มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 10/2560 (ครั้งที่ 43)
เมื่อวันอังคารที่ 5 กันยายน 2560 เวลา 14.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
2. รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558-2579 (EEP 2015) ไตรมาสที่ 2 ปี 2560
3. รายงานผลการศึกษาวิเคราะห์โครงการนำร่องการส่งเสริมการติดตั้งโซล่าร์รูฟอย่างเสรี
5. แนวทางการปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุนและแผนการบริหารจัดการคุณภาพ NGV ในระยะยาว
6. การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
8. มาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นางเอมอร ชีพสุมล)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบช่วงเดือนสิงหาคม 2560 มีความผันผวนอยู่ในระดับ 50 – 53 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เนื่องจากกลุ่มโอเปคปรับลดปริมาณการผลิตน้ำมันดิบลง ประเทศสหรัฐฯ ประสบภัยธรรมชาติทำให้ปริมาณการการผลิตน้ำมันดิบลดลง รวมทั้งในเดือนกันยายน 2560 จะมีการประชุมของกลุ่มโอเปคซึ่งอาจจะมีการควบคุมหรือปรับลดปริมาณการผลิตอีกครั้ง นอกจากนี้ยังมีเหตุความไม่สงบในประเทศเวเนซุเอลาทำให้ต้องหยุดกระบวนการผลิตน้ำมันดิบ แต่ทั้งนี้ในเดือนกันยายน – เดือนตุลาคม 2560 จะเป็นช่วงปิดซ่อมบำรุงโรงกลั่นทั่วโลกทำให้ความต้องการน้ำมันดิบของโรงกลั่นลดลง จึงคาดการณ์ว่าราคาน้ำมันดิบจะยังทรงตัวอยู่ที่ประมาณ 50 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนกันยายน 2560 ยังมีแนวโน้มที่จะปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยราคา CP (Contract Price) อยู่ที่ 490 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากภัยธรรมชาติในประเทศสหรัฐฯ ส่งผลกระทบต่อท่าส่งออกก๊าซ LPG และในช่วงเดือนสิงหาคม 2560 ประเทศจีนผลิตก๊าซ LPG ลดลงจึงต้องมีการนำเข้าให้เพียงพอกับความต้องการ รวมทั้งหลายประเทศเริ่มเข้าสู่ฤดูหนาวทำให้ทิศทางความต้องการก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น และจากการที่ประเทศสหรัฐฯ ประสบภัยธรรมชาติจึงไม่สามารถผลิตน้ำมันเบนซินได้ทำให้ความต้องการก๊าซบิวเทนเพิ่มขึ้นเพื่อนำไปใช้ทดแทน ภาคปิโตรเคมีของทวีปเอเชียมีความเติบโตค่อนข้างสูงทำให้ความต้องการก๊าซโพเพนมีจำนวนเพิ่มขึ้น (3) ราคาถ่านหินมีทิศทางปรับตัวลดลง เนื่องจากปัญหาด้านเทคนิคในการผลิตถ่านหินของประเทศออสเตรเลียเริ่มคลี่คลายลง และโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ของประเทศอินเดียและเกาหลีใต้เริ่มเปิดดำเนินการทำให้ความต้องการถ่านหินเพื่อใช้ผลิตไฟฟ้าลดลง และ (4) ราคาก๊าซ LNG ในเดือนสิงหาคม 2560 ราคาปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยเฉลี่ยอยู่ที่ 6.10 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เนื่องจากประเทศออสเตรเลียหยุดการผลิตจำนวน 8 – 9 ล้านตัน และความต้องการของประเทศจีนและเกาหลีใต้เพิ่มขึ้นเนื่องจากประสบสภาพอากาศร้อน ประเทศนอร์เวย์ปรับลดกำลังการผลิตลง รวมทั้งการเตรียมความพร้อมของหลายประเทศที่จะเข้าสู่ฤดูหนาวทำให้เริ่มมีการสำรองก๊าซ LNG โดยในเดือนตุลาคมคาดว่าราคาก๊าซ LNG อาจจะปรับตัวสูงขึ้นอีก
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
ความคืบหน้าการดำเนินการตามแผน EEP 2015 ไตรมาสที่ 2 ปี 2560 สรุปได้ดังนี้ จากเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานจากทุกมาตรการในปี 2560 กำหนดไว้ที่ 1,270 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) แบ่งเป็นเป้าหมายที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่ง จำนวน 703 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และคิดเป็นเป้าหมายเฉพาะมาตรการในภาคขนส่ง เช่น การใช้มาตรการกำหนดภาษีสรรพสามิตเพื่อส่งเสริมรถประหยัดพลังงาน การติดฉลาก ECO Sticker สำหรับรถยนต์ เป็นต้น ซึ่งมีเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานปี พ.ศ. 2560 อยู่ที่ 567 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ โดยในปี 2560 ในส่วนของมาตรการที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่ง (การจัดการโรงงานและอาคารควบคุม การใช้เกณฑ์มาตรฐานอาคาร การใช้เกณฑ์มาตรฐานและติดฉลากอุปกรณ์ การสนับสนุนด้านการเงิน และการส่งเสริมการใช้หลอด LED) มีเป้าหมายผลประหยัดตามแผนและผลประหยัดที่คาดว่าจะได้รับอยู่ที่ 703 และ 789 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ตามลำดับ และหากรวมมาตรการในภาคขนส่ง จะมีเป้าหมายผลประหยัดตามแผนและผลประหยัดที่คาดว่าจะได้รับอยู่ที่ 1,270 และ 1,305 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ตามลำดับ โดยความคืบหน้าในภาคขนส่ง ในช่วงเดือนมกราคม – กรกฎาคม 2560 มีการติดฉลากแสดงประสิทธิภาพยานยนต์ (Eco-sticker) คิดเป็นผลประหยัด 23.20 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ แต่ทั้งนี้ คณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งได้มอบหมายให้ พพ. ดำเนินการทบทวนมาตรการด้านขนส่งให้มีความเหมาะสมมากยิ่งขึ้น ซึ่งปัจจุบัน พพ. อยู่ระหว่างการดำเนินงาน โดยผลประหยัด ณ สิ้นเดือนกรกฎาคม 2560 รวมภาคขนส่งอยู่ที่ 292.45 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และสิ้นปีคาดว่าจะอยู่ที่ประมาณ 800 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานผลการศึกษาวิเคราะห์โครงการนำร่องการส่งเสริมการติดตั้งโซล่าร์รูฟอย่างเสรี
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2558 สภาปฏิรูปแห่งชาติ (สปช.) ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอโครงการปฏิรูปเร็ว (Quick win) เรื่อง โครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี เมื่อวันที่ 7 พฤษภาคม 2558 ที่ประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบหลักการการดำเนินโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี และเมื่อวันที่ 5 มกราคม 2559 กบง. ได้มีมติรับทราบแนวทางดำเนินงานโครงการนำร่อง (Pilot Project) การส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี โดยหลักการสำคัญ คือ การผลิตไฟฟ้าใช้เองเท่านั้น โดยให้ พพ. จัดตั้งคณะทำงานกำหนดแนวทางและประสานงาน กำกับติดตามโครงการนำร่องการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี (ระบบผลิตไฟฟ้าด้วยแสงอาทิตย์สำหรับบ้านและอาคาร) ต่อมาเมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2559 กบง. ได้รับทราบการจัดตั้งคณะทำงานฯ และรับทราบหลักเกณฑ์และแนวทางการดำเนินโครงการนำร่องฯ ซึ่งหลังจากคณะทำงานฯ ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการฯ แล้ว ได้นำส่งให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาออกระเบียบและออกประกาศ รวมทั้ง พพ. ได้จัดจ้างจุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ดำเนินการศึกษาวิเคราะห์ ติดตาม และประเมินผลการดำเนินโครงการนำร่องฯ ต่อมาเมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2559 กกพ. ได้ออกประกาศการเข้าร่วมโครงการนำร่องฯ โดยกำหนดปริมาณรวม 100 เมกะวัตต์ ในพื้นที่ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และกำหนดให้ระบบโซลาร์รูฟต้องเชื่อมต่อเข้าระบบจำหน่ายของ กฟน. และ กฟภ. ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 31 มกราคม 2560 ซึ่งเมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560 กบง. รับทราบการขอขยายระยะเวลาเชื่อมต่อโครงข่ายไฟฟ้าจากวันที่ 31 มกราคม 2560 เป็นวันที่ 31 มีนาคม 2560 โดย สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ออกประกาศขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อ ต่อมาเมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2560 และเมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2560 กบง. ได้รับทราบแนวทางการดำเนินโครงการในประเด็นการขอขยายระยะเวลาเชื่อมต่อโครงข่ายไฟฟ้าจากวันที่ 31 มีนาคม 2560 เป็นวันที่ 30 มิถุนายน 2560 ของระบบโครงข่ายไฟฟ้าสำหรับโครงการนำร่อง (Pilot Project) โดยขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อระบบเฉพาะผู้ที่ได้รับใบแจ้งยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาต ทั้งนี้ หากสิ้นสุดการขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อระบบฯ ดังกล่าว ให้การไฟฟ้าที่เกี่ยวข้องแจ้งต่อสำนักงาน กกพ. เพื่อยกเลิกใบอนุญาตสำหรับผู้ที่ไม่ได้ดำเนินการ โดย กกพ. ได้ออกประกาศ เรื่อง การขยายระยะเวลาเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า โครงการนำร่อง (Pilot Project) การผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาอย่างเสรี (ครั้งที่ 2) จากกำหนดเดิมเป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2560 ประกาศ ณ วันที่ 22 มิถุนายน 2560 ซึ่งจากการรายงานผลสถานะการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าของ กฟน. และ กฟภ. ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2560 พบว่า มีการเชื่อมต่อแล้วรวมทั้งสิ้น 180 ราย กำลังการผลิตรวม 5.63 เมกะวัตต์ (กฟน. 153 ราย กำลังการผลิต 3.93 เมกะวัตต์ และ กฟภ. 27 ราย 1.70 เมกะวัตต์) ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2560 จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ได้นำเสนอผลการวิเคราะห์ทางเทคนิค เรื่อง ผลกระทบต่อ Peak Load ข้อเสนอแนะด้านนโยบาย ปัญหาอุปสรรค เป็นต้น ต่อคณะทำงานฯ ซึ่งคณะทำงานฯ เห็นควรรายงานผลการศึกษาวิเคราห์โครงการนำร่องการส่งเสริมติดตั้งโซล่าร์รูฟเสรีต่อ กบง. เพื่อทราบต่อไป
2. จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ในฐานะผู้ได้รับการสนับสนุนในการติดตามศึกษาวิเคราะห์ ได้รายงานผลการศึกษาวิเคราะห์โครงการนำร่องการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟเสรี ในมุมมองการจัดทำนโยบายในประเด็นเกี่ยวกับมาตรการสนับสนุน มาตรการเสริม และข้อเสนอแนะเชิงนโยบาย ดังนี้ (1) มาตรการสนับสนุนการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินควรเป็น Net Billing ยึดราคาไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ยเป็นหลัก (2.73 บาท ต่อหน่วย) และกรณีราคาสูงกว่าและต่ำกว่าเพื่อหาค่า NPV , PBP และ IRR โดยแบ่งกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้า 4 ประเภท ได้แก่ ประเภทบ้านอยู่อาศัย โดยพิจารณาค่า PV/ Load Ratio จากร้อยละ 20 ถึงร้อยละ 100 ทั้งผู้ใช้ไฟฟ้าอัตราปกติและแบบ TOU คือ ถ้า PV/ Load Ratio ประมาณไม่เกินร้อยละ 40 ราคารับซื้อไม่มีผลต่อค่า PBP และ IRR แต่ถ้า PV/ Load Ratio มากกว่าร้อยละ 40 ราคารับซื้อจะมีผลต่อการเลือกขนาดระบบ เทียบกับโหลด (PV/ Load Ratio) และค่า IRR ประเภทกิจการขนาดเล็ก (อาคารธุรกิจ ≤ 30 กิโลวัตต์) โดยพิจารณาค่า PV/ Load Ratio จากร้อยละ 20 ถึงร้อยละ 100 ทั้งผู้ใช้ไฟฟ้าอัตราปกติและแบบ TOU ประเภทกิจการขนาดกลาง (อาคาร/โรงงาน 30.1-250 กิโลวัตต์) เมื่อพิจารณาค่า PV/Load Ratio จากร้อยละ 14 ถึงร้อยละ 100 พบว่าผู้ติดตั้งจะได้ NPV สูงสุดและคืนทุนเร็วสุด เมื่อติดตั้งขนาดที่เหมาะสม คือ PV/Load Ratio ประมาณไม่เกินร้อยละ 40 โดยที่ระดับราคาซื้อคืนไม่มีผลต่อความน่าสนใจลงทุน และประเภทกิจการขนาดใหญ่ (อาคาร/โรงงาน 250.1-1,000 กิโลวัตต์) เมื่อพิจารณาค่า PV/Load Ratio จากร้อยละ 14 ถึง ร้อยละ 100 พบว่า ผู้ติดตั้งที่ PV/ Load Ratio ประมาณไม่เกินร้อยละ 40 ระดับราคาซื้อคืนไม่มีผลต่อความน่าสนใจลงทุน
3. การกำหนดเป้าหมายปริมาณรายปีและการรับซื้อไฟฟ้าไหลย้อนที่มีผลต่อ Ft ได้เสนอแนวทางการกำหนดเป้าหมายรายปี 3 แนวทาง และเสนอแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าไหลย้อน 3 กลุ่มราคา (สูง กลาง ต่ำ) เพื่อพิจารณาผลกระทบต่อ Ft โดยพิจารณาจากราคาค่าผลิตไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ย peak & off-peak ที่แรงดัน 230 กิโลโวลต์ไม่รวม Ft หรือสูงกว่า หรือต่ำกว่าค่าไฟฟ้าขายส่ง โดยพิจารณาประกอบกับราคาที่ทำให้ IRR = ร้อยละ 10 สำหรับกลุ่มลูกค้าแต่ละประเภท โดยมีรายละเอียดดังนี้ (1) เป้าหมาย 6,000 เมกะวัตต์ในปี 2579 โดยส่งเสริมการติดตั้ง 300 เมกะวัตต์ต่อปี (ระยะเวลา 19 ปี) ถ้าอัตรารับซื้อไฟฟ้าไหลย้อนอยู่ที่ระดับต่ำ – ปานกลางจะทำให้ค่า Ft ติดลบ (ค่าไฟถูกลง) เนื่องจากราคารับซื้อต่ำเมื่อเทียบกับซื้อจาก กฟผ. ทั้งนี้ กลุ่มบ้านมีสัดส่วนไฟฟ้าไหลย้อนมากที่สุด รองลงมาคือธุรกิจขนาดเล็กและอาคาร ส่วนกลุ่มอาคารขนาดใหญ่ไฟย้อนน้อย (2) เป้าหมาย 12,000 เมกะวัตต์ในปี 2579 โดยส่งเสริมการติดตั้ง 600 เมกะวัตต์ต่อปี (ระยะเวลา 19 ปี) ถ้าอัตรารับซื้อไฟฟ้าไหลย้อนอยู่ที่ระดับต่ำ – ปานกลาง จะทำให้ค่า Ft ติดลบ (ค่าไฟถูกลง) แต่เปลี่ยนแปลงเป็นสองเท่าของกรณี 6,000 เมกะวัตต์ และ (3) เป้าหมาย 3,000 เมกะวัตต์ในระยะสั้น 3 ปี (2561 - 2563) โดยส่งเสริมการติดตั้ง 1,000 เมกะวัตต์ต่อปี (ระยะเวลา 3 ปี ถ้าอัตรารับซื้อไฟฟ้าไหลย้อนอยู่ที่ระดับต่ำ – ปานกลาง จะทำให้ค่า Ft ติดลบ (ค่าไฟถูกลง) กรณีรับซื้อไฟฟ้าอัตราสูงสุด ค่า Ft เพิ่ม 0.16 สตางค์ต่อหน่วย รวมทั้ง จุฬาฯ ได้สรุปข้อคิดเห็นและข้อเสนอแนะเชิงนโยบาย ดังนี้ (1) ควรกำหนดเป้าหมายรายปี และเป้าหมายระยะยาวถึงสิ้นแผน AEDP 2015 เพื่อให้สะดวกต่อการวางแผน (2) ควรรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินในอัตราที่เหมาะสม โดยจำแนกอัตราตามกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้า (3) ควรกำหนดระยะเวลาส่งเสริม 3 ปีตามรอบของค่าไฟฟ้าฐาน (รอบถัดไปคือ 2561 - 2563) และควรปรับเปลี่ยนอัตราสำหรับโครงการใหม่ที่จะเข้าระบบทุกๆ 3 ปี (4) การแก้ไขปัญหาอุปสรรค ขั้นตอนพิจารณาล่าช้า กฎระเบียบต่างๆ และ One stop มีความสำคัญเทียบเท่ากับการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกิน และการกำหนดโควตา จำเป็นต้องมีหน่วยงานที่เป็นเจ้าภาพอย่างชัดเจนสำหรับปัญหาอุปสรรคในแต่ละประเด็น และมีเจ้าภาพกลางในการติดตาม (ซึ่งอาจปรับเพิ่มหน้าที่ของคณะทำงานฯ) และ (5) การเก็บข้อมูลของการไฟฟ้า ควรออกแบบระบบเก็บข้อมูลที่ควบคู่ไปกับการออกนโยบาย เพื่อให้ กฟน. กฟภ. วางแผนระบบจำหน่าย และให้ กฟผ. วางแผน PDP คาดการณ์และบริหารจัดการ duck curve
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ดำเนินการตามข้อสังเกตของที่ประชุม
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ โดยมีมติที่เกี่ยวข้องกับกลไกการบริหารกองทุนน้ำมันฯ ดังนี้ (1) ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนการผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก (ยกเลิกกองทุน#1) ยกเว้นในกรณีที่มีความแตกต่างอย่างมีนัยสำคัญ (2) ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพราคา และ (3) สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งอาจสามารถเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการใช้กลไกกองทุน#1 ได้ ต่อมาเมื่อวันที่ 18 สิงหาคม 2560 กบง. มีมติเห็นชอบการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG ดังนี้ (1) เห็นชอบการคำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของ บริษัท ปตท. สผ. สยาม จำกัด โดยใช้ต้นทุนของการผลิตของตนเอง (Cost Plus) ตามสูตรการคำนวณที่กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติกำหนดไว้เดิม และ (2) เห็นชอบการคำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของ บริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) (UAC) โดยใช้ราคาต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ ของตนเอง (Cost Plus) โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ศึกษาต้นทุนให้แล้วเสร็จภายใน 3 เดือน โดยในระหว่างนี้ให้ใช้ต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG เท่ากับต้นทุนของบริษัท ปตท. สผ. สยาม จำกัด ไปพลางก่อน
2. สถานการณ์การผลิต การจัดหา การใช้ และการส่งออกก๊าซ สำหรับแผนในช่วง 6 เดือนถัดไป (ตั้งแต่เดือนกันยายน 2560 ถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2561) สรุปได้ดังนี้ ปริมาณผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณเดือนละ 472,132 – 535,294 ตัน ในขณะที่ปริมาณความต้องการใช้ภายในประเทศ อยู่ประมาณเดือนละ 517,403 – 546,781 ตัน ทำให้มีส่วนที่ขาดอยู่ประมาณเดือนละ 9,029 – 45,271 ตัน ทั้งนี้จะไม่ส่งผลให้เกิดภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG ในประเทศ เนื่องจากชดเชยด้วยการนำเข้าซึ่งช่วยทดแทนส่วนที่ขาด ซึ่งมีปริมาณนำเข้าอยู่ประมาณเดือนละ 47,500 - 48,000 ตัน ในจำนวนนี้เป็นการนำเข้ามาเพื่อการส่งออก (re-export) เดือนละ 3,500 - 4,000 ตัน และคาดว่าการส่งออกจากปริมาณการผลิตภายในประเทศประมาณเดือนละ 11,200 - 23,400 ตัน
3. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนกันยายน 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 490 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG นำเข้า อยู่ที่ 17.6970 บาทต่อกิโลกรัม (529 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 1.4389 บาทต่อกิโลกรัม ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ 13.3049 บาทต่อกิโลกรัม (398 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาไม่เปลี่ยนแปลงจากเดือนก่อน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. สผ.สยามจำกัดและบริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อยู่ที่ 15.1000 บาทต่อกิโลกรัม (452 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ราคาไม่เปลี่ยนแปลงจากเดือนก่อน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนสิงหาคม 2560 อยู่ที่ 33.4292 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากเดือนก่อนหน้า 0.4854 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ซึ่งจากสถานการณ์ก๊าซ LPG และแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับเพิ่มขึ้น 1.4389 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 16.2581 บาทต่อกิโลกรัม (479.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 17.6970 บาทต่อกิโลกรัม (529.3883 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในเดือนกันยายน 2560 มีราคาอยู่ที่ 13.3049 บาทต่อกิโลกรัม (398 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เมื่อบวกกับอัตราเงินสำหรับส่งเสริมให้เกิดการแข่งขัน ที่ 0.67 บาทต่อกิโลกรัม จะทำให้กรอบการกำหนดเพดานราคาขั้นสูงของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ 13.9749 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งต่ำกว่าราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) 3.7221 บาทต่อกิโลกรัม จึงเห็นสมควรเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่อัตรา 3.7221 บาทต่อกิโลกรัม ส่วนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. สผ.สยามจำกัด และบริษัทยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) ของในเดือนกันยายน 2560 อยู่ที่ 15.1000 บาทต่อกิโลกรัม (452 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เมื่อบวกกับอัตราเงินสำหรับส่งเสริมให้เกิดการแข่งขัน ที่ 0.67 บาทต่อกิโลกรัม จะทำให้กรอบการกำหนดเพดานราคาขั้นสูงของโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. สผ.สยามจำกัด และบริษัทยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อยู่ที่ 15.7700 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งต่ำกว่าราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) 1.9270 บาทต่อกิโลกรัม จึงเห็นสมควรเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่อัตรา 1.9270 บาทต่อกิโลกรัม จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องส่งผลให้ต้นทุนก๊าซ LPG เดือนกันยายน 2560 ปรับเพิ่มขึ้น 1.4389 บาทต่อกิโลกรัม
4. เพื่อไม่ให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ส่งผลกระทบต่อประชาชนมากเกินไป ประกอบกับกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนก๊าซ LPG ยังคงมีเงินสะสมอยู่ 5,859 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อรักษาเสถียรภาพราคา 3 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ปรับราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 10 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 3.5719 บาทต่อกิโลกรัม (ต้นทุนที่เพิ่มขึ้นส่งผ่านให้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ประมาณกึ่งหนึ่ง) โดยปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชย 0.8160 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 2.7559 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 0.67 บาทต่อกิโลกรัม จาก 20.49 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 21.15 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย -508 ล้านบาทต่อเดือน แนวทางที่ 2 ปรับราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 20 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 2.9489 บาทต่อกิโลกรัม (ต้นทุนที่เพิ่มขึ้นส่งผ่านให้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG เกือบทั้งหมด) โดยการปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชย 0.1930 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 2.7559 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 1.33 บาทต่อกิโลกรัม จาก 20.49 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 21.82 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย -293 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 3 ปรับราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 30 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 2.3254 บาทต่อกิโลกรัม (ต้นทุนทั้งหมดส่งผ่านให้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ประมาณกึ่งหนึ่ง) โดยการปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชย 0.4305 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 2.7559 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 2.00 บาทต่อกิโลกรัม จาก 20.49 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 22.49 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย -77 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามแนวทางที่ 1 ปรับราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 10 บาทต่อถัง 15 กก. กองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 3.5719 บาท/กก. ดังนี้
(1) ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง กิโลกรัมละ 3.7221 บาท ทั้งนี้ไม่รวมถึงก๊าซที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร และก๊าซที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อำเภอกงไกรลาศ จังหวัดสุโขทัย
(2) ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ของบริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อำเภอกงไกรลาศ จังหวัดสุโขทัย ที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง กิโลกรัมละ 1.9270 บาท
(3) ให้กำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง กิโลกรัมละ 3.5719 บาท ทั้งนี้ไม่รวมถึงก๊าซที่ซื้อหรือได้มาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร
(4) ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ซื้อหรือได้มาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร กิโลกรัมละ 0.7421 บาท
(5) กรณีก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนกิโลกรัมละ 0.70 บาท แต่ทั้งนี้ไม่รวมถึงก๊าซที่นำเข้ามาในราชอาณาจักรหรือก๊าซที่ผลิตจากก๊าซที่นำเข้ามาใช้ในราชอาณาจักรตามที่ได้แจ้งต่อกรมธุรกิจพลังงานก่อนนำเข้ามาในราชอาณาจักร
(6) กรณีก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 และได้รับเงินชดเชยจากองทุนน้ำมันแล้วให้ส่งเงินชดเชยคืนกองทุน กิโลกรัมละ 3.5719 บาท
2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนกองทุน สำหรับก๊าซ
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 6 กันยายน 2560 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 5 แนวทางการปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุนและแผนการบริหารจัดการคุณภาพ NGV ในระยะยาว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบให้ลอยตัวราคาขายปลีก NGV ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร แบบมีเงื่อนไข โดยตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 ถึงวันที่ 15 กรกฎาคม 2559 ขอความร่วมมือให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) กำหนดเพดานราคาขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปที่ 13.50 บาทต่อกิโลกรัม โดยในช่วงเวลาดังกล่าวหากต้นทุนราคา NGV อยู่ในระดับที่ต่ำกว่า 13.50 บาทต่อกิโลกรัม ให้ปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปลงเพื่อให้สะท้อนต้นทุน และตั้งแต่วันที่ 16 กรกฎาคม 2559 เป็นต้นไป ให้ปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปให้สะท้อนต้นทุน ตามหลักเกณฑ์การคำนวณราคา NGV ตามผลการศึกษาของสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย โดยให้ใช้ค่าใช้จ่ายดำเนินการเฉพาะเอกชนที่ 3.4367 บาทต่อกิโลกรัม ในการคำนวณราคาขายปลีก NGV และในส่วนของต้นทุนของราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) ให้ใช้ราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมาในการคำนวณ และให้มีการปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนกับต้นทุนราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมา ในทุกวันที่ 16 ของแต่ละเดือน ทั้งนี้ ขอความร่วมมือให้ ปตท. คงราคาขายปลีก NGV ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถโดยสารสาธารณะต่อไปและปรับเพิ่มวงเงินช่วยเหลือสำหรับกลุ่มรถโดยสารสาธารณะเดิมที่ได้รับวงเงิน 9,000 บาทต่อเดือน เป็น 10,000 บาทต่อเดือน และกลุ่มรถสาธารณะเดิมที่ได้รับ 35,000 บาทต่อเดือน เป็น 40,000 บาทต่อเดือน โดยใช้ช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะไปจนกว่าจะมีกลไกถาวรอื่นมาดูแลแทน เช่น พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้ง เห็นชอบการปรับค่าขนส่ง NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตร จากสถานีหลักตามระยะทางจริงโดยใช้อัตราค่าขนส่ง NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตร จากสถานีหลักที่ 0.0150 บาทต่อกิโลกรัมต่อกิโลเมตร ในการคำนวณ แต่สูงสุดไม่เกิน 4.00 บาทต่อกิโลกรัม มีผลตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 เป็นต้นไป โดยให้ ปตท. ไปร่วมหารือกับสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ถึงแนวทางการทยอยปรับค่าขนส่งดังกล่าวเพื่อให้เหมาะสมกับสถานการณ์ต่อไป
2. ความก้าวหน้าการขยายสถานีบริการและการใช้ NGV ในภาคขนส่ง ณ สิ้นเดือนกรกฎาคม 2560 มีปริมาณการจำหน่าย NGV 6,655 ตันต่อวัน (หรือประมาณ 239 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) และมีสถานีบริการ NGV จำนวน 504 สถานี แบ่งเป็นสถานีแม่ 20 สถานี สถานีลูก 484 สถานี ครอบคลุม 55 จังหวัด นอกจากนี้ มีจำนวนรถ NGV สะสม 396,100 คัน แบ่งเป็น รถเบนซิน 262,892 คัน รถดีเซล 133,208 คัน โดยราคาขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไป ตั้งวันที่ 16 สิงหาคม 2560 จนถึงวันที่ 15 กันยายน 2560 อยู่ที่ 13.19 บาทต่อกิโลกรัม และรถโดยสารสาธารณะอยู่ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจากการเปรียบเทียบค่าใช้จ่ายดำเนินการตามมติ กบง. กับค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ปตท. พบว่าค่าใช้จ่ายดำเนินการตามมติ กบง. ยังต่ำกว่าต้นทุนจากการดำเนินงานของ ปตท. ดังนั้น เพื่อให้การกำหนดราคา NGV สะท้อนกับค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานในปัจจุบันที่มีการเปลี่ยนแปลงขึ้นลงตามภาวะเศรษฐกิจ การพัฒนาเทคโนโลยีและสถานการณ์ราคาน้ำมันของโลก เกิดความเหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ให้บริการและผู้บริโภคในปัจจุบันมากขึ้น จึงจำเป็นต้องมีการทบทวนการคำนวณต้นทุนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ ประกอบด้วย (1) ต้นทุนสถานีบริการ NGV ได้แก่ ต้นทุนสถานีแม่ ต้นทุนขนส่ง และต้นทุนสถานีบริการ (สถานีลูก/สถานีแนวท่อ) เท่ากับ 3.9319 บาทต่อกิโลกรัม โดยใช้วิธีการเฉลี่ยต้นทุนส่วนที่เป็นของ ปตท. และส่วนที่เป็นของเอกชน (2) ส่วนค่าใช้จ่ายในการขายและบริหาร (Selling, General and Administration Expense: SG&A) คือ SG&A = [ต้นทุนราคาก๊าซฯ + ค่าใช้จ่ายดำเนินการ] x 0.0130 (3) ต้นทุนการสูญเสียปริมาณก๊าซในกระบวนการผลิต/จำหน่าย (Gas Loss) คือ Gas Loss = [ต้นทุนราคาก๊าซฯ + ค่าใช้จ่ายดำเนินการ] x 0.0189 และ (4) ค่าใช้จ่ายในการปรับปรุงคุณภาพก๊าซ = Inert Price x f โดย f = (ค่าความร้อนก๊าซฯ ในท่อ - ค่าความร้อน NGV)/ค่าความร้อนก๊าซฯ ในท่อ
3. จากการคำนวณราคาขายปลีก NGV ตามหลักเกณฑ์ภาครัฐกำหนดเปรียบเทียบกับผลการศึกษาของสถาบันวิจัยและพัฒนาพลังงาน มหาวิทยาลัยเชียงใหม่ พบว่า ราคาขายปลีก NGV ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 อยู่ที่ 13.19 บาทต่อกิโลกรัม ผลการศึกษาของ มช. อยู่ที่ 14.65 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีส่วนต่างอยู่ที่ 1.46 บาทต่อกิโลกรัม โดยแผนการบริหารจัดการคุณภาพ NGV ระยะยาว ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ในประเทศไทยมาจากระบบท่อส่งก๊าซฯ หลักๆ ของประเทศ 2 ระบบ คือระบบท่อส่งก๊าซฯ ฝั่งตะวันออกและระบบท่อส่งก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก โดยก๊าซฯ ฝั่งตะวันออกเป็นแหล่งก๊าซฯ หลักของประเทศมีคุณภาพสูงขึ้นจากการนำเข้าก๊าซฯ ที่ถูกทำให้เหลว (LNG) เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซฯ ของประเทศที่เพิ่มขึ้น ดังนั้น หากต้องควบคุมดัชนีวอบบี้ (WI) ของ NGV ตามข้อกำหนดคุณภาพ NGV ชนิดธรรมดา (37 – 42 เมกกะจูลต่อลูกบาศก์เมตร) จำเป็นต้องเติมก๊าซเฉื่อยในสัดส่วนที่สูงขึ้นเรื่อยๆ ในการปรับคุณภาพของก๊าซฯ ให้เป็นไปตามกฎหมาย ขณะเดียวกันก๊าซฯ ฝั่งตะวันตกเป็นแหล่งก๊าซฯ ที่นำเข้าจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาปัจจุบันมีคุณภาพลดลง จึงจำเป็นต้องเติม LNG เพื่อปรับยกคุณภาพ NGV ขึ้นให้เป็นไปตามกฎหมายที่กำหนดเช่นกัน ดังนั้น เพื่อผู้บริโภคได้มีโอกาสใช้ NGV ที่มีคุณภาพสูง และทำให้ประเทศไม่สูญเสียมูลค่าทางเศรษฐศาสตร์ รวมถึงจะเป็นการลดปริมาณการเติมก๊าซเฉื่อยลง ปตท. จึงได้จัดทำร่างแผนการบริหารจัดการคุณภาพ NGV ระยะยาว ดังนี้ ระยะที่ 1 ปรับข้อกำหนดคุณภาพ NGV ชนิดธรรมดา WI จากเดิม 37 – 42 เมกะจูลต่อลูกบาศก์เมตรเป็น 39 – 45 เมกกะจูลต่อลูกบาศก์เมตร และปรับข้อกำหนดคุณภาพ NGV ชนิดพิเศษ (ใช้เฉพาะกลุ่ม) WI จากเดิม 42 – 52 เมกกะจูลต่อลูกบาศก์เมตร เป็น 45 – 52 เมกกะจูลต่อลูกบาศก์เมตร และระยะที่ 2 ยกเลิกข้อกำหนดคุณภาพ NGV ชนิดธรรมดา WI 39 – 45 เมกกะจูลต่อลูกบาศก์เมตร คงเหลือเฉพาะข้อกำหนดคุณภาพ NGV ชนิดพิเศษ (ยกเลิกการใช้เฉพาะกลุ่ม) โดยในแต่ละระยะให้ทยอยลดการเติมก๊าซเฉื่อยในก๊าซฯ ฝั่งตะวันออก และเติม LNG ในก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก พร้อมทั้งให้ ปตท. รับผิดชอบปรับจูนเครื่องยนต์รองรับข้อกำหนดใหม่ให้แก่ผู้ที่ได้รับผลกระทบควบคู่กัน โดยระยะเวลาดำเนินการให้สอดคล้องกับค่าความร้อนก๊าซฯ ฝั่งตะวันออกที่เพิ่มขึ้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการปรับโครงสร้างราคา NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปให้สะท้อนต้นทุน โดยให้นำต้นทุนค่าใช้จ่ายการปรับปรุงคุณภาพก๊าซที่ 0.4553 บาทต่อกิโลกรัม มาคำนวณในโครงสร้างราคา NGV ทั้งนี้ ให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) พิจารณาการปรับราคาขายปลีกอย่างค่อยเป็นค่อยไป
2. รับทราบแผนการบริหารจัดการคุณภาพ NGV ระยะยาว โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องและนำผลการดำเนินงานเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป
3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานไปศึกษาโครงสร้างราคา NGV ที่เหมาะสม โดยพิจารณาถึงความโปร่งใสและเป็นธรรมต่อทั้งผู้ให้บริการและผู้บริโภค และรองรับนโยบายการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคตและนำผลการศึกษาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป
เรื่องที่ 6 การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาชีวมวลสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 โดยให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเลือกปรับรูปแบบ Adder เป็น FiT ได้ โดยทำการปรับลดระยะเวลาอายุสัญญาคงเหลือในรูปแบบ FiT ลง เพื่อให้มูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าของโครงการที่ผู้ประกอบการได้รับในรูปแบบ FiT เท่ากับมูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าที่พึงจะได้รับตลอดอายุโครงการที่เหลืออยู่จากรูปแบบอัตราที่ได้รับอยู่ในปัจจุบัน ต่อมาเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2560 ชมรมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ได้ยื่นหนังสือต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์) เพื่อขอให้แก้ไขปัญหาความไม่เป็นธรรมและความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวลโดยเร่งด่วนให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรม เช่นเดียวกับที่ได้มีการแก้ไขปัญหาให้แก่ VSPP ชีวมวลไปแล้ว ซึ่งเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2560 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน จึงได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะทำงานแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล โดยมีอำนาจหน้าที่ในการตรวจสอบและศึกษาข้อเท็จจริง ตลอดจนชี้แจงทำความเข้าใจกับภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งจัดทำข้อเสนอแนวทางแก้ไขปัญหาต่อข้อร้องเรียนหรือข้อเสนอของผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าชีวมวล เพื่อให้ได้มาซึ่งข้อยุติร่วมกัน ทั้งนี้ให้รวมถึงกรณีโครงการประเภท SPP ที่ได้มีการเปลี่ยนสัญญาเป็น VSPP ไปแล้ว แต่ไม่ได้รับการเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ด้วยเหตุผลว่าไม่ใช่ระบบ Adder
2. เมื่อวันที่ 14 กรกฎาคม 2560 และวันที่ 16 สิงหาคม 2560 คณะทำงานฯ ได้มีการประชุมเพื่อหาแนวทางแก้ไขปัญหาข้อร้องเรียนโรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล และคณะทำงานฯ เห็นชอบ ดังนี้ (1) แนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ยึดหลักการเช่นเดียวกับแนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวลสำหรับ VSPP โดยคณะทำงานฯ มีความเห็นว่า โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ได้รับผลกระทบจากปัญหาในลักษณะเดียวกับ VSPP ชีวมวล โดยเฉพาะ SPP ที่มีขนาดน้อยกว่า 10 เมกะวัตต์ ที่มีลักษณะเหมือนกับ VSPP ทุกประการทั้งจากภาระต้นทุนจากการปรับเพิ่มขึ้นของค่าดำเนินการและค่าเชื้อเพลิงชีวมวลอย่างต่อเนื่อง และราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าของ SPP ซึ่งอ้างอิงราคาเชื้อเพลิงฟอสซิลเป็นหลักนั้นมีราคาลดลงอย่างมากตามภาวะราคาพลังงานโลก ซึ่งส่งผลต่อรายได้และความสามารถในการจัดซื้อเชื้อเพลิงชีวมวล ทำให้เกิดปัญหาในการดำเนินการผลิตไฟฟ้าจากชีวมวลในที่สุด และจากปัญหาในการดำเนินธุรกิจโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เกิดขึ้น หากไม่ดำเนินการแก้ไขปัญหาของโรงไฟฟ้าชีวมวลดังกล่าว อาจส่งผลให้โรงไฟฟ้าชีวมวลหลายแห่งต้องหยุดดำเนินการ และส่งผลกระทบต่อการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของภาครัฐโดยรวม (2) หลักการที่เหมาะสมในการแก้ไขปัญหาไฟฟ้าชีวมวล คือ ให้ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ โดยได้รับอัตรารับซื้อในรูปแบบ FiT ได้ โดยอาศัยหลักการโดยทำการปรับลดระยะเวลาอายุสัญญาคงเหลือในรูปแบบ FiT ลง เพื่อให้มูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าของโครงการที่ผู้ประกอบการได้รับในรูปแบบ FiT เท่ากับมูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าที่พึงจะได้รับตลอดอายุโครงการที่เหลืออยู่จากรูปแบบอัตราที่ได้รับอยู่ในปัจจุบันเช่นเดียวกับการแก้ไขปัญหา VSPP ชีวมวล และเพื่อให้เกิดความสอดคล้องกับนโยบายการส่งเสริมโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของกระทรวงพลังงานในปัจจุบันที่มุ่งเน้นให้มีโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนสามารถผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Firm จึงเห็นควรให้มีการปรับรูปแบบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากรูปแบบเดิมเป็น FiT โดยอ้างอิงอัตรารับซื้อตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 ดังนี้ โรงไฟฟ้า SPP ซึ่งมีปริมาณเสนอขายน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ ให้สามารถขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ VSPP Semi-Firm ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 โดยไม่ได้รับ FiT Premium (อัตรา 4.24 บาทต่อหน่วย) โดยทุกโครงการมีการจัดทำสัญญาเป็นแบบ Firm ส่วนโรงไฟฟ้า SPP ซึ่งมีปริมาณเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ ให้สามารถขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ SPP Hybrid Firm ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (อัตรา 3.66 บาทต่อหน่วย) โดยทุกโครงการต้องมีการจัดทำสัญญาเป็นแบบ Firm และให้ กฟผ. ทำการพิจารณารวมถึงการปรับปรุงฐานราคาเชื้อเพลิงให้มีความสอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน และใช้เป็นข้อมูลพื้นฐานในการประเมินผลประโยชน์ที่พึงจะได้รับตลอดอายุโครงการที่เหลืออยู่ในรูปแบบอัตราที่ได้รับอยู่ในปัจจุบัน ของ SPP Firm และ SPP Non-Firm ทุกราย และ (3) เห็นชอบวิธีการบรรเทาความเดือดร้อนให้กับผู้ประกอบการโรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล และเห็นควรนำเสนอ กบง. พิจารณา ดังนี้ ให้สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไป ได้ตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนเป็นรูปแบบเป็น FiT ได้ โดยมีเงื่อนไข ได้แก่ สำหรับโรงไฟฟ้า SPP ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ รวมทั้งโครงการ SPP ที่ได้มีการเปลี่ยนสัญญาเป็น VSPP ไปแล้ว แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ VSPP Semi-Firm ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 โดยไม่ได้รับ FiT Premium (อัตรา 4.24 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm และสำหรับโรงไฟฟ้า SPP ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ SPP Hybrid Firm ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (อัตรา 3.66 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm โดยให้มีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้เดิม (กรณีสัญญา Firm) หรือเท่ากับ 20 ปี (กรณีสัญญา Non-Firm) ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว และปรับลดระยะเวลาซื้อไฟฟ้าที่ประเมินตามหลักการ NPV คงเดิม ซึ่งภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ภาครัฐอาจสามารถที่จะพิจารณาต่ออายุสัญญาไปอีกตามจำนวนปีที่ถูกปรับลด โดยการพิจารณาต่ออายุสัญญาจะต้องมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่คำนึงถึงผลประโยชน์สาธารณะเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ กพช. มีมติ และโรงไฟฟ้าชีวมวลทุกโรง หากเลือกสิทธิที่จะอยู่ในรูปแบบเดิม ตามเงื่อนไขเดิม หรือปรับเปลี่ยนไปเป็นรูปแบบ FiT แล้ว จะไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการขายไฟฟ้าได้อีกต่อไป และให้ กกพ. ทำการพิจารณาเงื่อนไขการยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันในการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและการส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้า เพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็น FiT ได้
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการบรรเทาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีมวล โดยให้สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ โดยมีเงื่อนไข ดังนี้
1. โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ รวมทั้งโครงการ SPP ชีวมวล ที่ได้มีการเปลี่ยนสัญญาเป็น VSPP ไปแล้ว แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ VSPP Semi-Firm ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 โดยไม่ได้รับ FiT Premium (อัตรา 4.24 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm
2. โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ SPP Hybrid Firm ตามที่คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติได้ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (อัตรา 3.66 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm
3. ให้มีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้เดิม (กรณีสัญญา Firm) หรือเท่ากับ 20 ปี (กรณีสัญญา Non-Firm) ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว และปรับลดระยะเวลาซื้อไฟฟ้าที่ประเมินตามหลักการ NPV คงเดิม รายละเอียดตามเอกสารแนบ
4. ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ภาครัฐอาจสามารถที่จะพิจารณาต่ออายุสัญญาไปอีกตามจำนวนปีที่ถูกปรับลด โดยการพิจารณาต่ออายุสัญญาจะต้องมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่คำนึงถึงผลประโยชน์สาธารณะเป็นสำคัญ
5. ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ลงนามในสัญญา และโรงไฟฟ้าชีวมวลทุกโรง หากเลือกสิทธิที่จะอยู่ในรูปแบบเดิม ตามเงื่อนไขเดิม หรือปรับเปลี่ยนไปเป็นรูปแบบ FiT แล้ว จะไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการขายไฟฟ้าได้อีกต่อไป
6. ให้คณะกรรการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาเงื่อนไขการยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันในการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและการส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้า เพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็น FiT ได้ รวมทั้งให้ กกพ. พิจารณาเงื่อนไขการวางหลักค้ำประกันให้สอดคล้องกับสัญญา SPP Firm ในปัจจุบัน
โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเรื่องการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน โดยให้ปรับขึ้นเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2556 เป็นต้นไป จนสะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม และเห็นชอบเกณฑ์การช่วยเหลือผู้ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ทั้งในส่วนของครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบแร่ แผงลอยอาหาร ดังนี้ (1) ครัวเรือนรายได้น้อย ช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน (2) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ช่วยเหลือตามการใช้จริงไม่เกิน 150 กิโลกรัมต่อเดือน ทั้งนี้ ผู้ได้รับการช่วยเหลือสามารถเลือกใช้ถังขนาดใดก็ได้ แต่ไม่เกินขนาดถัง 15 กิโลกรัม ต่อมาเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 กพช. ได้เห็นชอบดำเนินการการให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 ของกระทรวงการคลัง ทดแทนนโยบายและมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีและโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ของกระทรวงพลังงาน เพื่อลดความซ้ำซ้อนในการอุดหนุนแก่ผู้ด้อยโอกาส ทั้งนี้ ให้เร่งดำเนินการภายหลังคณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบและมีผลบังคับใช้การให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 โดยให้รวมอยู่ในสวัสดิการค่าไฟฟ้าฟรี ภายในวงเงิน 200 บาทต่อคนต่อเดือน และมาตรการช่วยเหลือครัวเรือนรายได้น้อยอีก 15 บาทต่อครัวเรือนต่อเดือน ซึ่งเทียบเท่ากับ 45 บาทต่อครัวเรือนต่อ 3 เดือน รวมเป็น 215 บาทต่อครัวเรือนต่อเดือน ทั้งนี้ ในรายละเอียดให้กระทรวงพลังงานประสานกระทรวงการคลังเพื่อหารือแนวทางปฏิบัติต่อไป สำหรับการให้ความช่วยเหลือร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ให้กระทรวงพลังงานนำกลับมาทบทวน เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาอีกครั้ง โดยข้อดีข้อเสียของการช่วยเหลือค่าก๊าซหุงต้มให้กับร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร คือ ช่วยลดต้นทุนค่าก๊าซหุงต้มให้กับร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร โดยที่ปัจจุบันส่วนลดค่าก๊าซหุงต้มอยู่ที่ 2.50 บาทต่อกิโลกรัม หากให้สิทธิ์เต็มจำนวน 150 กิโลกรัมต่อเดือนจะช่วยลดต้นทุนลงได้ 375 บาทต่อเดือน เป็นปัจจัยบวกด้านจิตวิทยาในเรื่องการช่วยค่าครองชีพผู้มีรายได้น้อยของภาครัฐ และร้านหนูณิชย์ ของกระทรวงพาณิชย์ จำนวนประมาณ 13,000 รายซึ่งจำหน่ายอาหารในราคาต่ำ 25-35 บาทต่อจานก็เป็นกลุ่มที่ได้รับส่วนลดค่าก๊าซหุงต้มด้วย ส่วนข้อเสีย คือ ค่าใช้จ่ายดำเนินการโครงการฯ สูงมากเมื่อเทียบกับเงินจ่ายช่วยเหลือ เนื่องจากร้านค้าหาบเร่ แผงลอยอาหารมาใช้สิทธิ์จำนวนไม่มากเพียงร้อยละ 33 หรือ 125,941 ราย เมื่อเทียบกับผู้มีสิทธิ์ทั้งหมดจำนวน 385,817 ราย การช่วยเหลือไปไม่ถึงผู้บริโภคอย่างเต็มเม็ดเต็มหน่วย เนื่องจากเป็นการช่วยเหลือค่าครองชีพให้แก่ผู้มีรายได้น้อยโดยทางอ้อม โดยให้ส่วนลดค่าก๊าซหุงต้มผ่านร้านจำหน่ายก๊าซไปยังร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร เพื่อช่วยให้ต้นทุนลดลง โดยมุ่งหวังให้ร้านค้าจำหน่ายอาหารสำเร็จรูปให้แก่ผู้บริโภคในราคาต่ำลง การส่งผ่านเงินช่วยเหลือหลายทอดจึงอาจมีการรั่วไหลระหว่างทาง ที่ผ่านมาพบว่าราคาอาหารสำเร็จรูปมีการปรับเพิ่มขึ้นมาโดยตลอด ราคาก๊าซหุงต้มไม่สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ทำให้ไม่จูงใจให้เกิดการประหยัด หรือเพิ่มประสิทธิภาพในการใช้ก๊าซหุงต้มเพื่อลดต้นทุน เช่น การใช้เตาประหยัดพลังงาน เป็นภาระของผู้ประกอบการ เนื่องจากปัจจุบัน ปตท. เป็นผู้รับภาระอุดหนุน โดยต้องขออนุมัติวงเงินและขอต่ออายุการให้ความช่วยเหลือกับคณะกรรมการบริษัททุกปี ซึ่งโครงการฯ นี้จะสิ้นสุดการให้ความช่วยเหลือในวันที่ 31 ธันวาคม 2560 และไม่มีความยั่งยืนของแหล่งเงินทุนสำหรับการดำเนินโครงการฯ แต่เดิมกระทรวงพลังงานขอความร่วมมือ ปตท. รับผิดชอบค่าใช้จ่ายโครงการทั้งหมดในระหว่างรอร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลใช้บังคับ หลังจากนั้นจะเปลี่ยนไปใช้เงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงแทน แต่เนื่องจากคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้ตัดวัตถุประสงค์การใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับผู้มีรายได้น้อยและผู้ด้อยโอกาส จากเหตุผลด้านความไม่เป็นธรรม จากการที่กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเก็บเงินจากกลุ่มผู้ใช้น้ำมันแต่นำไปชดเชยให้ประชาชนทั่วไป โดยที่การช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยเป็นนโยบายของรัฐ แหล่งเงินจึงควรจะนำมาจากงบประมาณแผ่นดินซึ่งมาจากการจัดเก็บภาษีอากรต่าง ๆ จากประชาชน ส่งผลให้เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลใช้บังคับแล้ว โครงการฯ อาจจะไม่สามารถดำเนินการต่อไปได้เนื่องจากขาดเงินทุน
2. เมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2560 กรมธุรกิจพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกรมการค้าภายใน กระทรวงพาณิชย์ ได้หารือและกำหนดแนวทางการให้การช่วยเหลือร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหารร่วมกัน ดังนี้ แนวทางที่ 1 ยกเลิกการให้ส่วนลดค่าก๊าซหุงต้มแก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร และแนวทางที่ 2 ดำเนินการให้การช่วยเหลือต่อไปโดยมีทางเลือกการดำเนินการ ดังนี้ ให้รวมอยู่ในโครงการร้านหนูณิชย์ และ/หรือ ร้านธงฟ้า โดยให้รวมอยู่ในโครงการของกระทรวงพาณิชย์ หรือดำเนินการโครงการต่อไป แต่ปรับเปลี่ยนหลักเกณฑ์และเงื่อนไขใหม่ เช่น ลดพื้นที่ร้านค้าที่มีสิทธิ์ลงทะเบียนจากเดิมไม่เกิน 50 ตารางเมตร เป็นไม่เกิน 20 ตารางเมตร ให้ขึ้นป้ายแสดงการเข้าร่วมโครงการ กำหนดราคาจำหน่าย ฯลฯ ทั้งนี้ แนวทางนี้จะต้องยกเลิกการลงทะเบียนเดิม และดำเนินการลงทะเบียนร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหารใหม่อีกครั้ง ซึ่งจะมีค่าใช้จ่ายในการว่าจ้างที่ปรึกษาจัดทำฐานข้อมูล การรับลงทะเบียน การตรวจสอบสิทธิ์ และแหล่งเงินงบประมาณที่จะใช้ในการอุดหนุนราคา ซึ่งในที่นี้กรมธุรกิจพลังงาน มีความดังนี้ (1) ควรยกเลิกการให้ส่วนลดค่าก๊าซหุงต้มแก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร เนื่องจาก ลดความซ้ำซ้อนในการอุดหนุนผู้ด้อยโอกาสของภาครัฐ เนื่องจากกระทรวงการคลังได้ให้สวัสดิการผู้มีรายได้น้อยผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐปี 2560 โดยได้ให้สวัสดิการเพื่อลดค่าใช้จ่ายในครัวเรือนจำนวน 11.67 ล้านครัวเรือน ซึ่งเป็นการช่วยเหลือถึงตัวผู้ด้อยโอกาสโดยตรงประกอบด้วย วงเงินค่าซื้อสินค้าอุปโภคบริโภคที่จำเป็นสินค้าเพื่อการศึกษา และวัตถุดิบเพื่อเกษตรกรรมจากร้านธงฟ้าประชารัฐและร้านอื่นๆที่กระทรวงพาณิชย์กำหนดรวมถึงส่วนลดค่าใช้จ่ายในการเดินทางด้วยรวม 1,500 -1,800 บาทต่อคนต่อเดือนและยังให้วงเงินส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มจากร้านค้าที่เข้าร่วมโครงการ 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ค่าใช้จ่ายในการดำเนินโครงการฯ จะมีสัดส่วนสูงขึ้นและมีความคุ้มค่าน้อยลง เนื่องจากในส่วนของการให้การช่วยเหลือครัวเรือนรายได้น้อยได้ไปรวมอยู่ในบัตรสวัสดิการแล้ว จึงเหลือเฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยที่มาให้สิทธิ์ประมาณ 125,841 รายเท่านั้น และปัญหาของแหล่งเงินที่จะนำมาอุดหนุนในอนาคตหากโครงการจะยังคงดำเนินการอยู่ต่อไป
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานหารือกับกระทรวงพาณิชย์เพื่อทบทวนแนวทางการให้การช่วยเหลือร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานก่อนนำเสนอคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
เรื่องที่ 8 มาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในระยะแรกจะเปิดเสรีเฉพาะส่วนนำเข้า โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคานำเข้า และยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้าของประเทศ ซึ่งมีผลตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ดำเนินการตรวจสอบปริมาณก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และโรงกลั่นน้ำมัน ที่จำหน่ายให้ภาคปิโตรเคมี ซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขาย ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กำกับดูแลการนำเข้าส่งออก และเตรียมมาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG และสำรวจข้อมูลราคาขายส่งและราคาขายปลีกก๊าซ LPG (ขนาดถัง 15 กิโลกรัม) ในเขตกรุงเทพมหานคร ต่อมา เมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560 กบง. เห็นชอบมาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG โดยให้เพิ่มอัตราการสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมายตามความจำเป็นและเหมาะสม และเห็นชอบให้ ธพ. ดำเนินการออกประกาศกระทรวงพลังงานตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เพื่อรองรับแนวทางและวิธีการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG เพื่อสั่งให้นำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน
2. มาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG ได้แก่ (1) ติดตามสถานการณ์ กำกับดูแลการนำเข้าและส่งออกก๊าซ LPG เพื่อป้องกันการขาดแคลน โดยมีหนังสือจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน สั่งให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 รายงานข้อมูล LPG เพิ่มเติม เพื่อให้สามารถติดตามสถานการณ์ได้อย่างใกล้ชิด และประเมินความเสี่ยงที่อาจจะทำให้ปริมาณการจัดหาไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ เพื่อให้สามารถแก้ไขสถานการณ์ได้อย่างทันท่วงที โดยมิให้ส่งผลกระทบต่อผู้บริโภค โดยอาศัยอำนาจตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 มาตรา 16 วรรคสาม และมาตรา 17 วรรคสอง ให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่ค้าก๊าซ LPG จัดส่งรายงานเพิ่มเติมตั้งแต่วันที่ 20 มีนาคม 2560 ดังนี้ 1) แผนการนำเข้ามาในราชอาณาจักร ซื้อ กลั่น ผลิต และจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลว (แผน 6 เดือน) เพื่อวิเคราะห์แผนการจัดหา ความต้องการใช้ เพื่อให้สามารถประเมินว่าการจัดหาเพียงพอต่อความต้องการใช้หรือไม่ (ส่งภายในวันที่ 20 ของทุกเดือน) 2) แผนการนำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว โปรเพน และบิวเทน โดยให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 แจ้งแผนการนำเข้า ประมาณการวันที่ และปริมาณการนำเข้าทุกเที่ยวในแต่ละเดือน เพื่อให้มั่นใจว่า สามารถนำเข้าได้จริงตามแผนที่ได้แจ้งไว้ (ส่งภายในวันที่ 5 ของทุกเดือน) 3) ปริมาณ ราคา และค่าใช้จ่ายที่เกิดจากการนำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว โปรเพน และบิวเทน เพื่อให้ สนพ. ใช้เป็นข้อมูลประกอบการคำนวณราคาการนำเข้า (ส่งภายใน 5 วัน นับแต่วันที่นำเข้าสำเร็จ) 4) แผนและผล การผลิต การนำเข้า การจำหน่าย การส่งออก และปริมาณคงเหลือก๊าซ LPG รายสัปดาห์ เพื่อติดตามสถานการณ์ วิเคราะห์แนวโน้ม การจัดหา ความต้องการใช้ ปริมาณคงเหลือ และเป็นการตรวจสอบปริมาณการซื้อ-ขาย ระหว่างผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 อย่างใกล้ชิด (ส่งภายในวันอังคารของสัปดาห์ถัดไป) และ 5) ปริมาณการจำหน่ายก๊าซ LPG รายวัน จำแนกตามประเภทธุรกิจ เพื่อใช้เป็นข้อมูลในการประมาณการความต้องการใช้ (ส่งภายในวันอังคารของสัปดาห์ถัดไป) (2) ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 รายใดไม่สามารถดำเนินการนำเข้าได้ตามแผน ตามมาตรา 17 มีโทษตามมาตรา 43 แห่ง พ.ร.บ. การค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 (3) ในกรณีที่ปริมาณการจัดหาจากการผลิตและการนำเข้าไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ภายในประเทศ มีมาตรการป้องกันและแก้ไขปัญหาการขาดแคลน โดยอาศัยอำนาจตามมาตรา 24 แห่ง พ.ร.บ. การค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 โดยจะดำเนินการ ดังนี้ 1) ไม่อนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร และ 2) นำปริมาณสำรองตามกฎหมายออกมาจำหน่ายในภาคเชื้อเพลิงตามปริมาณส่วนที่ขาด เพื่อให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ ซึ่งในปัจจุบันปริมาณสำรองจะเพียงพอใช้ได้ 3.5 – 5 วัน (4) ปรับเพิ่มปริมาณสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมายโดยออกประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดชนิดและอัตรา หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการคำนวณปริมาณสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2560 ดังนี้ ระยะที่ 1 (1 มกราคม 2561 – 31 ธันวาคม 2563) ยกเลิกข้อผ่อนปรนที่ให้เก็บสำรองก๊าซ LPG ในแต่ละวันได้ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 70 เป็นต้องเก็บไม่ต่ำกว่าร้อยละ 100 ของปริมาณสำรองทุกวัน (จากเดิมปริมาณสำรองจะเพียงพอใช้ได้ 3.5 วัน เพิ่มขึ้นเป็นเพียงพอใช้ได้ 5 วัน) และระยะที่ 2 (วันที่ 1 มกราคม 2564 เป็นต้นไป) ปรับอัตราสำรองก๊าซ LPG จากร้อยละ 1.0 เป็นร้อยละ 2.0 (จากเดิมปริมาณสำรองจะเพียงพอใช้ได้ 5 วัน เพิ่มขึ้นเป็นเพียงพอใช้ได้ 9 วัน) และ (5) กรณีต้องสั่งนำเข้าก๊าซ LPG อาศัยอำนาจตามมาตรา 3 แห่ง พระราชกฤษฎีกาแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 ทั้งนี้ ให้ยกเลิกการออกประกาศกระทรวงพลังงานตาม พระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เพื่อรองรับแนวทางและวิธีการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG เพื่อสั่งให้นำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน เนื่องจากมติ กบง. วันที่ 5 กรกฎาคม 2560 เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 ดังนั้น จึงไม่มีความจำเป็นต้องออกประกาศกระทรวงพลังงานตาม พระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เพื่อรองรับแนวทางและวิธีการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG เพื่อสั่งให้นำเข้า LPG แบบฉุกเฉิน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เห็นชอบการมอบอำนาจให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาขยายระยะเวลาจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 พร้อมบทกำหนดโทษปรับลดอัตราค่าไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ลดลงไม่เกินร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย และหักระยะเวลาการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามข้อเท็จจริงแห่งเหตุอุทธรณ์ ทั้งนี้ อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น และเห็นชอบการมอบอำนาจให้ กบง. พิจารณาเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมจนครบเป้าหมายตามที่ กพช.กำหนด ซึ่งตามระเบียบคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 กำหนดเงื่อนไขการพิจารณาอุทธรณ์ตามสัญญาว่า ในกรณีคู่สัญญามีปัญหาปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า ให้เป็นอำนาจของ กกพ. วินิจฉัยหาข้อยุติ โดยให้ถือว่าคำวินิจฉัยของ กกพ. เป็นที่สุด และหากผู้ผลิตไฟฟ้าไม่พอใจในคำวินิจฉัยของ กกพ. ให้ฟ้องคดีต่อศาลไทย
2. กกพ. ได้มีการพิจารณาคำขออุทธรณ์ของ 3 หน่วยงาน มีรายละเอียด ดังนี้
2.1 บริษัท ไอคิว โซล่า จำกัด (บริษัทฯ) เป็นผู้สนับสนุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับสหกรณ์การเกษตรกระทุ่มแบน จำกัด มีสถานประกอบกิจการตั้งอยู่ที่ หมู่ 1 ตำบลบ้านเกาะ อำเภอเมืองสมุทรสาคร จังหวัดสมุทรสาคร มีวัตถุประสงค์ผลิตเพื่อจำหน่ายไฟฟ้าให้แก่การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) โดยบริษัทฯ ได้ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2559 กำหนดวัน SCOD ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ซึ่งเมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2559 กกพ. มีมติไม่ออกใบอนุญาตที่เกี่ยวข้องให้บริษัทฯ เนื่องจากที่ตั้งโครงการของบริษัทฯ เป็นพื้นที่ห้ามตั้งโรงงานลำดับที่ 88 ตามข้อบัญญัติองค์การบริหารส่วนตำบลบ้านเกาะ เรื่อง กำหนดบริเวณห้ามก่อสร้าง ดัดแปลง หรือเปลี่ยนการใช้อาคารบางชนิดหรือบางประเภทในพื้นที่บางส่วนในท้องที่เขตองค์การบริหารส่วนตำบลบ้านเกาะ อำเภอเมืองสมุทรสาคร จังหวัดสมุทรสาคร พ.ศ. 2557 บริษัทฯ จึงได้มีหนังสืออุทธรณ์มติไม่ออกใบอนุญาตดังกล่าว และในช่วงระหว่างการพิจารณาอุทธรณ์การไม่ออกใบอนุญาต กฟภ. ได้มีหนังสือบอกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของบริษัทฯ เนื่องจากไม่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายใน 30 ธันวาคม 2559 บริษัทฯ จึงมีหนังสือขออุทธรณ์คำสั่งบอกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อ กกพ. ตามข้อ 9 ของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดให้ กกพ. มีอำนาจในการวินิจฉัยข้อพิพาท ต่อมาเมื่อวันที่ 26 เมษายน 2560 มีการประกาศใช้กฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวมจังหวัดสมุทรสาคร พ.ศ. 2560 มีผลเป็นการยกเลิกข้อห้ามการสร้างโรงงานประเภทที่ 88 ตามข้อบัญญัติ อบต. บ้านเกาะฯ และกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวมฯ ดังกล่าว กำหนดให้ที่ตั้งโครงการ ณ ตำบลบ้านเกาะ อำเภอเมืองสมุทรสาคร จังหวัดสมุทรสาคร อยู่ในการใช้ประโยชน์ที่ดิน ประเภทชุมชน (สีชมพู) ทำให้สามารถก่อสร้างโรงงานลำดับที่ 88 ได้ ดังนั้น เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2560 กกพ. ได้พิจารณาแล้วเห็นว่าการไม่ออกใบอนุญาตต่างๆ ให้บริษัทฯ เนื่องจากในขณะนั้นมีข้อบัญญัติ อบต. บ้านเกาะ ห้ามก่อสร้างโรงงานประเภทที่ 88 บนพื้นที่ตั้งโครงการของบริษัทฯ ซึ่งปัจจุบันได้มีการประกาศใช้ผังเมืองรวมสมุทรสาครใหม่และมีผลให้พื้นที่ตั้งโครงการของบริษัทสามารถก่อสร้างโรงงานประเภทที่ 88 ได้ จึงเห็นควรนำเรื่องการขออนุญาตของบริษัทฯ มาพิจารณาใหม่ และเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2560 กกพ. ได้ตรวจสอบการดำเนินการแล้วเห็นว่า การประกาศใช้กฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวมจังหวัดสมุทรสาคร พ.ศ. 2560 มีผลเป็นการยกเลิกข้อห้ามการสร้างโรงงานประเภทที่ 88 ตามข้อบัญญัติ อบต. บ้านเกาะฯ ส่งผลให้พื้นที่ตั้งโครงการของบริษัทฯ สามารถก่อสร้างโรงงานประเภทที่ 88 ได้ ดังนั้น เนื่องจากการอุทธรณ์ของบริษัทฯ ฟังขึ้น กกพ. จึงเห็นควรให้ขยายกำหนดวัน SCOD ออกไปให้กับบริษัท ไอคิว โซล่า จำกัด และกำหนดวัน SCOD ภายในเดือนพฤศจิกายน 2560 ทั้งนี้ อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่นและให้ปรับลดอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลงร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย เหลือ 5.377 บาทต่อหน่วย
2.2 บริษัท ซันซีป เอ็นเนอร์ยี่ (ไทยแลนด์) จำกัด (บริษัทฯ) เป็นผู้สนับสนุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับสหกรณ์กรุงเทพ จำกัด ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2559 มีกำหนด SCOD ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ซึ่งเมื่อวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2560 กกพ. มีมติไม่เห็นชอบการออกใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงานผลิตพลังงานไฟฟ้า ประเภทหรือชนิดของโรงงานลำดับที่ 88(1) ให้แก่บริษัทฯ เนื่องจากที่ตั้งโครงการตั้งอยู่ในเขตพื้นที่ชุ่มน้ำที่มีความสำคัญระดับชาติตามมติคณะรัฐมนตรี ซึ่งขัดกับกฎกระทรวงฉบับที่ 2 ข้อ 2(2) ตามพระราชบัญญัติโรงงานฯ ไม่สามารถก่อสร้างโรงงานได้ซึ่งเป็นไปตามความเห็นของกรมโรงงานอุตสาหกรรม บริษัทฯ จึงได้มีหนังสืออุทธรณ์มติ กกพ. ดังกล่าว และขอให้ กกพ. พิจารณาให้บริษัทฯ ย้ายสถานที่ตั้งโครงการโดยยังมีจุดเชื่อมโยงเดิมพร้อมขอขยายวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ด้วย ตามหนังสือลงวันที่ 6 มิถุนายน 2560 ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2560 กกพ. มีมติให้บริษัทฯ ย้ายที่ตั้งโครงการเนื่องจากมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 ซึ่งกำหนดให้พื้นที่บริเวณที่ตั้งโครงการเป็นส่วนหนึ่งของพื้นที่ชุ่มน้ำอ่าวไทยที่มีความสำคัญระดับชาติตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 1 สิงหาคม 2543 ไม่มีประกาศในราชกิจจานุเบกษาหรือประกาศเผยแพร่ให้ประชาชนทราบโดยทั่วกัน ประกอบกับมติคณะรัฐมนตรีไม่มีสถานะเป็นกฎหมายและเมื่อไม่มีการประกาศให้ประชาชนทราบ มติดังกล่าวจึงมีผลผูกพันเฉพาะการดำเนินการของหน่วยงานของรัฐเท่านั้น จึงเป็นเหตุอันรับฟังได้ว่าบริษัทฯ ไม่อาจทราบมาก่อนว่าพื้นที่ตั้งโครงการเป็นพื้นที่ชุ่มน้ำตามมติคณะรัฐมนตรี ดังนั้น กกพ. จึงเห็นควรให้ขยายกำหนดวัน SCOD ออกไปให้กับบริษัท ซันซีป เอ็นเนอร์ยี่ (ไทยแลนด์) จำกัด และกำหนดวัน SCOD ภายในเดือนมิถุนายน 2561 ทั้งนี้ อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่นและให้ปรับลดอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลง เหลือ 4.12 บาทต่อหน่วย
2.3 บริษัท เอ ไอ คิว เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด (บริษัทฯ) เป็นผู้สนับสนุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับสหกรณ์การเกษตรสนามชัยเขต จำกัด สถานที่ตั้งโครงการอยู่บนที่ดิน นส.3ก. เลขที่ 556 หมู่ 6 ตำบลท่ากระดาน อำเภอสนามชัยเขต จังหวัดฉะเชิงเทรา บริษัทฯ ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเมื่อวันที่ 19 สิงหาคม 2559 กำหนดวัน SCOD ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ซึ่งเมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2559 กกพ. มีมติเห็นควรไม่ออกใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า ใบอนุญาต ร.ง.4 ลำดับที่ 88(1) และใบอนุญาต พค.2 ให้แก่บริษัทฯ เนื่องจากพื้นที่โครงการตั้งอยู่ในพื้นที่ป่าสงวนแห่งชาติป่าแควระบมและป่าสียัด จังหวัดฉะเชิงเทรา ซึ่งเป็นพื้นที่ที่กรมป่าไม้มอบให้ ส.ป.ก. นำไปดำเนินการปฏิรูป ส่งผลให้บริษัทฯ ไม่สามารถดำเนินการจำหน่ายไฟฟ้าได้ทันตามกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (วันที่ 30 ธันวาคม 2559) บริษัทฯ จึงไม่มีสิทธิในที่ดินอย่างสมบูรณ์ตามที่ได้ยื่นขออนุญาตขายไฟฟ้าไว้ ตามระเบียบ ประกาศและหลักเกณฑ์ในการคัดเลือกการรับซื้อไฟฟ้าฯ ต่อมาบริษัทฯ มีหนังสือขออุทธรณ์คำสั่ง กกพ. โดยอ้างว่า นส.3ก เลขที่ 556 กรมที่ดินได้ออกหนังสือรับรองการทำประโยชน์ตั้งแต่วันที่ 25 เมษายน 2517 ซึ่งเป็นช่วงเวลาก่อนที่ทางกรมป่าไม้จะได้มีการมอบพื้นที่บางส่วนของป่าสงวนแห่งชาติแควระบมและป่าสียัดให้ ส.ป.ก. และบริษัทฯ อยู่ระหว่างขอรังวัดสอบเขตเพื่อออกหนังสือรับรองการทำประโยชน์หรือโฉนดที่ดินกับกรมที่ดินพร้อมขอขยายวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ด้วย ซึ่งต่อมาบริษัทฯได้แจ้งเพิ่มเติมว่า เนื่องจากการออกหนังสือรับรองการทำประโยชน์ที่ดินต้องใช้ระยะเวลาการดำเนินการสอบสิทธิ์ ดังนั้น บริษัทฯ จึงตัดสินใจไม่ทำการรังวัดที่ดินแปลงดังกล่าวและขอย้ายสถานที่ตั้งโครงการจากเดิมตั้งอยู่ที่ ตำบลท่ากระดาน อำเภอสนามชัยเขต จังหวัดฉะเชิงเทรา ไปอยู่ที่ ตำบลคู้ยายหมี อำเภอสนามชัยเขต จังหวัดฉะเชิงเทรา ซึ่งมีจุดเชื่อมโยงเดียวกันกับที่ตั้งโครงการเดิม และเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2560 กกพ. ได้พิจารณาประเด็นการอุทธรณ์การไม่ออกใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า ใบอนุญาต ร.ง.4 ลำดับที่ 88(1) และใบอนุญาต พค.2 ให้แก่บริษัทฯ เนื่องจากเห็นว่าพื้นที่ตั้งโครงการตั้งอยู่ในพื้นที่ป่าสงวนแห่งชาติป่าแควระบมและป่าสียัด จังหวัดฉะเชิงเทรา จึงไม่อาจออกใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงานผลิตพลังงานไฟฟ้า (ใบอนุญาต ร.ง.4 ลำดับที่ 88(1)) และใบอนุญาตให้ผลิตพลังงานควบคุมให้แก่บริษัทฯ ได้เห็นว่าการไม่ออกใบอนุญาตดังกล่าวให้แก่บริษัทฯ นั้นชอบแล้ว อุทธรณ์ของบริษัทฯ ฟังไม่ขึ้น ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2560 กกพ. ได้มีมติเห็นควรอนุญาตให้บริษัทฯ ขอย้ายที่ตั้งโครงการได้ เนื่องจากบริษัทฯ มีเอกสารสิทธิ นส.3ก และบริษัทฯ ได้มีความพยายามในการสอบสิทธิที่ดินแล้ว แต่เมื่อได้รับทราบขั้นตอนและระยะเวลาในการพิสูจน์สิทธิแล้ว บริษัทฯ จึงได้ขอย้ายสถานที่ โดยที่ตั้งโครงการใหม่ยังคงเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าเดิมตามที่เคยได้รับอนุมัติในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ดังนั้น กกพ. จึงเห็นควรให้ขยายกำหนดวัน SCOD ออกไปให้กับบริษัท เอ ไอ คิว เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด และกำหนดวัน SCOD ภายในเดือนมิถุนายน 2561 ทั้งนี้ อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น และให้ปรับลดอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลง เหลือ 4.12 บาทต่อหน่วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ให้กับบริษัท ไอคิว โซล่า จำกัด โดยกำหนดวัน SCOD ใหม่เป็นภายในเดือนพฤศจิกายน 2560 ทั้งนี้ อายุสัญญายังคงสิ้นสุดวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น และให้ปรับลดอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลงร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย เหลือ 5.377 บาทต่อหน่วย
2. กรณีบริษัท ซันซีป เอ็นเนอร์ยี่ (ไทยแลนด์) จำกัด และบริษัท เอ ไอ คิว เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด ไม่อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน