มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 7/2560 (ครั้งที่ 40)
เมื่อวันพุธที่ 5 กรกฎาคม 2560 เวลา 14.00 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
3. การปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง และค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง
4. หลักเกณฑ์การคำนวณราคาเชื้อเพลิงชีวภาพ
5. รายงานผลการศึกษาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว
6. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2560
7. การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เต็มรูปแบบ
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในเดือนพฤษภาคม 2560 โดยเฉลี่ยมีการปรับตัวลดลงเนื่องจากการลดปริมาณการผลิตของกลุ่มโอเปคและการตัดสัมพันธ์ทางการทูตระหว่างประเทศกาตาร์และประเทศกลุ่มสมาชิก GCC (Gulf Copperation Council) ในภูมิภาคตะวันออกกลาง รวมทั้งการถอนตัวของประเทศสหรัฐอเมริกาออกจากความตกลงปารีส (COP 21) จะส่งผลให้ปริมาณการผลิตน้ำมันดิบในประเทศสหรัฐฯเพิ่มขึ้น สำหรับในช่วงครึ่งปีหลังของปี 2560 ราคาน้ำมันดิบมีทิศทางปรับตัวลดลงโดยจะอยู่ในช่วง 53 – 57 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และในปี 2561 ราคาจะอยู่ในช่วง 55 – 58 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนมิถุนายน 2560 ราคา CP (Contact Price) อยู่ที่ 387.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และราคามีทิศทางปรับตัวลดลง เนื่องจากเริ่มเข้าสู่ฤดูร้อนทำให้ความต้องการใช้ในหลายประเทศลดลง (3) ราคาถ่านหินมีทิศทางปรับตัวสูงขึ้น เนื่องจากอากาศที่ร้อนขึ้นทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้ามีมากขึ้น รวมทั้งหากประเทศกาตาร์ไม่สามารถส่งออก LNG ได้จะทำให้ความต้องการใช้ถ่านหินมาทดแทนในการผลิตไฟฟ้ามีมากขึ้น และ (4) ราคา LNG ในช่วงครึ่งเดือนหลังของเดือนพฤษภาคม 2560 ได้ปรับตัวลดลงจาก 5.5 เป็น 5.3 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เนื่องจากปริมาณการผลิต LNG ในประเทศออสเตรเลียเพิ่มขึ้นมากและมีการส่งออกมากขึ้น แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจจะส่งผลกระทบต่อราคา LNG คือการตัดสัมพันธ์ทางการทูตของกลุ่ม GCC กับประเทศกาตาร์ และการปิดโรงไฟฟ้าถ่านหินจำนวน 8 โรงเป็นเวลา 30 วันของประเทศเกาหลีใต้ อย่างไรก็ตามความขัดแย้งในกลุ่ม GCC ยังไม่ส่งผลกระทบต่อการส่งออก LNG ของประเทศกาตาร์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. การดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 และตามการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผน Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 โดยกำหนดการดำเนินงานใน 4 ด้าน ดังนี้ (1) ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG (2) รักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศให้ยาวนานขึ้น (3) การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ และ (4) มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขันทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access; TPA)
2. ความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผน Gas Plan 2015 ไตรมาสที่ 2 ปี 2560 สรุปได้ดังนี้ การลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ พบว่าอัตราการใช้ก๊าซฯ เฉลี่ย 5 เดือนแรกของปี 2560 อยู่ที่ระดับ 4,693 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ในแผนร้อยละ 6 สัดส่วนการใช้ก๊าซฯ ในภาคการผลิตไฟฟ้าเทียบกับเชื้อเพลิงอื่นในช่วงเดือนมกราคมถึงพฤษภาคม 2560 เฉลี่ยอยู่ที่ร้อยละ 58 สำหรับการรักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) การบริหารจัดการแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุ ในปี 2565 – 2566 ซึ่งพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 7) พ.ศ. 2560 และพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ 7) พ.ศ. 2560 มีผลบังคับใช้แล้วเมื่อวันที่ 23 มิถุนายน 2560 และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) อยู่ระหว่างยกร่างกฎหมายลำดับรองประกอบด้วย กฎกระทรวง 5 ฉบับ และประกาศคณะกรรมการปิโตรเลียม 1 ฉบับ รวมทั้งอยู่ระหว่างการเตรียมการในส่วนของข้อมูลที่ต้องใช้ในการเปิดประมูล การกำหนดเงื่อนไขและเกณฑ์การคัดเลือก รวมถึง การพิจารณาประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง (2) การเปิดให้ยื่นขอสิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ อยู่ระหว่างยกร่างกฎหมายลำดับรองที่จำเป็น คาดว่าจะเปิดให้ยื่นภายหลังจากการดำเนินการเกี่ยวกับแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุในปี 2565 – 2566 เสร็จสิ้นแล้ว (3) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากอ่าวไทยให้มีประสิทธิภาพ ลดก๊าซจากอ่าวไทยที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ เพื่อใช้ให้เกิดประโยชน์สูงสุด โดยอัตราก๊าซฯ ที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ ในเดือนมกราคมถึงพฤษภาคม 2560 อยู่ที่ระดับ 375 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยเฉลี่ยต่ำกว่าแผน ที่คาดการณ์ไว้ และต่ำกว่าค่าเฉลี่ยในช่วงเดียวกันของปี 2558 ในส่วนของการหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG อย่างมีประสิทธิภาพ โดย ชธ. ได้ศึกษาสัดส่วนที่เหมาะสมของ LNG และองค์ประกอบ/คุณภาพก๊าซฯ สำหรับประเทศไทย คาดว่าจะนำเสนอผู้บริหารกระทรวงได้ในช่วงเดือนสิงหาคมหรือกันยายน 2560 นอกจากนั้น สำหรับโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน ประกอบด้วย (1) โครงการที่ กพช. เห็นชอบแล้ว เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม และวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้แก่ การขยายกำลังผลิตของ LNG Terminal ที่มีอยู่เดิมของ ปตท. เพิ่ม 1.5 ล้านตันต่อปี การก่อสร้าง LNG Terminal แห่งใหม่ ของ ปตท. ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี ให้เสร็จสิ้นภายในปี 2565 และการก่อสร้างและติดตั้ง FSRU ในอ่าวไทยตอนบนของการไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) ขนาด 5 ล้านตันต่อปี ภายในปี 2567 สำหรับโรงไฟฟ้าพระนครเหนือและพระนครใต้ (2) โครงการที่อยู่ระหว่างศึกษาและต้องรายงาน กพช. ได้แก่ โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ (ที่อำเภอจะนะหรือบริเวณอื่น) กำหนดเข้าระบบภายในปี 2571 และโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดเข้าระบบภายในปี 2570 โดยทั้ง 2 โครงการจะนำเสนอ กบง. เพื่อทราบในการประชุมครั้งนี้
3. สรุปสถานการณ์ผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติแหล่ง JAD-A18 หยุดจ่ายก๊าซธรรมชาตินอกแผนการทำงาน ตั้งแต่วันที่ 24 มิถุนายน 2560 เนื่องจากเกิดเหตุขัดข้องที่ Flare Tips ทำให้ไม่สามารถจ่ายก๊าซธรรมชาติปริมาณ 400 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันได้ โดยปริมาณก๊าซฯ ดังกล่าวสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ สถานีบริการ NGV และส่งเข้าระบบในภาคตะวันออกในปริมาณ 180 5 และ 255 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ตามลำดับ โดยส่งผลกระทบดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ต้องเปลี่ยนไปใช้น้ำมันดีเซลแทนตั้งแต่วันที่ 24 มิถุนายน 2560 โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 2 หยุดเดินเครื่อง (2) สถานีบริการ NGV ในพื้นที่ภาคใต้หยุดให้บริการ 6 แห่ง จากทั้งหมด 16 แห่ง และต้องขนส่งก๊าซจากภาคกลางมาเสริม 65 ตันต่อวัน และ (3) สำหรับระบบส่งก๊าซฯ ตะวันออก ปตท. เรียกรับก๊าซฯ จากผู้ผลิตก๊าซแหล่งอื่นๆ ในอ่าวไทยและเพิ่มการจ่าย LNG เข้าระบบ ในช่วงระหว่างวันที่ 24 มิถุนายน 2560 ถึงวันที่ 7 กรกฎาคม 2560 ความต้องการใช้ไฟฟ้าในภาคใต้อยู่ที่ 2,350 เมกะวัตต์ กำลังผลิตไฟฟ้าในภาคใต้อยู่ที่ 2,254 เมกะวัตต์ ทำให้ต้องส่งไฟฟ้าจากภาคกลางและรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากประเทศมาเลเซีย โดย ณ วันที่ 4 กรกฎาคม 2560 ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของภาคใต้ เกิดขึ้นเมื่อเวลา 19.27 น. อยู่ที่ 2,413.2 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ จะดำเนินการซ่อมบำรุงแหล่ง JDA-A18 แล้วเสร็จในวันที่ 12 กรกฎาคม 2560
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ประกอบด้วย เนื้อน้ำมัน ภาษี กองทุน และค่าการตลาด ซึ่งรวมกันเป็นราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล สำหรับต่างจังหวัดจะมีการบวกค่าขนส่งไปยังจังหวัดนั้นๆ โดยภาษีและกองทุนจะกำหนดจากนโยบายรัฐบาลและนโยบายท้องถิ่น ซึ่งภาษีและค่าขนส่งจะไม่เปลี่ยนแปลงบ่อย ขณะที่ค่าการตลาดจะเปลี่ยนแปลงขึ้นลงตามการแข่งขันในตลาดน้ำมัน ส่วนที่มีการเปลี่ยนแปลงบ่อยที่สุดคือ ราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง เนื่องจากสะท้อนการเปลี่ยนแปลงราคาน้ำมันในตลาดโลกซึ่งมีความผันผวนตลอดเวลา อย่างไรก็ตาม โครงสร้างราคา ณ โรงกลั่นฯ ถูกใช้มาเป็นเวลานาน องค์ประกอบที่ใช้ในการคำนวณหลายส่วนไม่ได้มีการปรับปรุงหรือมีที่มาไม่ชัดเจน อีกทั้งสถานการณ์การกลั่นน้ำมันในประเทศเปลี่ยนแปลงไปจากอดีต สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จึงได้ศึกษาปรับปรุงโครงสร้างราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อทบทวนให้มีความโปร่งใสและเหมาะสมสอดคล้องกับภาวะตลาดน้ำมันของประเทศในปัจจุบัน รวมทั้งได้ศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมกับสภาพการดำเนินธุรกิจสถานีบริการน้ำมันและไม่เป็นภาระต่อผู้บริโภค และได้แต่งตั้งคณะทำงานศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมสำหรับการแข่งขันเสรีในธุรกิจน้ำมันเชื้อเพลิง (คณะทำงาน) เพื่อทบทวนหลักเกณฑ์และศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง
2. จากผลการศึกษา สามารถสรุปแนวทางการปรับปรุงการกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ตามวิธีปัจจุบัน (Import Parity) ได้ดังนี้ (1) การใช้ราคา MOPS (Mean of Platts Singapore) เป็นราคา FOB (Free on Board) ณ สิงคโปร์ ปัจจุบันราคา MOPS ที่อ้างอิงในประเทศไทยจะใช้ราคา MOPS เฉลี่ย 3 วันย้อนหลังของน้ำมันทุกชนิดที่ 60 องศาฟาเรนไฮต์ หากปริมาณน้ำมันสำเร็จรูปที่ซื้อในแต่ละวันใกล้เคียงกันและมีการนำเข้าอย่างต่อเนื่อง การใช้ราคาน้ำมันที่ซื้อขายจริงในวันก่อนหน้า 1 วัน มาเป็นราคาอ้างอิง ไม่เกิด ความได้เปรียบเสียเปรียบ เพราะผู้นำเข้าทุกรายสั่งซื้อน้ำมันสำเร็จรูปทุกวัน จึงควรใช้ราคาน้ำมันที่ซื้อขายจริง วันก่อนหน้า 1 วัน เป็นราคา MOPS อ้างอิง (2) ค่าขนส่งน้ำมันจากสิงคโปร์มายังไทย ควรปรับเดือนละหนึ่งครั้ง ตามข้อมูลล่าสุดของ London Tanker Brokers Panel (LTBP) ซึ่งเป็นผู้ออกประกาศอัตราค่าขนส่งทางเรือ (3) ขนาดเรือบรรทุกน้ำมันควรเป็นขนาด Long Range 1 (LR1) และควรเป็นแบบ long term charter (4) การสูญเสียน้ำมันในระหว่างการขนส่งจากสิงคโปร์มายังไทย ปัจจุบันกำหนดไว้ที่ร้อยละ 0.5 ของราคา CIF (Cost Insurance Freight) ของน้ำมันทุกชนิด ทั้งนี้ ในประเทศแอฟริกาใต้ได้กำหนดความสูญเสียจากการติดค้างก้นเรือและการระเหยตามปกติ ไว้ที่ร้อยละ 0.3 ของราคา CIF ดังนั้น หากคำนึงถึงระยะทางขนส่งและเปรียบเทียบการสูญเสียน้ำมันระหว่างการขนส่งในกรณีประเทศไทยและประเทศแอฟริกาใต้ การสูญเสียน้ำมันควรใช้ค่าเดียวกับประเทศแอฟริกาใต้ (5) ค่าเสียเวลาเรือ (Demurrage) สำหรับน้ำมันดีเซล กำหนดไว้ที่ 0.16 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และ 0.1 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล สำหรับน้ำมันเบนซิน ทั้งนี้ หากการขนถ่ายน้ำมันใช้เวลามากกว่า 72 ชั่วโมง ซึ่งเป็นกรณีไม่ปกติ เกิดจากความบกพร่องของโรงกลั่นและ/หรือเรือบรรทุก จึงไม่มีเหตุผลที่ผู้ใช้น้ำมันต้องรับภาระในส่วนนี้ (6) การกำหนดปริมาณสำรองน้ำมัน การสั่งซื้อน้ำมันดิบจากตะวันออกกลางใช้เวลาขนส่งและขนถ่ายน้ำมันประมาณ 21 วัน หรือร้อยละ 6 ของความต้องการน้ำมันดิบต่อปี ในกรณีวิกฤต จะนำเข้าน้ำมันดิบจากตะวันออกไกลใช้เวลาขนส่งและขนถ่ายอย่างน้อย 10 วัน หรือร้อยละ 3 ของความต้องการน้ำมันดิบต่อปี สำหรับการนำเข้าก๊าซ LPG จะต้องสำรองปริมาณ LPG ที่ร้อยละ 1 ของปริมาณที่นำเข้า ซึ่งคงไม่เพียงพอเมื่อเกิดวิกฤตพลังงาน ดังนั้น ผู้นำเข้าน้ำมันดิบหรือก๊าซ LPG จะต้องนำเข้าน้ำมันสำรองเพื่อความมั่นคงที่ร้อยละ 3 ของปริมาณที่นำเข้าในทั้งสองกรณี (7) ค่าบริการอื่นๆ (ค่าใช้จ่ายคลังและค่าลำเลียง) ปัจจุบันกำหนดค่าคลังและค่าลำเลียงอื่นๆ ไว้ที่ 0.67 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล สำหรับน้ำมันเบนซิน และไม่มีการกำหนดสำหรับน้ำมันดีเซล ซึ่งปกติการกลั่นน้ำมันจะพยายามกลั่นให้ได้ตามปริมาณที่ได้รับคำสั่งซื้อเพื่อหลีกเลี่ยงการเก็บคงคลัง จึงไม่ควรกำหนดค่านี้ในค่าพรีเมียม (8) ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน (Qa) น้ำมันเบนซิน 95 ปัจจุบันกำหนดไว้ที่ 3.86 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เป็นปรับคุณภาพจาก 1,000 ppm เป็น 500 ppm (ก่อน EURO 4) ที่ 1.4 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งส่วนนี้จะเสนอให้ยกเลิกเนื่องจากปัจจุบันใช้ 500 ppm แล้ว และอีกส่วนเป็นค่าปรับคุณภาพน้ำมันเป็น EURO 4 ที่ 2.46 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เสนอให้คงไว้ตามเดิม ดังนั้น ค่าปรับคุณภาพน้ำมันเบนซิน 95 จะเท่ากับ 2.46 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ส่วนน้ำมันเบนซิน 91 ปัจจุบันกำหนดค่าปรับคุณภาพไว้ที่ 1.66 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล คำนวณจากค่าปรับคุณภาพน้ำมันเบนซิน 95 ลบด้วยค่าส่วนต่างคุณภาพน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันเบนซิน 91 (เป็นค่าคงที่เท่ากับ 2.2 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล) ดังนั้น ค่าปรับคุณภาพน้ำมันเบนซิน 91 ที่ปรับปรุงแล้วจะเท่ากับ 0.26 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (9) ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน (Qa) ของดีเซล ปัจจุบันกำหนดไว้ที่ 2.88 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เสนอให้ใช้ MOPS Gasoil 50 ppm แทน 500 ppm ซึ่งตรงกับมาตรฐานของไทย ทำให้ราคาอ้างอิงแพงขึ้นประมาณ 0.4 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ในปี 2560 และให้ยกเลิกค่าพรีเมียมน้ำมันดีเซลทั้งหมด และ (10) ค่าพรีเมียมน้ำมันเตา 600 (2%S) เสนอให้ใช้ราคา MOPS Gasoil 50 ppm แทน 500 ppm และยกเลิกค่าพรีเมียมในสูตรเดิม ส่วนน้ำมันเตา 1500 (2%S) เสนอให้ใช้ราคา FO 180 (2%) แทน FO 180 และยกเลิกค่าพรีเมียมในสูตรเดิม
3. ข้อเสนอจากผลการศึกษา ทำให้ต้องปรับปรุงสูตรกำหนดราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 น้ำมัน แก๊สโซฮอล 91 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันเตา 600 (2%S) และน้ำมันเตา 1500 (2%S) และปรับปรุงค่าพรีเมียมน้ำมันเบนซิน 95 จากปัจจุบันที่ 5.7657 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับลดลงมาอยู่ที่ 3.7581 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 91 ปัจจุบันอยู่ที่ 3.5575 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับลดลงมาอยู่ที่ 1.5511 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และเสนอให้ยกเลิกค่าปรับคุณภาพก่อนการประกาศใช้ EURO4 จำนวน 1.400 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เนื่องจากเป็นค่าปรับคุณภาพที่ 1000 ppm เป็น 500 ppm ของไทย ซึ่งปัจจุบันเป็น 500 ppm อยู่แล้ว ส่วนค่าพรีเมียมน้ำมันดีเซล ปัจจุบันอยู่ที่ 4.27 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับลดลงมาอยู่ที่ 1.3844 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และเสนอให้ใช้ MOPS Gasoil 50 ppm แทน MOPS Gasoil 500 ppm
4. ผลการศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม สรุปได้ดังนี้ (1) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมัน ประกอบด้วย ค่าขนส่งน้ำมันจากคลังมายังสถานีบริการในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล อยู่ที่ 0.09 บาทต่อลิตร ค่าจ้างและค่าใช้จ่ายสำนักงานให้ปรับเพิ่มค่าที่ดินตามราคาประเมินที่ดินในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑลที่ร้อยละ 13.06 ค่าสาธารณูปโภคคงเดิมอยู่ที่ 0.14 บาทต่อลิตร ภาษีและค่าซ่อมบำรุงคงเดิมอยู่ที่ 0.08 บาทต่อลิตร สรุปค่าใช้จ่ายในการดำเนินการจากเดิม 0.87 บาทต่อลิตร ข้อเสนอคณะทำงานอยู่ที่ 0.89 บาทต่อลิตร (2) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ประกอบด้วย ค่าจ้าง ค่าสวัสดิการและค่าใช้จ่ายสำนักงานปรับเพิ่มจาก 0.15 เป็น 0.24 บาทต่อลิตร เนื่องจากธุรกิจน้ำมันต้องอาศัยบุคลากรที่มีความเชี่ยวชาญ และมีค่าใช้จ่ายสำนักงานหลายรายการ ค่าประกันภัยและค่าใช้จ่ายคลังน้ำมันคงเดิมที่ 0.17 บาท ต่อลิตร ค่าใช้จ่ายฝึกอบรมคงเดิมที่ 0.01 บาทต่อลิตร และค่าสำรองน้ำมันฯ ตามกฎหมายปรับลดลงหลือร้อยละ 3 สรุปค่าใช้จ่ายของผู้ค้า ม.7 เสนอให้ปรับลดลงจาก 0.58 เหลือ 0.54 บาทต่อลิตร และ (3) ค่าลงทุนสถานีบริการ เสนอให้ปรับเพิ่มจาก 0.35 บาทต่อลิตร เป็น 0.43 บาทต่อลิตร จากค่าลงทุนที่อยู่ระหว่าง 18 - 25 ล้านบาทเฉลี่ยอยู่ที่ 22 ล้านบาท และให้คงผลตอบแทนการลงทุนไว้ที่ร้อยละ 8 สรุปค่าลงทุนสถานีบริการเสนอให้ปรับเพิ่มจาก 0.40 เป็น 0.49 บาทต่อลิตร ดังนั้น ค่าการตลาดน้ำมันฯ จากการศึกษาของคณะทำงานฯ จะเท่ากับ 1.92 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ จะทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันทุก 4 ปี ตามการเปลี่ยนแปลงราคาประเมินที่ดินของสำนักประเมินราคาทรัพย์สิน กรมธนารักษ์ กระทรวงการคลัง
5. จากผลการศึกษา หากมีการทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นฯ และค่าการตลาดตามที่เสนอ จะทำให้ราคา ณ โรงกลั่นฯ ปรับลดลงประมาณ 0.25 - 0.44 บาทต่อลิตร ในขณะที่ค่าการตลาดเฉลี่ยของน้ำมันฯ จะปรับเพิ่มขึ้นจากเดิมประมาณ 0.40 บาทต่อลิตร ซึ่งจะไม่ทำให้ราคาขายปลีกเปลี่ยนแปลงไปจากเดิม แต่จะส่งผลให้โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงมากขึ้น มีความเหมาะสมกับสภาวะตลาดในปัจจุบัน โปร่งใสและเป็นธรรมต่อทั้งผู้ผลิตและผู้บริโภค และเกิดประสิทธิภาพต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานในฐานะฝ่ายเลขานุการ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เริ่มกระบวนการสื่อสารกับกลุ่มผู้มีส่วนได้ส่วนเสียให้เป็นที่รับทราบและเข้าใจร่วมกันก่อนนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 4 หลักเกณฑ์การคำนวณราคาเชื้อเพลิงชีวภาพ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2550 กบง. เห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดราคาเอทานอล โดยใช้ราคาตลาดโลกจากประเทศบราซิล บวกค่าขนส่งเป็นราคาอ้างอิงเอทานอล เพื่อนำไปใช้เป็นเกณฑ์ในการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล แต่ภายหลังไม่มีรายงานข้อมูลการส่งออกเอทานอล ในตลาดบราซิลส่งมอบ ณ เมืองท่า Santos สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จึงใช้ระบบการคำนวณต้นทุนการผลิต (Cost Plus) เป็นราคาอ้างอิงและปรับเปลี่ยนต่อมาจนถึงหลักเกณฑ์ปัจจุบัน คือใช้ราคา เอทานอลอ้างอิงจากการเปรียบเทียบราคาต่ำสุดระหว่างที่ผู้ผลิตเอทานอลรายงานต่อกรมสรรพสามิตกับราคา เอทานอลที่ผู้ค้ามาตรา 7 รายงานต่อ สนพ. ซึ่งมีผลใช้บังคับตั้งแต่เดือนธันวาคม 2558
2. ราคาเอทานอลเฉลี่ยปี 2558 และ 2559 อยู่ที่ 26.51 และ 23.12 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่วนราคาเอทานอลเฉลี่ยปี 2560 อยู่ที่ 24.60 บาทต่อลิตร โดยมีราคากากน้ำตาลส่งออกและราคามันสำปะหลังอยู่ที่ 3.70 และ 2.00 บาทต่อกิโลกรัม ตามลำดับ โดยในปี 2560 กำลังการผลิตติดตั้งเอทานอลอยู่ที่ 4.79 ล้านลิตรต่อวัน ผลิตจริงประมาณ 3.34 ล้านลิตรต่อวัน แบ่งเป็นจากกากน้ำตาล 2.25 ล้านลิตรต่อวัน และจากมันสำปะหลัง 1.09 ล้านลิตรต่อวัน คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 33 ต่อ 67
3. หลักเกณฑ์การคำนวณราคาเอทานอลในปัจจุบัน ราคาเอทานอลจากกรมสรรพสามิตเป็นข้อมูลราคาซื้อขายหน้าโรงงานที่ผู้ผลิตจะขายให้กับผู้ค้าในเดือนถัดไป ซึ่งผู้ผลิตจะรายงานพร้อมกับปริมาณ เพื่อการคิดยกเว้นภาษีของสรรพสามิตที่ใช้เอทานอลเพื่อผลิตเป็นน้ำมันเชื้อเพลิง โดยมิได้มีกฎหมายตรวจสอบความถูกต้องของราคา ในส่วนของปริมาณที่แจ้งก็มิได้เป็นปริมาณต่อยอดขายของเดือนนั้นๆ ครบทั้งเดือน ส่วนราคาเอทานอลที่ สนพ. ขอความร่วมมือให้ผู้ค้าน้ำมันฯ รายงาน อาจมีการแจ้งราคาไม่ตรงกับความเป็นจริง รวมทั้งราคาเอทานอลที่คำนวณจากต้นทุนกากน้ำตาล ใช้ราคากากน้ำตาลส่งออกจากกรมศุลกากร เป็นข้อมูลย้อนหลังสองเดือน ทำให้ไม่สะท้อนราคาตลาดภายในประเทศ ณ เวลานั้น การเปรียบเทียบราคาเอทานอลนำเข้าจากบราซิลกับราคาเอทานอลอ้างอิงประเทศไทย พบว่าราคาอ้างอิงมีแนวโน้มผันแปรตามกัน แต่ราคาตลาดบราซิลจะต่ำกว่าประเทศไทย และบางช่วงที่สูงกว่าประเทศไทย การใช้ราคาอ้างอิงการนำเข้าจากตลาดบราซิลเป็นการตั้ง benchmark เพื่อไม่ให้ผู้ผลิตในประเทศตั้งราคาสูงเกินจริง ซึ่งอาจเกิดจากการรวมกลุ่มของผู้ผลิตทุกราย ทั้งนี้ผู้ผลิตต้องไปปรับปรุงผลผลิตและลดต้นทุนในการผลิตให้เหมาะสมกับราคา
4. เมื่อวันที่ 4 เมษายน 2554 กบง. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซล โดยการใช้ราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักจากราคาไบโอดีเซล โดยคำนึงถึงวัตถุดิบหลักในการผลิตไบโอดีเซล 3 ชนิด ได้แก่ น้ำมันปาล์มดิบ (CPO) ไขปาล์ม (Stearin, ST) และ น้ำมันปาล์มกึ่งบริสุทธิ์ (RBD) ในปี 2560 โรงงานไบโอดีเซลมีกำลังการผลิตรวมทั้งหมด 6,518,600 ลิตรต่อวัน และผลิตจริง 3,310,000 ลิตรต่อวัน โดยใช้วัตถุดิบจาก RBD เป็นหลัก คิดเป็นร้อยละ 60 ทั้งนี้ ราคาไบโอดีเซลเฉลี่ย B100 อยู่ที่ 32.78 บาทต่อลิตร ในขณะที่ราคา Stearin RBD PO และ CPO ของไทย อยู่ที่ 29.38 32.20 และ 29.20 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
5. ในการคำนวณราคาไบโอดีเซล สนพ. ได้เก็บข้อมูลราคาจากการสอบถามผู้ค้าและผู้ผลิตไบโอดีเซล 6 ราย จากทั้งหมด 12 ราย พบว่าราคาซื้อขายเปลี่ยนแปลงไปตามราคา CPO ราคาซื้อขายจะต่ำกว่าราคาไบโอดีเซลที่คำนวณตามสูตรปัจจุบันที่ กบง. เห็นชอบ ประมาณ 2 บาท และในการผลิตไบโอดีเซลของ โรงงานดำเนินการเพียงร้อยละ 45 ของกำลังการผลิตทั้งหมด ทั้งนี้ ในการผลิตไบโอดีเซลโรงงานต้องรับภาระค่าใช้จ่ายทั้งต้นทุนคงที่ (Fixed cost) และต้นทุนในการดำเนินการ (Operational cost) การที่โรงงานจะลดราคาเพื่อให้ยังคงมีการผลิตและสามารถรองรับค่าใช้จ่ายหลักในโรงงานทำให้โรงงานยังคงมีการผลิตต่อไปได้ บางครั้งจึงมีการต่อรองราคาโดยให้ราคาต่ำเพื่อให้ขายได้ หากการจัดหายังคงมากกว่าความต้องการใช้ ตลาดก็คงยังจะเป็นของผู้ค้าที่สามารถกำหนดราคาให้ผู้ผลิตขายได้ ซึ่งหากใช้ราคาที่ผู้ค้า/ผู้ผลิตแจ้งต่อ สนพ. อาจจะทำให้ไม่เกิดการผลิตที่มีประสิทธิภาพ เพราะอย่างไรก็ขายได้ที่ราคาที่แจ้งอีกทั้งหากมีการรวมกลุ่มกันเพื่อตั้งราคาที่สูงขึ้นก็สามารถทำได้ จึงเห็นว่าวิธีนี้ไม่เหมาะสม เมื่อเปรียบเทียบกับราคาไบโอดีเซลนำเข้าจากตลาดมาเลเซีย ราคาไบโอดีเซลตลาดมาเลเซียเป็นข้อมูลรายวันจาก Platts บวกค่าขนส่ง โดยคิดค่าขนส่ง 0.66 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ค่าสูญเสียร้อยละ 0.5 ของ ค่าคลัง 0.67 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ในอดีตราคาไบโอดีเซลมาเลเซียจะใกล้เคียงและต่ำกว่าราคาประเทศไทย แต่ต่อมาหลังปี 2557 ราคาไบโอดีเซลประเทศไทยแตกต่างกับราคามาเลเซียค่อนข้างมาก โดยราคาของประเทศไทยจะเป็นตามฤดูกาล ทั้งนี้ การใช้ราคาตลาดโลกมาเลเซีย บวกค่าขนส่งเป็นราคาอ้างอิงไบโอดีเซลของประเทศไทยจะทำให้สะท้อนราคาตลาดโลกมากขึ้น ช่วยให้เกิดการแข่งขันได้ในตลาดและผลผลิตมีประสิทธิภาพมากขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานผลการศึกษาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2559 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 โดยเห็นชอบกรอบการลงทุนส่วนที่ 2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) ตามแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง โดยมีมติมอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ร่วมกับ สนพ. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ไปศึกษาโครงการ [F-2] : Floating Storage and Regasification Unit (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 แห่งใหม่ (แห่งที่ 4) หรือ FSRU ที่ประเทศเมียนมา ให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี และนำกลับมาเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบ ต่อมาเมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 คณะรัฐมนตรีเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ที่เห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา [F-3] ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2570 โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปศึกษาในรายละเอียดความจำเป็นของโครงการ ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และนำเสนอผลการศึกษาต่อ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. การศึกษาโครงการ [F-2] : FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา) เพื่อรองรับการจัดหาและจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้โรงไฟฟ้าจะนะของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จากกำหนดการเดินเครื่องและปลดโรงไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1 และชุดที่ 2 มีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติสูงสุดอยู่ที่ 240 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือเทียบเท่า LNG ในปริมาณประมาณ 1.7 ล้านตันต่อปี พบว่าก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 ที่ส่งก๊าซธรรมชาติให้โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1 และ ชุดที่ 2 จะหมดลงในปี 2570 ในขณะที่โรงไฟฟ้าจะนะทั้งชุดที่ 1 และ ชุดที่ 2 ยังต้องเดินเครื่องอยู่ (โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1 และชุดที่ 2 มีแผนจะปลดในปี 2577 และ 2583 ตามลำดับ) ดังนั้น จึงจำเป็นต้องนำเข้า LNG มาทดแทนสำหรับใช้ในโรงไฟฟ้าจะนะทั้งสองชุด
3. สรุปผลการศึกษา แนวทางในการก่อสร้างโครงสร้างพื้นฐาน [F-2] ที่เหมาะสมที่สุดได้แก่ ดำเนินโครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) เพื่อรองรับการแปรสภาพ LNG ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี สถานที่ตั้งโครงการอยู่ที่บริเวณอ่าวไทยในพื้นที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา ห่างจากฝั่งประมาณ 15 กิโลเมตร (ออกแบบให้มีระยะปลอดภัยรัศมีประมาณ 1 ไมล์ทะเล) โครงการประกอบด้วย 3 ส่วน ได้แก่ (1) ท่าเทียบเรือ FSRU อยู่ห่างจากชายฝั่งประมาณ 15 กิโลเมตร มีระดับน้ำลึกมากกว่า15 เมตร ไม่จำเป็นต้องขุดร่องน้ำ มีรูปแบบเป็น Single Berth Jetty สำหรับให้เรือ FSRU เทียบท่า และเรือขนส่ง LNG จะจอดเทียบกับเรือ FSRU เพื่อขนถ่าย LNG แบบ Side-by-Side (Ship To Ship Transfer) (2) เรือ FSRU ออกแบบให้ขนาด 263,000 ลูกบาศก์เมตร เพื่อรองรับการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี มีปริมาณ กักเก็บ LNG สำรอง 3 วัน และ (3) ท่อส่งก๊าซธรรมชาติจาก FSRU จะต้องก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลไปขึ้นฝั่งซึ่งมีระยะทางประมาณ 15 กิโลเมตร และวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกไปสถานีรับก๊าซธรรมชาติบนบกระยะทางประมาณ 3 กิโลเมตร เพื่อเชื่อมต่อกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเดิมและส่งต่อไปยังโรงไฟฟ้าจะนะ รวมระยะทางวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติทั้งสิ้นประมาณ 18 กิโลเมตร ทั้งนี้ จำเป็นต้องก่อสร้างกำแพงกันคลื่น (Breakwater) ยาวประมาณ 600 เมตร ประมาณการเงินลงทุนรวม 740 ล้านเหรียญสหรัฐฯ (ประมาณ 26,270 ล้านบาท ที่อัตราแลกเปลี่ยน 35.5 บาท ต่อ 1 เหรียญสหรัฐฯ) กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2571
4. การศึกษาโครงการ [F-3] : FSRU ในประเทศเมียนมา เพื่อรองรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติทดแทนแหล่งก๊าซธรรมชาติที่นำเข้าจากประเทศเมียนมาที่มีปริมาณลดลง และบริหารจัดการคุณภาพก๊าซธรรมชาติ ในพื้นที่ฝั่งตะวันตกของประเทศไทย โดยประเทศไทยได้ประโยชน์ดังนี้ (1) กระจายความเสี่ยงของพื้นที่ตั้ง LNG Receiving Terminal โดยไม่พึ่งพิง LNG Receiving Terminal จากพื้นที่ฝั่งตะวันออกของประเทศไทย (2) ลดระยะเวลาการขนส่ง LNG จากตะวันออกกลางและแอฟริกา (3) ลดความเสี่ยงจากการขนส่ง LNG ผ่านช่องแคบมะละกา ที่มีแนวโน้มการจราจรหนาแน่นขึ้น (4) ประหยัดเงินลงทุนและค่าใช้จ่ายในการดำเนินการด้านพลังงานได้ในอนาคต (5) รองรับความต้องการก๊าซธรรมชาติในพื้นที่ที่มีศักยภาพในการตั้งโรงไฟฟ้า เนื่องจากมีสายส่งไฟฟ้าและระบบสาธารณูปโภคต่างๆ รองรับ รวมทั้งได้รับการยอมรับจากประชาชนในพื้นที่ที่มีโรงไฟฟ้า ก๊าซธรรมชาติอยู่ในปัจจุบัน (6) ลดระยะทางการจัดส่งก๊าซธรรมชาติมายังพื้นที่ฝั่งตะวันตก จากการจัดส่ง ก๊าซธรรมชาติมาจากฝั่งตะวันออก (7) ลดการลงทุนในสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติได้ประมาณ 3,100 ล้านบาท (8) ลดการใช้พลังงานในการจัดส่งก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันออก จากการเดินเครื่องสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติประมาณ 150 ล้านบาทต่อปี (8) เป็นการประสานความร่วมมือทางพลังงานระหว่างประเทศ และ (9) ช่วยส่งเสริมความมั่งคั่งทางการเงินให้กับประเทศไทยจากผลตอบแทนการลงทุนของโครงการ และประเทศเมียนมา ได้ประโยชน์ โดยสามารถใช้ LNG Receiving Terminal ร่วมกับประเทศไทย ได้รับผลตอบแทนจากการร่วมลงทุนในโครงการ และมีรายได้จากการจัดเก็บภาษี ช่วยสนับสนุนให้เกิดการขยายการลงทุนธุรกิจ ขยายโอกาสการสร้างงานในพื้นที่ และพัฒนาเศรษฐกิจ รวมทั้งได้เรียนรู้การทำธุรกิจ LNG จากประเทศไทย
5. สรุปผลการศึกษา แนวทางในการก่อสร้างโครงสร้างพื้นฐาน [F-3] โครงการตั้งอยู่ในพื้นที่เมือง Kanbauk ภาคใต้ของประเทศเมียนมา เขตการปกครองตะนาวศรี ห่างจากเมืองทวายไปทางทิศเหนือประมาณ 60 กิโลเมตร ซึ่งเป็นบริเวณที่มีท่อส่งก๊าซธรรมชาติ 3 เส้น ความยาวประมาณ 75 กิโลเมตร มาเชื่อมต่อกับระบบท่อก๊าซธรรมชาติของประเทศไทย บริเวณชายแดนบ้านอีต่อง ตำบลปิล็อก อำเภอทองผาภูมิ จังหวัดกาญจนบุรี โครงการประกอบด้วย 3 ส่วน ได้แก่ (1) ท่าเทียบเรือ FSRU อยู่ห่างจากชายฝั่งประมาณ 4 กิโลเมตร มีระดับน้ำลึกประมาณ 10 เมตร มีรูปแบบเป็น Single Berth Jetty สำหรับให้เรือ FSRU เทียบท่า และเรือขนส่ง LNG จะจอดเทียบกับเรือ FSRU เพื่อขนถ่าย LNG แบบ Ship To Ship Transfer ทั้งนี้ จะต้องขุดลอกร่องน้ำให้ได้ระดับความลึกที่ 15 เมตร (2) เรือ FSRU ขนาด 170,000 ลูกบาศก์เมตร เพื่อรองรับการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซในปริมาณ 3 ล้านตันต่อปี มีปริมาณกักเก็บ LNG สำรอง 2.5 วัน และ (3) ท่อส่งก๊าซธรรมชาติจาก FSRU จะต้องก่อสร้างท่อส่งก๊าซในทะเลเพื่อส่งก๊าซธรรมชาติที่แปรสภาพแล้วไปขึ้นฝั่งระยะทางประมาณ 13 กิโลเมตร และวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกประมาณ 15 กิโลเมตร เพื่อเชื่อมต่อกับระบบท่อเดิมบริเวณศูนย์ปฏิบัติการระบบท่อ (Operation Center) ในเมือง Kanbauk ประมาณการเงินลงทุนโครงการฯ รวม 587 ล้านเหรียญสหรัฐ (ประมาณ 20,838.5 ล้านบาท ที่อัตราแลกเปลี่ยน 35.5 บาทต่อ 1 เหรียญสหรัฐฯ) กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2570 โครงสร้างทางธุรกิจที่เหมาะสมคือรูปแบบ Tolling Model มีค่าใช้จ่ายดำเนินการน้อยที่สุดและใช้เงินทุนหมุนเวียนต่ำ ซึ่งบริษัทจะเป็นผู้ให้บริการจัดเก็บและแปรสภาพ LNG เท่านั้น มีรายได้จากค่าบริการจัดเก็บและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากเจ้าของเนื้อ LNG โดยการเช่า FSRU จากผู้ให้บริการ ทำให้เงินลงทุนรวมลดลงไปเหลือประมาณ 317 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ในส่วน LNG Receiving Terminal จะเป็นบริษัทที่จดทะเบียนในประเทศเมียนมา เป็นการร่วมทุนระหว่าง ปตท. และ Myanma Oil and Gas Enterprise (MOGE) ซึ่งเป็นรัฐวิสาหกิจในสังกัดกระทรวงไฟฟ้าและพลังงานเมียนมา ปัจจุบัน รัฐบาลเมียนมากำลังอยู่ในระหว่างการพิจารณาสัดส่วนการร่วมทุน ในส่วนการนำเข้า LNG เพื่อส่งออกไปยังประเทศไทย จะรับผิดชอบโดย ปตท. ซึ่งต้องทำสัญญาการใช้ท่อกับเจ้าของท่อในประเทศเมียนมา เพื่อลำเลียงก๊าซธรรมชาติจาก LNG Receiving Terminal มายังชายแดนไทยที่บ้านอีต่อง จังหวัดกาญจนบุรี โดยโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติที่ชายแดนไทย จะประกอบด้วยค่าเนื้อ LNG และค่าบริการแปรสภาพและค่าผ่านท่อในประเทศเมียนมา ซึ่งค่าผ่านสถานี LNG Receiving Terminal และค่าผ่านท่อในประเทศเมียนมาที่รวมกัน จะเทียบเคียงได้กับค่าผ่านสถานี LNG Receiving Terminal อื่นๆ ในประเทศไทย ทั้งนี้ โครงการสามารถส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2570 โดย ปตท. จะต้องได้รับอนุมัติให้ดำเนินโครงการภายในปี 2564 ทั้งนี้ โครงการสามารถเร่งดำเนินการให้แล้วเสร็จได้ในกลางปี 2566 โดย ปตท. จะต้องได้รับอนุมัติให้ดำเนินโครงการภายในปี 2560 โดยสิ่งที่ภาครัฐต้องอนุมัติ ได้แก่ ปีที่เริ่มรับก๊าซธรรมชาติ และปริมาณการรับก๊าซธรรมชาติที่แปรสภาพผ่านสถานี LNG Receiving Terminal ที่แน่นอนตามหลักการ Ship or Pay และสูตรราคาก๊าซธรรมชาติ ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย-เมียนมา ทั้งนี้เพื่อให้ดำเนินการขออนุมัติโครงการต่อรัฐบาลเมียนมา จัดทำผลศึกษาผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม (EIA) และชุมชน (SIA) และดำเนินการก่อสร้างได้ทันตามกำหนด
6. หน่วยงานที่เกี่ยวข้องมีความเห็นดังนี้ (1) ชธ. มีความเห็นว่าโครงการ [F-2] ช่วยส่งเสริมความมั่นคงด้านพลังงานในพื้นที่ภาคใต้และช่วยบริหารทรัพยากรในอ่าวไทยได้อย่างมีประสิทธิภาพ เห็นควรสนับสนุนการดำเนินการ ส่วนโครงการ [F-3] ช่วยรองรับปริมาณก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตกจากแหล่งผลิตของประเทศเมียนมาที่จะหมดลงในปี 2571 ซึ่ง ปตท. ได้เสนอ 2 แนวทางคือ การระบบตามแผนในปี 2570 หรือเร่งรัดดำเนินการให้เข้าระบบในปี 2567 ซึ่งจำเป็นต้องพิจารณาและศึกษารายละเอียดเพิ่มเติมเกี่ยวกับความสามารถในการจัดหาก๊าซของฝั่งตะวันตก เพื่อให้สอดคล้องกับกำหนดการปลดโรงไฟฟ้าฝั่งตะวันตก (2) สนพ. มีความเห็นว่าโครงการ [F-2] จะช่วยทดแทนก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA แต่ควรศึกษาเพิ่มเติมถึงความมั่นคงของพลังงานในภาคใต้โดยรวมกรณีโรงไฟฟ้าถ่านหินไม่เป็นไปตามแผน นอกจากนี้ เห็นควรเปิดให้เอกชนสามารถเข้ามาประมูลเพื่อก่อสร้างสำหรับโครงการดังกล่าว ส่วนโครงการ [F-3] การนำเข้าก๊าซธรรมชาติต้องคำนึงถึงความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในฝั่งตะวันตกของประเทศไทย โดยเฉพาะเรื่องแผนการปลดโรงไฟฟ้าในภาคตะวันตก ซึ่งความต้องการก๊าซธรรมชาติที่ลดลงจากโรงไฟฟ้าฝั่งตะวันตกที่ปลดไปนั้นอาจทำให้การนำเข้าก๊าซธรรมชาติผ่านโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมาต้องถูกส่งไปยังพื้นที่อื่นแทนและอาจส่งผลให้ไม่มีความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์ได้ และ (3) กกพ. มีความเห็นว่า โครงการ [F-2] การเลือกใช้ Onshore LNG Terminal หรือ FSRU จะต้องคำนึงถึงความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตไฟฟ้าในเขตพื้นที่ภาคใต้ที่จะเพิ่มขึ้น หากกำหนดให้อำเภอจะนะ เป็นแหล่งผลิตไฟฟ้าหลักของพื้นที่ภาคใต้ ควรพิจารณาการก่อสร้าง Onshore LNG Terminal แทนการสร้าง FSRU เนื่องจากมีเสถียรภาพสูงกว่าและสามารถขยายเพิ่มเติมเพื่อรองรับความต้องการก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มสูงขึ้นในอนาคต นอกจากนี้ ควรพิจารณาความเป็นไปได้ที่จะผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 เพิ่มเติมจากปัจจุบันและเรื่องสัญญาใช้ท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลจากแหล่ง JDA-A18 มายังโรงแยกก๊าซธรรมชาติ TTM ซึ่งจะหมดอายุสัญญาลงในปี 2568 ในขณะที่ก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 จะหมดในปี 2571 ประกอบการพิจารณาดำเนินโครงการ และให้ศึกษาข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งควรให้ชุมชนมีส่วนร่วมเพื่อให้เกิดการยอมรับก่อนเริ่มการก่อสร้างและพัฒนาโครงการ ส่วนโครงการ [F-3] ราคาก๊าซธรรมชาติที่จุดซื้อขายชายแดนไทย-เมียนมา จะต้องมีราคาที่แข่งขันได้กับการจัดหา LNG ทางฝั่งตะวันออกของประเทศไทยและควรศึกษากฎหมายที่เกี่ยวข้องในประเทศเมียนมาเพื่อไม่ให้เป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาและการดำเนินโครงการในอนาคต
7. การดำเนินการต่อไป ชธ. ร่วมกับ สนพ. กกพ. และ ปตท. จะนำผลการศึกษาโครงการ [F-2] และโครงการ [F-3] และความเห็นที่เกี่ยวข้องไปใช้ประกอบในการปรับปรุงแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas plan) สำหรับโครงการ [F-2] ชธ. อยู่ระหว่างการประสานงานกับหน่วยงานต่างๆ เพื่อขอความชัดเจนเรื่องปริมาณก๊าซธรรมชาติส่วนที่เพิ่มจากแหล่ง MTJDA สำหรับใช้ประกอบการตัดสินใจในการดำเนินโครงการ ในส่วนโครงการ [F-3] ปตท. จะประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องของประเทศเมียนมาอย่างใกล้ชิดเพื่อให้เกิดความชัดเจนโดยเร็ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควตาการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอ ทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) 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 โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมี ซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ-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 หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศ โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ เดือนพฤษภาคม - กรกฎาคม 2560 เพิ่มขึ้นจากเดือนกุมภาพันธ์ – เดือนเมษายน 2560 ที่ 0.0551 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.3815 บาทต่อกิโลกรัมเป็น 13.4366 บาทต่อกิโลกรัม (2) โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก ต้นทุนอ้างอิงราคาตลาดโลกที่สูตรราคา CP โดยต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในเดือนกรกฎาคม 2560 เท่ากับ 355 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ลดลงจากเดือนก่อน 32 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) การนำเข้า ต้นทุนเดือนกรกฎาคม 2560 อยู่ที่ 398.73 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และ (4) บริษัท ปตท. สผ. สยาม จำกัด ต้นทุนเดือนพฤษภาคม - กรกฎาคม 2560 ลดลง 0.10 บาทต่อกิโลกรัม จาก 15.20 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.10 บาทต่อกิโลกรัม สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 355.00 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมิถุนายน 2560 อยู่ที่ 34.1655 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับลดลง 1.4262 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 15.0491 บาทต่อกิโลกรัม (434.6940 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 13.6229 บาทต่อกิโลกรัม (398.7336 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และราคา ณ โรงกลั่นของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคปิโตรเคมีที่อ้างอิงราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก ปรับลดลง 0.4871 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.5436 บาทต่อกิโลกรัม (391.2074 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 13.0565 บาทต่อกิโลกรัม (382.1536 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
3. จากมติ กบง. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบและราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก อัตราแลกเปลี่ยน ส่งผลให้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ/ชดเชย ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุน#1) ณ เดือนกรกฎาคม 2560 เป็นดังนี้ ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ที่ขายภาคปิโตรเคมี ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.3801 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ที่ขายเป็นเชื้อเพลิง ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.1863 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขายภาคปิโตรเคมี ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.9277 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขายเป็นเชื้อเพลิง ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 1.4941 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจาก ปตท. สผ. สยามฯ ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.7892 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจากอัตราเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าวส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมัน#1) มีรายรับ 173 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น เพื่อลดภาระการชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ และเตรียมการในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในอนาคต ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ณ วันที่ 2 กรกฎาคม 2560 อยู่ที่ 6,448 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.49 บาทต่อกิโลกรัม โดยกองทุนน้ำมันฯ ปรับลดการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ ลง 1.4262 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 1.5469 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.1207 บาทต่อกิโลกรัม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือน กรกฎาคม 2560 ดังนี้
(1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 13.4366 บาทต่อกิโลกรัม
(2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 12.1288 บาทต่อกิโลกรัม
(3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 13.6229 บาทต่อกิโลกรัม
(4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.1000 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.1207 บาท
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 16 พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินคืนกองทุนสำหรับก๊าซที่ส่งออกนอกราชอาณาจักร
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 6 กรกฎาคม 2560 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 7 การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เต็มรูปแบบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 กพช. ได้พิจารณาเรื่อง หลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG และได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG facility ประกอบด้วย ผลตอบแทนการลงทุน เงินลงทุนรวม ระยะเวลาโครงการ ค่าใช้จ่ายดำเนินงาน ปริมาณ LPG ค่าเสื่อมราคา และภาษี และได้มอบหมายให้ กบง. พิจารณากำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility ตามหลักเกณฑ์ดังกล่าว และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุน
2. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2559 วันที่ 9 มกราคม 2560 วันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560 และวันที่ 7 มีนาคม 2560 ได้มีมติที่เกี่ยวกับการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ดังนี้ (1) แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ แบ่งเป็นระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่าน เปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันและโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของ ธพ. (2) การกำหนดราคาก๊าซ LPG จากการผลิตและการจัดหา ประกอบด้วย ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) แบ่งเป็นส่วนที่จำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 และส่วนที่ไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และบริษัท ปตท.สผ.สยามฯ ใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนที่แท้จริง (cost plus) ราคา โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติกกำหนดราคาเท่ากับ CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และราคานำเข้าที่ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดราคานำเข้าที่ CP บวกค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (CP+X) (3) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักร ของส่วนผลิต จัดหา ประกอบด้วยที่ผลิตโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และที่ผลิตโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก และในส่วนที่ส่งออกจะกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และที่ผลิตโดยโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติกที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออก (4) มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG โดยกำหนดให้ผู้นำเข้าก๊าซ LPG ต้องรายงานปริมาณและราคาจริงของการนำเข้าก๊าซ LPG ให้ ธพ. รับทราบ และ ปตท. ต้องจำหน่ายก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติให้ผู้ค้าทุกรายที่ต้องการซื้อ ในช่วงเวลาก่อนการเปิดบริการคลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ให้บุคคลที่สามสามารถใช้คลังได้ (Third Party Access: TPA) สามารถเพิ่มอัตราการสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมายตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยพิจารณาจากความมั่นคงและไม่ก่อให้เกิดภาระเกินสมควรต่อผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 นอกจากนี้ การสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน หรือ Prompt Cargo ผู้นำเข้ามีสิทธิ์ได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันฯ ตามต้นทุนจริง
3. ความพร้อมในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ได้แก่ (1) สถานการณ์การผลิต การจัดหา และการใช้ก๊าซ LPG ภายหลังจากการเปิดเสรีการนำเข้าเมื่อวันที่ 10 มกราคม 2560 ในช่วงเดือนมกราคมถึงพฤษภาคม 2560 พบว่ามีส่วนขาดก๊าซ LPG สำหรับใช้ในประเทศอยู่ประมาณเดือนละ 28,716 - 39,520 ตัน ยกเว้นเดือนกุมภาพันธ์ผลิตได้สูงกว่าความต้องการใช้ 12,066 ตัน เนื่องจากความต้องการใช้ในภาคปิโตรเคมีลดลง ปริมาณส่วนขาดนี้ทดแทนด้วยการนำเข้าโดย ปตท. และสยามแก๊ส ส่วนยูนิคแก๊สนำเข้ามาเพื่อการส่งออกเท่านั้น สำหรับแผนในช่วงเดือนมิถุนายนถึงธันวาคม 2560 ปริมาณการผลิตภายในประเทศไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ทุกเดือน โดยในเดือนธันวาคมขาดก๊าซ LPG ภายในประเทศประมาณ 25,694 ตัน ชดเชยด้วยการนำเข้าทดแทนส่วนที่ขาด สำหรับปริมาณการส่งออกเพิ่มสูงขึ้นจาก 26,850 ตัน ในเดือนมิถุนายนเป็น 35,900 ตัน ในเดือนธันวาคม และในเดือนกรกฎาคม ปตท. มีแผนจะนำเข้า 66,000 ตัน เป็นการนำเข้ามาเพื่อการส่งออกทดแทนการส่งออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติปริมาณ 59,000 ตัน (2) ตลาดก๊าซ LPG มีการแข่งขันสูงขึ้น โดยมีผู้ค้าน้ำมันรายใหม่ 1 รายคือ บริษัท มิตซูบิชิ (ประเทศไทย) จำกัด เพื่อนำเข้าก๊าซ LPG มาจำหน่ายในประเทศ มีปริมาณการค้าก๊าซ LPG 10 ล้านตันต่อปี และมีเรือขนส่งก๊าซ LPG ขนาดบรรทุกกว่า 40,000 ตัน จำนวนมากกว่า 20 ลำ จากการนำเข้าก๊าซ LPG ที่เพิ่มสูงขึ้น ส่งผลให้ในภาพรวมมีปริมาณจัดหาสูงกว่าความต้องการใช้ ตลาดเริ่มมีการแข่งขันด้านราคามากขึ้น และ (3) แผนการก่อสร้างโครงสร้างพื้นฐาน (คลังเก็บและจ่ายก๊าซบนบก และท่าเทียบเรือนำเข้า) โดยบริษัท สยามแก๊ส แอนด์ ปิโตรเคมีคัลส์ จำกัด (มหาชน) ผู้นำเข้าที่ได้รับอนุญาตให้ใช้คลังลอยน้ำเป็นการชั่วคราวระหว่างก่อสร้างคลังนำเข้า ได้แจ้งแผนการก่อสร้างต่อ ธพ. โดยจะสร้างถังเก็บและจ่ายก๊าซ ขนาด 3,000 ตัน จำนวน 15 ใบ ความจุรวม 45,000 ตัน ปัจจุบันอยู่ระหว่างการเจรจาขอซื้อที่ดิน (4) การดำเนินการเพื่อป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG ประกอบด้วย การยกร่างประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดเงื่อนไขการนำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลวของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 พ.ศ. .... เพื่อรองรับแนวทางและวิธีการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG โดยให้อธิบดี ธพ. โดยความเห็นชอบของ กบง. มีอำนาจสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 นำเข้าก๊าซ LPG เป็นกรณีฉุกเฉิน เมื่อเกิดภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG และกระทบต่อความมั่นคงของประเทศ ให้ผู้ค้าฯ ที่นำเข้าก๊าซ LPG เพื่อจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงทำสัญญายินยอมชดใช้ค่าเสียหาย กรณีไม่นำเข้าตามแผน รวมถึงการกำหนดมาตรการรองรับความเสียหายอันเกิดจากการชดเชยราคาส่วนต่างจากการนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน และการออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดชนิดและอัตรา หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการคำนวณปริมาณสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 ลงวันที่ 20 มิถุนายน 2560 เพื่อปรับเพิ่มการสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมาย โดยกำหนดระยะเวลาการบังคับใช้เป็น 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1 (วันที่ 1 มกราคม 2561 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563) ให้คงอัตราสำรองก๊าซ LPG ไว้ที่ร้อยละ 1 และอัตราสำรองก๊าซธรรมชาติที่ผลิตก๊าซ LPG ร้อยละ 0.5 โดยยกเลิกข้อผ่อนปรนที่ให้เก็บสำรองในแต่ละวันได้ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 70 เป็นต้องเก็บไม่ต่ำกว่าร้อยละ 100 ของปริมาณสำรองทุกวัน ประเทศจะมีปริมาณก๊าซ LPG ที่เพียงพอใช้ 5 วันตลอดเวลา และระยะที่ 2 (ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564) ปรับเพิ่มอัตราสำรองจากร้อยละ 1.5 เป็นร้อยละ 2.5 โดยมีปริมาณสำรองเพียงพอใช้ได้ 9 วัน เมื่อพิจารณาจากระยะเวลาการจัดหาจากประเทศจีนและญี่ปุ่น (ระยะเวลาการจัดหาจากประเทศจีนใช้เวลา 5 - 7 วัน และประเทศญี่ปุ่นใช้เวลา 9 วัน)
4. ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้ตั้งข้อสังเกตต่อร่างประกาศกระทรวงฯ 2 ประเด็น คือ การกำหนดเงื่อนไขให้ทำสัญญายินยอมชดใช้ค่าเสียหาย สามารถกระทำได้หรือไม่ อาศัยกฎหมายใด และสัญญาจะมีผลใช้บังคับหรือไม่ ซึ่ง ธพ. มีความเห็นว่า ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 มาตรา 6 และมาตรา 8 รัฐมนตรีมีอำนาจกำหนดเงื่อนไขเกี่ยวกับการดำเนินการค้าใดๆ ตามที่เห็นสมควร เพื่อให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ปฏิบัติตาม ในกรณีมีเหตุจำเป็นเพื่อการป้องกันและแก้ไขการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และเงื่อนไขที่รัฐมนตรีสามารถกำหนดได้นั้น มีหลายลักษณะ โดยเป็นมาตรการเท่าที่จำเป็นเพื่อให้บรรลุวัตถุประสงค์ของประกาศฯ และไม่สร้างภาระให้ผู้ที่ต้องปฏิบัติตามเกินสมควร นอกจากนี้ สัญญายินยอมชดใช้ค่าเสียหายในร่างประกาศฯ เป็นสัญญาทางปกครอง และเป็นสัญญาที่มีข้อกำหนดซึ่งมีลักษณะพิเศษที่แสดงถึงเอกสิทธิ์ของรัฐเพื่อให้การจัดให้มีก๊าซ LPG แก่ประชาชนเป็นไปอย่างเพียงพอตามภารกิจของกระทรวงพลังงาน สัญญาจึงมีผลใช้บังคับ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการนำเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานลงนามในร่างประกาศกระทรวงฯ
5. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ใน ปี 2559 ราคา CP อยู่ในช่วงระหว่าง 287 – 410 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยราคาได้ปรับเพิ่มขึ้นในช่วงเดือนมกราคมถึงเมษายน 2560 เนื่องจากเข้าสู่ฤดูหนาว โดยมีราคาระหว่าง 460 – 555 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และในเดือนพฤษภาคมและมิถุนายน 2560 ราคา CP ได้ปรับลดลงมาอยู่ที่ 388 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติอยู่ในช่วงระหว่าง 374 – 437 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน มีแนวโน้มลดลง โดยในช่วงเดือนมกราคมถึงเมษายน 2560 อยู่ระหว่าง 369 – 382 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และในเดือนพฤษภาคมและมิถุนายน 2560 ปรับเพิ่มมาอยู่ที่ 388 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และราคานำเข้าก๊าซ LPG อยู่ในช่วงระหว่าง 372 - 495 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคา CP ในช่วงเดือนมกราคมถึงเมษายน 2560 อยู่ที่ 504 – 604 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และในเดือนพฤษภาคมและมิถุนายน 2560 ลดลงมาอยู่ที่ 435 – 436 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
6. แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้นำเสนอแนวทางการดำเนินการซึ่งประกอบด้วย (1) ยกเลิกการกำหนดราคา ณ แหล่งผลิตก๊าซ LPG ภายในประเทศ (ราคาซื้อตั้งต้น) โรงแยก ก๊าซธรรมชาติ ปตท.สผ.สยาม โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก รวมทั้งนำเข้า (2) สนพ. จะประกาศราคาอ้างอิงสำหรับเป็นข้อมูลในการกำกับดูแลราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศเท่านั้น (3) ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของการผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท.สผ. สยาม รวมทั้งโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก (ยกเลิกกองทุน#1) (4) ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ (5) ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกองทุนน้ำมันฯ เพื่อวัตถุประสงค์รักษาเสถียรภาพราคาเท่านั้น (6) มอบให้ สนพ. ธพ. และกรมการค้าภายในศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ที่เหมาะสมและบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีก ก๊าซ LPG ระหว่างกรุงเทพฯ และส่วนภูมิภาค และ (7) สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้า LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ เช่น อาจมีการเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ หากราคา CP+X สูงกว่าต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเกิน 50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน หรือกองทุนฯจะจ่ายชดเชยกรณีราคา CP+X ต่ำกว่าต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเกิน 50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เป็นตั้น ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามความเห็นชอบของ กบง.
7. ในส่วนคลังก๊าซ ปตท. จังหวัดชลบุรี ปตท.จะดำเนินธุรกิจโครงการ LIFE (LPG Integrated Facility Enhancement Project (LIFE Project)) ในเชิงพาณิชย์เมื่อมีการเปิดเสรีเต็มรูปแบบตามข้อ 6 โดย ปตท. จะต้องนำเสนอคณะกรรมการ ปตท. เพื่อขอความเห็นชอบการดำเนินการ ก่อนที่ สนพ. จะนำเสนอ กพช. เพื่อยกเลิกการกำหนดอัตราผลตอบแทนและวิธีจ่ายผลตอบแทนการลงทุนโครงการ LIFE ตามที่ กพช. มีมติเห็นชอบไว้เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 และ ปตท. จะกำหนดกติกาที่ทำให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสามารถเข้ามาใช้บริการคลังนำเข้าก๊าซ LPG ของ ปตท. ที่เขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี บนหลักการที่ผู้ค้าก๊าซ LPG ทุกรายมีสิทธิใช้อย่างเป็นธรรมและเท่าเทียมกันและให้มีการเจรจาอัตราค่าบริการเป็นเชิงพาณิชย์ จนกว่าจะมีผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสร้าง/ขยายคลังก๊าซ LPG นำเข้าขนาดใหญ่ แล้วเสร็จ โดยกติกาการใช้คลังจะเผยแพร่ให้สาธารณชนทราบด้วย ในส่วนการจำหน่าย LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท. เมื่อการผลิตก๊าซ LPG จากโรงแยก ก๊าซธรรมชาติลดลงอันเป็นผลมาจากปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยลดลง ปตท. จะให้ความสำคัญกับการจำหน่ายก๊าซ LPG ในภาคเชื้อเพลิงเป็นลำดับแรกและจะไม่ทำการต่ออายุสัญญาซื้อ-ขายวัตถุดิบปิโตรเคมีเดิม (ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559) ที่จะทยอยหมดอายุลง โดยจะจำหน่ายเฉพาะเท่าที่สัญญาซื้อ-ขายยังคงมีผลบังคับอยู่ และ เพื่อส่งเสริมให้มีการจำหน่ายก๊าซ LPG ภายในประเทศเป็นลำดับแรก การส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาตต่อ ธพ. และการส่งออก LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้านั้นได้มีการแจ้งแผนให้ ธพ. ทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ โดยจะเริ่มให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 เป็นต้นไป ดังนี้
1.1 ยกเลิกการกำหนดราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก รวมทั้งการนำเข้า
1.2 ยกเลิกการกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะประกาศราคาอ้างอิงสำหรับเป็นข้อมูลในการกำกับดูแลราคาขายปลีก LPG ในประเทศเท่านั้น
1.3 ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนการผลิตจาก โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท.สผ.สยาม รวมทั้ง โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก (ยกเลิกกองทุน#1)
1.4 ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ
1.5 ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพราคา
1.6 มอบหมายให้ สนพ. กรมธุรกิจพลังงาน และกรมการค้าภายในศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ที่เหมาะสมและบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ระหว่างกรุงเทพมหานครและส่วนภูมิภาค
1.7 สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยก ก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ
1.8 คลังก๊าซ ปตท. LPG Facility (LPG Integrated Facility Enhancement : LIFE ) จังหวัดชลบุรี ปตท.จะดำเนินธุรกิจโครงการ LIFE ในเชิงพาณิชย์เมื่อมีการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ โดย ปตท. จะมีการกำหนดกติกาให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสามารถเข้ามาใช้บริการคลังนำเข้าก๊าซ LPG ของ ปตท. ที่เขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี บนหลักการที่ผู้ค้าก๊าซ LPG ทุกรายมีสิทธิใช้อย่างเป็นธรรมและเท่าเทียมกันและให้มีการเจรจาอัตราค่าบริการเป็นเชิงพาณิชย์ จนกว่าจะมีผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสร้าง/ขยายคลังก๊าซ LPG นำเข้าขนาดใหญ่ แล้วเสร็จ โดยกติกาการใช้คลังจะเผยแพร่ให้สาธารณชนทราบด้วย
1.9 การจำหน่ายก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท. จะให้ความสำคัญกับการจำหน่ายก๊าซ LPG ในภาคเชื้อเพลิงเป็นลำดับแรกและจะไม่ทำการต่ออายุสัญญาซื้อ-ขายวัตถุดิบปิโตรเคมีเดิม (ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559) ที่จะทยอยหมดอายุลง โดยจะจำหน่ายเฉพาะเท่าที่สัญญาซื้อ-ขายยังคงมีผลบังคับอยู่
1.10 การส่งออกก๊าซ LPG เพื่อส่งเสริมให้มีการจำหน่ายก๊าซ LPG ภายในประเทศเป็นลำดับแรกการส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาตต่อกรมธุรกิจพลังงาน และการส่งออกก๊าซ LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้าได้มีการแจ้งแผนให้กรมธุรกิจพลังงานทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export)
2. เห็นชอบมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง กำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility (LPG Integrated Facility Enhancement : LIFE ) และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนโดยให้ ปตท. ดำเนินโครงการนี้เป็นเชิงพาณิชย์แทน
3. เห็นชอบแนวทางการดำเนินโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ดังนี้
3.1 ให้กรมบัญชีกลางเป็นผู้ดำเนินการภายใต้นโยบายบัตรสวัสดิการ และใช้เงินกองทุน ประชารัฐแทนระบบปัจจุบันทั้งหมด
3.2 การให้สวัสดิการรวมเข้าไปในส่วนของค่าไฟฟ้า ลักษณะเป็นการช่วยเหลือค่าครองชีพเพิ่มขึ้น เนื่องจากเป็นการช่วยเหลือด้านพลังงานเหมือนกัน
3.3 ใช้ฐานข้อมูลของกรมบัญชีกลาง จากผู้มาลงทะเบียนรับสิทธิสวัสดิการ
3.4 เตรียมนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณายกเลิกการช่วยเหลือในส่วนของร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร เนื่องจากเป็นการช่วยเหลือค่าครองชีพของประชาชนโดยทั่วไป โดยให้ผู้ค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ยังสามารถได้รับสิทธิตามเงื่อนไขของนโยบายบัตรสวัสดิการ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยมีรายละเอียดที่เกี่ยวข้องกับโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ดังนี้ (1) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก (2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก จาก CP-20 เป็น CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ทั้งนี้ สนพ. ได้ออกประกาศ กบง. ฉบับที่ 14 พ.ศ. 2560 ตามมติดังกล่าว ต่อมาบริษัท พีทีที โกลบอล เคมิคอล จำกัด (มหาชน) (บริษัท PTTGC) ได้มีหนังสือสอบถามเกี่ยวกับการนำส่งเงินกองทุนและขอรับเงินชดเชยกรณีผลิตก๊าซ LPG จากโรงโอเลฟินส์ เนื่องจากโรงโอเลฟินส์ สาขา 3 โรงโอเลฟินส์ ไอ-สี่ หยุดซ่อมบำรุงตามแผนประจำปี ตั้งแต่วันที่ 24 พฤษภาคม 2560 ถึงวันที่ 7 กรกฎาคม 2560 เป็นระยะเวลา 45 วัน บริษัท PTTGC จึงได้นำบิวทาไดอีนเหลว (เดิมจัดส่งเป็นวัตถุดิบให้โรงโอเลฟินส์ สาขา 3 โรงโอเลฟินส์ ไอ-สี่) มาผลิตเป็นก๊าซ LPG ประมาณ 5,000 ตัน ในเดือนมิถุนายนและกรกฎาคม 2560 เพื่อจำหน่ายให้แก่ลูกค้าเป็นครั้งแรก (ในอดีตหากมีการหยุดซ่อมบำรุงตามแผนงาน จะนำบิวทาไดอีนเหลวไปเผาที่หอเผา) ทั้งนี้ บริษัท PTTGC ขอสอบถามความชัดเจนว่า กรณีที่บริษัท PTTGC นำก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงงานอุตสาหกรรมปิโตรเคมีประเภทโรงโอเลฟินส์ และนำไปจำหน่ายแก่ภาคเชื้อเพลิงในประเทศและลูกค้าเพื่อนำใช้เป็นวัตถุดิบในโรงงานอุตสาหกรรมปิโตรเคมี เข้าข่ายที่จะต้องนำส่งเงินกองทุนน้ำมันฯ ตามข้อ 3 และได้รับเงินชดเชยตามข้อ 5 ในประกาศ กบง. ฉบับที่ 14 พ.ศ. 2560 หรือไม่ ซึ่งหากต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ และได้รับเงินชดเชยจะต้องนำส่งและได้รับอัตราใดของประกาศ กบง. ซึ่งบริษัท PTTGC ยินดีที่จะส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไปก่อนตาม ข้อ 3(2) ประกาศ กบง. ฉบับที่ 14 พ.ศ. 2560 รวมทั้ง บริษัท PTTGC ขอสงวนสิทธิ์ในการขอคืนเงินจากกองทุนน้ำมันฯ หากทราบความชัดเจนว่าไม่ต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ
2. แนวทางการแก้ไขปัญหา มีดังนี้ (1) ก๊าซ LPG ที่บริษัท PTTGC นำไปจำหน่ายให้แก่ลูกค้า เป็นไปตามประกาศ กบง. ฉบับที่ 14 พ.ศ. 2560 ข้อ 1 ซึ่ง ก๊าซ หมายความถึง ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ก๊าซโปรเปน และก๊าซบิวเทน (2) ประกาศ กบง. ฉบับที่ 14 พ.ศ. 2560 ข้อ 3 กำหนดเฉพาะโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติกไม่รวมถึงโรงโอเลฟินส์ ซึ่งโรงโอเลฟินส์เป็นโรงอุตสาหกรรมเคมีปิโตรเลียมและสารละลายประเภทหนึ่งที่สามารถผลิตก๊าซ LPG ได้เช่นเดียวกับโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก และ (3) เพื่อไม่ให้เกิดความได้เปรียบเสียเปรียบในการส่งเงินเข้าหรือการขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นสมควรกำหนดให้โรงโอเลฟินส์ มีหน้าที่นำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ หรือขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ เช่นเดียวกับโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก โดยกำหนดหลักเกณฑ์ ดังนี้ (1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงโอเลฟินส์ เท่ากับ CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และ (2) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรืออัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงโอเลฟินส์ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และโรงโอเลฟินส์ อย่างไรก็ตาม ในเบื้องต้นได้รับการประสานด้วยวาจากับกรมสรรพสามิต หากจะให้มีความชัดเจนมากยิ่งขึ้น กบง. สามารถที่จะพิจารณากำหนดให้บริษัท PTTGC นำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้ภายในเมื่อไร โดยกรมสรรพสามิต เห็นว่าสามารถนำส่งเงินกองทุนน้ำมันฯ ย้อนหลังได้ 10 วัน นับตั้งแต่บริษัท PTTGC รับทราบมติจาก กบง. ว่ามีหน้าที่ต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงโอเลฟินส์ เท่ากับ CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรืออัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงโอเลฟินส์ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และโรงโอเลฟินส์
3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักร จากโรงโอเลฟินส์ โดยให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 6 กรกฎาคม ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2560
4. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน หารือประเด็นปัญหาข้อกฎหมายไปยังสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา เกี่ยวกับการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรจากโรงโอเลฟินส์ โดยให้มีผลย้อนหลังไปตั้งแต่วันที่ 15 มิถุนายน 2560 ถึงวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 อันมีผลทำให้โรงโอเลฟินส์มีหน้าที่ส่งเงินเข้ากองทุนและมีสิทธิได้รับเงินชดเชยในช่วงระยะเวลาดังกล่าวได้หรือไม่
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 1 กันยายน 2558 ได้มีมติเห็นชอบให้การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ดำเนินโครงการตามแผนงานเปลี่ยนระบบสายไฟฟ้าอากาศเป็นสายไฟฟ้าใต้ดินเพื่อรองรับการเป็นมหานครแห่งอาเซียน จำนวน 39 เส้นทาง ระยะทาง 127.3 กิโลเมตร กรอบวงเงินลงทุน 48,717.2 ล้านบาท ระยะเวลาดำเนินการ 10 ปี (ปี 2559-2568) ต่อมานายกรัฐมนตรีได้มีนโยบายเร่งรัดให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายใน 5 ปี และให้กระทรวงมหาดไทย เป็นหน่วยงานหลักในการบูรณาการแผนพัฒนาสาธารณูปโภคในภาพรวม และได้แต่งตั้ง คณะกรรมการอำนวยการโครงการเปลี่ยนระบบสายไฟฟ้าอากาศเป็นสายไฟฟ้าใต้ดินเพื่อรองรับการเป็นมหานครแห่งอาเซียน (คณะกรรมการอำนวยการฯ) โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย เป็นประธานฯ เพื่อทำหน้าที่กำหนดนโยบาย แนวทาง และจัดลำดับความสำคัญของพื้นที่ที่จะดำเนินโครงการ อำนวยการและประสานการดำเนินโครงการให้เป็นไปด้วยความเรียบร้อย รวมทั้งเสนอแนวทางแก้ไขปัญหา และรายงานต่อคณะรัฐมนตรีทราบ
2. เมื่อวันที่ 9 มิถุนายน 2560 กฟน. ได้รายงานความก้าวหน้าการดำเนินการตามมติคณะกรรมการอำนวยการฯ ต่อปลัดกระทรวงพลังงาน ในฐานะคณะกรรมการอำนวยการฯ เพื่อทราบ และฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญและผลการดำเนินงานโครงการฯ เพื่อให้ กบง. รับทราบโครงการพัฒนาและปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้าที่รัฐบาลให้ความสำคัญ โดยมีขอบเขตการดำเนินโครงการ แบ่งเป็น (1) โครงการฯ เดิม ระยะเวลา 10 ปี แบ่งพื้นที่ตามความเห็นของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เป็น 3 กลุ่มพื้นที่ คือ พื้นที่เมืองชั้นในและศูนย์กลางเศรษฐกิจของกรุงเทพฯ พื้นที่เชื่อมโยงระบบส่งระหว่างสถานีไฟฟ้าต้นทาง เพื่อสนับสนุนพื้นที่พื้นที่เมืองชั้นในและศูนย์กลางเศรษฐกิจ และพื้นที่ร่วมกับหน่วยงานสาธารณูปโภคอื่น จำนวนรวม 39 เส้นทาง ระยะทางรวม 127.3 กิโลเมตร (2) กรณีเร่งรัดโครงการ ระยะเวลา 5 ปี แบ่งตามความสอดคล้องกับแผนงานหน่วยงานสาธารณูปโภคและ กฟน. ความพร้อมทางกายภาพของพื้นที่ และความเสี่ยงการปฏิบัติงาน เป็น 8 กลุ่มโครงการ ได้แก่ โครงการสามเสน-รอบพระตำหนักจิตรดารโหฐาน โครงการวงเวียนใหญ่-อรุณอัมรินทร์ โครงการลาดพร้าว-เทพารักษ์ โครงการติวานนท์-แจ้งวัฒนะ โครงการพหลโยธิน-สุขุมวิท โครงการรามคำแหง-เพชรบุรี โครงการเขตพื้นที่เมืองชั้นใน และโครงการจรัญสนิทวงศ์-ประชาราษฎร์สาย 2 จำนวนรวม 39 เส้นทาง ระยะทางรวม 127.3 กิโลเมตร
3. ความก้าวหน้าการดำเนินโครงการฯ ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ (1) ในพื้นที่จังหวัดนนทบุรี และจังหวัดสมุทรปราการ มีการแต่งตั้งคณะทำงานแยกตามจังหวัด โดยมีผู้ว่าราชการจังหวัดเป็นประธานฯ เพื่อปรับแผนงานให้สอดคล้องกับแผนงานของ กฟน. โดยจังหวัดนนทบุรีได้แต่งตั้งคณะทำงานเพื่อหาแนวทางบริหารจัดการพื้นที่บริเวณก่อสร้างโครงการรถไฟฟ้าสายสีชมพู ช่วงแคราย – มีนบุรี ที่ได้รับผลกระทบให้เป็นไปด้วยความเรียบร้อย และจังหวัดสมุทรปราการ ได้ปรับหรือชะลอการดำเนินการแผนงานในระดับท้องถิ่นและระดับจังหวัดที่เกี่ยวข้องให้สอดคล้องกับแผนของ กฟน. (2) กรุงเทพมหานคร เป็นเจ้าภาพจัดประชุมหารือร่วมกับทุกหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อบูรณาการแผนงานของทุกหน่วยงานกับแผนงานของ กฟน. เพื่อใช้จัดสรรงบประมาณ โดยใช้แผนงานของ กฟน. เป็นหลัก (3) สำนักงานคณะกรรมการกิจการกระจายเสียง กิจการโทรทัศน์และกิจการโทรคมนาคมแห่งชาติ (กสทช.) เป็นผู้ประสานงานกับผู้ประกอบการในการพิจารณาการเช่าท่อสายสื่อสารในพื้นที่โครงการฯ เพื่อให้มีการนำสายสื่อสารลงดินและรื้อถอนเสาไฟฟ้าให้แล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2560
4. กฟน. ร่วมกับ กสทช. บริษัท ทีโอที จำกัด (มหาชน) บริษัท กสท โทรคมนาคม จำกัด (มหาชน) ติดตามแผนการนำสายสื่อสารลงดินในพื้นที่โครงการฯ โดยแบ่งเป็น 3 ส่วนงาน ดังนี้ (1) โครงการก่อนมหานครแห่งอาเซียน ระยะทาง 41.9 กิโลเมตร มีกำหนดการรื้อถอนสายสื่อสารภายในกันยายน 2560 รื้อถอนเสาไฟฟ้าภายในธันวาคม 2560 ปัจจุบันดำเนินการได้ตามแผน (2) โครงการก่อนมหานครแห่งอาเซียน จำนวน 6 โครงการ ระยะทางรวม 45.4 กิโลเมตร มีกำหนดรื้อถอนสายสื่อสารตั้งแต่เดือนเมษายน 2560 ถึงธันวาคม 2564 ปัจจุบันอยู่ระหว่างดำเนินการและเป็นไปตามแผน และ (3) โครงการมหานครแห่งอาเซียน ระยะทางรวม 127.3 กิโลเมตร แบ่งเป็น โครงการรอบพระตำหนักจิตรลดารโหฐาน อยู่ระหว่างก่อสร้างท่อหลัก โครงการตามแนวรถไฟฟ้าสายสีน้ำเงินและโครงการตามแนวรถไฟฟ้าสายสีเขียว อยู่ระหว่างออกแบบ และโครงการอื่น ที่เหลืออยู่ระหว่างหาที่ปรึกษาออกแบบ โดยภาพรวมการดำเนินงานเป็นไปตามแผนงาน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ