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