ 676 เมกะวัตต์ และในช่วงปี 2560 - 2579 จะมีกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่เพิ่มเข้ามาในระบบอีกประมาณ 1,800 เมกะวัตต์ ส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิล จะเป็นโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดจำนวน 4 โรง รวมกำลังผลิตไฟฟ้า 3,800 เมกะวัตต์ ประกอบด้วยโรงไฟฟ้ากระบี่ โรงไฟฟ้าเทพา และโรงไฟฟ้าใหม่ ส่วนการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของภาคใต้ มีโครงการที่ได้รับการอนุมัติแล้ว 2 โครงการ คือ 1) โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันตกและภาคใต้ เพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า โดยแบ่งออกเป็น 2 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 ก่อสร้างสายส่ง 500 เควี วงจรคู่ จากจอมบึง - บางสะพาน 2 – สุราษฎร์ธานี 2 – ภูเก็ต 3 กำหนดแล้วเสร็จในปี 2562 และระยะที่ 2 ก่อสร้างสายส่ง 500 เควี วงจรคู่ จาก บางสะพาน 2- สุราษฎร์ธานี 2 กำหนดแล้วเสร็จในปี 2565 และ 2) โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าระยะที่ 12 ซึ่งมีโครงการย่อย คือ การก่อสร้างสายส่งไฟฟ้า 230 เควี คลองแงะ – สตูล ซึ่งปัจจุบัน กฟผ. อยู่ระหว่างการดำเนินการตามขั้นตอนของกฎหมาย ระเบียบ และมติคณะรัฐมนตรีที่เกี่ยวข้องในเรื่องการเข้าใช้พื้นที่
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. การดำเนินงานเพื่อรองรับแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558- 2579 (Gas Plan 2015) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 และตามการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผน Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ ที่ กพช. รับทราบเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 มีทั้งหมด 4 ด้าน คือ ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG รักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศให้ยาวนานขึ้น การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ และมีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขันทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access; TPA) โดยความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผน Gas Plan 2015 ไตรมาสที่ 4 ในส่วนของการบริหารจัดการด้านการใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศ ประกอบด้วย (1) G1 การคาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซปี 2559 เพื่อติดตามการใช้ก๊าซฯ ผลการดำเนินงาน คือ อัตราการใช้ก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย 11 เดือน (ณ เดือนพฤศจิกายน 2559) อยู่ที่ประมาณ 4,745 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ในแผนเล็กน้อย (2) G2 การรักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย 1) G2 – 1 การบริหารจัดการแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุในปี 2565 – 2566 ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการพิจารณาร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียมและร่างพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียมของสภานิติบัญญัติแห่งชาติ (สนช.) ซึ่งขยายเวลาการดำเนินงานออกไปถึงเดือนมกราคม 2560 2) G2 – 2 การเปิดให้ยื่นขอสิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ อยู่ระหว่างการดำเนินการเตรียมการด้านกฎหมาย ซึ่ง สนช. กำลังพิจารณาและยกร่างกฎหมายลำดับรองที่จำเป็น 3) G2 – 3 การบริหารจัดการก๊าซฯ ที่ผลิตจากอ่าวไทยให้มีประสิทธิภาพ และให้เกิดประโยชน์สูงสุด ผลการดำเนินงานคือ อัตราก๊าซฯ ที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ เฉลี่ย 11 เดือน ต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ และต่ำกว่าค่าเฉลี่ยของปี 2558 (3) G3 การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG อย่างมีประสิทธิภาพ คือ G3 – 2 การศึกษาแนวทางการกำกับดูแลด้าน LNG อย่างเหมาะสม และสนับสนุนให้เกิดการแข่งขันในธุรกิจ LNG ซึ่ง ชธ. ได้ลงนามสัญญาจ้างที่ปรึกษาด้าน LNG แล้วคาดว่าการศึกษาสัดส่วนที่เหมาะสมของ LNG และการศึกษาองค์ประกอบ/คุณภาพก๊าซฯ สำหรับประเทศไทย จะแล้วเสร็จภายในเดือนมีนาคม 2560 และมิถุนายน 2560 ตามลำดับ และ (4) G4 โครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขันภายใต้โครงการ G4-2 LNG Receiving Terminal เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 และวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. มีมติให้ ขยายกำลังผลิตของ LNG Terminal ที่มีอยู่เดิมของ ปตท. เพิ่ม 1.5 ล้านตันต่อปี โดยมอบหมายให้ ปตท. ก่อสร้าง LNG Terminal แห่งใหม่ ให้เสร็จสิ้นภายในปี 2565 รวมทั้งศึกษาโครงการ FSRU [F-3] ในประเทศเมียนมา ขนาด 3 ล้านตันต่อปี ที่จะเข้าระบบภายในปี 2570 มอบหมาย กฟผ. ดำเนินโครงการ FSRU [F-1] ขนาด 5 ล้านตันต่อปี ในอ่าวไทยตอนบนภายในปี 2567 ส่วนโครงการ FSRU [F-2] ค่ดว่าจะดำเนินการที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา และมอบหมายให้ พน. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องศึกษาและจัดทำแผนโครงสร้างพื้นฐาน LNG ของประเทศ ให้แล้วเสร็จในเดือนพฤษภาคม 2560
2. ปัญหาและอุปสรรค ประกอบด้วย (1) G2 – 1 แนวทางในการบริหารสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุ ประเด็นคือ ไม่มีข้อกฎหมายในการบริหารจัดการสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุ จึงต้องมีการศึกษาวิเคราะห์ในประเด็นต่างๆ อย่างรอบคอบ (2) G2 – 2 การเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ประเด็นหลักคือ การเตรียมความพร้อมในด้านข้อกฎหมายยังมีข้อจำกัด จึงจำเป็นต้องดำเนินการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายรวมทั้งร่างกฎหมายที่เกี่ยวข้อง ซึ่งต้องใช้ระยะเวลาอย่างมาก และ (3) G4 โครงสร้างพื้นฐานรองรับการนำเข้า LNG ประเด็นคือ การรักษาความสมดุลระหว่างเสถียรภาพด้านการจัดหาก๊าซฯ ให้เพียงพอกับความต้องการใช้ของประเทศในอนาคต รวมถึงการสร้างบรรยากาศการแข่งขันอย่างเสรีของธุรกิจก๊าซฯ ซึ่งส่งผลต่อการพิจารณาตัดสินใจของภาครัฐในการอนุมัติโครงการต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง ซึ่ง ชธ. ได้เสนอว่า เนื่องจากแต่ละแผนมีความเชื่อมโยงกัน หากแผนใดมีการเปลี่ยนแปลง ย่อมส่งผลต่อแผนฉบับอื่น จึงควรมีหน่วยงานในการประสานระหว่างแผนบูรณาการพลังงานระยะยาวทั้ง 5 แผน เพื่อติดตามความคืบหน้า และควรมีระบบการถ่ายทอดข้อมูลระหว่างหน่วยงานที่ชัดเจน และเป็นระบบ เพื่อให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องมีข้อมูลเท่าเทียมกัน เล็งเห็นประโยชน์ และมุ่งสู่เป้าหมายในทิศทางเดียวกัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. ระเบียบกระทรวงพลังงาน ว่าด้วยการฝากและการเบิกจ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2556 หมวด 7 การตรวจสอบภายใน ข้อ 26 ให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) จัดให้มีการตรวจสอบภายในเกี่ยวกับการดำเนินงานกองทุน การรับ-จ่ายและการควบคุมภายในของโครงการที่ได้รับเงินจากกองทุน แล้วรายงานให้ปลัดกระทรวงพลังงาน อย่างน้อยปีละหนึ่งครั้ง เพื่อนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบ
2. ในปีงบประมาณ พ.ศ. 2559 ผู้ตรวจสอบภายในของ สบพน. ได้ดำเนินการตรวจสอบการเบิก-จ่าย และติดตามการใช้จ่ายเงินของโครงการและงบบริหารที่ได้รับอนุมัติให้ใช้เงินจากกองทุนน้ำมันฯ จำนวน 4 หน่วยงาน ประกอบด้วย สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และกรมสรรพสามิต และได้รายงานผลการตรวจสอบเสนอผู้บริหารสูงสุดของหน่วยงานที่ได้รับการตรวจสอบพร้อมทั้งเสนอรายงานผลการตรวจสอบต่อคณะกรรมการตรวจสอบ สบพน. และคณะกรรมการ สบพน. พิจารณาเห็นชอบแล้ว โดยมีสาระสำคัญดังนี้ (1) งบโครงการ มีหน่วยงานที่ได้รับการตรวจสอบจำนวน 3 หน่วยงาน ได้แก่ สป.พน. สนพ. และ ธพ. มีโครงการที่ได้รับอนุมัติในปีงบประมาณ พ.ศ. 2558 – 2559 รวมทั้งสิ้น 9 โครงการ ประกอบด้วย โครงการที่อยู่ระหว่างดำเนินงาน จำนวน 4 โครงการ พบว่าการเบิก – จ่ายเงินเป็นไปตามแผนการ ใช้จ่ายเงินที่ได้รับอนุมัติ และโครงการที่สิ้นสุดการดำเนินงานและปิดบัญชีโครงการแล้ว มีจำนวน 5 โครงการ พบว่า มีการสรุปผลการดำเนินโครงการเปรียบเทียบวัตถุประสงค์กับผลลัพธ์ที่ได้อย่างชัดเจน การส่งคืนเงินเหลือจ่าย พร้อมดอกผลและรายรับอื่นคืนให้กองทุนน้ำมันฯ เป็นไปตามที่ระเบียบกระทรวงพลังงานฯ กำหนดไว้ (2) งบบริหาร สรุปได้ว่า ในปีงบประมาณ พ.ศ. 2559 มีหน่วยงานที่ได้รับการตรวจสอบจำนวน 3 หน่วยงาน ได้แก่ สป.พน. สนพ. และกรมสรรพสามิต เป็นงบบริหารที่ได้รับอนุมัติในปีงบประมาณ พ.ศ. 2558–2559 ผลการตรวจสอบ พบว่า การเบิก - จ่ายเงินเป็นไปตามแผนการใช้จ่ายเงินที่ได้รับอนุมัติ มีการส่งคืนเงินเหลือจ่ายพร้อมดอกผลให้กองทุน น้ำมันฯ ภายในระยะเวลาตามที่ระเบียบกระทรวงพลังงานฯ กำหนดไว้ (3) การบันทึกบัญชี พบว่า มีการบันทึกรายการเบิก - จ่ายและคืนเงินคงเหลือพร้อมดอกผลเข้าระบบ GFMIS ของกรมบัญชีกลาง ตามระบบที่กรมบัญชีกลางกำหนดไว้ (4) การจัดทำรายงาน พบว่า โดยส่วนใหญ่มีการจัดทำรายงานแล้วเสร็จภายในวันที่ 15 ของเดือนถัดไป ตามระยะเวลาที่ระเบียบกระทรวงพลังงานฯ กำหนดไว้มีเพียง สป.พน. ที่จัดทำรายงานส่งให้ สบพน. ล่าช้ากว่า ที่ระเบียบกำหนดไว้ และ (5) การควบคุมภายใน ผู้รับผิดชอบของหน่วยงานที่ได้รับอนุมัติให้ใช้เงินจากกองทุนน้ำมันฯ มีระบบการควบคุมภายในเกี่ยวกับการเบิกจ่ายเงินโครงการและงบบริหารที่เหมาะสม และมีการวิเคราะห์ข้อมูลและจำนวนเงินคงเหลือในบัญชีเงินฝากของกองทุนน้ำมันฯ โดยผู้อำนวยการสำนักบริหารการเงินและบัญชีกองทุน ของ สบพน. ก่อนเสนอผู้อำนวยการ สบพน. อนุมัติจ่ายเงินทุกครั้ง
3. สรุปผลการตรวจสอบ ในภาพรวมมีการเบิก - จ่ายเงินโครงการและงบบริหารตามแผนการใช้เงินที่ได้รับอนุมัติ มีการปฏิบัติงานเป็นไปตามระเบียบกระทรวงพลังงานฯ มีเพียงบางหน่วยงานที่นำเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปใช้ ในโครงการด้านพลังงานทดแทนและการอนุรักษ์พลังงาน และมีบางหน่วยงานที่จัดส่งรายงานการเงินประจำเดือนล่าช้ากว่าที่ระเบียบฯ กำหนดไว้ ซึ่งได้แจ้งให้ผู้ที่รับผิดชอบรับทราบ เพื่อดำเนินการปรับปรุงแก้ไขแล้ว โดยสรุปมีความเสี่ยงด้านการปฏิบัติงาน (Operational Risk) ความเสี่ยงทางด้านการเงิน (Financial Risk) และความเสี่ยง ด้านการปฏิบัติตามกฎ ระเบียบ (Compliance Risk) อยู่ในระดับต่ำ มีการควบคุมภายในด้านการเบิก - จ่าย และติดตามการใช้จ่ายเงินอยู่ในระดับที่เหมาะสม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมกราคม 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ดังนี้ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ โดยการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ จะเริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน คือ ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขาย ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม และส่วนที่ 2ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อขาย เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ โดยราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง +ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ทั้งนี้ เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันฯ มีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ (2) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของส่วนผลิตและจัดหา โดยยกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ หรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศ ทำการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรมาติก
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG ของเดือนมกราคม 2560 โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ต้นทุนเดือนพฤศจิกายน 2559 – มกราคม 2560 ลดลงจากเดือนตุลาคม 2559 ที่ 0.1183 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.3821 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.2638 บาทต่อกิโลกรัม ดังนี้ ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ ลดลง 0.1053 บาทต่อกิโลกรัม จาก 8.7299 บาท ต่อกิโลกรัม เป็น 8.6246 บาทต่อกิโลกรัม ค่าเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตลดลง 0.0130 บาทต่อกิโลกรัม จาก 1.0825 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 1.0695 บาทต่อกิโลกรัม ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ (Operation Cost) ใช้ข้อมูลของปี 2558 ที่ 1.1937 บาทต่อกิโลกรัม และเงินลงทุนคงที่ (Capex) ที่ 2.3760 บาทต่อกิโลกรัม โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก ต้นทุนอ้างอิงราคาตลาดโลก ที่สูตรราคา CP โดยต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในเดือนมกราคม 2560 เท่ากับ 465 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน การนำเข้า ต้นทุนเดือนมกราคม 2560 อยู่ที่ 508.6869 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (18.3036 บาทต่อกิโลกรัม) และบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ต้นทุนเดือนพฤศจิกายน 2559 – มกราคม 2560 คงที่ที่ราคา 15.00 บาทต่อกิโลกรัม
3. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนมกราคม 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 465 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 69 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน บวกค่าใช้จ่ายนำเข้า 43.6869 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ส่งผลให้ราคาก๊าซ LPG นำเข้า อยู่ที่ 508.6869 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก อยู่ที่ 465 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ 368.6232 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 4.9513 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จาก ปตท.สผ.สยามฯ 416.8751 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนธันวาคม 2559 อยู่ที่ 35.9820 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าลงจากเดือนก่อนหน้า 0.4769 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ทั้งนี้ จากต้นทุนก๊าซ LPG ดังกล่าว ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับเพิ่มขึ้น 4.6959 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.6077 บาทต่อกิโลกรัม (383.2618 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 18.3036 บาทต่อกิโลกรัม (508.6869 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ) และราคา ณ โรงกลั่นของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคปิโตรเคมีที่อ้างอิงราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average) ปรับเพิ่มขึ้น 0.9993 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.6077 บาทต่อกิโลกรัม (383.2618 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 14.6070 บาทต่อกิโลกรัม (405.9530 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
4. ข้อเสนอของฝ่ายเลขานุการฯ มติ กบง. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ได้เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบและราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก อัตราแลกเปลี่ยน ส่งผลให้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ/ชดเชย ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุน#1) ณ เดือนมกราคม 2560 ดังนี้ ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ที่ขายภาคปิโตรเคมี ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ 1.3432 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ที่ขายเป็นเชื้อเพลิง ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ 5.0398 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขาย ภาคปิโตรเคมีได้รับเงินชดเชย 2.1246 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขายเป็นเชื้อเพลิงต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ 1.5720 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อไม่ให้การผันผวนของราคาก๊าซ LPG ในตลาดและการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG มีผลกระทบต่อราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศ ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 1 มกราคม 2560 มีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของก๊าซ LPG 7,382 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงใคร่ขอเสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับเพิ่มการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ อีก 4.6959 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.2887 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 4.9846 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งแต่เดิม (เดือนธันวาคม 2559) กองทุนน้ำมันฯ ไม่ได้มีรายรับจากส่วนการผลิตและการจัดหา ก๊าซ LPG ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายเพื่อทำการรักษาระดับราคาขายปลีกก๊าซ LPG (กองทุน#2) ไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม จำนวน 83 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งต่อมาเมื่อมีการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG เพื่อรองรับการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG แล้ว ประกอบกับราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ปรับตัวสูงขึ้น ส่งผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ ต้องจ่ายเงินชดเชยที่ 4.9846 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม คิดเป็นเงินกองทุนน้ำมันฯ ที่ต้องจ่ายชดเชยจำนวน 1,718 ล้านบาท อย่างไรก็ตามการปรับโครงสร้างฯ ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับ ในส่วนของการผลิตและการจัดหาจำนวน 1,234 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายสุทธิประมาณ 484 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งหากไม่มีการปรับโครงสร้างฯ แล้ว จะส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายที่ 351 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือนมกราคม 2560 ดังนี้
(1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 13.2638 บาทต่อกิโลกรัม
(2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 16.7316 บาทต่อกิโลกรัม
(3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 18.3036 บาทต่อกิโลกรัม
(4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.0000 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 4.9846 บาท
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 2 พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ ทั้งนี้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 10 มกราคม 2560 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 6 การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG กรณีการนำเข้าและการส่งออกก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการเป็นสองระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ ซึ่งเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้าและระบบโควต้าการนำเข้าของประเทศ ซึ่งจะเริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป ระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ ซึ่งยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอ ส่วนการเปิดเสรีการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดการดำเนินการที่เกี่ยวข้อง ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ - ขาย เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) (2) การผลิต การจัดหา และ การส่งออก ในส่วนการนำเข้า ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคานำเข้าที่ CP+85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เป็นราคา CP บวกค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (CP+X) และยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศ ส่วนโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติกปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคาจาก CP-20 เป็น CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ส่วนโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และบริษัท ปตท.สผ.สยามฯ ภาครัฐจะยังกำกับดูแลกลไกราคาตามนโยบายรัฐบาลที่กำหนดให้ราคาจะต้องสะท้อนต้นทุน โดยใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนที่แท้จริง (cost plus) ในการกำหนดราคา ในส่วนการส่งออก ธพ. เป็นผู้ควบคุมดูแลและพิจารณาการขอส่งออกเนื้อก๊าซ LPG รวมทั้งการกำหนดเงื่อนไขประกอบต่างๆ ที่จำเป็น (3) มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน มอบหมายให้ ธพ. มีอำนาจสั่งการให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยสามารถได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันฯ ตามต้นทุนจริง (4) คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้า และรับ/จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศกำหนดให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ต้องเร่งรัดให้มีการเปิดบริการระบบคลังดังกล่าวให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนเมษายน 2560
2. การนำเข้าก๊าซ LPG หลังเปิดเสรีส่วนนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ ได้ปรับเปลี่ยนหลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง จากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า CP+X แทน โดย X ประกอบด้วย ค่าขนส่ง ค่าประกันภัย ค่าการสูญเสีย และค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ซึ่งคำนวณขึ้นจากดัชนีอ้างอิงสากลและค่าใช้จ่ายจริงที่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เคยนำเข้าในอดีต ดังนั้น เพื่อติดตามและประเมินถึงความเหมาะสมของตัวเลขราคานำเข้า CP+X จึงเห็นควรให้ผู้นำเข้าทุกรายต้องรายงานตัวเลขปริมาณและราคาจริงของการนำเข้าก๊าซ LPG ให้ ธพ. รับทราบทุกครั้งที่มีการนำเข้า สำหรับในกรณีที่ผู้นำเข้าแจ้งแผนการนำเข้าให้ ธพ. รับทราบล่วงหน้าเพื่อทำสมดุลการจัดหาและความต้องการของประเทศ แต่ผู้แจ้งนำเข้าไม่สามารถนำเข้าได้จริงตามแผนที่ได้แจ้งไว้จนส่งผลให้ต้องมีการนำเข้าแบบฉุกเฉิน (prompt cargo) ทำให้เป็นภาระต่อกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้องชดเชยส่วนต่างราคาให้ ซึ่งปัจจุบันยังไม่มีบทปรับและบทลงโทษที่เหมาะสม ดังนั้น จึงเห็นควรให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) พร้อมด้วย ธพ. และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานทำการศึกษาถึงมาตรการที่เหมาะสม เพื่อรองรับและแก้ไขปัญหาความเสียหายที่อาจเกิดขึ้น และในระหว่างที่คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ของ ปตท. ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้า และรับ/จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศ ยังไม่เปิดบริการให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ เห็นควรกำหนดให้โรงแยกฯ ซึ่งเป็นแหล่งผลิตก๊าซ LPG หลักของประเทศ ยังคงต้องจำหน่ายก๊าซ LPG ให้แก่ผู้ค้าทุกรายที่มีความต้องการซื้อ เพื่อป้องกันการกีดกันทางการค้า
3. การส่งออกก๊าซ LPG หลังเปิดเสรีส่วนนำเข้า จำเป็นต้องปรับเปลี่ยนหลักเกณฑ์การส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ของประเทศให้มีความยืดหยุ่นมากขึ้น ซึ่งเดิมอนุญาตให้ส่งออกเฉพาะก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศ แต่หลังการเปิดเสรีนำเข้าควรให้ผู้ค้าสามารถขออนุญาตส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศได้ เพื่อเป็นการรักษาสมดุลการผลิตและจัดหาให้เข้ากับความต้องการภายในประเทศ โดยให้ ธพ. เป็นผู้ควบคุมดูแลการส่งออกเนื้อก๊าซ LPG โดยให้พิจารณาการขออนุญาตส่งออกเป็นรายเที่ยว สำหรับการพิจารณาการขอส่งออกจะอนุญาตให้เฉพาะกรณีที่มีความจำเป็นเท่านั้น และหากได้รับอนุญาตให้ส่งออก ผู้ค้ามีหน้าที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า รัฐยังคงกำหนดราคาโรงกลั่นฯ (CP) และราคาโรงแยกฯ (หลักเกณฑ์ Cost Plus) ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศ ซึ่งราคาดังกล่าวอาจจะต่ำกว่าราคาที่ควรได้ ดังนั้น ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ จึงจำเป็นต้องกำหนดเงื่อนไขการส่งออกเพิ่มเติมเพื่อให้ผู้ผลิตจำหน่ายก๊าซ LPG เข้าสู่ระบบภายในประเทศเป็นหลัก ดังนี้ (1) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนผลิตและจัดหาของเนื้อก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกโดยโรงแยกฯ เท่ากับส่วนต่างของ ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง (CP+X) และราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกฯ และ (2) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนผลิตและจัดหาของเนื้อก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกโดยโรงกลั่นฯ เท่ากับส่วนต่างของ ราคาก๊าซ LPGณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง (CP+X) และราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นฯ (CP)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกำหนดให้ผู้นำเข้าก๊าซ LPG ต้องรายงานปริมาณและราคาจริงของการนำเข้าก๊าซ LPG ให้กรมธุรกิจพลังงานรับทราบ
2. เห็นชอบให้กรมธุรกิจพลังงานเป็นหน่วยงานหลัก พร้อมด้วยสถาบันบริหารกองทุนพลังงานและสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ดำเนินการศึกษามาตรการรองรับความเสียหายอันเกิดจากการชดเชยราคาส่วนต่างจากการนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน
3. เห็นชอบกำหนดให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ต้องจำหน่ายก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติให้แก่ผู้ค้าทุกรายที่มีความต้องการซื้อ ในช่วงเวลาก่อนการเปิดบริการคลังก๊าซจังหวัดชลบุรี(คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA)
4. เห็นชอบให้กรมธุรกิจพลังงานและสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ทบทวนหลักการการขออนุญาตส่งออกก๊าซ LPG นอกราชอาณาจักร และทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร กรณีได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักร และนำมาเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพิจารณาอีกครั้ง
เรื่องที่ 7 การส่งเสริมการแปรรูปขยะพลาสติกเป็นน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบให้มีการชดเชยราคาให้กับโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงที่รับซื้อน้ำมันจากขยะพลาสติก ในช่วงที่ราคาน้ำมันดิบดูไบต่ำกว่าประมาณ 14.50 บาทต่อลิตร โดยมีหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินชดเชย ดังนี้ อัตราเงินชดเชย = 14.50 – ราคาน้ำมันดิบ ทั้งนี้หากราคาน้ำมันดิบดูไบสูงกว่า 14.50 บาทต่อลิตร จะไม่มีการชดเชยต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะ โดยให้มีระยะเวลาชดเชย 3 ปี ตั้งแต่วันที่ 4 สิงหาคม 2558 ถึงวันที่ 3 สิงหาคม 2561 และให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) พิจารณาทบทวนต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกทุกๆ 1 ปี
2. จากรายงานการขอรับเงินชดเชยของโรงกลั่นน้ำมันที่รับซื้อน้ำมันจากขยะพลาสติกของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2558 ถึง ธันวาคม 2559 มีผู้ผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกได้ขายน้ำมันให้กับโรงกลั่นน้ำมันจำนวน 1 ราย คือโรงงานแปรรูปขยะเทศบาลหัวหิน (บริษัท ซิงเกิ้ลพอยท์เอ็นเนอยี่ แอนด์ เอ็นไวรอนเมนท์ จำกัด) จำนวน 454,003 ลิตร และมีโรงกลั่นน้ำมันที่รับซื้อจำนวน 1 ราย คือบริษัท ไออาร์พีซี จำกัด (มหาชน) โดยคิดเป็นจำนวนเงินที่ได้รับชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ จำนวนทั้งสิ้น 2,613,800 บาท และ สนพ. ได้ดำเนินการตามมติ กบง. ดังกล่าว โดยได้ขอข้อมูลต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกจากโรงงานที่ผลิตและจำหน่ายน้ำมันที่ผลิตจากขยะพลาสติกและสถาบันการศึกษาที่ผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติก เพื่อใช้ประกอบการพิจารณาทบทวนต้นทุนการผลิต ซึ่งจากผลการศึกษาการทบทวนต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกในปี 2558 พบว่าการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกมีต้นทุนเฉลี่ยที่ 14.50 บาทต่อลิตร หรือเทียบเท่าราคาน้ำมันดิบดูไบที่ประมาณ 69 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล นอกจากนี้ สนพ. ได้มีการทบทวนต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกในการปี 2559 พบว่า ยังไม่มีการลงทุนเพิ่มหรือมีโรงงานใหม่เกิดขึ้น ดังนั้น จึงใช้สมมติฐานการลงทุน ประกอบด้วย ปริมาณการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติก จำนวนวันผลิต Conversion rate และปริมาณวัตถุดิบ PE/PP ที่ใช้ในกระบวนการผลิต ค่าสารเคมี ค่าน้ำ ค่าขนส่ง และค่าบริหารจัดการ เท่าเดิมไม่เปลี่ยนแปลง ทั้งนี้เมื่อพิจารณาในรายละเอียดสำหรับต้นทุนในกระบวนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติก จะเห็นว่าราคาพลาสติก PP/PE ค่าพลังงาน (LPG ไฟฟ้า น้ำมัน) ปรับลดลง เนื่องจากราคาพลาสติก PP/PE ซึ่งได้พิจารณาที่ราคารับซื้อพลาสติก PP หน้าโรงงานในปี 2559 ลดลง ส่วนค่าพลังงาน (LPG ไฟฟ้า น้ำมัน) ปรับลดลงตามราคาพลังงานในตลาดโลกที่ปรับลดลง ในส่วนของ Catalyst ค่าซ่อมบำรุง และค่าแรงงาน ปรับเพิ่มขึ้น ดังนั้น จากการทบทวนต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกในปี 2559 พบว่าต้นทุนการผลิตฯ เฉลี่ยอยู่ที่ 14.55 บาทต่อลิตร หรือเทียบเท่าราคาน้ำมันดิบดูไบที่ประมาณ 65 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับเพิ่มขึ้นจากผลการศึกษาต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกในปี 2558 ที่ 0.03 บาทต่อลิตร
3. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่าจากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกที่ปรับตัวลดลง ส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยปี 2559 อยู่ที่ประมาณ 9.00 บาทต่อลิตร ในขณะที่ต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกเฉลี่ย อยู่ที่ประมาณ 14.55 บาทต่อลิตร ซึ่งไม่สามารถแข่งขันกับราคาน้ำมันดิบดูไบได้ ดังนั้น เพื่อเป็นการส่งเสริมการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติก และจูงใจให้ผู้ผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกผลิตและจำหน่ายให้โรงกลั่นน้ำมัน จึงเห็นควรให้มีการชดเชยราคาให้กับโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงที่รับซื้อน้ำมันจากขยะพลาสติก ที่ 14.55 บาทต่อลิตร – ราคาน้ำมันดิบ (บาทต่อลิตร)
มติของที่ประชุม
เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินชดเชยให้แก่โรงกลั่นน้ำมันที่รับซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผลิตได้จากการแปรรูปขยะพลาสติก ดังนี้
อัตราเงินชดเชย = 14.55 – ราคาน้ำมันดิบ |
โดยที่
- อัตราเงินชดเชย หมายถึง อัตราเงินชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิงให้แก่โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงที่รับซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผลิตได้จากการแปรรูปขยะพลาสติก (บาทต่อลิตร) - ราคาน้ำมันดิบ หมายถึง ราคา FOB ของน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยเดือนก่อนหน้า (บาทต่อลิตร) - อัตราแลกเปลี่ยน หมายถึง อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยเดือนก่อนหน้าที่ประกาศโดยธนาคารแห่งประเทศไทย (บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ) |
ทั้งนี้หากราคาน้ำมันดิบดูไบสูงกว่า 14.55 บาทต่อลิตร จะไม่มีการชดเชยต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติก โดยให้มีระยะเวลาชดเชยตั้งแต่วันที่ 10 มกราคม 2560 ถึงวันที่ 3 สิงหาคม 2561
เรื่องที่ 8 เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนภายใต้แผน AEDP 2015 ในปี 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) กำหนดเป้าหมายการส่งเสริมพลังงานทดแทนในการผลิตไฟฟ้ารายเทคโนโลยี พร้อมกำหนดมาตรการ/วิธีการดำเนินการให้ได้ตามเป้าหมายในปี 2560 โดย พพ. ได้รวบรวมเป้าหมายและสถานภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนในปี 2559 สรุปได้ว่า ในปี 2559 มีแผนผลโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่วางแผนจะจ่ายไฟฟ้าเพื่อให้เป็นไปตามแผน AEDP 2015 ทั้งสิ้น 580.31 เมกะวัตต์ แต่มีโรงไฟฟ้าที่สามารถจ่ายไฟได้ทั้งสิ้น 1,272.16 เมกะวัตต์ ซึ่งสูงกว่าแผนที่วางไว้ ทั้งนี้ เมื่อเปรียบเทียบแผนผลการจัดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนทั้งหมด สรุปว่า ณ เดือนตุลาคม 2559 มีโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่จ่ายไฟฟ้าแล้ว สะสมรวม 9,234.95 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้า 21,227.98 ล้านหน่วย จากเป้าหมายที่วางไว้ ณ สิ้นปี 2559 จะมีโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน สะสมรวม 8,543.10 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้า 30,207.84 ล้านหน่วย ซึ่งจะเห็นได้ว่า ผลของกำลังการผลิตติดตั้งทั้งหมด สามารถดำเนินการได้สูงกว่าเป้าหมาย แต่เมื่อพิจารณาพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้แล้ว พบว่า ยังมีค่าต่ำกว่าเป้าหมาย ทั้งนี้ เนื่องจากค่า plant factor ของโรงไฟฟ้าที่ผลิตได้ มีค่าต่ำกว่าที่ใช้ประเมินเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนรายปีตามแผน AEDP 2015
2. ในปี 2560 มีเป้าหมายตามแผน AEDP 2015 จะติดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน ให้มีกำลังการผลิตรวม 9,327.15 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 33,580.65 ล้านหน่วย โดยมีกิจกรรมที่จะต้องดำเนินการ ประกอบด้วย (1) ติดตามเร่งรัดโรงไฟฟ้าที่ครบกำหนด COD ซึ่งปัจจุบันมีโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ลงนามในสัญญาแล้วและครบกำหนดจะต้อง COD ในปี 2560 รวมทั้งสิ้น 1,475.34 เมกะวัตต์ ประกอบด้วยโครงการ 1) โรงไฟฟ้าขยะชุมชน 39.24 เมกะวัตต์ 2) โรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 37.77 เมกะวัตต์ 3) โรงไฟฟ้าชีวมวล 364.82 เมกะวัตต์ 4) โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ 275.57 เมกะวัตต์ และ 5) โรงไฟฟ้าพลังงานลม 757.95 เมกะวัตต์ โดยในการติดตามเร่งรัดโรงไฟฟ้าที่ครบกำหนด COD เห็นควรมอบหมายพลังงานจังหวัดซึ่งปฏิบัติงานอยู่ในพื้นที่ให้ติดตาม/รายงานความก้าวหน้าต่อ พพ. เพื่อสรุปเสนอ กบง. ทุกๆ ไตรมาส ต่อไป สำหรับ โรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็ก ซึ่งยังไม่แล้วเสร็จ และยังไม่สามารถ COD ในปี 2560 ได้ เนื่องจากอุปสรรคในการก่อสร้าง เช่น ปัญหาป่าไม้ เป็นต้น (2) พิจารณาหาข้อสรุปโรงไฟฟ้าที่แล้วเสร็จแต่ยังไม่ได้จ่ายไฟฟ้า ซึ่งปัจจุบันมีโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ก่อสร้างแล้วเสร็จ พร้อมมีสายส่งสามารถรองรับกระแสไฟฟ้าได้ รวม 177.39 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย 1) โรงไฟฟ้าพลังงานน้ำขนาดเล็ก ของ พพ. ที่ก่อสร้างแล้วเสร็จ จำนวน 26 โครงการ รวมกำลังการผลิต 11.176 เมกะวัตต์ 2) โครงการโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพที่ได้รับการสนับสนุนงบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานผ่าน สนพ. ที่ก่อสร้างแล้วเสร็จ แต่ยังไม่สามารถจ่ายไฟเข้าระบบได้ เนื่องจากติดขัดเรื่องระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าที่กำหนดว่าจะต้องไม่เคยได้รับการสนับสนุนงบประมาณจากส่วนราชการ รวมทั้งสิ้น 17 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 19.28 เมกะวัตต์ ซึ่งมีสายส่งไฟฟ้าที่จะรองรับได้ในปี 2560 จำนวน 17.80 เมกะวัตต์ 3) โครงการโรงไฟฟ้าโรงงานน้ำตาลที่ขอขายไฟฟ้าเพิ่มและที่ก่อสร้างแล้วเสร็จแต่ยังไม่สามารถจำหน่ายไฟฟ้าได้ รวม 146.39 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย 2 กลุ่มคือ กลุ่มที่ 1 โรงไฟฟ้าโรงงานน้ำตาลที่จำหน่ายไฟฟ้าอยู่แล้วและมีความประสงค์ที่จะขอขายไฟฟ้าเพิ่มเติม จำนวน 23 โรง กำลังไฟฟ้าที่ขอขายเพิ่มรวม 72.98 เมกะวัตต์ แต่อยู่ในพื้นที่ที่สามารถรับซื้อไฟฟ้าได้ 54.1 เมกะวัตต์ และกลุ่มที่ 2 โรงไฟฟ้าโรงงานน้ำตาลที่ก่อสร้างแล้วเสร็จแต่ยังไม่สามารถจำหน่ายไฟฟ้าได้ จำนวน 4 แห่ง รวม 154 เมกะวัตต์ แต่อยู่ในพื้นที่ที่สามารถรับซื้อไฟฟ้าได้ จำนวน 92.29 เมกะวัตต์ 4) โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลม ของ พพ. ที่ก่อสร้างแล้วเสร็จ จำนวน 2 โครงการ รวมกำลังการผลิต 2.025 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ โครงการตามข้อ 1) และ ข้อ 4) ซึ่งเป็นโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดยใช้งบประมาณภาครัฐ พพ. จะนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณา ในการประชุมวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560
3. การเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการที่ค้างจากปี 2559 ให้ครบตามเป้าหมาย ประกอบด้วย (1) ในปี 2559 กพช. มีมติให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา จำนวน 50 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) จำนวน 10 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าชีวมวล จำนวน 36 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าพลังงานขยะ 4 เมกะวัตต์ ซึ่งได้ดำเนินการรับซื้อไปแล้ว จำนวน 38 เมกะวัตต์ คงเหลือ 12 เมกะวัตต์ คือ โรงไฟฟ้าพลังงานขยะชุมชน 4 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) จำนวน 8 เมกะวัตต์ (2) กกพ. ได้มีประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมรวมจำนวน 50 เมกะวัตต์ แต่มีผู้ที่ผ่านการคัดเลือกและได้รับการพิจารณารับซื้อจำนวน 41.83 เมกะวัตต์ ซึ่งเห็นควรเปิดรับซื้อให้ครบตามเป้าหมายที่เหลือ จำนวน 8.17 เมกะวัตต์ และ (3) กกพ. ได้มีประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโซล่าร์ส่วนราชการและสหกรณ์การเกษตร ซึ่งมีเป้าหมายจำนวน 800 เมกะวัตต์ แบ่งออกเป็น 1) โซล่าร์สหกรณ์การเกษตร จำนวน 400 เมกะวัตต์ ปัจจุบันรับซื้อไฟฟ้าแล้ว จำนวน 281.32 เมกะวัตต์ ยังคงสามารถเปิดรับซื้อไฟฟ้าได้อีก 118.68 เมกะวัตต์ และ 2) โซล่าร์ส่วนราชการ จำนวน 400 เมกะวัตต์ ซึ่งเห็นควรให้ กกพ. พิจารณาเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาความเหมาะสมว่าจะเปิดรับซื้ออีกหรือไม่
4. การเปิดรับซื้อใหม่ในปี 2560 พพ. ได้รับข้อมูลขีดความสามารถของสายส่งไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ที่จะสามารถรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนได้ภายในปี 2562 จึงได้นำมาพิจารณาร่วมกับข้อมูลศักยภาพพลังงานทดแทนในแต่ละพื้นที่ และได้กำหนดเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน ในปี 2560 จำนวนทั้งหมด 651.67 เมกะวัตต์ โดยรับซื้อจาก VSPP จำนวน 291.67 เมกะวัตต์ และจาก SPP จำนวน 360 เมกะวัตต์ โดยมีรายละเอียดดังนี้ (1) สามารถเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) จำนวน 90.09 เมกะวัตต์ จาก VSPP (2) สามารถเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากชีวมวล จำนวน 514.58 เมกะวัตต์ จาก VSPP จำนวน 154.58 เมกะวัตต์ และจาก SPP จำนวน 360 เมกะวัตต์ และ (3) สามารถเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) จำนวน 47 เมกะวัตต์ จาก VSPP ทั้งนี้ พพ. ได้คาดการณ์ว่า ณ สิ้นปี 2560 มีเป้าหมายติดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนสะสม ตามแผน AEDP-2015 เท่ากับ 9,327.15 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้า 33,580.15 ล้านหน่วย ซึ่งคาดว่าจะสามารถติดตั้งได้จริง 10,887.68 เมกะวัตต์ โดยผลิตพลังงานไฟฟ้าได้ 31,354.27 ล้านหน่วย
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาข้อมูลตามที่ พพ. เสนอแล้ว มีความเห็นดังนี้ (1) เนื่องด้วยตัวเลขเป้าหมายของแผนพัฒนาพลังงานทดแทน (AEDP 2015) เป็นตัวเลขที่รวมการผลิตไฟฟ้าทั้งในระบบ และนอกระบบ (Off Grid Power Generation) ดังนั้น การเปรียบเทียบเป้าหมายกับผลการดำเนินการ ควรให้ชัดเจนว่าได้รวมการผลิตไฟฟ้านอกระบบและควรแยกด้วยว่าเป็นการผลิตจากในระบบเท่าไร และนอกระบบเท่าไร (2) ในกรณีของโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำและพลังงานลม ของ พพ. โครงการโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพที่ได้รับการสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และโครงการโรงไฟฟ้าจากโรงงานน้ำตาล เห็นควรมอบหมายให้ พพ. สนพ. และ กกพ. หารือร่วมกันเพื่อให้ได้ข้อสรุปถึงอัตราราคาและแนวทางการรับซื้อ และนำเสนอ กพช. ต่อไป (3) ในส่วนของการเปิดรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา เห็นควรให้มีการเปิดรับซื้อเพิ่มเติม ทั้งนี้ เห็นควรเปิดรับซื้อเฉพาะพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้เท่านั้น และควรเป็นพื้นที่ที่มีความสำคัญ ต่อความมั่นคง เช่น บริเวณชายเขาบูโด (4) ในส่วนของขยะอุตสาหกรรม หากจะมีการเปิดรับซื้อเพิ่มเติมเห็นควรให้ กกพ. และ พพ. ทบทวนหลักเกณฑ์ เงื่อนไข และแนวทาง ตลอดจนประสานกับกระทรวงอุตสาหกรรม เพื่อให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ในการรองรับการดำเนินการโครงการนิคมอุตสาหกรรม บริหารจัดการกากอุตสาหกรรมตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 และมอบหมายให้ พพ. พิจารณาเสนออัตรารับซื้อ (FiT) ที่เหมาะสมต่อ กบง. ต่อไป และ (5) เป้าหมายการเปิดรับซื้อไฟฟ้าปี 2560 ยังขาดไฟฟ้าพลังงานน้ำขนาดเล็กจากภาคเอกชน เห็นควรมอบหมายให้ พพ. และ กกพ. พิจารณาเสนอ กบง. ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบสถานภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนของปี 2559
2. เห็นชอบในหลักการข้อเสนอเป้าหมายและมาตรการที่จะต้องดำเนินการในปี 2560 โดยมอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปทบทวนรายละเอียดการดำเนินการ โดยให้นำความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ ไปประกอบการทบทวนด้วย
3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปทบทวนและกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ประกอบการผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
4. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง รับไปศึกษารายละเอียดการรับซื้อไฟฟ้าแบบ Firm ตามนิยามใหม่ และศึกษารายละเอียดการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar Rooftop) และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบาย พลังงานพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 9 รายงานผลคดีหมายเลขดำที่ 348/2558 เรื่องการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. นายวัชระ เพชรทอง ที่ 1 กับพวกรวม 7 คน ได้ยื่นฟ้องคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ต่อศาลปกครองกลาง เรื่อง คดีพิพาทเกี่ยวกับการที่เจ้าหน้าที่ของรัฐกระทำการโดยไม่ชอบด้วยกฎหมาย กรณีการปรับโครงสร้างราคาเชื้อเพลิงก๊าซแอลพีจี ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 ทำให้ต้นทุนราคา ก๊าซแอลพีจีเพิ่มขึ้น ส่งผลกระทบต่อประชาชนและไม่เป็นธรรมต่อผู้บริโภคทั้งประเทศ โดยผู้ฟ้องคดีมีคำขอ (1) ขอให้เพิกถอนมติ กบง. ที่จะมีผลบังคับใช้ในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 และ (2) ขอให้ศาลไต่สวนและกำหนดวิธีการชั่วคราวเพื่อระงับมติของ กบง. ไว้ชั่วคราวก่อนการพิพากษา ซึ่งศาลมีคำสั่งยกคำขอไต่สวนฉุกเฉินของผู้ฟ้องคดี และต่อมาศาลปกครองกลาง ได้มีหนังสือแจ้งคำสั่งศาล คดีหมายเลขดำที่ 348/2558 คดีหมายเลขแดงที่ 561/2558 ลงวันที่ 2 มีนาคม 2558 ว่าศาลมีคำสั่ง ไม่รับคำฟ้องของผู้ฟ้องคดีทั้งเจ็ดไว้พิจารณาและให้จำหน่ายคดีออกจากสารบบความ ซึ่งต่อมาผู้ฟ้องคดีได้ยื่นอุทธรณ์คำสั่งไม่รับฟ้องต่อศาลปกครองสูงสุด โดยเมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2558 ศาลปกครองสูงสุดได้มีคำสั่งให้รับคำฟ้อง
2. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2559 ศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งเกี่ยวกับวิธีการชั่วคราวก่อนการพิพากษา ว่าศาลได้ตรวจพิจารณาคำฟ้อง คำขอให้ศาลกำหนดวิธีการชั่วคราวก่อนการพิพากษา คำชี้แจงของคู่กรณี และพยานหลักฐานต่างๆ ในสำนวนคดี รวมทั้งได้พิจารณาบทกฎหมายและกฎที่สำคัญประกอบแล้ว พบว่า มติดังกล่าว มีผลบังคับเป็นการทั่วไปไม่มุ่งหมายให้ใช้บังคับแก่กรณีใดหรือบุคคลใดเป็นการเฉพาะ มติของผู้ถูกฟ้องคดีจึงมีลักษณะเป็นกฎตามมาตรา 3 แห่งพระราชบัญญัติจัดตั้งศาลปกครองและวิธีพิจารณาคดีปกครอง พ.ศ. 2542 และเห็นว่ามติของผู้ถูกฟ้องคดีดังกล่าว มีวัตถุประสงค์เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการใช้พลังงานของประเทศ ดังนั้น ในชั้นนี้จึงยังฟังไม่ได้ว่ามติของผู้ถูกฟ้องคดีดังกล่าวจะมีปัญหาของความไม่ชอบด้วยกฎหมายแต่ประการใด ดังนั้น จึงยังไม่มีกรณีที่อาจเกิดความเสียหายอย่างร้ายแรงที่ยากแก่การเยียวยาแก้ไขในภายหลังตามมาตรา 66 แห่งพระราชบัญญัติจัดตั้งศาลปกครองและวิธีพิจารณาคดีปกครอง พ.ศ. 2542 ประกอบข้อ 72 วรรคสาม แห่งระเบียบของที่ประชุมใหญ่ตุลาการในศาลปกครองสูงสุด ว่าด้วยวิธีพิจารณาคดีปกครอง พ.ศ. 2543 จึงมีคำสั่งยกคำขอนี้ของผู้ฟ้องคดีทั้งเจ็ด สำหรับการดำเนินการต่อสู้คดีนี้ ขณะนี้อยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของตุลาการเจ้าของสำนวน ซึ่งหากมีความคืบหน้าของคดีเป็นประการใดจะได้รายงานให้ กบง. ทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 10 รายงานการนำเข้า การจัดหา และสถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 คณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบสัญญาซื้อขาย LNG ด้วยสัญญาระยะยาว (สัญญา LNG SPA) เป็นเวลา 20 ปี กับบริษัท Qatargas ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี ต่อมาเมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2559 คณะรัฐมนตรี มีมติให้ความเห็นชอบผลการเจรจาปรับลดราคา LNG ในสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell และบริษัท BP ทั้งนี้ ปตท. ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell เมื่อวันที่18 พฤศจิกายน 2559 และกับบริษัท BP เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2559 ในปริมาณรายละ 1.0 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนเมษายน 2560 เป็นเวลา 15 ปี และ 20 ปี ตามลำดับ และเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. มีมติเห็นชอบประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ที่ปรับปรุงใหม่ และเห็นชอบการจัดหา LNG ระยะยาวเพิ่มเติมจากบริษัท PETRONAS LNG LTD. ในปริมาณ 1.2 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบในปี 2560 เป็นระยะเวลา 15 ปี พร้อมทั้งอนุมัติให้ ปตท. ลงนามสัญญาฯได้ หลังร่างสัญญาผ่านการพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.)
2. จากประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผน Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ ทำให้ความต้องการ LNG สำหรับปี 2560 อยู่ที่ปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี และเพิ่มเป็นปริมาณ 6.1 ล้านตันในปี 2561 และมากกว่า 20 ล้านตันต่อปีในปี 2568 ดังนั้น จึงมีความจำเป็นต้องจัดหา LNG ในสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการของประเทศ ซึ่งปี 2559 ปตท. ได้นำเข้า LNG ปริมาณรวมทั้งสิ้น 2.90 ล้านตัน โดย ปตท. เริ่มมีการนำเข้า LNG ด้วยสัญญา LNG SPA กับบริษัท Qatargas ปริมาณรวม 2.0 ล้านตัน นอกจากนี้ยังจัดหาเพิ่มเติมจากตลาด Spot ปริมาณรวม 0.90 ล้านตัน ทำให้ราคานำเข้า LNG เฉลี่ยรวม เท่ากับ 6.18 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ซึ่งคิดเป็นราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญาระยะยาว เท่ากับ 6.68 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญา Spot เท่ากับ 5.02 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และในปี 2560 ปตท. มีแผนจัดหา LNG ให้เพียงพอกับความต้องการใช้ LNG ภายในประเทศ ประมาณ 4.6 - 4.9 ล้านตัน โดย ปตท. มีแผนปรับ LNG จากแหล่งต่างๆ ดังนี้ (1) รับจากบริษัท Qatargas ตามสัญญาระยะยาว (ปีสัญญา มกราคม – ธันวาคม) ปริมาณ 2.0 ล้านตัน (2) รับจากบริษัท Shell (ปีสัญญา เมษายน – มีนาคม) ตามสัญญาระยะยาว ปริมาณ 0.375 ล้านตัน (3) รับจากบริษัท BP ตามสัญญาระยะยาว (ปีสัญญา มกราคม– ธันวาคม) ปริมาณ 0.317 ล้านตัน (4) รับจากบริษัท PETRONAS ตามสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม (ปีสัญญา มกราคม – ธันวาคม) ปริมาณ 0.24-0.36 ล้านตัน และ (5) ปตท. คาดว่าจะจัดหา LNG ส่วนเพิ่มปริมาณ 1.6-1.9 ล้านตันจากตลาด Spot โดยมีความต้องการ Spot LNG เริ่มตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2560 เป็นต้นไป
3. จากการวิเคราะห์ปัจจัยด้านอุปสงค์และอุปทานของ LNG ในตลาดโลก ส่งผลให้ราคา LNG มีการปรับตัวสูงขึ้นในช่วงสองเดือนสุดท้ายของ ปี 2559 นักวิเคราะห์จึงคาดการณ์ว่าราคา LNG ในไตรมาสแรกของปี 2560 จะยังคงอยู่ในระดับสูงต่อไป แต่จะเป็นเพียงระยะสั้น และจะปรับตัวลดลงเนื่องจากอุปทานในตลาด ที่ยังคงสูงกว่าอุปสงค์ อย่างไรก็ตาม ราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นในช่วงไตรมาสแรกของปี 2560 อาจส่งผลกระทบต่อแผนการนำเข้า LNG ในปี 2560 โดยหากราคา Spot LNG ปรับตัวขึ้นไปสูงกว่าราคาน้ำมันเตา 2%S (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) ที่ประกาศโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และราคาน้ำมันเตา 0.5%S อาจทำให้โรงไฟฟ้าเปลี่ยนไปใช้น้ำมันเตาที่มีราคาถูกกว่าในการผลิตไฟฟ้าแทน ทั้งนี้ ในปี 2560 ประมาณการราคา LNG นำเข้าเฉลี่ยของ ปตท. คิดเป็น 7.53 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ซึ่งคิดเป็นประมาณการราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญาระยะยาว เท่ากับ 7.77 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และประมาณการราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญา Spot เท่ากับ 7.00 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 10 วันพฤหัสบดีที่ 8 ธันวาคม 2559
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 5/2559 (ครั้งที่ 10)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 8 ธันวาคม 2559 เวลา 09.00 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1. สถานการณ์พลังงานปี 2559 และแนวโน้มปี 2560
2. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3. รายงานผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
4. แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564
5. รายงานผลการจัดทำอัตราค่าไฟฟ้าตามมาตรการส่งเสริมการลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response Rate)
6. ข้อสรุปการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
7. การทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ
8. แนวทางการบริหารจัดการกิจการก๊าซธรรมชาติและ LNG เพื่อความมั่นคง
10. แต่งตั้งคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง(2)
11. รายงานความคืบหน้าเกี่ยวกับคดีปกครองที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติถูกฟ้องร้อง
12. ปฏิทินการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ประจำปี 2560
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานปี 2559 และแนวโน้มปี 2560
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. สถานการณ์พลังงานปี 2559 มีภาพรวมการใช้พลังงานขั้นต้นอยู่ที่ 2,648 พันบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 1.8 เทียบกับปีก่อน สอดคล้องกับอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจของไทย (GDP) ที่ขยายตัวร้อยละ 3.2 ทั้งนี้ การนำเข้าพลังงานขั้นต้น (สุทธิ) คิดเป็นร้อยละ 48 ของการใช้พลังงานขั้นต้น โดยมีมูลค่าการนำเข้าพลังงาน 744 พันล้านบาท หรือร้อยละ 8 ของ GDP สรุปสถานการณ์การใช้พลังงานแต่ละชนิด ดังนี้ (1) น้ำมันดีเซลมีการใช้เฉลี่ยอยู่ที่ 61.8 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.1 จากปีก่อน จากราคาขายปลีกที่ปรับตัวลดลง (2) น้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลมีการใช้เฉลี่ยอยู่ที่ 29.0 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 10.1 จากปีก่อน จากราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินปรับตัวลดลงตามราคาน้ำมันดิบตลาดโลก ประกอบกับผู้ใช้รถยนต์ LPG และ NGV เปลี่ยนกลับไปใช้น้ำมันมากขึ้น (3) น้ำมันเครื่องบิน มีการใช้เฉลี่ยอยู่ที่ 17.8 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 8.0 จากปีก่อน ตามภาคการท่องเที่ยวที่ขยายตัวได้ดี โดยในปี 2559 มีนักท่องเที่ยวต่างชาติที่เข้ามาประเทศไทย 33 ล้านคน เพิ่มขึ้นประมาณ 3 ล้านคน จากปีก่อน (4) LPG โพรเพน และบิวเทน มีการใช้อยู่ที่ 6,078 พันตัน ลดลงจากปีก่อนร้อยละ 9.2 โดยภาคครัวเรือนมีสัดส่วนการใช้สูงสุด ที่ร้อยละ 35 เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.5 การใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี มีสัดส่วนการใช้ร้อยละ 29 ลดลงร้อยละ 16.5 เนื่องจากการเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงชนิดอื่นทดแทน และภาคขนส่ง มีสัดส่วนการใช้ร้อยละ 24 ลดลงร้อยละ 15.6 จากการปรับลดลงของราคาขายปลีกน้ำมันส่งผลให้ผู้ใช้รถยนต์ LPG บางส่วนเปลี่ยนไปใช้น้ำมันทดแทน (5) การใช้ไฟฟ้า อยู่ที่ 182,301 ล้านหน่วย เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.3 จากปีก่อน เนื่องจากสภาพอากาศที่ร้อนจัดโดยเฉพาะในช่วงครึ่งแรกของปี ประกอบกับการขยายตัวของภาคธุรกิจโดยเฉพาะภาคการท่องเที่ยวและการก่อสร้าง โดยการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นในเกือบทุกสาขาเศรษฐกิจ ยกเว้นภาคเกษตรกรรมที่ลดลงจากปัญหาภัยแล้งที่ส่งผลให้ปริมาณน้ำไม่เพียงพอสำหรับทำการเกษตรในบางพื้นที่ ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดสุทธิ (Peak) เกิดเมื่อวันที่ 11 พฤษภาคม 2559 เวลา 14.00 น. โดยในระบบของ 3 การไฟฟ้าอยู่ที่ 30,973 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้นร้อยละ 9.8 (Peak ในระบบการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) อยู่ที่ 29,619 เมกะวัตต์) ทั้งนี้ Peak ที่สูงขึ้นมากเป็นผลจากปัจจัยอุณหภูมิ โดยเดือนเมษายนอุณหภูมิเฉลี่ยสูงขึ้นกว่าค่าปกติประมาณ 2 องศาเซลเซียส และอากาศร้อนจัดสะสมต่อเนื่องยาวนานหลายพื้นที่จนถึงครึ่งเดือนแรกของเดือนพฤษภาคมทำให้มีการใช้เครื่องใช้ไฟฟ้าเพื่อทำความเย็นเพิ่มมากขึ้น สำหรับการผลิตไฟฟ้า ในปี 2559 อยู่ที่ 197,908 ล้านหน่วย เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.4 จากปีก่อน โดยเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าสูงสุด ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 66 ของการผลิตไฟฟ้าทั้งหมด ทั้งนี้ การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 4 มีการผลิตเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.2 เป็นไปตามนโยบายของกระทรวงพลังงานในการกระจายแหล่งเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้า
2. แนวโน้มความต้องการใช้พลังงานปี 2560 มีสมมติฐานการขยายตัวทางเศรษฐกิจที่ร้อยละ 3.0 - 4.0 ตามการประมาณการของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) ราคาน้ำมันดิบดูไบในปี 2560 อยู่ในช่วง 42 – 52 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ย อยู่ในช่วง 35.3 – 36.3 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ คาดการณ์ว่าการใช้พลังงานขั้นต้นจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.1 ตามภาวะเศรษฐกิจที่ขยายตัว โดยเพิ่มขึ้นทุกประเภท ดังนี้ (1) การใช้น้ำมันเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.8 จากการใช้น้ำมันดีเซลที่คาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.3 การใช้เบนซินและแก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้นร้อยละ 6.7 จากราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกที่ขยับสูงขึ้นเล็กน้อยแต่ยังคงอยู่ในระดับต่ำ การใช้น้ำมันเครื่องบินคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.0 ตามมาตรการกระตุ้นการท่องเที่ยว การใช้น้ำมันเตาคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.2 ในขณะที่การใช้ LPG ส่วนที่ไม่รวมการใช้ ใน Feed stocks ของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี คาดว่าจะลดลงร้อยละ 4.1 (2) การใช้ก๊าซธรรมชาติคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.4 ตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) โดยปี 2560 จะมีสถานีรับ-จ่ายก๊าซธรรมชาติเหลว หรือ LNG Receiving Terminal แห่งที่ 1 ระยะที่ 2 ซึ่งจะช่วยเพิ่มปริมาณสำรอง LNG จาก 5 ล้านตันต่อปี เป็น 10 ล้านตันต่อปี เพื่อรองรับความต้องการใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มมากขึ้น (3) การใช้ถ่านหิน/ลิกไนต์เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.5 (4) การใช้พลังงานทดแทนคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.1 และ (5) การใช้ไฟฟ้าพลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้าคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 30.4
3. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงปี 2559 และแนวโน้มปี 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบดูไบปี 2559 อยู่ในช่วง 27 – 49 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ 40 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับลดจากปีก่อน 11 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (2) ราคาน้ำมันสำเร็จรูปปี 2559 อยู่ในช่วง 36 – 63 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล โดยราคาน้ำมันเบนซิน 95 เฉลี่ยอยู่ที่ 55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับลดลงจากปีก่อน 14 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ขณะที่ราคาน้ำมันดีเซลเฉลี่ยทั้งปีอยู่ที่ 51 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับลดลง 14 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (3) ราคาก๊าซ LPG เคลื่อนไหวอยู่ที่ 287 - 410 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และราคาเฉลี่ยทั้งปีอยู่ที่ 336 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับลดลงจากปีก่อน 60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และ (4) ราคา LNG เคลื่อนไหวอยู่ที่ 4.00 – 7.95 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ราคาเฉลี่ยทั้งปีอยู่ที่ 5.46 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียูปรับลดลง 1.99 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ทั้งนี้ คาดการณ์แนวโน้มราคาน้ำมันดิบดูไบ ปี 2560 เฉลี่ยอยู่ที่ 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซินออกเทน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เฉลี่ยอยู่ที่ 65 และ 60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ราคาก๊าซ LPG ปี 2560 เฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 400 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และราคา LNG ปี 2560 เฉลี่ยอยู่ที่ 7.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในปี 2560 คาดว่าจะมี การใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.8 ตามภาวะเศรษฐกิจที่จะปรับตัวดีขึ้น และความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ในระบบของ 3 การไฟฟ้า ปี 2560 จะอยู่ที่ระดับ 31,365 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้นร้อยละ 1.3 (Peak ในระบบ กฟผ. อยู่ที่ 29,543 เมกะวัตต์) ใกล้เคียงกับที่คาดการณ์ไว้ในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) ทั้งนี้ ในปี 2558 – 2560 คาดว่าความยืดหยุ่นของการใช้ไฟฟ้า (Electricity Elasticity) เฉลี่ยอยู่ที่ 1.207 มีแนวโน้มสูงขึ้น จากการใช้ไฟฟ้าภาคครัวเรือน และการขยายตัวของการใช้ไฟฟ้าภาคธุรกิจโดยเฉพาะภาคการท่องเที่ยว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และให้ฝ่ายเลขานุการฯ รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 2 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือน ตุลาคม 2559 มีโครงการที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐแล้ว 7,218 ราย คิดเป็นกำลังการผลิตติดตั้ง 9,215 เมกะวัตต์ โดยมีรายละเอียดดังนี้ (1) จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้า (COD) แล้ว 6,985 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 6,471 เมกะวัตต์ (2) มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและรอ COD จำนวน 211 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 2,279 เมกะวัตต์ และ (3) ตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว จำนวน 22 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 465 เมกะวัตต์ โดยโครงการที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐเพิ่มขึ้นจากที่ได้เสนอ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 รวม 60 เมกะวัตต์ ดังนี้ (1) การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม มีกำลังการผลิตติดตั้งเพิ่มขึ้น 42 เมกะวัตต์ (2) การขยายโรงไฟฟ้าเพื่อรองรับความต้องการใช้งานที่เพิ่มขึ้น แบ่งเป็น กลุ่มเชื้อเพลิงขยะชุมชนเพิ่มขึ้น 1 เมกะวัตต์ กลุ่มเชื้อเพลิงชีวมวลเพิ่มขึ้น 23 เมกะวัตต์ และกลุ่มเชื้อเพลิง ก๊าซชีวภาพ เพิ่มขึ้น 4 เมกะวัตต์ และ (3) การปรับปรุงข้อมูลของการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานน้ำ โดยแก้ไขกำลังการผลิตติดตั้งในโครงการที่มีข้อมูลซ้ำกัน ทำให้กำลังการผลิตติดตั้งลดลง 10 เมกะวัตต์
2. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 และวันที่ 18 เมษายน 2559 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 โดยมีโครงการที่ผ่านคุณสมบัติ ได้เข้าร่วมจำนวน 167 ราย ต่อมาได้จับสลากเพื่อคัดเลือกและประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านการคัดเลือกที่มีสิทธิเข้าทำสัญญากับการไฟฟ้าเมื่อวันที่ 26 เมษายน 2559 จำนวน 67 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 281 เมกะวัตต์ โดยต้องลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายใน 120 วัน นับจากวันที่ได้รับหนังสือ และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 สถานภาพปัจจุบัน ได้ลงนาม PPA แล้ว 65 โครงการ อยู่ระหว่างพิจารณายกเลิกตอบรับซื้อไฟฟ้า 2 โครงการ ทั้งนี้ โครงการส่วนใหญ่อยู่ระหว่างดำเนินการขอใบอนุญาต
3. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) โดยเมื่อวันที่ 15 มกราคม 2559 กกพ. ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) ในแบบ Feed-in Tariff พ.ศ. 2559 (ระยะที่ 1 สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา) รับซื้อไฟฟ้าประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) เป็นลำดับแรก เป้าหมาย 10 เมกะวัตต์ และประเภทชีวมวลเป็นลำดับที่สอง เป้าหมาย 36 เมกะวัตต์ โดยสรุปได้ดังนี้ (1) ประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ได้รับการคัดเลือก 1 ราย คือ บริษัท พลังงานไทยเสริมสุข จำกัด เสนอส่วนลด FiTF ร้อยละ 10.25 กำลังการผลิตติดตั้ง 2.00 เมกะวัตต์ ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วและปัจจุบันอยู่ระหว่างการขอใบอนุญาต (2) ประเภทชีวมวล ได้รับการคัดเลือก 4 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 36 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย บริษัท ทีพีซีเอช เพาเวอร์ 1 จำกัด ขนาด 9.9 เมกะวัตต์ บริษัท ทีพีซีเอช เพาเวอร์ 2 จำกัด ขนาด 9.9 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าชีวมวลรุ่งทิวาไบโอแมส ขนาด 9.9 เมกะวัตต์ บริษัท ทีพีซีเอช เพาเวอร์ 5 จำกัด ขนาด 6.3 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการลงนามสัญญาฯ ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างการออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) เพิ่มเติมเพื่อให้ครบตามเป้าหมาย 10 เมกะวัตต์ รวมทั้งปรับปรุงข้อมูลศักยภาพระบบไฟฟ้าในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้และ 4 อำเภอ ในจังหวัดสงขลาที่เหลือจากการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการระยะที่ 1
4. การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรมและขยะชุมชน ดังนี้ (1) ขยะอุตสาหกรรม กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ได้เห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม สำหรับประกาศรับซื้อปี 2558 - 2562 ปริมาณ 50 เมกะวัตต์ โดยให้เป็นส่วนเพิ่มจากเป้าหมาย AEDP และเห็นชอบอัตรารับซื้อ FiT ขยะอุตสาหกรรม และเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. ได้เห็นชอบให้ลำดับความสำคัญเชื้อเพลิงจากขยะเป็นอันดับแรก และให้รับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT โดยไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม สำหรับประกาศรับซื้อปี 2558 - 2562 เมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2559 และดำเนินการรับยื่นคำร้องข้อเสนอขอขายไฟฟ้าในวันที่ 22 - 28 กันยายน 2559 และเมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2559 ได้ประกาศรายชื่อผู้ที่ผ่านการคัดเลือกฯ จำนวน 7 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวมไม่เกิน 30.78 เมกะวัตต์ กำลังผลิตติดตั้งรวมไม่เกิน 41.83 เมกะวัตต์ โดยต้องลงนาม PPA ภายใน 25 กุมภาพันธ์ 2560 และกำหนด วันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายใน 31 ธันวาคม 2560 และ (2) ขยะชุมชน กกพ. ได้ประกาศ การจัดหาไฟฟ้าและหลักเกณฑ์การจัดหาไฟฟ้าโครงการขยะชุมชน เมื่อวันที่ 1 ธันวาคม 2559 โดยมีเป้าหมายรับซื้อในระยะนี้ 8 จังหวัด ตามโครงการที่มีความพร้อมดำเนินการระยะแรก (Quick Win Project) จากกระทรวงมหาดไทย โดยมีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายใน 31 ธันวาคม 256
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 20 สิงหาคม 2557 กพช. ได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (คณะกรรมการฯ) โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เป็นกรรมการและเลขานุการ ผู้แทน สนพ. และผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ และกรรมการประกอบด้วย เลขาธิการคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ อธิบดี พพ. อธิบดีกรมโรงงานอุตสาหกรรม อธิบดีกรมโยธาธิการและผังเมือง เลขาธิการสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม อัยการสูงสุด ประธาน กกพ. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง โดยคณะกรรมการฯ มีอำนาจหน้าที่บริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้เป็นไปตามแนวทางที่ กพช. ได้ให้ความเห็นชอบ และกำกับ ติดตาม เร่งรัดการดำเนินโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวมทั้งปฏิบัติหน้าที่เป็นศูนย์ประสานการพิจารณาออกใบอนุญาตประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าของหลายหน่วยงานให้ได้ข้อยุติและมีความพร้อมก่อนเสนอให้ กกพ. พิจารณาออกใบอนุญาตต่อไป ประเมินผลการดำเนินงานตามนโยบายและรายงานผลการปฏิบัติงานพร้อมข้อเสนอแนะต่อ กพช. เป็นระยะๆ ตามความเหมาะสม
2. ผลการดำเนินการของคณะกรรมการฯ สรุปได้ดังนี้ (1) การปรับปรุงขั้นตอนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เพื่อให้มีความคล่องตัวมากขึ้นและเป็นรูปแบบ One Stop Service (2) การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (รูปแบบ Adder) ของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และขนาดเล็กมาก (VSPP) โดยมีการประชุมรวม 11 ครั้ง พิจารณาโครงการฯ ทั้งหมด 125 ราย พลังงานไฟฟ้าเสนอขาย 740.64 เมกะวัตต์ ประกอบด้วยชีวมวล 444.83 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 78.92 เมกะวัตต์ และขยะ 216.89 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ มีโครงการที่เห็นควรให้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า จำนวน 18 ราย พลังงานไฟฟ้าเสนอขาย 53.06 เมกะวัตต์ และเห็นควรให้ตอบรับซื้อไฟฟ้าโดยการไฟฟ้าพิจารณาดำเนินการลงนามในสัญญา จำนวน 107 ราย พลังงานไฟฟ้าเสนอขาย 687.58 เมกะวัตต์(3) พิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน (Solar ค้างท่อ) รูปแบบ FiT อัตรา 5.66 บาทต่อหน่วย ทั้งหมด 4 ครั้ง รวมตอบรับซื้อ 172 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 989.675 เมกะวัตต์สูงสุด (MWp) (4) อนุมัติร่างหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร เมื่อวันที่ 23 กรกฎาคม 2558 และได้จัดส่งร่างหลักเกณฑ์ดังกล่าวให้ กกพ. รับไปดำเนินการออกประกาศ เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร พ.ศ. 2558 เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 (5) เมื่อวันที่ 23 กรกฎาคม 2558 ได้เห็นชอบเปิดรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนจาก VSPP เชื้อเพลิงชีวมวลและก๊าซชีวภาพในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ4 อำเภอในจังหวัดสงขลา กำลังผลิตติดตั้งรวม 50 เมกะวัตต์ ด้วยวิธี Competitive Bidding โดยให้ กฟผ. ลดกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าจะนะ (โดยวิธี Operation) ซึ่ง กพช. ได้มีมติเห็นชอบเรื่องดังกล่าวในการประชุมเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 และต่อมาเมื่อวันที่ 15 มกราคม 2559 กกพ. ได้เปิดรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนจาก VSPP เชื้อเพลิงชีวมวลและก๊าซชีวภาพในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ในรูปแบบ FiT ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) โดยแบ่งเป็นเชื้อเพลิงชีวมวลไม่เกิน 36 เมกะวัตต์ และก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ โดยมีการคัดเลือกโครงการแล้ว
3. คณะกรรมการฯ ได้พิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในระบบ Adder ครบแล้ว ระยะต่อไปจะส่งต่อภารกิจเรื่องการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT Bidding และการกำกับดูแลการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนไปยัง กกพ. ทั้งนี้ คณะกรรมการฯ จะยังคงดำเนินการในเรื่องคดีฟ้องร้องที่เกิดขึ้นให้เป็นอันสิ้นสุด ซึ่งภายหลังสิ้นสุดคดีฟ้องร้องต่างๆ แล้ว จะขอยุติบทบาทของคณะกรรมการฯ แต่หากมีประเด็นที่จะต้องวินิจฉัยที่เกี่ยวข้องกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Adder ให้ กกพ. พิจารณาตามอำนาจหน้าที่ตาม พ.ร.บ. ประกอบกิจการพลังงานต่อไป ทั้งนี้ แนวนโยบายการส่งเสริมไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนระยะต่อไป กระทรวงพลังงานจะดำเนินการโดยใช้กลไกคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กกพ. เป็นหลัก เน้นเรื่องการผสมผสานเชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียนหลายๆ ประเภท (Hybrid) และเป็นสัญญาประเภท Firm โดยจะมีมาตรการส่งเสริมให้โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่เป็น Non-Firm เปลี่ยนเป็น Firm และจูงใจให้นำเทคโนโลยี Energy Storage เพื่อรับไฟฟ้าส่วนเกินมาใช้ประโยชน์ ในช่วงเวลาที่ต้องการ นอกจากนั้น จะเน้นการส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนให้เป็นไปตามศักยภาพของพื้นที่ (RE Zoning) เพื่อลดการแย่งชิงเชื้อเพลิง รวมทั้งทำให้เกิดการแข่งขันการเสนอขายไฟฟ้าเข้าระบบในรูปแบบ Competitive Bidding
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2558 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 โดยเห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 และมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงมหาดไทย กกพ. กฟผ. การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดตามแผนแม่บท โดยคำนึงถึงความคุ้มค่าและให้มีผลกระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าให้น้อยที่สุด (2) มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดย สนพ. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อใช้ในการขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด และให้นำเสนอ กบง. พิจารณาอนุมัติในรายละเอียดต่อไป
2. คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2558 ได้เห็นชอบแนวทางการดำเนินโครงการพัฒนาแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย โดยมีหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ สำนักงาน กกพ. พพ. กฟผ. กฟภ. กฟน. สถาบันวิจัย และสถาบันการศึกษา ร่วมดำเนินการจัดทำแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงาน ด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย และต่อมาเมื่อวันที่ 22 กันยายน 2559 และวันที่ 8 พฤศจิกายน 2559 คณะอนุกรรมการฯ ได้เห็นชอบแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 รวมทั้งเห็นชอบกรอบงบประมาณดำเนินการ โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้เกิดการนำไปปฏิบัติเชิงรูปธรรมในช่วงปี 2560 – 2564 ซึ่งเป็นระยะการพัฒนาโครงการนำร่องเพื่อทดสอบความเหมาะสมทางเทคนิคและความคุ้มค่าของการลงทุนในแต่ละเทคโนโลยี และนำผลที่ได้มาพิจารณาทบทวนความเหมาะสม ในการนำไปใช้พัฒนาจริงในระยะต่อไป โดยแนวทางการการขับเคลื่อนระยะสั้น กำหนดให้มีการพัฒนาและขับเคลื่อน 5 เทคโนโลยีหลัก ได้แก่ (1) ระบบบริหารจัดการพลังงาน (Energy Management System: EMS) (2) การออกแบบกลไกราคาและสิ่งจูงใจ และการตอบสนองด้านความต้องการใช้ไฟฟ้า (Pricing and Incentive Design and Demand Response) (3) ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็ก (Micro Grid) (4) ระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System: ESS) และ (5) การพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy Forecast System) และเพื่อให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุด จึงได้กำหนดการพัฒนาทั้ง 5 เทคโนโลยีให้อยู่ภายใต้ 3 เสาหลักของการขับเคลื่อนด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ได้แก่ เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านความต้องการไฟฟ้าและระบบบริหารจัดการพลังงาน (DR & EMS) เสาหลักที่ 2 ระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (RE Forecast) และเสาหลักที่ 3 ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กและระบบกักเก็บพลังงาน (Micro Grid & ESS) นอกจากนี้จะสนับสนุนกิจกรรมอื่นซึ่งไม่อยู่ภายใต้เสาหลักแต่มีความสำคัญในภาพรวมและจำเป็นต้องได้รับการดำเนินการคู่ขนานไปด้วย ได้แก่ การพัฒนา ขีดความสามารถในประเทศ การสื่อสารและสร้างความเข้าใจกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสียและบุคคลทั่วไป และการเตรียมการแหล่งเงินทุนสนับสนุน
3. โครงสร้างและส่วนประกอบของแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น สรุปได้ดังนี้ (1) การเตรียมโครงสร้าง โดยจัดตั้งคณะทำงานขึ้น 2 ชุด ได้แก่ คณะกำกับการขับเคลื่อนแผนการดำเนินการด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย และคณะทำงานขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย (2) เสาหลักที่ 1 ประกอบด้วย การศึกษาวิจัย การสาธิตนำร่อง และการเตรียมการสำหรับการใช้งานเชิงพาณิชย์สำหรับการตอบสนองด้านโหลดและระบบบริหารจัดการพลังงาน เพื่อนำไปสู่เป้าหมายการรับซื้อกำลังไฟฟ้าที่ลดลงได้ในช่วงพีค (Negawatt) ปริมาณ 350 เมกะวัตต์ การสนับสนุนการเข้ามามีส่วนร่วมของภาคเอกชนในการตอบสนองด้านโหลด และการพัฒนาการตอบสนองด้านโหลดไปสู่รูปแบบกึ่งอัตโนมัติ (Semi-Automated Demand Response) (3) เสาหลักที่ 2 ประกอบด้วย การศึกษาวิจัย การสาธิตนำร่อง และการเตรียมการสำหรับการใช้งานเชิงพาณิชย์สำหรับระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียนเพื่อนำไปสู่เป้าหมายในการจัดตั้งศูนย์พยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนต่อไป (4) เสาหลักที่ 3 ประกอบด้วย การศึกษาวิจัย การสาธิตนำร่อง และการเตรียมการสำหรับการใช้งานเชิงพาณิชย์สำหรับระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กและระบบกักเก็บพลังงาน เพื่อนำไปสู่เป้าหมายการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กเชิงพาณิชย์ที่มีระบบกักเก็บพลังงานเป็นส่วนสนับสนุนการแยกตัวอย่างเป็นอิสระ (Islanding) จำนวน 3 โครงการในพื้นที่ศักยภาพ เช่น เมืองอัจฉริยะ (Smart City) เขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ และพื้นที่ห่างไกล (5) การพัฒนา ขีดความสามารถด้านสมาร์ทกริดในประเทศ ประกอบด้วย การศึกษาวิจัยและพัฒนาเทคโนโลยีสมาร์ทกริดเพื่อทดแทนการนำเข้าจากต่างประเทศ การพัฒนาขีดความสามารถบุคลากรและการพัฒนาองค์กรเพื่อสนับสนุนการขับเคลื่อน (6) การสื่อสารและสร้างความเข้าใจกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย ประกอบด้วย การจัดตั้งศูนย์ข้อมูลด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทยเพื่อเป็นศูนย์กลางในการสื่อสารประชาสัมพันธ์ (7) การเตรียมการแหล่งเงินทุนสนับสนุน ประกอบด้วย การรวบรวมแผนการลงทุนของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง การเข้าถึงแหล่งเงินทุนที่มีในปัจจุบันให้สะดวกมากขึ้น การปรับกระบวนการและกฎระเบียบให้เอื้อต่อการร่วมทุนระหว่างภาครัฐและภาคเอกชน การจัดหาแหล่งเงินทุนอื่นๆ เพื่อขับเคลื่อนการดำเนินการด้านสมาร์ทกริดเชิงพาณิชย์ และ (8) การจัดทำ ร่างแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริด ในระยะปานกลางเพื่อให้มีความต่อเนื่องในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระยะสั้นไปสู่ระยะกลางในปี พ.ศ. 2564 - 2565
4. กรอบงบประมาณการดำเนินการภายใต้แผนขับเคลื่อนฯ สรุปได้ ดังนี้ (1) ภาพรวมกรอบงบประมาณการดำเนินงานสำหรับแผนการขับเคลื่อนฯ คิดเป็นงบประมาณการดำเนินการทั้งสิ้น 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 มีรายละเอียดดังนี้ การบริหารและจัดเตรียมโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการขับเคลื่อนฯ 63 ล้านบาท เสาหลักที่ 1: DR & EMS จำนวน 6 โครงการ 974 ล้านบาท เสาหลักที่ 2: RE Forecast จำนวน 3 โครงการ 49 ล้านบาท เสาหลักที่ 3: Micro Grid & ESS จำนวน 4 โครงการ 646 ล้านบาท การส่งเสริมขีดความสามารถ 300 ล้านบาท การสื่อสารทำความเข้าใจกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย 50 ล้านบาท ทั้งนี้ เป้าหมายในภาพรวมของแผนขับเคลื่อนฯ คือ การเกิดขึ้นของธุรกิจด้านสมาร์ทกริดเชิงพาณิชย์ในประเทศไทยภายในปี 2564 โดยเป้าหมายและผลประโยชน์ในภาพรวมจะเกิดขึ้นภายใต้เป้าหมายของแต่ละแผนงานของแผนขับเคลื่อนฯ สรุปได้ ดังนี้ (1) เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านความต้องการใช้ไฟฟ้าฯ เกิดการรับซื้อกำลังไฟฟ้าที่ลดลงได้ในช่วงที่เกิดความต้องการไฟฟ้าสูงสุด หรือ การรับซื้อพลังงานไฟฟ้าแบบ Negawatt เป็นปริมาณ 350 เมกะวัตต์ นอกจากนี้การดำเนินการตอบสนองด้านความต้องการใช้ไฟฟ้าจะได้รับการพัฒนาให้เป็นแบบอัตโนมัติมากขึ้น (2) เสาหลักที่ 2 ระบบพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเกิดศูนย์พยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยเน้นการพยากรณ์ในพื้นที่ที่มีความจำเป็นก่อนเป็นลำดับแรก (3) เสาหลักที่ 3 ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กและระบบกักเก็บพลังงาน เกิดการใช้งานระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กเชิงพาณิชย์จำนวน 3 – 5 โครงการในพื้นที่ที่มีศักยภาพ รวมถึงทำให้การบริหารจัดการการผลิตและการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ดังกล่าวเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพมากขึ้น
5. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 ได้พิจารณาเรื่องแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 โดยมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 และรายงานให้ กพช. เพื่อทราบต่อไป (2) มอบหมายให้คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) สามารถพิจารณาทบทวนกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริด ของประเทศไทย หากมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้นำเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานผลการจัดทำอัตราค่าไฟฟ้าตามมาตรการส่งเสริมการลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response Rate)
กรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นายไกรสีห์ กรรณสูต) ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 กันยายน 2558 ได้รับทราบมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 พฤษภาคม 2558 เรื่อง การทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 และ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 29 กันยายน 2558 ได้เห็นชอบโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2558 ซึ่งได้กำหนดให้ค่าใช้จ่ายตามมาตรการ Demand Response เพื่อส่งเสริมการลดการใช้ไฟฟ้าตามหลักเกณฑ์ ที่ กกพ. กำหนด เป็นส่วนหนึ่งของค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (ค่า Ft) ซึ่ง สำนักงาน กกพ. ได้ศึกษาโครงการพัฒนา Demand Response สำหรับประเทศไทย ระยะที่ 1 และระยะที่ 2 รวมถึงได้ดำเนินโครงการนำร่องเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อภาคไฟฟ้าจากเหตุการณ์หยุดซ่อมแหล่งก๊าซธรรมชาติในปี 2557 - 2558 รวม 4 ครั้ง ต่อมาได้นำผลการศึกษาและบทเรียนจากโครงการนำร่องที่ผ่านมา รวมทั้งทบทวนกรอบนโยบายที่เกี่ยวข้อง เพื่อจัดทำมาตรการความร่วมมือลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) และอัตรา Demand Response ซึ่งจะกำหนดเป็นอัตราค่าไฟฟ้าพิเศษเรียกว่า “อัตราค่าไฟฟ้าตามมาตรการส่งเสริมการลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response Rate)” เพื่อทดลองใช้เป็นการทั่วไปในปี 2560 - 2561 และให้ทบทวนเพื่อประกาศใช้เป็นมาตรการถาวรในปี 2562 ขนานกับการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าตามนโยบายรัฐสำหรับปี 2559 - 2563 ทั้งนี้ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2559 ได้มีมติเห็นชอบมาตรการและอัตรา Demand Response ที่ผ่านกระบวนการรับฟังความคิดเห็นแล้ว
2. หลักการและเหตุผลในการจัดทำมาตรการความร่วมมือลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) เนื่องจากที่ผ่านมาในการจัดการระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (System Peak) คือการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่ต้องใช้เชื้อเพลิงราคาสูงแต่สามารถสั่งเดินเครื่องได้อย่างรวดเร็ว รวมถึงการก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพิ่มเพื่อรองรับช่วงเวลาดังกล่าวเพียงไม่กี่ชั่วโมงในหนึ่งปี ทำให้ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้า มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น ดังนั้น การนำมาตรการที่ส่งเสริมให้ผู้ใช้ไฟฟ้าลดการใช้ไฟฟ้าในช่วงเวลาที่ระบบมีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด หรือในช่วงที่มีต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าหน่วยสุดท้ายสูงมากมาใช้อย่างมีประสิทธิผล จะลดความจำเป็นในการลงทุนสำรองกำลังการผลิตและการใช้กำลังการผลิตส่วนที่มีต้นทุนค่าเชื้อเพลิงสูงลงได้ โดยมาตรการความร่วมมือลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) มีวัตถุประสงค์ระยะยาวเพื่อลดการลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าที่ใช้ในการรองรับช่วงเวลาที่ระบบมีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peaking Plant) ซึ่งมีต้นทุนสูง เสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในภาวะคับขัน และรองรับการเติบโตของการผลิตไฟฟ้าจากแหล่งพลังงานทดแทนแบบ Non-firm รวมถึงการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าและแผนพัฒนา Smart Grid โดยสามารถใช้มาตรการ Demand Response ในลักษณะเป็นโรงไฟฟ้าเสมือน (Virtual Power Plant) และกำลังผลิตสำรอง (Spinning Reserve) ได้ และมีวัตถุประสงค์สำหรับปี 2560 - 2561 ดังนี้ (1) เพื่อพัฒนาการใช้มาตรการ Demand Response ของประเทศไทยต่อเนื่องจากการดำเนินการโครงการนำร่อง ซึ่ง ได้ดำเนินการในช่วงปี 2556 - 2558 ไปสู่การเป็นมาตรการที่ระบบไฟฟ้าสามารถพึ่งพาได้ (Reliable) ทดแทนการสร้างโรงไฟฟ้าและการใช้เชื้อเพลิงต้นทุนสูง (2) เพื่อสร้างความตระหนักรู้และเตรียมความพร้อมให้กับภาคส่วนที่เกี่ยวข้องในการสื่อสารและตอบสนองต่อความต้องการของระบบไฟฟ้ารวมถึงพัฒนาตลาดการลดการใช้ไฟฟ้า (3) เพื่อทดลองและเก็บข้อมูลการใช้มาตรการ Demand Response รูปแบบต่างๆ ทั้งรูปแบบการจ่ายเงินชดเชยและการให้ส่วนลดในอัตราค่าไฟฟ้า รวมถึงกลไกตลาด สำหรับทบทวนและปรับปรุงรายละเอียดของมาตรการ Demand Response ในระยะถัดไป และ (4) เพื่อลดการใช้กำลังไฟฟ้ารวมอย่างน้อย 500 เมกะวัตต์ ที่ตอบสนองต่อความต้องการของระบบในช่วงที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดในปี 2560 และ 2561
3. อัตราค่าไฟฟ้าตามมาตรการส่งเสริมการลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response Rate) หมายถึง อัตราค่าตอบแทนเป็นเงินชดเชย หรือส่วนลดในอัตราค่าไฟฟ้า ซึ่งผู้ใช้ไฟฟ้าหรือผู้รวบรวมการลดการใช้ไฟฟ้า (Load Aggregator) ได้รับเป็นการตอบแทนในการลดการใช้ไฟฟ้าตามเงื่อนไขของมาตรการ เนื่องจากระบบสามารถประหยัดการลงทุนหรือลดความเสี่ยงที่จะเกิดไฟดับจากการที่ไม่สามารถจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าได้เพียงพอต่อความต้องการในช่วงความต้องการใช้สูงสุด โดย Demand Response Rate สำหรับปี 2560 - 2561 ประกอบด้วยอัตราตามมาตรการส่งเสริมการลดการใช้ไฟฟ้า 3 มาตรการหลัก และ 4 มาตรการย่อย ได้แก่ มาตรการ Critical Peak Pricing (CPP) มาตรการ Interruptible/Curtailable Service (I/C) และมาตรการ Emergency Demand Response Program (EDRP) โดยมาตรการ I/C แบ่งออกเป็นมาตรการย่อย คือ มาตรการ Interruptible Load Program (ILP) และมาตรการ Direct Load Control (DLC) และมีเป้าหมายการลดการใช้ไฟฟ้าทั้ง 4 มาตรการร่วมกัน 500 เมกะวัตต์ โดยทุกมาตรการเปิดให้ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3 4 และ 5 สมัครเข้าร่วมได้ ซึ่งสามารถเลือกเข้าร่วมได้เพียงมาตรการเดียว และจะได้รับค่าชดเชย/ส่วนลด ในอัตราที่กำหนดตามมาตรการซึ่งเท่ากับร้อยละ 60 ของอัตราเงินชดเชยสูงสุดที่คำนวณได้จาก Avoided Cost โดยสรุปรายละเอียดแต่ละมาตรการย่อยได้ดังนี้
3.1 มาตรการ CPP มีเป้าหมายลดการใช้ไฟฟ้าเท่ากับ 100 เมกะวัตต์ Demand Response Rate สำหรับมาตรการ CPP ใช้หลักการเดียวกับอัตราค่าไฟฟ้าตามช่วงเวลาของการใช้ (Time of Use: TOU) โดยแบ่งช่วงเวลาของการใช้ออกเป็น 3 ช่วงเวลา คือ ช่วง Critical Peak (13.00 - 15.00 น. วันทำการ) ช่วง Peak (9.00 - 13.00 น. และ 15.00 - 22.00 น. วันทำการ) และช่วง Off-peak (22.00 - 9.00 น. และวันหยุด) ในเดือนเมษายน - พฤษภาคม ซึ่งเป็นฤดูร้อนและเป็นช่วงเวลาที่มีการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของปี ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการตอบรับเข้าร่วมมาตรการจากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจะจ่ายค่าไฟฟ้าตามอัตรา CPP ซึ่งมีอัตราค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Charge) ช่วง Critical Peak (ในช่วง 9.1617 – 9.6659 บาท/kWh) สูงกว่าอัตราค่าไฟฟ้าช่วง Peak (ในช่วง 4.1283 – 4.3555 บาท/kWh) และได้รับอัตราค่าไฟฟ้าช่วง Off-Peak (ในช่วง 1.3379 – 1.3646 บาท/kWh) ต่ำกว่าอัตราค่าไฟฟ้าช่วง Off-Peak ตามอัตรา TOU ปกติ (ในช่วง 2.6107 – 2.6627 บาท/kWh)
3.2 มาตรการ ILP มีเป้าหมายลดการใช้ไฟฟ้าเท่ากับ 200 เมกะวัตต์ ใช้หลักการเดียวกับอัตราค่าไฟฟ้าประเภทที่สามารถงดจ่ายไฟฟ้าได้ (Interruptible Rate) ในปัจจุบัน ซึ่งผู้ใช้ไฟฟ้าที่ทำสัญญา ลดการใช้ไฟฟ้ากับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจะได้รับส่วนลดค่าความต้องการพลังงานไฟฟ้า (Demand Charge) จากอัตรา TOU ปกติในแต่ละเดือนตามปริมาณพลังไฟฟ้าในสัญญา ทั้งนี้ อัตรา ILP มีเงื่อนไขการสั่งการล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 1 ชั่วโมง และมีจำนวนครั้ง จำนวนชั่วโมง ในการเรียกใช้ต่อปี เป็น 3 ทางเลือก คือ ทางเลือกที่ 1 น้อยกว่าหรือเท่ากับ 3 ชั่วโมงต่อครั้ง 2 ครั้งต่อวัน 10 ครั้งต่อเดือน 40 ครั้งต่อปี ทางเลือกที่ 2 น้อยกว่าหรือเท่ากับ 3 ชั่วโมงต่อครั้ง 1 ครั้งต่อวัน 10 ครั้งต่อเดือน 20 ครั้งต่อปี และทางเลือกที่ 3 น้อยกว่าหรือเท่ากับ 6 ชั่วโมงต่อครั้ง 1 ครั้งต่อวัน 10 ครั้งต่อเดือน 20 ครั้งต่อปี นอกจากนี้ มาตรการ ILP จะมีบทลงโทษหากไม่สามารถลดการใช้ไฟฟ้าได้ในปริมาณตามสัญญาเมื่อได้รับการสั่งการเช่นเดียวกับอัตรา Interruptible Rate โดยสัญญาสำหรับมาตรการ ILP แบ่งเป็น 2 กลุ่ม กลุ่มที่ 1 ตั้งแต่ 1,000 กิโลวัตต์ขึ้นไป จะจ่ายค่า Demand Charge เท่ากับ Interruptible Rate ในปัจจุบันและต่ำกว่า Demand Charge ของอัตรา TOU ปกติ และกลุ่มที่ 2 ตั้งแต่ตั้งแต่ 500 กิโลวัตต์ขึ้นไป แต่ไม่ถึง 1,000 กิโลวัตต์ จะจ่ายค่า Demand Charge ต่ำกว่าอัตรา TOU ปกติ แต่สูงกว่าอัตรา ILP กลุ่มที่ 1
3.3 มาตรการ DLC มีเป้าหมายลดการใช้ไฟฟ้า 50 เมกะวัตต์ เป็นอัตราค่าชดเชยที่จ่ายตามปริมาณพลังไฟฟ้าในสัญญาลดการใช้พลังไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายและ Load Aggregator เป็นรายเดือนในอัตราที่เท่ากับส่วนลดของอัตรา ILP กลุ่มที่ 2 โดยมีเงื่อนไขการแจ้งล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 15 นาที และมีจำนวนครั้ง จำนวนชั่วโมง ในการเรียกใช้ต่อปี รวมถึงบทลงโทษหากไม่สามารถลดการใช้พลังไฟฟ้าได้ในปริมาณตามสัญญาเมื่อได้รับการสั่งการเช่นเดียวกับอัตรา ILP ทั้งนี้ผู้ใช้ไฟฟ้าต้องสมัครเข้าร่วมมาตรการกับ Load Aggregator ซึ่งทำหน้าที่ให้บริการประเมินศักยภาพและให้คำปรึกษาเพื่อรวบรวมศักยภาพการลดการใช้ไฟฟ้าจากผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยให้ได้อย่างน้อย 500 กิโลวัตต์ เพื่อเป็นตัวแทนของกลุ่มในการทำสัญญากับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย บริหารจัดการการสั่งการจากศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า และคำนวณผลการลดการใช้ไฟฟ้ารวมถึงจัดสรรเงินชดเชยให้แก่สมาชิก โดยผู้เข้าร่วมต้องยินยอมให้ Load Aggregator เข้าควบคุมการทำงานของเครื่องใช้ไฟฟ้าบางส่วนภายในสถานประกอบการหรืออาคารของตนตามที่ตกลงกันจากระยะไกล อัตราเงินชดเชยสำหรับมาตรการ DLC ทางเลือกที่ 1 2 และ 3 เท่ากับ 42.84 21.42 และ 42.84 บาทต่อกิโลวัตต์ ตามลำดับ ทั้งนี้ มาตรการ DLC เปิดโอกาสให้ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยขนาดใหญ่และกิจการขนาดเล็กซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าแบบ TOU ที่ระดับแรงดันตั้งแต่ 12 กิโลโวลต์ขึ้นไปสามารถเข้าร่วมมาตรการได้ด้วย
3.4 มาตรการ EDRP มีเป้าหมายลดการใช้ไฟฟ้าเท่ากับ 150 เมกะวัตต์ เป็นอัตราค่าชดเชยซึ่งจ่ายผันแปรตามปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ลดได้ในอัตรา 5.63 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง โดยผู้ใช้ไฟฟ้าจะต้องสมัครเข้าร่วมมาตรการกับ Load Aggregator ทั้งนี้ Load Aggregator จะไม่เข้าควบคุมอุปกรณ์ไฟฟ้าในอาคารของผู้ใช้ไฟฟ้าจึงเป็นมาตรการแบบสมัครใจ (Voluntary) โดยให้มีการสั่งการล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 24 ชั่วโมงและมีบทปรับสำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าที่ไม่สามารถลดได้ตามสัญญา 54.14 บาทต่อกิโลวัตต์ ทั้งนี้ ผลการจัดทำ Demand Response Rate เป็นการดำเนินการตามนโยบายและหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่ได้เสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ โดยจะประกาศใช้สำหรับปี 2560 - 2561 ต่อไป ซึ่ง กกพ. อาจปรับปรุงอัตราให้เหมาะสมและสอดคล้องกับการเปลี่ยนแปลงของต้นทุนและราคาเชื้อเพลิงในช่วงเวลาดังกล่าว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 ข้อสรุปการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ได้มีมติเห็นชอบการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบในลักษณะเดียวกันกับธุรกิจน้ำมัน โดยระยะที่ 1 เป็นช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ ซึ่งเปิดเสรีเฉพาะการนำเข้าแต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นฯ และโรงแยกก๊าซฯ โดยจะยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้าของประเทศและสามารถส่งออกเนื้อก๊าซฯ ที่ผลิตในประเทศได้ ภายใต้การควบคุมของ ธพ. โดยจะเริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป และระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ จะยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ และเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดการแข่งขันมีความพร้อม (มีผู้นำเข้าหลายรายมีปริมาณการนำเข้าจากผู้ประกอบการรายอื่นจำนวนมากพอสมควร) โดยให้ ธพ. พิจารณาความพร้อมด้านการแข่งขันในส่วนผลิตและจัดหา ที่เพียงพอและไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคาก๊าซ LPG พร้อมทั้งมอบหมายให้หน่วยงานต่างๆ ไปดำเนินการ ในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยให้ ธพ. รับผิดชอบมาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน และตรวจสอบปริมาณและราคาก๊าซ LPG ตามสัญญาซื้อ-ขายของโรงแยกก๊าซฯ และโรงกลั่นน้ำมันฯ ที่จำหน่ายให้ภาคปิโตรเคมี รวมถึงมอบหมาย ปตท. ดำเนินการจัดทำระเบียบการใช้คลังก๊าซจังหวัดชลบุรีให้แก่บุคคล ที่สามใช้ได้ (Third Party Access: TPA)
2. การดำเนินการในระยะที่ 1 การเปิดเสรีเฉพาะส่วนนำเข้า โดยจะเริ่มตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 มีรายละเอียดดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) ปัจจุบันราคา ณ โรงกลั่น ถูกกำหนดขึ้นโดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และบริษัท ปตท.สผ. สยาม จำกัด) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา โดยมีกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นกลไกบริหารจัดการ หากแหล่งจัดหาก๊าซ LPG แหล่งใดมีต้นทุนจัดหาต่ำกว่าต้นทุนเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักจะต้องส่งเงินส่วนต่างเข้ากองทุนน้ำมันฯ หากแหล่งใดต้นทุนจัดหาสูงกว่าต้นทุนเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักจะได้รับชดเชยส่วนต่างจากกองทุนน้ำมันฯ แต่ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่าน ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นจะถูกปรับเปลี่ยนเพื่อยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคานำเข้า จูงใจให้มีผู้นำเข้ารายอื่นนอกเหนือจาก ปตท. และให้เกิดผลกระทบต่ออุตสาหกรรมปิโตรเคมีน้อยที่สุด โดยแบ่งการกำหนดราคา ณ โรงกลั่นเป็นสองภาคส่วน ดังนี้ ส่วนแรก ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีที่มีสัญญาซื้อ-ขายเดิม ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม และส่วนที่สอง ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีโดยไม่มีสัญญาซื้อ-ขายเดิม เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการอ้างอิงด้วยราคานำเข้า โดยยังคงกำหนดการคำนวณอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในส่วนผลิตและจัดหาของโรงแยกก๊าซฯ และโรงกลั่นน้ำมันฯ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาของโรงแยกก๊าซฯ และโรงกลั่นน้ำมันฯ กับราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น ตามลำดับ ทั้งนี้ เมื่อ พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ อาจจะต้องมีการปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง (2) การผลิตและจัดหา ในส่วนของการนำเข้า จะปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคานำเข้าจากเดิม CP+85 เป็นราคา CP บวกค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (หน่วย : เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคานำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศที่ถูกกำหนดโดย ธพ. กล่าวคือ ให้ผู้ค้ารายอื่นสามารถนำเข้าก๊าซ LPG ได้อย่างเสรีโดยไม่จำกัดปริมาณ ส่วนของโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก จะปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคาจากเดิม CP-20 เป็น CP (หน่วย : เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เพื่อจูงใจให้เพิ่มกำลังการผลิตและลดโอกาสในการนำเข้า สำหรับโรงแยกก๊าซฯ และ ปตท.สผ.สยามฯ ภาครัฐจะยังกำกับดูแลกลไกราคาตามนโยบายรัฐบาลที่กำหนดให้ราคาจะต้องสะท้อนต้นทุน โดยใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนที่แท้จริง (cost plus) ในการกำหนดราคา โดย ปตท.สผ.สยามฯ ที่อยู่ภายใต้การบังคับของ พ.ร.บ.ปิโตรเลียม ให้ดำเนินการตามกฎและระเบียบของกฎหมายนั้น และสำหรับการส่งออก ปัจจุบันอนุญาตให้ส่งออกเฉพาะเนื้อก๊าซ LPG ที่นำเข้าจากต่างประเทศเท่านั้น (นำเข้าเพื่อส่งออก) หลังจากยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้า ให้สามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ที่ผลิตภายในประเทศได้ เพื่อรักษาสมดุลอุปสงค์และอุปทานของประเทศ แต่การส่งออกยังอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ ธพ. (3) การจำหน่าย ยังคงประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ ในช่วงเปลี่ยนผ่าน เพื่อป้องกันการสมยอมในการตั้งราคา พร้อมทั้งศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่ เพื่อใช้ติดตามและดูแลราคาให้เหมาะสม เป็นธรรม (4) มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน มอบหมายให้ ธพ. มีอำนาจสั่งการให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้า LPG แบบฉุกเฉิน (prompt cargo) ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยสามารถได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันฯ ตามต้นทุนจริง รวมถึงศึกษามาตรการเพิ่มสำรอง LPG ใหม่ และมาตรการการปันส่วนก๊าซ LPG (ในภาวะฉุกเฉิน) ให้คุ้มครองราคาภาคครัวเรือน (5) มาตรการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ยังคงใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ เป็นเครื่องมือสำคัญในการป้องกันภาวะขาดแคลนและการรักษาเสถียรภาพด้านราคา และ (6) คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้า และรับ/จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศ ให้ ปตท. ต้องเปิดระบบคลังดังกล่าวให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA)
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 การทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ
กรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 และวันที่ 18 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบหลักการการทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้สอดคล้องกับการจัดหาก๊าซธรรมชาติและสภาพเศรษฐกิจและการเงินที่เปลี่ยนแปลงไป และได้มอบอำนาจให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาและให้ความเห็นชอบหลักเกณฑ์ใหม่ของการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ซึ่งต่อมารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ และมอบหมายให้ สนพ. จัดทำคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อใช้ในการอ้างอิง ต่อมาเมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2553 กพช. ได้เห็นชอบนโยบายและแนวทางการคำนวณราคา LNG และอัตราค่าบริการสถานี LNG รวมทั้งรับทราบกรอบหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการสถานี LNG โดยมอบหมายให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการสถานี LNG และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และกำหนดสูตรโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ โดยราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยแบ่งเป็น 2 กลุ่ม ได้แก่ Gulf Gas และ Pool Gas และอัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่ง ประกอบด้วยค่าใช้จ่ายสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งค่าตอบแทนในการดำเนินการ และค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซธรรมชาติและการส่งก๊าซธรรมชาติให้ได้ตามปริมาณที่กำหนดภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ รวมถึงความเสี่ยงอื่นๆ นอกจากนี้
ได้มอบหมายให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ ตามมาตรา 65 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 และนำเสนอต่อ กพช. เพื่อทราบ
2. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกที่มีการเปลี่ยนแปลงและมีความผันผวนอย่างรุนแรงในช่วง 1 - 2 ปีที่ผ่านมา ทำให้ราคาก๊าซธรรมชาติมีทิศทางปรับตัวลดลง ส่งผลต่อราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติและอุตสาหกรรมต่อเนื่องที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง ประกอบกับธุรกิจก๊าซธรรมชาติในปัจจุบันมีการขยายตัวทำให้ต้องขยายการลงทุนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ นอกจากนี้ โครงสร้างการจัดหาก๊าซธรรมชาติเปลี่ยนแปลงไป ซึ่งตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas Plan 2015) ประเทศไทยมีแนวโน้มการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศ (อ่าวไทย) ลดลงอย่างต่อเนื่อง ในขณะที่มีการเพิ่มการจัดหาก๊าซ LNG จากต่างประเทศมากขึ้น ดังนั้น จึงควรมีการทบทวนการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ โดยเห็นควรเสนอ กพช. พิจารณาทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติให้เป็นไปตามประเภทใบอนุญาตภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. และสะท้อนสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป
3. การทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ
3.1 หลักการการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติตามประเภทใบอนุญาตประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ ซึ่งแบ่งออกเป็น 4 ประเภท สรุปข้อเสนอกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติแต่ละประเภท ดังนี้ (1) อัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) การกำหนด S เป็นไปตามแนวทางของมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 โดยเพิ่มเติมการวิเคราะห์องค์ประกอบค่า S ที่เหมาะสม และกำหนดช่วงระยะเวลาในการกำกับดูแลทุก 5 ปี (2) อัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (T) แนวทางการคำนวณใหม่ใช้หลักการ Building Block โดยคำนวณอัตราค่าบริการจากรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ที่สะท้อนเงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนจากการลงทุน ในรูปต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average Cost of Capital : WACC) ที่ กกพ. เห็นชอบ ทั้งนี้ กำหนดช่วงระยะเวลาในการกำกับดูแลทุก 5 ปี (3) อัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ (L) แนวทางการคำนวณอัตราค่าบริการของสถานี LNG ใหม่ ใช้หลักการ Building Block โดยคำนวณอัตราค่าบริการจากรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ที่สะท้อนเงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนจากการลงทุนในรูปต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (WACC) ที่ กกพ. เห็นชอบ ทั้งนี้ กำหนดช่วงระยะเวลาในการกำกับดูแลทุก 5 ปี (4) อัตราค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (R) แนวทางการคำนวณอัตราค่าบริการแบ่งเป็น 2 วิธี จำแนกตามกลุ่มลูกค้า ได้แก่ การค้าปลีกให้ลูกค้ากลุ่ม Co – Generation ให้ใช้หลักการกำหนดราคาตามต้นทุน (Cost Based) ซึ่งประกอบด้วย 3 ส่วน ได้แก่ ราคาก๊าซธรรมชาติที่ผู้รับใบอนุญาตค้าปลีกก๊าซฯ ซื้อจากผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซฯ ค่าบริการค้าปลีก (M) และค่าบริการจัดจำหน่าย (D) และการค้าปลีกให้กลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม ให้ใช้หลักการผสมผสานระหว่างหลักการของการกำหนดราคาตามราคาเชื้อเพลิงที่ก๊าซเข้าไปทดแทน (Alternative Fuel Pricing) และหลักการกำหนดราคาตามต้นทุน (Cost Based) โดยมีการกำหนดสัดส่วนระหว่างราคาตามสูตร Alternative Fuel Pricing กับ Cost Based เพื่อเป็นการบรรเทาผลกระทบจากการปรับโครงสร้างราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ โดย กกพ. จะเป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบค่าสัดส่วน ที่เหมาะสมและเป็นธรรม ทั้งนี้ การกำกับดูแลอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติจะมีการกำหนดช่วงระยะเวลาและทบทวนตามรอบระยะเวลา หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือกรณีมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ จำเป็นต้องทบทวนค่าสมมติฐานต่างๆ ที่ใช้ในการคำนวณอัตราค่าบริการฯ ให้สอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจและสถานการณ์ปัจจุบัน ซึ่งจะทำให้การบริหารต้นทุนและค่าใช้จ่ายมีประสิทธิภาพ ผลตอบแทนชัดเจนยิ่งขึ้น มีความโปร่งใสสามารถตรวจสอบได้ และสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง
3.2 โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ สรุปได้ดังนี้ (1) โครงสร้างราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติ สำหรับการค้าส่งก๊าซธรรมชาติโดยตรงจากระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission) ไปยังกลุ่มลูกค้า เช่น การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) Natural Gas for Vehicle (NGV) Gas Separation Plant และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ เป็นต้น ให้คำนวณจากสมการ Wy = WH + S + T เมื่อ Wy คือ ราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติไปยังกลุ่มลูกค้า โดย y คือ กลุ่มลูกค้า WH คือ ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย ซึ่งได้รวมค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซที่มีอยู่ในระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติไว้แล้ว S คือ อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และ T คือ อัตราค่าบริการสำหรับการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ Wy WH S และ T มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู (2) โครงสร้างราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติสำหรับการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ จากผู้ค้าปลีกไปยังผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติที่มีการเชื่อมต่อเพื่อรับก๊าซธรรมชาติผ่านโครงข่ายจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution) ให้คำนวณจากสมการ RCO-gen = Wy + M + D และ RIND = (P+D)(X) + (Wy + M + D)(1-X) โดย RCO-gen และ RIND คือ ราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับกลุ่มลูกค้า Co-Generation และกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม ตามลำดับ P คือ ราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติตามหลักการของการกำหนดราคาตามราคาเชื้อเพลิงที่ก๊าซเข้าไปทดแทน (Alternative Fuel Pricing) M คือ ค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ D คือ ค่าบริการจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ X คือ สัดส่วนการกำหนดราคาสำหรับกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรมตามหลักการ Alternative Fuel Pricing ที่ กกพ. กำหนด และ 1-X คือ สัดส่วนการกำหนดราคาสำหรับลูกค้าอุตสาหกรรมตามหลักการ Cost Based ที่ กกพ. กำหนด ทั้งนี้ RCO-gen RIND M และ D มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู
3.3 อัตราค่าบริการประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติตามประเภทใบอนุญาต ดังนี้ (1) อัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) ประกอบด้วย S= S1 + S2 โดยค่าใช้จ่ายสำหรับการจัดหาและ ค้าส่งก๊าซธรรมชาติ รวมค่าตอบแทนในการดำเนินการ (S1) เป็นค่าใช้จ่ายและค่าตอบแทนตามปกติที่เหมาะสมสำหรับการประกอบกิจการจัดหาและค้าส่ง โดยครอบคลุมถึงความเสี่ยงพื้นฐานและค่าใช้จ่ายในการประกอบกิจการจัดหาและค้าส่ง ทั้งนี้ โดยความเห็นชอบของ กกพ. และค่าความเสี่ยง (S2) เป็นค่าความเสี่ยง ที่อยู่นอกเหนือจากความเสี่ยงพื้นฐานในการประกอบกิจการจัดหาและค้าส่งในลักษณะเดียวกันต้องเผชิญ ซึ่งมีความแตกต่างกันตามประเภทลูกค้าผู้ใช้ก๊าซฯ ทั้งนี้ โดยความเห็นชอบของ กกพ. และให้มีการทบทวน S ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ (2) อัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (T) แตกต่างตามพื้นที่ โดยอัตราค่าบริการประกอบด้วย T = Td + Tc โดย ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge: Td) คำนวณจากมูลค่าปัจจุบันสุทธิ (NPV) ของรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ของรอบการกำกับดูแลถัดไป หารด้วย มูลค่าปัจจุบันสุทธิ (NPV) ของปริมาณการจองใช้ระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (Capacity Reserved) ตามสัญญาในรอบการกำกับดูแลถัดไป รายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) สะท้อนเงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนจากการลงทุนในรูปต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average Cost of Capital : WACC) ที่ กกพ. เห็นชอบ และมีการทบทวน Td ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ สำหรับค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge: Tc) คำนวณจากค่าใช้จ่ายในส่วนที่เป็นต้นทุนผันแปรในการให้บริการของผู้รับใบอนุญาต (Variable Cost) ได้แก่ ค่าใช้จ่ายดำเนินงานส่วนที่แปรผันโดยตรงตามปริมาณก๊าซที่ส่งผ่านระบบท่อส่งก๊าซ โดยมีการกำหนดดัชนีสำหรับการปรับค่าบริการส่วนต้นทุนผันแปร เพื่อให้สะท้อนสภาวการณ์ปัจจุบัน และคำนึงถึงประสิทธิภาพการดำเนินงาน และมีการทบทวน Tc ทุกปี ทั้งนี้ การแบ่งพื้นที่ในการกำหนดอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อสามารถเปลี่ยนแปลงได้ตามความเหมาะสมโดยให้อยู่ในอำนาจของ กกพ. (3) อัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซฯ จากสถานะของเหลวเป็นก๊าซ (L) ประกอบด้วย L = Ld + Lc โดยค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge: Ld) คำนวณจากมูลค่าปัจจุบันสุทธิ (NPV) ของรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ของรอบการกำกับดูแลถัดไป หารด้วย NPV ของปริมาณการจองใช้สถานีแอลเอ็นจี (LNG Terminal) ตามสัญญาในรอบการกำกับดูแลถัดไป รายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) สะท้อนเงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนจากการลงทุนในรูปต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average Cost of Capital : WACC) ที่ กกพ. เห็นชอบ และมีการทบทวน Ld ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ สำหรับค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge: Lc) คำนวณจากค่าใช้จ่ายในส่วนที่เป็นต้นทุนผันแปรในการให้บริการของผู้รับใบอนุญาต (Variable Cost) ได้แก่ ค่าใช้จ่ายดำเนินงานส่วนที่แปรผันโดยตรงตามปริมาณการแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ โดยมีการกำหนดดัชนีสำหรับการปรับค่าบริการส่วนต้นทุนผันแปร เพื่อให้สะท้อนสภาวการณ์ปัจจุบัน และคำนึงถึงประสิทธิภาพการดำเนินงาน และมีการทบทวน Lc ทุกปี (4) อัตราค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ คำนวณจากสมการ RCO-gen = Wy + M + D และ RIND = (P+D)(X) + (Wy + M + D)(1-X) โดยค่าบริการค้าปลีก (M) ประกอบด้วย M = M1 + M2 ทั้งนี้ ค่าดำเนินการค้าปลีก (M1) เป็นค่าตอบแทนที่เหมาะสมสำหรับการประกอบกิจการค้าปลีกฯ โดยครอบคลุมถึงความเสี่ยงพื้นฐานและค่าใช้จ่ายในการประกอบกิจการค้าปลีกฯ โดยความเห็นชอบของ กกพ. และค่าความเสี่ยงในการค้าปลีกฯ (M2) เป็นค่าความเสี่ยงที่อยู่นอกเหนือจากความเสี่ยงพื้นฐานในการประกอบกิจการค้าปลีกฯ ในลักษณะเดียวกันต้องเผชิญ ซึ่งมีความแตกต่างกันตามประเภทลูกค้าผู้ใช้ก๊าซฯ ทั้งนี้ โดยความเห็นชอบของ กกพ. โดยมีการทบทวน M ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ ค่าบริการจัดจำหน่าย (D) ประกอบด้วย D = Dd + Dc โดยค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge: Dd) คำนวณจากมูลค่าปัจจุบันสุทธิ (NPV) ของรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ของรอบการกำกับดูแลถัดไป หารด้วย NPV ของประมาณการความต้องการของลูกค้ากิจการค้าปลีกในรอบการกำกับดูแลถัดไป รายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) สะท้อนเงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนจากการลงทุนในรูปต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average Cost of Capital : WACC) ที่ กกพ. เห็นชอบ และมีการทบทวน Dd ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ สำหรับค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge: Dc) คำนวณจากค่าใช้จ่ายในส่วนที่เป็นต้นทุนผันแปรในการให้บริการของผู้รับใบอนุญาต (Variable Cost) ได้แก่ ค่าใช้จ่ายดำเนินงานส่วนที่แปรผันโดยตรงตามปริมาณก๊าซที่ส่งผ่านระบบท่อส่งก๊าซ โดยมีการกำหนดดัชนีสำหรับการปรับค่าบริการส่วนต้นทุนผันแปร เพื่อให้ สะท้อนสภาวการณ์ปัจจุบัน และคำนึงถึงประสิทธิภาพการดำเนินงาน และมีการทบทวน Dc ทุกปี สำหรับสัดส่วนระหว่างราคาตามสูตร Alternative Fuel Pricing กับ Cost Based ได้แก่ X และ 1-X กกพ. จะมีการทบทวนตามรอบระยะเวลา 5 ปี
3.4 การปรับหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ ตลอดจนการกำหนด Price Path เพื่อลดผลกระทบจากการปรับอัตราค่าบริการ ให้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลและดำเนินการโดย กกพ. ซึ่งเป็นไปตามพระราชบัญญัติฯ ทั้งนี้ ในขั้นตอนการดำเนินงานจะมีคณะอนุกรรมการกำกับดูแล ค่าพลังงานและค่าบริการ (คณะอนุกรรมการฯ) พิจารณากลั่นกรองก่อนนำเสนอ กกพ. โดยองค์ประกอบของคณะอนุกรรมการฯ ประกอบด้วยผู้ทรงคุณวุฒิและผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ ได้แก่ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ สำนักงานบริหารหนี้สาธารณะ สำนักงานคณะกรรมการคุ้มครองผู้บริโภค สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย สภาหอการค้าแห่งประเทศไทย และสมาคมธนาคารไทย
4. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 ได้มีมติมอบหมายให้ กกพ. รับข้อสังเกตของที่ประชุมฯ ไปจัดทำรายละเอียดเพิ่มเติมให้ชัดเจน และนำกลับมาเสนอ กพช. ซึ่ง กกพ. ได้ให้รายละเอียดเพิ่มเติมเพื่อชี้แจงต่อข้อสังเกตของ กพช. ดังนี้ (1) การเสนอขอทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติเพื่อให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงและคำนึงถึงผลตอบแทนที่เหมาะสม จูงใจให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพในการประกอบกิจการพลังงาน คำนึงถึงความเป็นธรรมของผู้ใช้พลังงานและผู้รับใบอนุญาต อัตราค่าบริการชัดเจนและโปร่งใส (2) การเปลี่ยนแปลงวิธีการคำนวณใหม่เป็นแบบ Building Block ทำให้ สามารถกำกับดูแลทั้งเงินทุนและค่าใช้จ่ายที่สอดคล้องกับบริบทปัจจุบันและใกล้เคียงความเป็นจริงมากที่สุด มีการกำหนดค่า X ช่วบควบคุมประสิทธิภาพการดำเนินงานสำหรับค่าใช้จ่ายที่สามารถควบคุมได้ รวมทั้งสามารถตรวจสอบเงินลงทุนและค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นทำให้มีความชัดเจนและโปร่งใส (3) แนวทางการปรับอัตราผลตอบแทนใหม่สำหรับโครงการเดิม กรณีการลงทุนเดิมของผู้รับใบอนุญาต จะปรับวิธีการคำนวณอัตราค่าบริการเป็นแบบ Building Block และปรับรูปแบบผลตอบแทนการลงทุน จากเดิม IRROE เป็น WACC เพื่อให้การกำกับดูแลเป็นมาตรฐานเดียวกัน แต่จะยังคงระดับผลตอบแทนการลงทุนตลอดอายุโครงการเดิม ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 เพื่อคงสิทธิหรือภาระผูกพันที่มีอยู่เดิม รวมถึงผลตอบแทนการลงทุนของ LNG Terminal แต่อัตราผลตอบแทนการลงทุนโครงการใหม่ในอนาคตจะกำหนดในรูป WACC ที่ กกพ. กำหนดในช่วงรอบการกำกับดูแล และกำหนดเป็นอัตราคงที่ตลอดอายุโครงการ ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. ได้หารือกับกระทรวงการคลังแล้วเมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2559 และได้รับข้อเสนอแนะในประเด็นการพิจารณา WACC สำหรับโครงการลงทุนใหม่ว่า ควรพิจารณาจากต้นทุนเงินทุนส่วนเพิ่มสำหรับโครงการใหม่ รวมทั้งให้คำนึงถึงสภาวะเศรษฐกิจปัจจุบันที่อัตราดอกเบี้ยต่ำ หากสามารถกำหนดผลตอบแทนที่สามารถใช้ในระยะยาวอาจทำให้อัตราค่าบริการฯ โดยรวมไม่สูงจนเกินไป ซึ่งสำนักงาน กกพ. จะนำข้อเสนอแนะดังกล่าวไปใช้ประกอบการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ ตามขั้นตอนของพระราชบัญญัติฯ ต่อไป สำหรับความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้ใช้ WACC เฉพาะส่วนของกิจการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ซึ่งเป็นกิจการที่มีความเสี่ยงต่ำ และเห็นควรให้ กกพ. นำความเห็น/ข้อแนะนำของรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลังที่ต้องการให้สภาวะเศรษฐกิจปัจจุบันที่อัตราดอกเบี้ยต่ำไปใช้ประกอบการพิจารณากำหนดผลตอบแทนการลงทุนโครงการใหม่
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ กรณีการลงทุนเดิมของผู้รับใบอนุญาต จะยังคงระดับผลตอบแทนการลงทุนตลอดอายุโครงการเดิม เพื่อคงสิทธิหรือภาระผูกพันที่มีอยู่เดิมตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติที่เห็นชอบไว้ก่อนหน้า สำหรับผลตอบแทนการลงทุนโครงการใหม่ในอนาคตกำหนดเป็นอัตราคงที่ตลอดอายุโครงการ โดยจะพิจารณาจากต้นทุนเงินทุนส่วนเพิ่มสำหรับโครงการใหม่เพื่อให้ได้อัตราผลตอบแทนที่เหมาะสมต่อไป และนำความเห็นของกระทรวงการคลังและฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปประกอบการพิจารณาในขั้นตอนต่อไป
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการตามขั้นตอนของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
เรื่องที่ 8 แนวทางการบริหารจัดการกิจการก๊าซธรรมชาติและ LNG เพื่อความมั่นคง
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 เรื่อง แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง โดยเห็นชอบโครงการลงทุนในระยะที่ 1 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) มอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการจำนวน 3 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 13,900 ล้านบาท และเห็นชอบในหลักการสำหรับการดำเนินการลงทุนในระยะที่ 2 และ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (ส่วนที่ 2) โดยมอบหมาย ให้ ปตท. ไปศึกษารายละเอียดตามข้อเสนอแนะของ กกพ. และนำผลการศึกษาเสนอ กบง. เพื่อให้ความเห็นชอบก่อนนำเสนอ กพช. เพื่อทราบ ต่อมาเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 เรื่อง แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ดังนี้ (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 สนพ. ชธ. ร่วมกับ กกพ. และ กฟผ. ไปศึกษาเพิ่มเติมโดยให้คำนึงถึงแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในอนาคตอย่างใกล้ชิด แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. และ กพช. ตามลำดับอีกครั้ง
2. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2559 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 เรื่องแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ซึ่งได้ปรับเปลี่ยนการประมาณความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติจาก Gas Plan 2015 เดิม ที่ได้รับความเห็นชอบเมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 ดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ Map Ta Phut LNG Terminal เพิ่มเติมอีก 1.5 ล้านตันต่อปี [T-1 ext.] วงเงิน 1,000 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ ปตท. หรือบริษัทในกลุ่ม ปตท. เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดเข้าระบบภายในปี 2562 (2) เห็นชอบให้ดำเนินโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง [T-2] วงเงิน 36,800 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ ปตท. หรือบริษัทในกลุ่ม ปตท. เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2565 (3) มอบหมายให้ กฟผ. ไปศึกษาความเหมาะสมด้านเทคนิคและเศรษฐศาสตร์ของโครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 15 กันยายน 2559 และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป และ (4) มอบหมายให้ ชธ. สนพ. กกพ. และ ปตท. ไปศึกษาโครงการ [F-2] : โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา หรือมาบตาพุด จังหวัดระยอง) โครงการ [T-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 3 และ โครงการ [T-4 หรือ F-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 4) หรือ FSRU ที่ประเทศเมียนมาให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี และนำกลับมาเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป
3. กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 มีมติเห็นชอบให้ปรับเปลี่ยนการประมาณความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติจากกรณีฐานของ Gas Plan 2015 ที่คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 เป็นกรณีฐานใหม่ ที่คิดความเสี่ยงด้านความต้องการใช้จากการชะลอโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินที่อาจไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผน และร้อยละความสำเร็จของแผนพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan : AEDP) และแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Plan : EEP) ที่มีแนวโน้มที่จะขับเคลื่อนให้เกิดผลสัมฤทธิ์ล่าช้ากว่าแผน กระทรวงพลังงานจึงได้ปรับการคาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้เพิ่มสูงขึ้นจากการนำมาใช้เพื่อผลิตไฟฟ้าทดแทนโรงไฟฟ้าถ่านหินและทดแทนผลจากการดำเนินการตามแผน AEDP และ EEP นอกจากนี้ จากการติดตามการใช้ก๊าซธรรมชาติอย่างต่อเนื่อง พบว่ามีค่าต่ำกว่าค่าที่คาดการณ์ไว้ ดังนั้น ชธ. และ สนพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าในปี 2565 ประเทศจะมีความต้องการนำเข้า LNG เพื่อทดแทนก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่ลดลงอยู่ที่ประมาณ 17.4 ล้านตันต่อปี ซึ่งสูงขึ้นเมื่อเทียบกับกรณีฐานเดิมตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 และกรณีฐานใหม่ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2559 (ฐานเดิม 8.9 ล้านตันต่อปี และฐานใหม่ 13.5 ล้านตันต่อปี) และในช่วงปลายแผนในปี 2579 คาดว่าจะมีความต้องการนำเข้า LNG เพิ่มสูงขึ้นถึง 34 ล้านตันต่อปี สูงขึ้นจากกรณีฐานเดิมและกรณีฐานใหม่ (ฐานเดิม 22 ล้านตันต่อปี และฐานใหม่ 31 ล้านตันต่อปี) ทำให้จำเป็นต้องมีปรับแผนโครงสร้างพื้นฐานและการจัดหา LNG ในระยะยาว โดยส่วนที่ 1 โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ พบว่า ไม่มีการปรับเปลี่ยนกรอบโครงการและสามารถดำเนินการต่อเนื่องต่อไปได้ ส่วนที่ 2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว พบว่าควรพิจารณาปรับเปลี่ยนกรอบโครงการให้เหมาะสมกับสถานการณ์ความต้องการก๊าซธรรมชาติและ LNG ที่เปลี่ยนแปลงไป
4. กบง. เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการบริหารจัดการกิจการก๊าซธรรมชาติและ LNG เพื่อความมั่นคง และได้มีมติ ดังนี้ (1) รับทราบการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตาม Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ (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 (3) เห็นชอบให้ กฟผ. ดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ขนาด 5 ล้านตันต่อปี เงินลงทุนรวม 24,500 ล้านบาท กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2567 ทั้งนี้ ให้ กฟผ. รายงานความก้าวหน้าการดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบนเป็นระยะและต้องเกิดความชัดเจนว่าจะสามารถดำเนินการได้ทันตามแผนภายในเดือนธันวาคม 2561 เพื่อสำหรับในกรณีที่ กฟผ. ไม่สามารถดำเนินการได้ กระทรวงพลังงานจะได้เตรียมแผนสำรองรองรับ และ (4) เห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา [F-3] ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2570 โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปดำเนินการศึกษารายละเอียดความจำเป็นของโครงการ ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และนำเสนอผลการศึกษาต่อ กบง. เพื่อพิจารณา
5. กกพ. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2559 ได้พิจารณาเรื่องแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง และมีมติเห็นควรให้การสนับสนุนแผนฯ และมีความเห็นเพิ่มเติมดังนี้ (1) การจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในช่วงปี 2563 – 2564 จะมีความเสี่ยง เนื่องจากความสามารถในการรองรับก๊าซธรรมชาติของโครงสร้างพื้นฐาน LNG ไม่เพียงพอต่อความต้องการ LNG ตาม Gas Plan 2015 ที่ปรับเปลี่ยนไป ดังนั้น ควรเพิ่มความสามารถในการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งสัมปทานในประเทศ หรือเตรียมความพร้อมจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในการบริหารจัดการเชื้อเพลิงชนิดอื่นที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าเข้ามาทดแทนก๊าซธรรมชาติด้วย (2) เห็นควรสนับสนุนการเพิ่มกำลังแปรสภาพ LNG จาก 5 ล้านตันต่อปี เป็น 7.5 ล้านตันต่อปี ในโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง (แห่งที่ 2) เพื่อรองรับความต้องการใช้ LNG ที่มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น และช่วยลดต้นทุนต่อหน่วยในการก่อสร้าง ส่งผลให้อัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซธรรมชาติ ลดลงอย่างมีนัยสำคัญ (3) โครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี ซึ่งมอบหมายให้ กฟผ. เป็นผู้ดำเนินการช่วยให้มีผู้ประกอบการรายใหม่ ตลอดจนช่วยเพิ่มจุด Entry Point ให้กับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ซึ่งเป็นการเพิ่มความมั่นคงของระบบจัดหาและส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ โดยมีประเด็นที่ต้องคำนึงถึง คือ โครงการ FSRU ต้องเชื่อมต่อเข้ากับระบบท่อและจัดส่งก๊าซธรรมชาติเข้าสู่โครงข่ายของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ก่อนจ่ายก๊าซธรรมชาติเข้าโรงไฟฟ้าพระนครใต้ และโรงไฟฟ้าพระนครเหนือ แทนการดำเนินโครงการ FSRU ในรูปแบบส่งก๊าซธรรมชาติเข้าโรงไฟฟ้าโดยตรง (Stand Alone) เพื่อไม่ให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายอื่นรับภาระด้านอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติสำหรับพื้นที่บนฝั่งมากขึ้น โดย กฟผ. ต้องปฏิบัติตามข้อบังคับว่าด้วยการจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจีแก่บุคคลที่สาม (TPA Regime) เพื่อให้ผู้ใช้บริการสามารถใช้หรือเชื่อมต่อกับ FSRU ได้ และ เห็นควรให้ กฟผ. แยก FSRU เป็นหน่วยธุรกิจ (Business Unit) หรือพัฒนาเป็นบริษัท และขอใบอนุญาตการประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่อให้เกิดความโปร่งใสและชัดเจนในการกำกับดูแล และ (4) โครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา [F-3] ขนาด 3 ล้านตันต่อปี เห็นควรให้มีการศึกษาและนำเข้า LNG จากโครงการดังกล่าว เนื่องจากเป็นการกระจายความเสี่ยงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ตลอดจนช่วยให้เกิดการใช้ประโยชน์สูงสุดจากระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตกทดแทนการลดลงของปริมาณก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาและเยตากุน ทั้งนี้ การนำเข้า LNG จากประเทศเมียนมา ด้วย FSRU ต้องแข่งขันได้กับการนำเข้า LNG จากฝั่งอ่าวไทย
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ที่ปรับปรุงใหม่
2. เห็นชอบให้ดำเนินการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] ที่มอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินโครงการ ให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG สูงสุดเพิ่มขึ้นจาก 5 ล้านตันต่อปี เป็น 7.5 ล้านตันต่อปี ประมาณการเงินลงทุนรวม 38,500 ล้านบาท และกำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2565
3. เห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ขนาด 5 ล้านตันต่อปี โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยเป็นผู้ดำเนินโครงการ และมีการประมาณการเงินลงทุนรวม 24,500 ล้านบาท กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2567 ทั้งนี้ ให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยรายงานความก้าวหน้าการดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบนเป็นระยะๆ และต้องเกิดความชัดเจนว่าจะสามารถดำเนินการได้ทันตามแผนภายในเดือนธันวาคม พ.ศ. 2561 เพื่อสำหรับในกรณีที่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยไม่สามารถดำเนินการได้กระทรวงพลังงานจะได้ดำเนินการเตรียมแผนสำรองรองรับในกรณีไม่สามารถดำเนินโครงการได้ตามแผน ทั้งนี้ ให้ดำเนินการตามความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานด้วย
4. เห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา [F-3] ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2570 โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ไปดำเนินการศึกษาในรายละเอียดความจำเป็นของโครงการ ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และนำเสนอผลการศึกษาต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณาต่อไป
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 และคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 ได้เห็นชอบให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป และให้นำเสนอขอความเห็นชอบเพื่อลงนามสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาว (LNG Sale and Purchase Agreement: LNG SPA) จาก กพช. โดยเมื่อ กพช. ให้ความเห็นชอบแล้ว จะรายงานให้คณะรัฐมนตรีรับทราบ ทั้งนี้ จาก Gas Plan 2015 และ PDP 2015 ประเทศไทยยังคงมีความต้องการ LNG เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง และจำเป็นต้องจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม เพื่อเพิ่มความมั่นคงทางพลังงาน โดยเมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2558 ปตท. ได้ลงนาม Heads of Agreement (Non-binding) กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. (PETRONAS) เพื่อจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ระยะยาว (เพิ่มเติม) กำหนดส่งมอบในปี 2560/2561 ในปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี
2. การจัดหา LNG ในรูปแบบสัญญาระยะยาว (เพิ่มเติม) จากบริษัท PETRONAS สรุปได้ดังนี้ (1) จากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกที่ปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่องตั้งแต่ช่วงปลายปี 2557 ประกอบกับประมาณการความต้องการ LNG ของโลกไม่เป็นไปตามแผน ส่งผลให้มีปริมาณ LNG เกินกว่าความต้องการ (supply surplus) ปตท. จึงเปิดเจรจากับบริษัท PETRONAS เพื่อขอปรับลดราคาลงจากที่เคยตกลงไว้ตาม Heads of Agreement (HOA) สรุปว่าราคาสุดท้ายที่บริษัท PETRONAS เสนอ ลดลงจากราคาเดิมใน HOA เฉลี่ยประมาณ 1.92 – 2.29 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู หรือร้อยละ 24 – 26 (เปรียบเทียบที่ระดับราคาน้ำมัน JCC ที่ 20 – 100 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และ Henry Hub ที่ 3 – 4 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และ (2) ข้อคิดเห็นเพิ่มเติมจากการเจรจาซื้อขาย LNG จากบริษัท PETRONAS ดังนี้ 1) การจัดหา LNG จากบริษัท PETRONAS เป็นการสนับสนุนความร่วมมือภายในประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน (AEC) 2) PETRONAS เป็นบริษัทน้ำมันแห่งชาติของประเทศมาเลเซีย ปัจจุบันมีกำลังผลิตถึง 27.7 ล้านตันต่อปี และโดยในปี 2560 จะมี LNG เพิ่มเติมจากโครงการใหม่ ได้แก่ โครงการ FLNG (มาเลเซีย) และ โครงการ MLNG Train 9 ส่งผลให้มีกำลังการผลิตรวมเป็น 32.5 ล้านตันต่อปี นอกจากนี้โครงการ Pacific North West LNG (แคนาดา) ซึ่งในอนาคตจะเพิ่มกำลังผลิตเป็น 44.5 ล้านตันต่อปี 3) แหล่งที่มาของ LNG หลักคือมาจากโครงการ MLNG ในประเทศมาเลเซียซึ่งใกล้ประเทศไทย ใช้เวลาเดินเรือขนส่งเพียงประมาณ 3 วันถึงท่ามาบตาพุดทำให้มีความยืดหยุ่นในการรับ LNG ในกรณีที่ต้องการเร่งด่วน 4) ราคาที่สามารถต่อรองได้จากบริษัท PETRONAS ถือเป็นข้อเสนอดีที่สุด ณ ปัจจุบัน บนเงื่อนไขโครงสร้างสูตรราคาแบบผสม 5) สามารถนำ LNG ไปขายให้ผู้ซื้อรายอื่นนอกประเทศไทยได้ ในกรณีที่ความต้องการใช้ LNG ภายในประเทศไม่เป็นไปตามแผน และ 6) ตามประมาณการความต้องการ LNG จะเห็นว่าการจัดหา LNG เพิ่มเติมจากทั้งบริษัท SHELL บริษัท BP และบริษัท PETRONAS ในปริมาณรวม 3.2 ล้านตันต่อปี ไม่กระทบต่อนโยบายการเปิดเสรีตลาดก๊าซฯ เนื่องจากการจัดหา LNG ดังกล่าวสามารถรองรับความต้องการ LNG ของประเทศด้วยสัญญาระยะยาวได้เพียงร้อยละ 50 ของความต้องการ LNG เท่านั้น ทั้งนี้ เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงทางด้านพลังงานในภาพรวม ยังจำเป็นต้องจัดหา LNG เพิ่มเติมทั้งในรูปแบบสัญญาระยะยาวและ SPOT อีกเป็นจำนวนมากในอนาคต ดังนั้น จึงเห็นควรเสนอ กพช. เพื่อขอความเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่าง ปตท. กับบริษัท PETRONAS และให้ ปตท. ลงนามในสัญญาฯ ภายหลังจากที่ร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาฯ ที่ไม่ใช่สาระสำคัญ ให้ ปตท. สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำเสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรี รวมทั้งขอความเห็นชอบให้สัญญาฯ ดังกล่าวใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. และให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. ภายหลังจากที่ร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติและคณะรัฐมนตรี
2. เห็นชอบให้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการ
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเรื่องร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. เสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาอนุมัติ
เรื่องที่ 10 แต่งตั้งคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กพช. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 ได้เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (EEP 2015) โดยมีเป้าหมายที่จะลดการใช้พลังงานโดยใช้ดัชนีความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity; EI) หรือพลังงานที่ใช้พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) ต่อหน่วยผลิตภัณฑ์มวลรวมภายในประเทศ (Gross domestic product; GDP; billion baht) ลงร้อยละ 30 ในปี 2579 เมื่อเทียบกับปี 2553 หรือคิดเป็นการลดการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายลง 56,142 ktoe โดยดำเนินการภายใต้ 3 กลยุทธ์ ได้แก่ กลยุทธ์ภาคบังคับ (Compulsory Program) กลยุทธ์ภาคความร่วมมือ (Voluntary Program) และกลยุทธ์สนับสนุน (Complementary Program) มีเป้าหมายดำเนินการใน 4 กลุ่มเศรษฐกิจหลัก ได้แก่ ภาคอุตสาหกรรม ภาคอาคารธุรกิจ ภาคบ้านอยู่อาศัย และภาคขนส่ง
2. จากการประเมินผลประหยัดพลังงานตามแผน EEP 2015 พบว่า ณ ปี 2579 ภาคขนส่งเป็นภาคเศรษฐกิจที่มีศักยภาพสูงสุดในการลดการใช้พลังงาน (ความร้อน) สูงถึง 30,213 ktoe หรือคิดเป็นร้อยละ 59 ของแผน EEP 2015 ทั้งนี้มาตรการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง ภายใต้กลยุทธ์ภาคความร่วมมือ (Voluntary Program) ของแผน EEP 2015 ประกอบด้วยมาตรการย่อย 11 มาตรการ เป้าหมายผลประหยัด ณ ปี 2579 และหน่วยงานผู้รับผิดชอบ สรุปได้ดังนี้ (1) การกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม (ยกเลิกการอุดหนุนราคาน้ำมันดีเซล) เป้าหมาย 456 ktoe สนพ. เป็นผู้รับผิดชอบ (2) การสนับสนุนการใช้ยานยนต์ประหยัดพลังงาน ภาษี และฉลากแสดงประสิทธิภาพ (ECO Sticker) เป้าหมาย 13,731 ktoe ผู้รับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงานเศรษฐกิจอุตสาหกรรม และกรมสรรพสามิต (3) การติดฉลากแสดงประสิทธิภาพพลังงานในยางรถยนต์ เป้าหมาย 469 ktoe มี พพ. เป็นผู้รับผิดชอบ (4) การบริหารจัดการขนส่งเพื่อการประหยัดพลังงาน เป้าหมาย 1,360 ktoe ผู้รับผิดชอบ ได้แก่ สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย (ส.อ.ท.) และ สนพ. (5) การขับขี่เพื่อการประหยัดพลังงาน (ECO Driving) เป้าหมาย 1,491 ktoe ผู้รับผิดชอบ ได้แก่ ส.อ.ท. และ สนพ. (6) เงินทุนหมุนเวียนเพื่อการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง (ESCO-ขนส่ง) เป้าหมาย 588 ktoe มี พพ. เป็นผู้รับผิดชอบ (7) การอุดหนุนผลการประหยัดพลังงานสำหรับภาคขนส่ง เป้าหมาย 1,261 ktoe มี พพ. เป็น ผู้รับผิดชอบ (8) การพัฒนาระบบโครงสร้างพื้นฐานคมนาคมขนส่ง รถไฟฟ้าขนส่งมวลชน เป้าหมาย 4,823 ktoe ผู้รับผิดชอบ ได้แก่ กระทรวงคมนาคม (9) การพัฒนาระบบโครงสร้างพื้นฐานคมนาคมขนส่ง รถไฟรางคู่ เป้าหมาย 4,922 ktoe ผู้รับผิดชอบ ได้แก่ กระทรวงคมนาคม (10) การเพิ่มประสิทธิภาพการขนส่งน้ำมัน โดยพัฒนาระบบขนส่งน้ำมันทางท่อ เป้าหมาย 34 ktoe มี ธพ. เป็นผู้รับผิดชอบ และ (11) การส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้า (EV) เป้าหมาย 1,123 ktoe ผู้รับผิดชอบ ได้แก่ สนพ. สำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน และกระทรวงอุตสาหกรรม
3. การดำเนินงานมาตรการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง แบ่งเป็น 4 กลุ่มหลัก ดังนี้ (1) การกำกับราคาเชื้อเพลิงในภาคขนส่งให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงต่างๆ ให้สะท้อนต้นทุนของเชื้อเพลิงแต่ละประเภท และปรับโครงสร้างอัตราภาษีสรรพสามิตให้เป็นธรรมกับผู้ใช้น้ำมันเชื้อเพลิงทุกประเภท ซึ่งปัจจุบันได้ยกเลิกการสนับสนุนราคาน้ำมันดีเซลแล้ว แต่ยังคงสนับสนุนราคาเฉพาะน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และ E85 เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทน (2) การเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ในยานยนต์ โดยสนับสนุนให้ประชาชนเลือกซื้อรถยนต์ที่มีประสิทธิภาพและประหยัดพลังงาน โดยการจัดเก็บภาษีตามปริมาณการปล่อย CO2 การติดฉลากแสดงอัตราการสิ้นเปลืองเชื้อเพลิงหรือฉลากแสดงประสิทธิภาพ ซึ่งปัจจุบันสำนักงานเศรษฐกิจอุตสาหกรรมได้พัฒนานโยบายระบบป้ายข้อมูลรถยนต์ตามมาตรฐานสากล หรือ ECO Sticker ซึ่งกำหนดให้รถยนต์ที่จำหน่ายในประเทศต้องติดฉลากแสดงข้อมูลสมรรถนะของรถยนต์ ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2558 และกรมสรรพสามิต ได้ประกาศใช้โครงสร้างภาษีสำหรับยานยนต์ใหม่ โดยจัดเก็บตามปริมาณการปล่อย CO2 ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2559 (3) การส่งเสริมการบริหารจัดการการใช้รถบรรทุกและ รถโดยสาร โดยพัฒนาผู้ประกอบการขนส่ง ซึ่งมีโครงการสาธิตระบบบริหารจัดการพลังงานในภาคขนส่ง โดยจัดทีมผู้เชี่ยวชาญเข้าไปจัดทำระบบบริหารจัดการพลังงานให้ผู้ประกอบการขนส่ง จัดฝึกอบรมการขับขี่ยานพาหนะเพื่อการประหยัดพลังงาน สนับสนุนเงินลงทุนให้ผู้ประกอบการดำเนินการปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ส่งเสริมธุรกิจบริษัทจัดการพลังงานในภาคขนส่ง (Logistics ESCO) และ (4) พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานคมนาคมขนส่ง เพื่อการเปลี่ยนรูปแบบการเดินทางและขนส่งสินค้า ได้แก่ พัฒนารถไฟฟ้า 12 สาย และรถไฟทางคู่ ทั่วประเทศ 3,150 กิโลเมตร พัฒนาระบบขนส่งน้ำมันทางท่อ การรองรับการใช้ยานยนต์ไฟฟ้า เป็นต้น
4. เนื่องจากมาตรการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งตามแผน EEP 2015 มีหลายหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้อง และครอบคลุมความรับผิดชอบของหลายกระทรวง ดังนั้น เพื่อให้การบูรณาการขับเคลื่อนนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งดำเนินไปอย่างเป็นรูปธรรม มีประสิทธิภาพ บรรลุตามเป้าหมายและเกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ กระทรวงพลังงาน จึงเห็นสมควรแต่งตั้ง “คณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง” โดยมีรองนายกรัฐมนตรี (พลอากาศเอก ประจิน จั่นตอง) เป็นประธานกรรมการ ผู้แทน พพ. เป็นกรรมการและเลขานุการ และมีกรรมการประกอบด้วย รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน รัฐมนตรีว่าการกระทรวงคมนาคม รัฐมนตรีว่าการกระทรวงอุตสาหกรรม ปลัดกระทรวงการคลัง หรือผู้แทน ปลัดกระทรวงพลังงาน หรือผู้แทน ปลัดกระทรวงแรงงาน หรือผู้แทน เลขาธิการคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ หรือผู้แทน ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนการขนส่งและจราจร หรือผู้แทน ผู้อำนวยการสำนักงานเศรษฐกิจอุตสาหกรรม หรือผู้แทน ผู้อำนวยการ สนพ. หรือผู้แทน ผู้แทนสหพันธ์การขนส่งทางบกแห่งประเทศไทย และผู้ทรงคุณวุฒิด้านอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่งจำนวน 3 ท่าน โดยคณะกรรมการฯ มีอำนาจและหน้าที่ ดังนี้ (1) กำกับดูแลการดำเนินงานตามมาตรการด้านอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่ง ให้บรรลุตามเป้าหมายของแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 – 2579 (2) ขับเคลื่อนและผลักดันให้มาตรการอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่งดำเนินการอย่างเป็นรูปธรรม (3) บูรณาการการดำเนินงานตามมาตรการอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่งให้มีประสิทธิภาพและเกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ (4) เสนอแนะ ให้ข้อมูล และข้อคิดเห็นที่เป็นประโยชน์ต่อการดำเนินมาตรการอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่ง (5) ติดตามและประเมินผลการดำเนินงานภายใต้มาตรการอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่ง (6) แต่งตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อสนับสนุนการดำเนินงานตามที่เห็นสมควร และ (7) ปฏิบัติงานอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง และเป็นประโยชน์ต่อความสำเร็จของมาตรการ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง โดยให้ปรับปรุงองค์ประกอบของคณะกรรมการฯ ในส่วนของประธานกรรมการ เป็น รองนายกรัฐมนตรีที่ได้รับมอบหมายและมอบอำนาจให้กำกับการบริหารราชการกระทรวงพลังงานแทนนายกรัฐมนตรี และเพิ่มเติมองค์ประกอบของคณะกรรมการฯ จาก 2 หน่วยงาน ได้แก่ กระทรวงมหาดไทย และกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ก่อนนำคำสั่งฉบับนี้เสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติลงนามต่อไป
เรื่องที่ 11 รายงานความคืบหน้าเกี่ยวกับคดีปกครองที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติถูกฟ้องร้อง
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 ได้เห็นชอบในการมอบอำนาจในการดำเนินคดีปกครอง โดยมอบหมายให้กรรมการและเลขานุการ กพช. มีอำนาจแทน กพช. ในการลงนามในใบมอบอำนาจและเอกสารที่เกี่ยวข้องเพื่อแต่งตั้งพนักงานอัยการดำเนินการแทน กพช. ในคดีต่างๆ ที่ กพช. ถูกฟ้องร้องทุกคดี รวมทั้งให้มีอำนาจในการไปให้ถ้อยคำต่อศาล ทำคำชี้แจงข้อเท็จจริง หรือมอบหมายให้เจ้าหน้าที่ดำเนินการดังกล่าวแทน โดยเมื่อดำเนินการใดๆ แล้ว ให้นำกลับมารายงานให้ กพช. ทราบต่อไป
2. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้รวบรวบคดีปกครองที่มีผู้ฟ้อง กพช. ในช่วงที่ผ่านมา รวมทั้งสิ้น 13 คดี สรุปได้ดังนี้ (1) สมาคมต่อต้านสภาวะโลกร้อน กับพวกรวม 5 คน ฟ้องขอเพิกถอนมติหรือคำสั่งเกี่ยวกับมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี 50 หน่วย ซึ่งศาลปกครองกลางได้พิจารณาคดีครั้งแรกเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2559 และจะมีหมายแจ้งวันพิพากษาคดีต่อไป (2) นายมงคลกิตติ์ สุขสินธารานนท์ กับพวกรวม 4 คน ฟ้องเกี่ยวกับการขึ้นราคาก๊าช LPG และก๊าช NGV โดยผู้ฟ้องคดีขอให้ผู้ถูกฟ้องคดีหยุดการขึ้นราคาก๊าชธรรมชาติเนื่องจากการกำหนดราคาโดยไม่ชอบด้วยกฎหมาย ขณะนี้ศาลแสวงหาข้อเท็จจริงเสร็จเรียบร้อยแล้วและอยู่ในขั้นตอนที่ศาลมีหมายแจ้งวันนั่งพิจารณาคดีครั้งแรก (3) นายมงคลกิตติ์ สุขสินธารานนท์ กับพวกรวม 4 คน ฟ้องประเด็นการขึ้นราคาค่าไฟฟ้าและการปรับค่าขึ้นค่า Ft โดยขอให้หยุดขึ้นค่าไฟฟ้า ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครอง (4) นายมงคลกิตติ์ สุขสินธารานนท์ กับพวกรวม 4 คน ฟ้องประเด็นการขึ้นราคาน้ำมัน โดยขอให้ควบคุมราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ซึ่งอยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครอง (5) มูลนิธิเพื่อผู้บริโภค กับพวกรวม 5 คน ฟ้องเพิกถอนมติขึ้นราคา LPG ภาคครัวเรือน ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครอง (6) สมาคมเครื่องปั้นดินเผาลำปาง ฟ้องเรื่องการปรับขึ้นราคาก๊าช LPG ภาคอุตสาหกรรม โดยผู้ฟ้องคดีขอให้เพิกถอนมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 ซึ่งเห็นชอบมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เรื่อง นโยบายการชดเชยราคาก๊าซ LPG โดยให้ทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ซึ่งศาลปกครองเชียงใหม่ได้พิพากษายกฟ้อง แต่ผู้ฟ้องคดีได้อุทธรณ์คำพิพากษา ขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณาของศาลปกครองสูงสุด (7) บริษัท กมลาไสย ไบโอ เพาเวอร์ 2010 จำกัด ขอให้เพิกถอนมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่มอบหมายให้ กกพ. ออกประกาศอันมีผลเป็นการจำกัดสิทธิในการขอรับการสนับสนุนแบบ Feed-in Tariff (FiT) และเพิกถอนประกาศ กกพ. เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) ในช่วงเปลี่ยนผ่านจาก Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) ลงวันที่ 11 มิถุนายน 2558 ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครองกลาง (8) บริษัท ทรัพย์อนันต์ ไบโอแมส จำกัด ฟ้องขอให้แก้ไขเพิ่มเติมเปลี่ยนแปลงประกาศ กกพ. ณ วันที่ 11 มิถุนายน 2558 ข้อ 4 เพื่อให้โครงการที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ Adder ที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ได้สิทธิเปลี่ยนอัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT นับแต่วันออกประกาศ ออกคำสั่ง หรือดำเนินการใดๆ เพื่อให้โครงการของผู้ฟ้องคดีมีสิทธิได้ใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT มีกำหนดระยะเวลา 20 ปี นับแต่วันที่ได้รับซื้อไฟฟ้าเข้าระบบ ซึ่งขณะนี้อยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครองกลาง (9) นายสมคิด หอมเนตร กับพวกรวม 27 คน ฟ้องขอให้ระงับหรือยกเลิกเพิกถอนคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 ลงวันที่ 23 ธันวาคม 2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 2/2546 ลงวันที่ 29 ธันวาคม 2546 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวการณ์ ขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครองกลาง (10) นายนิวัฒน์ ร้อยแก้ว กับพวกรวม 37 คน ฟ้องคดีพิพาทเกี่ยวกับการที่หน่วยงานของรัฐกระทำการไม่ชอบด้วยกฎหมาย และคดีพิพาทเกี่ยวกับสัญญาทางปกครอง กรณีโครงการก่อสร้างโรงไฟฟ้าไซยะบุรี โดยขอให้ยกเลิกสัญญาซื้อไฟฟ้าไซยะบุรี ซึ่งศาลปกครองกลางพิพากษายกฟ้อง เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2558 และผู้ฟ้องคดีได้อุทธรณ์คำพิพากษา ขณะนี้อยู่ในการพิจารณาของศาลปกครองสูงสุด (11) บริษัท กมลาไสย ไบโอ เพาเวอร์ 2010 จำกัด ฟ้องขอใช้สิทธิเรียกร้องค่าเสียหายจากการกระทำโดยจงใจมีมติและออกประกาศที่ไม่ชอบด้วยกฎหมาย ขณะนี้อยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครองกลาง (12) และ (13) บริษัท เอ ที ไบโอพาวเวอร์ จำกัด และบริษัท มุ่งเจริญ ไบโอแมส จำกัด กับพวกรวม 2 คน ฟ้องกรณีมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่เปลี่ยนแปลงอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเชื้อเพลิงชีวมวลขนาดเล็กมาก (VSPP) จากแบบ Adder เป็นแบบ Feed-in Tariff (FiT) เป็นการกระทำที่เลือกปฏิบัติโดยไม่ชอบด้วยกฎหมาย จึงขอให้กำหนดนโยบายและแนวทางหลักเกณฑ์ในการรับซื้อไฟฟ้าของผู้ประกอบการ SPP ให้เป็นแบบเดียวกับ VSPP ขณะนี้ทั้งสองคดีอยู่ระหว่างการจัดทำคำให้การ
3. ศาลได้มีหมายแจ้งคำสั่งศาล ลงวันที่ 25 พฤศจิกายน 2559 แจ้งว่าสมาคมต่อต้านสภาวะโลกร้อน กับพวกรวม 21 คน ฟ้องขอให้เพิกถอนกระบวนการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) ที่เกิดจากกระบวนการจัดทำและใช้ดุลยพินิจและการกระทำที่ไม่ชอบด้วยกฎหมาย ไม่สะท้อนข้อเท็จจริง ซึ่งศาลปกครองกลางยังไม่รับฟ้อง เนื่องจากข้อเท็จจริงยังไม่ชัดเจนและยังไม่เพียงพอที่จะมีคำสั่งรับหรือไม่รับคำฟ้อง และให้ผู้ถูกฟ้องคดีชี้แจงข้อเท็จจริงเพิ่มเติมต่อศาล ซึ่งขณะนี้อยู่ระหว่างการดำเนินการจัดทำชี้แจงเพื่อส่งศาลปกครองกลางต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 12 ปฏิทินการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ประจำปี 2560
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ในปี 2559 ได้มีการประชุม กพช. รวมทั้งสิ้น 5 ครั้ง โดยได้พิจารณาในประเด็นสำคัญ ดังนี้
(1) แผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทย (2) ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... (3) แนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทาน
จะสิ้นสุดอายุในปี 2565 – 2566 (4) แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง (LNG) (5) แนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มในกิจการพลังงาน (6) แผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับการจัดตั้งเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ (SEZ) (7) การขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (8) แนวทางการแก้ไขปัญหาภาษีมูลค่าเพิ่มจากมาตรการอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสตามนโยบายของรัฐ (9) การทบทวนอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) พลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานลมปี 2559 และ (10) ขอทบทวนนโยบายและหลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติ
2. เพื่อให้การบริหารนโยบายด้านพลังงานเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ สอดคล้องกับสถานการณ์ ที่เปลี่ยนแปลงไป ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้มีการกำหนดร่างปฏิทินการประชุม กพช. ประจำปี 2560 ในเบื้องต้น โดยมีการประชุมทั้งสิ้น 6 ครั้ง โดยครั้งที่ 1 กำหนดการประชุมประมาณช่วงสัปดาห์ที่ 4 ของเดือนมกราคม 2560 ครั้งที่ 2 กำหนดการประชุม ประมาณช่วงสัปดาห์ที่ 4 ของเดือนมีนาคม 2560 ครั้งที่ 3 กำหนดการประชุม ประมาณช่วงสัปดาห์ที่ 4 ของเดือนพฤษภาคม 2560 ครั้งที่ 4 กำหนดการประชุม ประมาณช่วงสัปดาห์ที่ 4 ของเดือนกรกฎาคม 2560 ครั้งที่ 5 กำหนดการประชุม ประมาณช่วงสัปดาห์ที่ 4 ของเดือนกันยายน 2560 และครั้งที่ 6 กำหนดการประชุม ประมาณช่วงสัปดาห์ที่ 4 ของเดือนพฤศจิกายน 2560
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง. ครั้งที่ 33 - วันศุกร์ที่ 2 ธันวาคม 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 21/2559 (ครั้งที่ 33)
เมื่อวันศุกร์ที่ 2 ธันวาคม 2559 เวลา 15.00 น.
3. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนธันวาคม 2559
7. ข้อสรุปการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
ความคืบหน้าของแผนบริการจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง Oil Plan 2015 ไตรมาสที่ 4 (กรกฎาคม – กันยายน2559) ในส่วนของการบริหารจัดการชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ประชุมหารือร่วมกับกลุ่มโรงกลั่น 5 ครั้ง เพื่อกำหนดแนวทางการลดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับการส่งเสริมการใช้เอทานอลและไบโอดีเซล บี 7 ธพ. ได้ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดคุณภาพน้ำมันดีเซล ฉบับที่ 8 โดยกำหนดให้มีไบโอดีเซล ระหว่าง
บี 3 – บี 7 บังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 25 สิงหาคม 2559 และขณะนี้ได้ออกประกาศฉบับที่ 9 กำหนดให้มีไบโอดีเซล ระหว่าง บี 5 – บี 7 บังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 25 พฤศจิกายน 2559 นอกจากนั้นการสนับสนุนการลงทุนในระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิง มีความคืบหน้าการพัฒนาระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อ ประกอบด้วย
(1) สายเหนือ ธพ. ได้ลงนาม MOU กับบริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จำกัด (FPT) โดย FPT ได้ยื่นขออนุญาตในส่วนของคลังน้ำมัน ณ จังหวัดพิจิตร ไปแล้ว ขณะนี้ได้ออกแบบระบบท่อและคลังน้ำมันในภาพรวมแล้วเสร็จ จัดประชุมรับฟังความเห็น 2 ครั้ง และอยู่ระหว่างทำ EIA และในส่วนของคลังน้ำมัน อำเภอสบปราบ จังหวัดลำปาง ทำการวางศิลาฤกษ์เมื่อวันที่ 23 พฤศจิกายน 2559 คาดว่าระบบจะแล้วเสร็จในปี 2562 (2) สายตะวันออกเฉียงเหนือ ธพ. ได้ลงนาม MOU กับบริษัท ไทย ไปป์ไลน์ เน็ตเวิร์ค จำกัด (TPN) ซึ่งอยู่ในเครือ SC Group เมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2559 ขยายระบบท่อส่งน้ำมันจาก จังหวัดสระบุรี – จังหวัดขอนแก่น วงเงินลงทุน 10,000 ล้านบาท ระยะเวลาก่อสร้างระหว่างปี 2561 - 2563 โดยจะต้องดำเนินการทำ EIA โครงการและเริ่มต้นก่อสร้างได้ในปี 2561 คาดว่าระบบจะแล้วเสร็จในปี 2563 และความคืบหน้าของการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ (SPR) ธพ. อยู่ระหว่างดำเนินการจ้างที่ปรึกษาเพื่อดำเนินโครงการศึกษาการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ของประเทศไทย ซึ่งคณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในการประชุมเมื่อวันที่ 2 พฤศจิกายน 2559 ได้มีมติอนุมัติเงินสนับสนุนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้ ธพ. ดำเนินโครงการดังกล่าว ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จในเดือนพฤษภาคม 2560
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณา เรื่อง การขอขยายระยะเวลากำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน
ในรูปแบบ Feed-in Tariff ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) และได้มีมติดังนี้
(1) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาสาเหตุความล่าช้าในการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และ
(2) มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รับไปดำเนินการทบทวนอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการประเภท VSPP ของเชื้อเพลิง 3 ประเภท ได้แก่ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ชีวมวล และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน)
2. ฝ่ายเลขานุการ ได้ตรวจสอบมติ กบง. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2559 แล้ว พบว่า มีเจตนารมณ์ให้ กกพ. ดำเนินการเปิดรับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT Bidding สำหรับพลังงานหมุนเวียนประเภทต่างๆ ในพื้นที่ที่มีความพร้อมได้ทันที ยกเว้นชีวมวลให้เปิดรับซื้อเฉพาะในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ก่อนเท่านั้น ซึ่งหนังสือดังกล่าวอาจส่งผลให้การเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชีวมวลในพื้นที่ทั่วไปเกิดความล่าช้าออกไป แต่ไม่ได้ส่งผลให้การเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ เช่น ขยะ พลังงานน้ำ ก๊าซชีวภาพ เป็นต้น ล่าช้าออกไปด้วย และที่ผ่านมา กกพ.
ได้ขอความเห็นชอบขยาย SCOD สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT Bidding มาแล้ว 1 ครั้ง ในการประชุม กพช.
เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยขยายจากภายในปี 2560 เป็นภายในปี 2561 แต่อย่างไรก็ตาม กกพ. คาดว่าอาจจะไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนการดำเนินงานที่เคยเสนอไว้กับ กพช. ซึ่งควรดำเนินการประกาศรับซื้อไฟฟ้าให้แล้วเสร็จทั้งหมดภายในปี 2559 ส่งผลให้เกิดความล่าช้าในการดำเนินงานตามแผน PDP 2015 ในเรื่องของการเร่งรัดกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์จากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้เป็นไปตามแผน ทำให้การวางแผนจัดหาไฟฟ้าของประเทศและเป้าหมายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผน AEDP ล่าช้าออกไป ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้ กกพ. ดำเนินการ ดังนี้ (1) เร่งรัดกระบวนการรับซื้อไฟฟ้า ระยะที่ 1 ประเภทก๊าซชีวภาพ จากน้ำเสีย/ของเสียที่จะเปิดรับเพิ่มเติมให้ครบเป้าหมาย ระยะที่ 1 ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และในพื้นที่ 4 อำเภอ ได้แก่ อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี ของจังหวัดสงขลา และระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในปี 2559 โดยให้คงระยะเวลากำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ภายในปี 2561 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 (2) แต่หากการดำเนินงานของ กกพ. เกิดความล่าช้า และทำให้โครงการไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ภายในปี 2561 เห็นควรให้ กกพ. นำเสนอเหตุผลและ
ความจำเป็นต่อ กบง. เพื่อพิจารณาอีกครั้ง และมอบหมายให้ พพ. รับไปดำเนินการทบทวนอัตรา FiT (สำหรับ VSPP) ใหม่ให้เหมาะสมและสะท้อนต้นทุนกับสถานการณ์ในขณะนั้น และหากอัตรา FiT มีการเปลี่ยนแปลงจากที่ กพช. ได้เคยเห็นชอบไว้แล้วก็ให้นำเสนอ กพช. พิจารณาใหม่อีกครั้ง และ (3) เนื่องจากปัจจุบันมีข้อร้องเรียนถึงกระทรวงพลังงานจากกลุ่มผู้ประกอบการพลังงานก๊าซชีวภาพขนาดเล็กมากที่ถูกตัดสิทธิ์จากการเป็นโครงการที่เคยยื่นขอขายไฟฟ้าแล้วหรือโครงการที่ได้รับเงินสนับสนุนจากภาครัฐ โดยเห็นควรให้ กกพ. รับไปพิจารณาปรับปรุงเงื่อนไขในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากประเภทก๊าซชีวภาพจากน้ำเสีย/ของเสีย ในระยะที่ 1 ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และในพื้นที่ 4 อำเภอ (อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี ของจังหวัดสงขลา) ที่จะเปิดรับเพิ่มเติมให้ครบเป้าหมาย และระยะที่ 2 เพื่อให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการดังกล่าวได้
4. อธิบดี พพ. (นายประพนธ์ วงษ์ท่าเรือ) ได้สรุปการดำเนินการทบทวนอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ของเชื้อเพลิง 3 ประเภท โดย พพ. ได้ประสาน สนพ. เพื่อขอรับทราบแนวทางและวิธีการคำนวณค่า FiT ของเชื้อเพลิงประเภทต่างๆ ที่ สนพ. ได้ดำเนินการไว้ เมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2559 จากนั้น พพ. จึงได้ดำเนินการทบทวนค่า FiT ของเชื้อเพลิง 3 ประเภท ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) โดยพิจารณาจากปัจจัยที่เกี่ยวข้อง 2 ปัจจัย คือ สมมติฐานทางเทคนิค (วงเงินค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้า) และสมมติฐานทางการเงิน ซึ่งผลจากการทบทวน พบว่า ต้นทุนการก่อสร้าง ณ ปัจจุบัน ยังคงเดิม แต่สมมติฐานทางการเงินบางประการได้เปลี่ยนแปลงไป ได้แก่ (1) อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ (Interest rate) ได้ลดลงจากร้อยละ 7.0 ถึง 7.5 เหลือร้อยละ 6 (2) อัตราภาษีเงินได้ (Income tax rate) ได้ลดลงจากร้อยละ 30 เหลือร้อยละ 20 และ (3) ระยะเวลาการยกเว้นภาษี (Tax holiday duration) ของสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน (BOI) เปลี่ยนจากยกเว้นภาษี 8 ปีแรกและเก็บภาษีร้อยละ 50 ของอัตราภาษีเงินได้ในปีที่ 9 - 13 เหลือยกเว้นภาษี 8 ปีแรกเท่านั้น ซึ่งจากการทบทวนสรุปได้ว่า ค่า FiT ที่คำนวณใหม่ ไม่ได้เปลี่ยนแปลงไปจากค่าเดิมอย่างมีนัยสำคัญ
5. ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้ที่ประชุมพิจารณา 2 ประเด็น คือ (1) รับทราบผลการพิจารณาสาเหตุความล่าช้าในการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และเห็นควรให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการเร่งรัดกระบวนการรับซื้อไฟฟ้าระยะที่ 1 และระยะที่ 2 ตามความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ และ (2) เห็นควรให้ยังคงอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการประเภท VSPP ของเชื้อเพลิง 3 ประเภท ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) อัตราเดิม เพื่อใช้สำหรับเป็นอัตราเริ่มต้น ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ต่อไป จนกว่าจะมีการประกาศเปลี่ยนแปลง
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการพิจารณาสาเหตุความล่าช้าในการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
2. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ถึงเดือนมิถุนายน 2562 โดยในส่วนของโรงไฟฟ้าชีวมวลให้ผู้ที่มีส่วนเกี่ยวข้องหารือกันอีกครั้งก่อนวันที่ 15 ธันวาคม 2559
3. เห็นควรให้ยังคงอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการประเภท VSPP ของเชื้อเพลิง 3 ประเภท ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) อัตราเดิม เพื่อใช้สำหรับเป็นอัตราเริ่มต้น ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ต่อไป จนกว่าจะมีการประกาศเปลี่ยนแปลง
เรื่องที่ 3 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนธันวาคม 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 และเมื่อวันที่ 3 เมษายน 2558 ได้เห็นชอบการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และ ปตท.สผ.สยาม) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน
2. จากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก ในเดือนธันวาคม 2559 อยู่ที่ 396 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนพฤศจิกายน 2559 จำนวน 14 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนพฤศจิกายน 2559
อยู่ที่ 35.5051 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าลงจากเดือนตุลาคม 2559 จำนวน 0.2870 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPG Pool) โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และปตท.สผ.สยาม) ปรับลดลง 0.0423 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.6500 บาทต่อกิโลกรัม (387.5835 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 13.6077 บาทต่อกิโลกรัม (383.2618 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
3. จากราคาก๊าซ LPG Pool ของเดือนธันวาคม 2559 ที่ปรับตัวลดลง 0.0423 บาทต่อกิโลกรัม
ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นที่ 0.0423 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.3310 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.2887 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายประมาณ 84 ล้านบาทต่อเดือน (กองทุนน้ำมันฯ มีภาระชดเชยลดลง 15 ล้านบาทต่อเดือน) โดยฐานะกองทุนน้ำมันฯของก๊าซ LPG ณ วันที่ 27 พฤศจิกายน 2559 มีฐานะกองทุนสุทธิ 7,475 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.2887 บาท และเห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 30 พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ทั้งนี้ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 3 ธันวาคม 2559 เป็นต้นไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2559 สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) ในฐานะผู้สอบบัญชีกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ได้จัดส่งรายงานการตรวจสอบงบการเงิน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2558 ของกองทุนน้ำมันฯและข้อสังเกตจากการตรวจสอบงบการเงิน มายังสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) เพื่อให้ สบพน. นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาและดำเนินการตามข้อเสนอแนะ แล้วแจ้งให้ สตง. ทราบภายใน 60 วัน นับแต่วันได้รับหนังสือ โดย สตง. ได้รายงานการตรวจสอบงบการเงินกองทุนน้ำมันฯ สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2558 มีสินทรัพย์รวม 49,262 ล้านบาท เพิ่มจากปีก่อน 37,402 ล้านบาท เนื่องจากในปีงบประมาณ 2558 กองทุนน้ำมันฯ มีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายจำนวนมาก มีหนี้สินรวม 1,564 ล้านบาท ลดลงจากปีก่อนจำนวน 2,784 ล้านบาท เนื่องจากค่าชดเชยราคาค้างจ่ายลดลงตามแนวทางการปรับโครงสร้างราคา LPG ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กำหนดแนวทางให้ปรับเงินจ่ายเข้า/ออก ของกองทุนน้ำมันฯ ให้มีค่าใกล้ศูนย์บาท ส่งผลให้ภาระการจ่ายชดเชย LPG ลดลงจากงวดเดียวกันของปีก่อนและทำให้รายการค่าชดเชยราคาค้างจ่ายลดลงด้วย ผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ สำหรับปีงบประมาณ พ.ศ. 2558 มีรายได้รวม 67,788
ล้านบาท มีค่าใช้จ่ายรวม 27,602 ล้านบาท และมีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 40,186 ล้านบาท
2. สำหรับข้อสังเกตจากการตรวจสอบงบการเงินกองทุนน้ำมันฯ มีดังนี้ (1) การบักทึกรายการทางบัญชีของรายได้จากเงินนำส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไม่เป็นไปตามรายการที่เกิดขึ้นจริง โดยจากเอกสารหลักฐานบ่งชี้ว่ากองทุนน้ำมันฯ ได้รับเงินจริงในวันที่ 24 กรกฎาคม 2558 แต่มีการบันทึกรายการบัญชีในวันที่ 1 กรกฎาคม 2558 ซึ่งยังไม่ได้รับเงิน จึงไม่ตรงกับข้อเท็จจริง และไม่เป็นไปตามระเบียบการเบิกจ่ายเงินจากคลัง การเก็บรักษาเงินและการนำเงินส่งคลัง พ.ศ. 2551 ส่วนที่ 2 การรับเงิน ข้อ 76 ให้ส่วนราชการบันทึกข้อมูลการรับเงินในระบบภายในวันที่ได้รับเงิน... ซึ่ง สตง. เสนอแนะว่าควรกำชับเจ้าหน้าที่ผู้รับผิดชอบให้ปฏิบัติตามระเบียบการเบิกจ่ายเงินจากคลัง การเก็บรักษาเงินและการนำเงินส่งคลัง พ.ศ. 2551 ส่วนที่ 2 การรับเงิน ข้อ 76 อย่างเคร่งครัด เพื่อให้การแสดงรายการทางบัญชีและสถานะทางการเงินครบถ้วน ถูกต้อง ตรงตามข้อเท็จจริงที่เกิดขึ้น และ (2) การนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของกรมศุลกากรล่าช้าจำนวน 807 วัน (วันที่ 8 พฤษภาคม 2556 – 24 กรกฏาคม 2558)ซึ่งไม่เป็นไปตามคำสั่งนายกรัฐมนตรี และประมวลระเบียบปฏิบัติศุลกากร พ.ศ. 2556 กล่าวคือ ตั้งแต่วันที่กรมศุลกากรดำเนินการออกแบบแจ้งประเมิน/เรียกเก็บอากรขาเข้า/ขาออก ภาษีสรรพสามิต ภาษีมูลค่าเพิ่มและภาษีอื่นๆ เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2556 และออกเช็คคืนเงินประกันให้ผู้ค้าน้ำมันแล้วเมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2556 จนถึงวันที่นำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ วันที่ 24 กรกฎาคม 2558 ซึ่งแยกความล่าช้าในการดำเนินการเป็น 2 ขั้นตอน
คือ ดำเนินการจากวันที่กรมศุลกากรออกเช็คคืนเงินประกันภาษีให้ผู้ค้าน้ำมัน เมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2556 จนถึงวันที่ผู้ค้าได้ยื่นคำร้องพร้อมใบนำส่งเงิน ลงวันที่ 21 เมษายน 2558 มีระยะเวลา 713 วัน และการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากวันที่ผู้ค้าน้ำมันได้ยื่นคำร้องฯ ลงวันที่ 21 เมษายน 2558 ถึงวันที่ส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ เมื่อวันที่ 24 กรกฎาคม 2558 มีระยะเวลา 94 วัน ซึ่งกรณีดังกล่าวเกิดจากการขาดระบบการควบคุมและติดตาม เนื่องจาก
ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีฯ และระเบียบฯ ที่เกี่ยวข้องมิได้กำหนดขั้นตอนของการเร่งรัดติดตามให้ผู้ค้าน้ำมันฯ ผู้นำเข้าน้ำมันเมื่อจ่ายชำระอากรขาเข้าพร้อมกับการชำระภาษีอากรแล้วต้องรีบนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จึงส่งผลให้ในการยื่นคำร้องของผู้ค้าน้ำมันเพื่อเป็นการถอนเงินประกันแล้วนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ มีความล่าช้ามาก ซึ่ง สตง. มีข้อเสนอแนะว่าควรพิจารณากำหนดมาตรการ แนวทางในการควบคุมและติดตามการนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อมิให้เกิดความล่าช้า และควรสั่งการให้ตรวจสอบและติดตามหน่วยงานที่เกี่ยวข้องว่ายังมีผู้ค้าน้ำมันที่ยังไม่ได้นำเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อีกหรือไม่ เพื่อป้องกันมิให้เกิดความสูญเสียผลประโยชน์ทางเศรษฐกิจที่ควรจะได้รับและโอกาสในการบริหารจัดการเงินของกองทุนน้ำมันฯ ให้มีสภาพคล่องเพียงพอสำหรับการรักษาราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงภายในประเทศ และการประมาณการฐานะของกองทุนที่สะท้อนถึงความเป็นจริง
3. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2559 สบพน. ได้เสนอรายงานการตรวจสอบงบการเงินของกองทุนน้ำมันฯ และข้อสังเกตจากการตรวจสอบงบการเงิน ต่อที่ประชุมคณะกรรมการ สบพน. เพื่อพิจารณาและดำเนินการตามข้อเสนอแนะของ สตง. ซึ่งคณะกรรมการ สบพน. เห็นชอบให้ดำเนินการตามข้อเสนอแนะของ สตง. ดังนี้ (1) กำชับเจ้าหน้าที่ผู้รับผิดชอบให้ปฏิบัติตามระเบียบการเบิกจ่ายเงินจากคลัง การเก็บรักษาเงินและการนำเงินส่งคลัง พ.ศ. 2551 ส่วนที่ 2 การรับเงิน ข้อ 76 ของกระทรวงการคลังอย่างเคร่งครัด เพื่อให้การแสดงรายการทางบัญชีและสถานะทางการเงินครบถ้วน ถูกต้อง ตรงตามข้อเท็จจริงที่เกิดขึ้น (2) ให้ สบพน. ประสานกับกรมศุลกากรเพื่อดำเนินการให้ผู้ค้าน้ำมันที่วางเงินประกันเงินส่งเข้ากองทุนกองทุนน้ำมันฯ แล้ว แต่ยังไม่ได้นำเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่มีอยู่จำนวน 8 ฉบับ เป็นจำนวนเงินรวม 112,571,824 บาท ให้เร่งดำเนินการนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ รวมทั้งพิจารณาปรับปรุงแนวปฏิบัติการนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของกรมศุลกากรตามข้อเสนอแนะของ สตง. ต่อไป
4. สบพน. จึงได้เสนอรายงานการตรวจสอบงบการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2558 และขอความเห็นชอบแนวทางการดำเนินการตามข้อเสนอแนะของ สตง.
มติของที่ประชุม
1. รับทราบรายงานการตรวจสอบงบการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2558 และข้อสังเกตของสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน
2. เห็นชอบแนวทางการดำเนินการตามข้อเสนอแนะของสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน ดังนี้
(1) กำชับเจ้าหน้าที่ผู้รับผิดชอบให้ปฏิบัติตามระเบียบการเบิกจ่ายเงินจากคลัง การเก็บรักษาเงินและการนำเงินส่งคลัง พ.ศ. 2551 ส่วนที่ 2 การรับเงิน ข้อ 76 ของกระทรวงการคลังอย่างเคร่งครัด เพื่อให้การแสดงรายการทางบัญชีและสถานะทางการเงินครบถ้วน ถูกต้อง ตรงตามข้อเท็จจริงที่เกิดขึ้น
(2) ให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) ประสานกับกรมศุลกากรเพื่อดำเนินการให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิง ที่วางเงินประกันเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงแล้ว แต่ยังไม่ได้นำเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ที่มีอยู่จำนวน 8 ฉบับ เป็นจำนวนเงินรวม 112,571,824 บาท ให้เร่งดำเนินการนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้งพิจารณาปรับปรุงแนวปฏิบัติการนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของกรมศุลกากรตามข้อเสนอแนะของสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการบริหารจัดการกิจการก๊าซธรรมชาติและ LNG เพื่อความมั่นคง และมีมติเห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ขนาด 5 ล้านตันต่อปี โดย กฟผ. เป็นผู้ดำเนินโครงการ และมีการประมาณการเงินลงทุนรวม 24,500 ล้านบาท กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2567 และให้รายงานความก้าวหน้าการดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบนเป็นระยะๆ และต้องเกิดความชัดเจนว่าจะสามารถดำเนินการได้ทันตามแผนภายในเดือนธันวาคม พ.ศ. 2561 สำหรับในกรณีที่ กฟผ. ไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผน กระทรวงพลังงานจะได้ดำเนินการเตรียมแผนสำรองรองรับ รวมทั้งให้ กฟผ. รายงานผลการพิจารณาการวิเคราะห์ด้านเศรษฐศาสตร์ที่ได้ปรับปรุงตามความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต่อ กบง. ในวันที่ 2 ธันวาคม 2559 และเห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมาร์ [F-3] ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2570 โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปดำเนินการศึกษาในรายละเอียดความจำเป็นของโครงการให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และนำเสนอผลการศึกษาต่อ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. สืบเนื่องจากที่กรรมการกำกับกิจการพลังงาน กกพ. (นายวัชระ คุณาวัฒนาวุฒิ) ได้ขอความชัดเจนในกรณีการสร้าง FSRU ของ กฟผ. เนื่องจากมีความกังวลเกี่ยวกับเรื่องค่าผ่านท่อ ว่าการเชื่อมต่อ FSRU
ต้องเชื่อมผ่านระบบท่อของ ปตท. ที่มีอยู่แล้ว ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อค่าผ่านท่อและอาจเป็นภาระต่อผู้ใช้ก๊าซฯ รายอื่นๆ และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้สั่งการให้ กฟผ. นำความเห็นของ กกพ. ไปพิจารณาให้เกิดความชัดเจนและนำกลับมาเสนอต่อ กบง. ต่อไป กฟผ. ได้พิจารณาแล้วสรุปได้ดังนี้ (1) การคำนวณค่าบริการ
ส่งก๊าซฯ เมื่อมีโครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบนของ กฟผ. ใช้หลักเกณฑ์ตามคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ธันวาคม 2550 ที่ใช้ปัจจุบัน คือ ใช้หลักเกณฑ์ Roll - in Adjustment โดยรวมเงินลงทุนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติใหม่เข้าระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติปัจจุบัน ซึ่งไม่ทำให้เกิดภาระต่อผู้ใช้ก๊าซฯ รายอื่นๆ เนื่องจากอัตราค่าผ่านท่อสำหรับผู้ใช้ก๊าซฯ ทุกรายเท่ากัน (2) โครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน เป็นโครงการเพื่อรองรับการจัดหา LNG ตามความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศที่จะมีความต้องการเพิ่มสูงขึ้นจากประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ที่ปรับปรุงใหม่ ซึ่งจะไม่ส่งผลกระทบต่อโครงสร้างพื้นฐานเดิมที่ได้รับอนุมัติไปก่อนหน้า
3. ผลการศึกษาเบื้องต้นโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมาร์ (โครงการ Myanmar – Thailand LNG Receiving Terminal) สรุปความเป็นมาและสาระสำคัญการดำเนินโครงการได้ดังนี้
3.1 กระทรวงพลังงานของไทยและเมียนมาร์ ได้ลงนามใน MOU ความร่วมมือด้านพลังงาน และจัดตั้ง Joint Working Committee (JWC) และ Joint Working Group (JWG) เพื่อร่วมผลักดันโครงการด้านพลังงาน
ที่สำคัญผ่านกระบวนการ G-to-G ซึ่งรวมถึงโครงการ LNG Receiving Terminal ระหว่างไทยและเมียนมาร์
โดยกำหนดให้ ปตท. เป็นกรรมการและเลขานุการ ซึ่ง ปตท. ได้เริ่มดำเนินการตามแผนการลงทุนและพัฒนาโครงการฯ เพื่อเพิ่มความมั่นคงด้านพลังงานในระยะยาวแก่ประเทศไทย ในการรับ LNG ประเทศเมียนมาร์และแปรสภาพ LNG ให้เป็นก๊าซธรรมชาติ เพื่อส่งผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่มีอยู่ในปัจจุบัน เข้ามายังประเทศไทย ทั้งนี้การจ่ายก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตกมีปริมาณประมาณร้อยละ 18 ของปริมาณการใช้ก๊าซในประเทศไทย ซึ่งส่งผลอย่างมีนัยสำคัญต่อการผลิตไฟฟ้าและการบริหารคุณภาพก๊าซฯ รวมถึงผลกระทบด้านสัญญาที่ ปตท. มีข้อผูกพันต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในการจ่ายก๊าซฯ ให้ได้ตามที่กำหนด นอกจากนั้น การพัฒนาโครงการ LNG Receiving Terminal ในประเทศเมียนมาร์ ยังเป็นช่องทางที่สำคัญในการแสวงหาโอกาสการขยายธุรกิจและการลงทุนต่อเนื่องใน Gas Value Chain ของ ปตท. อีกด้วย
3.2 ปตท. ได้เริ่มดำเนินการตามแผนการพัฒนาโครงการ Myanmar – Thailand LNG Receiving Terminal โดยมีขอบเขตการดำเนินงานและความก้าวหน้าของโครงการ ดังนี้
(1) ขอบเขตการดำเนินงาน ประกอบด้วย การพัฒนาโครงการในเฟส 1 เพื่อส่งก๊าซฯ กลับมาประเทศไทยในระยะเริ่มแรกเป็นส่วนใหญ่ และส่งก๊าซฯ ให้เมียนมาร์อีกส่วนหนึ่งเพื่อช่วยส่งเสริมและสนับสนุนให้มีการเติบโตทางเศรษฐกิจและส่งผลให้เกิดความต้องการใช้ก๊าซฯ เติบโตสูงขึ้น ซึ่งนำมาสู่การพัฒนาโครงการในเฟส 2 ที่จะตอบสนองความต้องการพลังงานในไทยและเมียนมาร์อย่างถาวรและยั่งยืน
(2) แผนการดำเนินงาน (Overall) โครงการฯ ตามกรอบเวลาของแผนการดำเนินงานในช่วงปี 2558 – 2560 คณะกรรมการ JWG จะร่วมกันพิจารณารายละเอียดที่เกี่ยวข้องทั้งหมด และ Myanmar Investment Commission (MIC) จะพิจารณาอนุมัติและส่งเสริมการลงทุนของโครงการฯ และคาดว่าจะเริ่มก่อสร้างได้ช่วงไตรมาสที่ 2 ของปี 2561 โดยใช้เวลาก่อสร้าง 3 – 4 ปี และ
(3) ความก้าวหน้าโครงการที่สำคัญ เช่น คณะกรรมการ JWC (วันที่ 10 มิถุนายน 2559) และ JWG (วันที่ 22 กรกฎาคม 2559) เห็นชอบการเข้าพื้นที่ทำ Site Survey และแผนการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการของ ปตท. และ ปตท. ได้ศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการร่วมกับที่ปรึกษาด้านเทคนิค ด้านพาณิชยกิจ ด้านกฎหมายและภาษี ซึ่งมีกำหนดแล้วเสร็จในเดือนธันวาคม 2559
(4) สรุปผลการศึกษาเบื้องต้น โครงการฯ ได้ทำ Site Selection และ Technical Studies พบว่า
(5) การเชื่อมต่อกับท่อส่งก๊าซที่มีอยู่ในปัจจุบัน อยู่ระหว่างศึกษาความเป็นไปได้ในการใช้ท่อส่งก๊าซที่มีอยู่ในปัจจุบัน (Yadana, Yetagun, Zawtika) ร่วมกับ Operators ทั้ง 3 ราย (Total, Petronas, PTTEP) เพื่อส่งก๊าซจากโครงการมายังประเทศไทยโดยได้ผลการศึกษาเบื้องต้นถึงจุดเชื่อมต่อที่เหมาะสมบริเวณ Operation Center ของท่อส่งก๊าซทั้ง 3 เส้น ซึ่งห่างจากชายฝั่งประมาณ 10 กิโลเมตร
(6) แผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว โครงการ Myanmar-Thailand LNG Receiving Terminal สามารถพัฒนาให้แล้วเสร็จได้ ภายในปี 2565 ตามแผนงานปัจจุบัน ซึ่งจะเร็วกว่าที่กำหนดในแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว และ
(7) โครงการฯ มีแผนการดำเนินงานขั้นต่อไป คือการนำเสนอผลการศึกษา Pre-Feasibility Study ต่อ JWC พิจารณาให้ความเห็นชอบ ก่อนจะขออนุมัติโครงการขั้นสุดท้ายต่อ Myanmar Investment Commission ก่อนดำเนินการก่อสร้าง ซึ่งคาดว่ากระบวนการทั้งหมดจะเสร็จสิ้นภายในปี 2565
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 สถานการณ์ไฟฟ้าภาคใต้
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันระบบไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในภาคใต้ มีกำลังผลิตไฟฟ้ารวมประมาณ 3,089.5 เมกะวัตต์ ขณะที่ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดของภาคใต้เท่ากับ 2,713 เมกะวัตต์ เกิดขึ้นเมื่อวันที่ 28 เมษายน 2559 เวลา 19.30 น. จะเห็นได้ว่า กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองในพื้นที่ของระบบไฟฟ้าภาคใต้ไม่เพียงพอกรณีรองรับเหตุสุดวิสัยโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่สุดในพื้นที่ (โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ขนาด 710 เมกะวัตต์) หยุดกะทันหัน นอกจากนั้นโครงการโรงไฟฟ้ากระบี่มีความล่าช้าออกไปจากเดือนธันวาคม 2562 ดังนั้น โรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่เข้าระบบเร็วที่สุดคือ โรงไฟฟ้าเทพา เครื่องที่ 1 ที่จะเข้าในปี 2564 ทำให้ช่วงระหว่างปี 2560-2563 จำเป็นต้องมีการบริหารจัดการความเสี่ยง
2. ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP 2015) การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าใหม่
ในภาคใต้ ประกอบด้วย กำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP 2015) รวมทั้งสิ้น 2,465 เมกะวัตต์ ซึ่งในปี 2559 มีกำลังผลิตไฟฟ้าจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วประมาณ 676 เมกะวัตต์ ดังนั้นในช่วงระหว่างปี 2560-2579 จะมีกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่เพิ่มเข้ามาในระบบอีกประมาณ 1,800 เมกะวัตต์ ซึ่งส่วนใหญ่จะเป็นพลังงานลม และชีวมวล ในส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิล จะเป็นโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดจำนวน 4 โรง รวมกำลังผลิตไฟฟ้า 3,800 เมกะวัตต์ ประกอบไปด้วยโรงไฟฟ้ากระบี่ โรงไฟฟ้าเทพา และโรงไฟฟ้าใหม่ การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดดังกล่าวเป็นไปตามนโยบายของภาครัฐด้านการกระจายเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ช่วยเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และลดการพึ่งพาก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า ที่ปัจจุบันใช้ในการผลิตไฟฟ้าถึงประมาณร้อยละ 70 และในแต่ละปีจะมีเหตุการณ์หยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติ ส่งผลกระทบต่อกำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ
3. การพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของภาคใต้ มีโครงการที่ได้รับการอนุมัติแล้วได้แก่ โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันตกและภาคใต้เพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า โดยโครงการดังกล่าวจะช่วยเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคใต้ รวมทั้งรองรับพลังงานหมุนเวียนที่จะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามแผน AEDP 2015 ดังที่กล่าวมาแล้ว โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าแบ่งออกเป็น 2 ระยะ ได้แก่ระยะที่ 1 ก่อสร้างสายส่ง 500 เควี วงจรคู่ จาก จอมบึง-บางสะพาน 2 – สุราษฎร์ธานี 2 – ภูเก็ต 3 กำหนดแล้วเสร็จในปี 2562 และระยะที่ 2 ก่อสร้างสายส่ง 500 เควี วงจรคู่ จาก บางสะพาน 2- สุราษฎร์ธานี 2 กำหนดแล้วเสร็จในปี 2565
4. หากแนวทางการดำเนินการเกี่ยวกับโรงไฟฟ้ากระบี่ มีข้อสรุปให้โครงการสามารถดำเนินการต่อได้ภายในเดือนธันวาคม 2559 จะสามารถเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาได้ภายในเดือนมีนาคม 2561 โรงไฟฟ้ากระบี่จะสามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ในเดือนมกราคม 2565 ในส่วนของโรงไฟฟ้าเทพาปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการพิจารณาของคณะกรรมการผู้ชำนาญการพิจารณารายงานผลกระทบสิ่งแวดล้อม (คชก.) ให้ความเห็นชอบ
ตามแผนหากโครงการโรงไฟฟ้าเทพาได้รับการอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีในเดือนตุลาคม 2560 โรงไฟฟ้าเทพาจะสามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ในเดือนตุลาคม 2564
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 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 เหรียญสหรัฐต่อตัน
ระยะที่ 1.3 เปิดส่วนแบ่งปริมาณนำเข้าให้ผู้ประกอบการรายอื่น (นอกเหนือจาก ปตท.) ด้วยระบบโควต้า โดยใช้ราคานำเข้าที่ CP+X เหรียญสหรัฐต่อตัน ซึ่ง X เป็นสูตรคงที่อ้างอิงกับดัชนีที่เหมาะสม สะท้อนต้นทุนการขนส่งและจัดหาซึ่งปรับตามตลาดโลก และระยะที่ 1.4 เปิดการประมูลการนำเข้าก๊าซ LPG เมื่อมีผู้ค้ามาตรา 7 สามารถนำเข้าได้มากกว่าหนึ่งราย และประสงค์จะนำเข้ามากกว่าปริมาณนำเข้าที่ประเทศต้องการ และระยะที่ 2 ลดการควบคุมธุรกิจการผลิตและจัดหาลงอย่างต่อเนื่องจนนำไปสู่การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ ในลักษณะเดียวกันกับธุรกิจน้ำมัน ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 7 กรกฎาคม 2559 กบง. ได้รับทราบรายงานความคืบหน้าการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจ
ก๊าซ LPG ว่า จะไม่มีการนำเข้าก๊าซ LPG ในเดือนกรกฏาคมและสิงหาคม 2559 และจากความต้องการภายในประเทศที่ลดลงอย่างต่อเนื่อง จึงคาดการณ์ว่าจะไม่มีปริมาณนำเข้าที่สามารถนำมาประมูลได้ในปีนี้และอาจจะต่อเนื่องนานถึงปีหน้า ซึ่งส่งผลให้การเปิดประมูลนำเข้าก๊าซ LPG อาจจะไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนที่วางไว้
2. การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG มีความจำเป็นและรัฐควรเตรียมพร้อมแต่เนิ่นๆ เพื่อรองรับการนำเข้าที่จะมีมากขึ้นอย่างมากในอนาคตอันใกล้ จากการผลิต LPG ของโรงแยกก๊าซฯ ที่จะลดต่ำลงหลังช่วงสิ้นสุดอายุสัมปทานในปี 2565-2566 โดยจำเป็นต้องสร้างระบบที่เอื้อให้ตลาดเกิดการแข่งขัน ขจัดอุปสรรคและข้อจำกัดที่มีในปัจจุบันให้เกิดผู้นำเข้ารายอื่นนอกเหนือจาก ปตท. รวมถึงส่งสัญญาณให้ผู้ประกอบการเริ่มลงทุนเพิ่มเติม โดยมีหลักการของการเปิดเสรี คือ (1) สร้างแรงจูงใจให้มีผู้ผลิตและผู้จัดหา LPG เพิ่มขึ้น ให้ตลาดเกิดการแข่งขันมากขึ้น (2) การเปิดเสรีและปรับโครงสร้างราคาจะให้มีผลกระทบต่อผู้บริโภคน้อยที่สุด ทั้งการใช้เป็นเชื้อเพลิงและการใช้เป็นวัตถุดิบในปิโตรเคมี (3) ยังคงใช้ประโยชน์จาก LPG ที่ผลิตจากทรัพยากรในประเทศที่มีราคาถูกกว่าให้มากที่สุด
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอความเห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ซึ่งจะแบ่งการดำเนินการ
เป็นสองระยะ โดยเริ่มต้นจากการเปิดเสรีเฉพาะส่วนนำเข้าก่อน เพื่อไม่ให้การเปิดเสรีกระทบถึงราคาขายปลีก และ
เมื่อตลาดเกิดความพร้อมจึงดำเนินการเปิดเสรีทั้งระบบในขั้นตอนต่อไป โดยมีแผนการดำเนินการตามขั้นตอน คือ
ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ จะเริ่มดำเนินการเปิดเสรีเฉพาะส่วนนำเข้าเท่านั้น แต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นฯ และโรงแยกก๊าซฯ โดยจะยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้าของประเทศ และให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป็นผู้พิจารณาถึงการส่งออกเนื้อก๊าซที่ผลิตในประเทศ และต่อไปในระยะที่ 2 จะเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ และเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดการแข่งขันมีความพร้อม (มีผู้นำเข้าหลายราย มีปริมาณการนำเข้าจากผู้ประกอบการรายอื่นจำนวนมากพอสมควร) โดยให้ ธพ. พิจารณาถึงความพร้อมด้านการแข่งขันในส่วนผลิตและจัดหาที่เพียงพอและไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคาก๊าซ LPG เพื่อนำเสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบต่อไป
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอเสนอให้เริ่มดำเนินการเปิดเสรีส่วนนำเข้า (ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ) ตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ คือ
4.1 การกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) แบ่งเป็น 1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับ จำหน่ายภาคปิโตรเคมีที่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบ
ถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม และ 2) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาค ปิโตรเคมีโดยไม่มีสัญญาซื้อ-ขายเดิม เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการอ้างอิงด้วยราคานำเข้า โดยยังคงกำหนดการคำนวณอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในส่วนผลิตและจัดหาของโรงแยกก๊าซฯ และโรงกลั่นฯ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาของโรงแยกก๊าซฯ และโรงกลั่นน้ำมันฯ กับราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น ตามลำดับ
4.2 การผลิตและจัดหา แบ่งเป็น 1) การนำเข้า ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคานำเข้าที่ CP+85 เหรียญสหรัฐ/ตัน เป็นราคา CP บวกค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (CP+X) และยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคานำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศที่ถูกกำหนดโดย ธพ. 2) โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคาจาก CP-20 เป็น CP เหรียญสหรัฐ/ตัน เพื่อจูงใจให้เพิ่มกำลังการผลิตและลดโอกาสในการนำเข้าให้ได้มากที่สุด 3) โรงแยกก๊าซฯ และ ปตท.สผ.สยามฯ ภาครัฐจะยังกำกับดูแลกลไกราคาตามนโยบายรัฐบาลที่กำหนดให้ราคาจะต้องสะท้อนต้นทุน โดยใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนที่แท้จริง (cost plus) ในการกำหนดราคา และ 4) การส่งออก ปัจจุบันอนุญาตให้ส่งออกเฉพาะเนื้อก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศเท่านั้น (นำเข้าเพื่อส่งออก) หลังจากยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้า ให้ ธพ. เป็นผู้ควบคุมและพิจารณาถึงความเหมาะสมของการส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ที่ผลิตภายในประเทศ
4.3 การจำหน่าย ยังคงประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ ในช่วงเปลี่ยนผ่าน เพื่อป้องกันการสมยอมในการตั้งราคาหากยังไม่เกิดการแข่งขันที่เพียงพอในส่วนการผลิตและจัดหา พร้อมทั้งศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่ เพื่อใช้ในการติดตามและดูแลราคาให้เหมาะสม เป็นธรรม
4.4 มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน มอบหมายให้ ธพ. สามารถมีอำนาจสั่งการให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้า LPG แบบฉุกเฉิน (prompt cargo) ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม รวมถึงศึกษามาตรการเพิ่มสำรอง LPG ใหม่ และมาตรการการปันส่วนก๊าซ LPG (ในภาวะฉุกเฉิน) ให้คุ้มครองราคาภาคครัวเรือน
4.5 มาตรการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ยังคงใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นเครื่องมือสำคัญในการป้องกันภาวะขาดแคลนและการรักษาเสถียรภาพด้านราคา
4.6 คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้า และรับ/จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศ กำหนดให้ ปตท. ต้องเปิดระบบคลังดังกล่าวให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ดังนี้
ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ
เปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน
ระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ
ยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของกรมธุรกิจพลังงาน
2. เห็นชอบการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ ซึ่งจะเริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้
2.1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น)
ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน ดังนี้
ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม
ส่วนที่ 2 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ ดังนี้
ราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง + ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ |
โดยที่
(1) CP คือ ราคาประกาศเปโตรมิน ณ ราสทานูรา ซาอุดีอาราเบีย ด้วยสัดส่วนระหว่างโพรเพนและบิวเทน เท่ากับ 50:50 ณ เดือนที่คำนวณราคา (2) ค่าขนส่ง (Freight) คือ ค่าใช้จ่ายในการขนส่งก๊าซ LPG จาก ราสทานูรา ประเทศซาอุดีอาระเบีย มายัง อ. ศรีราชา ประเทศไทย เฉลี่ยเดือนก่อนหน้า (3) ค่าประกันภัย (Insurance) เท่ากับ ร้อยละ 0.005 ของ Cost and Freight (CFR) (4) ค่าการสูญเสีย (Loss) เท่ากับ ร้อยละ 0.5 ของ Cost, Insurance and Freight (CIF) (5) ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ประกอบด้วย - Surveyor/witness Fee & Lab expense - Management Fee - Demurrage - Import Duty - Depot - Others (6) อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยที่ธนาคารพาณิชย์ขายให้กับลูกค้าธนาคารทั่วไปที่ประกาศโดยธนาคารแห่งประเทศไทย เฉลี่ยเดือนก่อนหน้า |
ทั้งนี้ เมื่อ พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ
2.2 อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนผลิตและจัดหายกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงหรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรมาติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก
2.3 การผลิต การจัดหา และการส่งออกการนำเข้า ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคานำเข้าที่ CP+85 เหรียญสหรัฐ/ตัน เป็นราคา CP บวกค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (CP+X) และยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศที่ถูกกำหนดโดยกรมธุรกิจพลังงานโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคาจาก CP-20 เป็น CP เหรียญสหรัฐ/ตัน เพื่อวัตถุประสงค์สำคัญในการสร้างแรงจูงใจให้เพิ่มกำลังการผลิตและนำก๊าซ LPG ที่ผลิตได้จำหน่ายเข้าสู่ระบบเพิ่มขึ้น เป็นการลดโอกาสในการนำเข้าให้ได้มากที่สุด
โรงแยกก๊าซธรรมชาติ และ บริษัท ปตท.สผ.สยามฯ ภาครัฐจะยังกำกับดูแลกลไกราคาตามนโยบายรัฐบาลที่กำหนดให้ราคาจะต้องสะท้อนต้นทุน โดยใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนที่แท้จริง (cost plus) ในการกำหนดราคา โดยในส่วนระบบของ บริษัท ปตท.สผ.สยามฯ ที่อยู่ภายใต้การบังคับของ พระราชบัญญัติปิโตรเลียม ให้ดำเนินการตามกฎและระเบียบของกฎหมายนั้น การส่งออก กรมธุรกิจพลังงานเป็นผู้ควบคุมดูแลและพิจารณาการขอส่งออกเนื้อก๊าซ LPG รวมทั้งการกำหนดเงื่อนไขประกอบต่างๆ ที่จำเป็น
2.4 การจำหน่าย ยังคงประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ ในช่วงเปลี่ยนผ่าน เพื่อป้องกันการสมยอมในการตั้งราคาหากยังไม่เกิดการแข่งขันที่เพียงพอในส่วนการผลิตและจัดหา พร้อมทั้งศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่ เพื่อใช้ในการติดตามและดูแลราคาให้เหมาะสม เป็นธรรม
2.5 มาตรการป้องกันภาวการณ์ขาดแคลน มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานมีอำนาจสั่งการให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน (prompt cargo) ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยสามารถได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามต้นทุนจริง รวมถึงศึกษามาตรการเพิ่มสำรองก๊าซ LPG ใหม่ และมาตรการการปันส่วนก๊าซ LPG (ในภาวะฉุกเฉิน) ให้คุ้มครองราคาภาคครัวเรือน
2.6 มาตรการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ยังคงใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นเครื่องมือสำคัญในการป้องกันภาวการณ์ขาดแคลนและการรักษาเสถียรภาพด้านราคา
2.7 คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้า และรับ/จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศ กำหนดให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ต้องเร่งรัดให้มีการเปิดบริการระบบคลังดังกล่าวให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA)
3. มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการ ดังนี้
3.1 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ดำเนินการออกประกาศกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและอัตราเงินชดเชยของก๊าซ LPG รวมถึงศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่
3.2 กรมธุรกิจพลังงาน ดำเนินการตรวจสอบปริมาณก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ที่จำหน่ายให้ภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ - ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กำกับดูแลการนำเข้าและส่งออก เตรียมมาตรการป้องกันภาวการณ์ขาดแคลน และสำรวจข้อมูลราคาขายส่งและราคาขายปลีกก๊าซ LPG (ขนาดถัง 15 กิโลกรัม) ในเขตกรุงเทพมหานคร
3.3 บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการจัดทำระเบียบการใช้คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ให้แก่บุคคลที่สามใช้ได้ (Third Party Access: TPA) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนเมษายน 2560
3.4 สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (พลังงานจังหวัด) ทำการสำรวจและเก็บข้อมูลราคาขายส่งและราคาขายปลีกก๊าซ LPG (ขนาดถัง 15 กิโลกรัม) ทุกจังหวัดทั่วประเทศยกเว้นกรุงเทพมหานคร