![Super User](http://www.gravatar.com/avatar/8f29cc35bfcee5e137109c704783b4c7?s=100&default=https%3A%2F%2Feppo.go.th%2Fepposite%2Fcomponents%2Fcom_k2%2Fimages%2Fplaceholder%2Fuser.png)
Super User
กบง. ครั้งที่ 54 - วันจันทร์ที่ 26 มีนาคม 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 7/2561 (ครั้งที่ 54)
เมื่อวันจันทร์ที่ 26 มีนาคม 2561 เวลา 15.00 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
3. รายงานความคืบหน้าร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
4. ร่างแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน
5. การปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
1. เจ้าหน้าที่สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก และมุมมองจากการเข้าร่วมการประชุมด้านนบายของบริษัท ซาอุดิ อารามโก ณ ประเทศซาอุดิอาระเบีย ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในช่วงเดือนมีนาคม 2561 ยังมีความผันผวนเมื่อเทียบกับเดือนก่อนหน้า โดยปัจจัยที่ส่งผลต่อราคาน้ำมันดิบได้แก่ สำนักงานพลังงานสากล (IEA) วิเคราะห์ว่าไตรมาสที่ 4 ของปี 2561 ความต้องการนำมันดิบจะเพิ่มสูงขึ้น ทำให้การผลิตน้ำมันดิบจาก Shell Oil มีความคุ้มค่ามากขึ้นส่งผลให้ประเทศสหรัฐฯ เพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมันดิบจาก Shell Oil เพิ่มขึ้น ซึ่งจะทำให้เกิดความสมดุลระหว่างความต้องการและการผลิตมากยิ่งขึ้น รวมทั้งประธานาธิบดีของสหรัฐฯ ได้ประกาศนโยบายเพิ่มภาษีการนำเข้าเหล็กและอลูมิเนียมร้อยละ 25 ซึ่งจะทำให้มูลค่าในการลงทุนโครงสร้างพื้นฐาน เช่น อุตสาหกรรมยานยนต์ และอุตสาหกรรมการผลิตน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มสูงขึ้น ซึ่งจากปัจจัยต่างๆ คาดว่าจะส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบในช่วงเดือนมีนาคมอยู่ในระดับ 65 – 70 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (2) ราคาก๊าซ LPG ในช่วงเดือนมีนาคม 2561 มีทิศทางปรับตัวลดลง โดยมีปัจจัยมาจากราคาโพรเพน (C3) และบิวเทน (C4) ปรับตัวลดลง สภาพภูมิอากาศที่เริ่มมีอุณหภูมิสูงขึ้น และประเทศญี่ปุ่นปรับลดปริมาณสำรองก๊าซ LPG จาก 50 วัน เป็น 40 วัน (3) ราคาถ่านหินในช่วงเดือนมีนาคม 2561 มีการปรับตัวลดลงเล็กน้อย โดยมีปัจจัยมาจากสภาพภูมิอากาศที่เริ่มมีอุณหภูมิสูงขึ้น ประเทศจีนเพิ่มปริมาณการผลิตถ่านหิน และประเทศญี่ปุ่นเพิ่มปริมาณการผลิตไฟฟ้านิวเคลียร์ทำให้ความต้องการถ่านหินลดลง (4) ราคาก๊าซ LNG ในช่วงเดือนมีนาคม 2561 มีแนวโน้มปรับตัวลดลง โดยมีปัจจัยมาจากสภาพภูมิอากาศที่เริ่มมีอุณหภูมิสูงขึ้น รวมทั้งประเทศญี่ปุ่นและประเทศใต้หวันเพิ่มปริมาณการผลิตไฟฟ้านิวเคลียร์มากขึ้น (5) ไฟฟ้า ช่วงเดือนมกราคา 2561 มีกำลังการผลิตไฟฟ้าอยู่ที่ 42,209 เมกะวัตต์ ลดลงจากเดือนธันวาคม 2560 เล็กน้อยเนื่องจากมีการปิดซ่อมบำรุงโรงไฟฟ้า และมีปริมาณการผลิตไฟฟ้าอยู่ที่ 16,000 ล้านหน่วย เพิ่มขึ้นร้อยละ 3 จากปีที่ผ่านมา โดยเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้ายังคงใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นหลัก ส่วนปริมาณความต้องการในช่วงเดือนมกราคม 2561 อยู่ที่ 14,430 ล้านหน่วย เพิ่มขึ้นร้อยละ 1 จากปีที่แล้ว เนื่องจากความเติบโตทางเศรษฐกิจของภาคอุตสาหกรรมและภาคธุรกิจ ทั้งนี้ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak) อยู่ที่ 28,400 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 20 มีนาคม 2561 แต่คาดการณ์ว่า Peak ในปี 2561 จะสูงสุดอยู่ที่ประมาณ 30,300 เมกะวัตต์ และ (6) มุมมองจากการเข้าร่วมการประชุมด้านนโยบายของบริษัท ซาอุดิ อารามโก ณ ประเทศซาอุดิอาระเบียเมื่อวันที่ 12 – 13 มีนาคม 2561 บริษัท ซาอุดิ อารามโก เป็นผู้ผลิตและส่งออกน้ำมันรายใหญ่ของโลก โดยร้อยละ 80 ของปริมาณการผลิตถูกส่งออกมายังทวีปเอเชียเป็นหลัก ซึ่งประเทศไทยก็นำเข้าจากซาอุดิอาระเบียประมาณร้อยละ 25 จากการนำเข้าทั้งหมด ทั้งนี้ บริษัท ซาอุดิ อารามโกมี OSPAS (Oil Supply Planning and Scheduling Center) เป็นศูนย์บริหารจัดการปิโตรเลียมของบริษัท ซาอุดิอาระเบีย โดยมี OCC (Operation Coordination Center) เป็นศูนย์ประสานการบริหารจัดการปิโตรเลียม ซึ่งศูนย์ดังกล่าวจะมีการเชื่อมโยงข้อมูลแบบ Real Time ส่วนปรัชญาในการดำเนินงานของบริษัท ซาอุดิ อารามโก คือ Saudi Aramco เน้นการเติบโตอย่างยั่งยืน แทนการมุ่งแสวงหากำไรเป็นหลัก โดยเน้นสร้างความเชื่อมั่นด้วยกลยุทธ์การตลาดที่เน้นการเข้าใจลูกค้า สร้างบทบาทเสมือนเป็น Buffer ราคาน้ำมันโลก และส่งเสริมนวัตกรรม มุ่งให้เกิดการพัฒนาอุตสาหกรรมสร้างสรรค์บนพื้นฐานสังคมแห่งความรู้ โดยคำนึงถึง 4 ประเด็นหลักๆ ได้แก่ สถานการณ์ความต้องการ ทิศทางราคาน้ำมันตลาดโลก เทียบเคียงราคากับผู้ประกอบการรายอื่น และการกำหนดราคาแบบ Long Term Business ส่วนมุมมองของบริษัท ซาอุดิ อารามโกต่อราคาน้ำมันในตลาดโลกเชื่อว่า น้ำมันดิบยังคงเป็นเชื้อเพลิงหลักทั้งในปัจจุบันและอนาคต ส่วนเทคโนโลยีต่างๆ จะไม่มีผลต่อความต้องการน้ำมันในช่วง 10 ปี เพราะเทคโนโลยีรถไฟฟ้า (EV) จะไม่มีเติบโตแบบก้าวกระโดด ส่วนพลังงานทดแทนยังไม่สามารถเข้าถึงได้เพราะกลไกด้านราคาที่ยังสูงอยู่ในปัจจุบัน รวมถึง Shell Oil ถึงแม้จะมีการผลิตเพิ่มขึ้นแต่ด้วยปริมาณที่จำกัดหากหมดไปก็จะต้องกลับมาพึ่งพาน้ำมันดิบ ดังนั้น สรุปได้ว่ามุมมองและประโยชน์ที่ได้รับจากการเข้าร่วมประชุมในครั้งนี้สามารถนำมาใช้เป็นแนวทางในการวางนโยบายด้านพลังงานในอนาคตของประเทศไทยต่อไปได้
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 – 2579 (EEP 2015) พร้อมมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้พิจารณาและให้การสนับสนุนการดำเนินงานของแผน EEP 2015 โดยมีเป้าหมาย ดังนี้ (1) ลดความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity; EI) ลงร้อยละ 30 ในปี 2579 เมื่อเทียบกับปี 2553 โดยต้องลดค่าความเข้มการใช้พลังงานจากปีฐาน (ปี 2553) ซึ่งมีค่า 8.54 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อพันล้านบาท ลดลงให้เหลือ 5.98 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ต่อพันล้านบาท ในปี 2579 (2) ตระหนักถึงเจตจำนงค์ของ APEC มีเป้าหมายร่วมในการลด EI ลงร้อยละ 45 ในปี 2578 เมื่อเทียบกับปี 2548 โดยมุ่งเน้นสัดส่วนที่ประเทศไทยจะสามารถมีส่วนร่วมได้เป็นหลัก และ (3) ตระหนักถึงเจตจำนงของ UNFCCC ในการประชุม COP20 ที่ประเทศไทยได้เสนอเป้าหมาย NAMAs ในปี 2563 จะลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาคขนส่งและภาคพลังงานให้ได้ร้อยละ 7-20 จากปริมาณที่ปล่อยในปี 2548 ในภาวะปกติ (สำหรับกรณีที่ไม่ได้รับความช่วยเหลือจากชาติอื่น) โดยมียุทธศาสตร์และมาตรการในการขับเคลื่อนการอนุรักษ์พลังงานของประเทศ เป็น 3 ระยะ ได้แก่ ระยะสั้น 1 - 2 ปี ระยะกลาง 5 ปี และระยะยาว 22 ปี แบ่งกลุ่ม เป้าหมาย 4 กลุ่มเศรษฐกิจ ได้แก่ ภาคอุตสาหกรรม ภาคอาคารธุรกิจ อาคารของรัฐ ภาคบ้านอยู่อาศัย และ ภาคขนส่ง โดยมี 3 กลยุทธ์ (10 มาตรการ) ได้แก่ กลยุทธ์ภาคบังคับ (Compulsory Program) เป็นการกำกับดูแลโดยใช้กฎหมาย กลยุทธ์ความร่วมมือ (Voluntary Program) เป็นการสนับสนุนด้านการเงิน การอนุรักษ์พลังงาน ภาคขนส่งและการศึกษาวิจัย และกลยุทธ์สนับสนุน (Complementary Program) เป็นการพัฒนาบุคลากรและ การสร้างจิตสำนึกการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ
2. เป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานจากทุกมาตรการในปี 2560 กำหนดไว้ที่ 1,270 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) แบ่งเป็นเป้าหมายที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่ง จำนวน 703 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และคิดเป็นเป้าหมายเฉพาะมาตรการในภาคขนส่ง เช่น การใช้มาตรการกำหนดภาษีสรรพสามิตเพื่อส่งเสริมรถประหยัดพลังงาน การติดฉลาก ECO Sticker สำหรับรถยนต์ เป็นต้น ซึ่งมีเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานปี 2560 อยู่ที่ 567 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ หากพิจารณาถึงความก้าวหน้าการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน ณ ปัจจุบัน เฉพาะในส่วนที่เป็นมาตรการที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่งซึ่งมีเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงาน ปี 2560 อยู่ที่ 703 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ นั้น กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานได้ดำเนินมาตรการหลักภายใต้แผนอนุรักษ์พลังงาน ซึ่งมีผลการอนุรักษ์พลังงานถึงไตรมาสที่ 4 ปี 2560 คิดเป็นผลการอนุรักษ์พลังงานรวมประมาณ 713.42 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ โดย คิดเป็นร้อยละ 101.48 ของเป้าหมายปี 2560 ส่วนมาตรการ EE7 ที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมาย ส่วนหนึ่งมาจากมาตรการ ECO-Sticker ที่จำนวนรถใหม่ยังไม่เป็นไปตามเป้าที่ระบุไว้ในแผนอนุรักษ์พลังงาน และกรณีของรถไฟทางคู่ การก่อสร้างยังไม่แล้วเสร็จจึงยังไม่มีการเปิดใช้งาน เป็นต้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานความคืบหน้าร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2559 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้อนุมัติหลักการร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... และให้รับความเห็นของหน่วยงานต่างๆ ไปประกอบการพิจารณาในขั้นตอนการตรวจพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) ต่อมาเมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2560 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้กำหนดให้มีการรับฟังความคิดเห็นตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย โดยใช้ร่างที่ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) และเมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2560 สนพ. และสำนักงานบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ได้มีการชี้แจงรายละเอียดร่างพระราชบัญญัติกองทุนฯต่อคณะกรรมการฯ และได้ผ่านการพิจารณาเรียบร้อยแล้ว
2. เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2561 สคก. ได้มีการประชุมหารือเพื่อพิจารณาตรวจความถูกต้อง ของร่างพระราชบัญญัติกองทุนฯ ก่อนจะนำเสนอ ครม. ซึ่งมีการแก้ไขปรับถ้อยคำโดยไม่ได้แก้ไขสาระสำคัญ และเพิ่มเติมในบางประเด็น และต่อมาได้นำเสนอต่อคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) เพื่อพิจารณา เมื่อวันที่ 15 มีนาคม 2561 และวันที่ 21 มีนาคม 2561 และได้พิจารณาเสร็จเรียบร้อยแล้ว โดยมีสาระสำคัญ ดังนี้ ร่างพระราชบัญญัติกองทุนฯ มี 7 หมวด (มาตรา 1 - 45) โดยมีการเพิ่มมาตรา 29/1 และ มาตรา 42/1 และ บทเฉพาะกาล (มาตรา 46 - 55) จำนวนทั้งหมด 57 มาตราได้แก่ หมวด 1 การจัดตั้งกองทุน หมวด 2 การบริหารกิจการของกองทุน หมวด 3 สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง หมวด 4 การดำเนินงานของกองทุน หมวด 5 พนักงานเจ้าหน้าที่ หมวด 6 การบัญชี การตรวจสอบและการประเมินผล หมวด 7 บทกำหนดโทษ และบทเฉพาะกาล โดยร่างพระราชบัญญัติกองทุนฯ มีวัตถุประสงค์เหลืออยู่ 2 ข้อ ได้แก่ (1) รักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม (2) สนับสนุนราคาเชื้อเพลิงชีวภาพให้มีส่วนต่างราคาที่สามารถแข่งขันกับน้ำมันเชื้อเพลิงได้ นอกจากนี้ ยังได้มีบทบัญญัติเรื่องการจัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันฯ เพื่อเป็นกรอบการปฏิบัติงานที่ชัดเจนในการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันฯ เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพตามวัตถุประสงค์ของกองทุนน้ำมันฯ และมีการกำหนดกรอบวงเงินการกู้ยืมเงินเพื่อมิให้ก่อให้เกิดผลกระทบต่อหนี้สาธารณะและเสถียรภาพของกองทุนน้ำมันฯ
3. ความคืบหน้า หลังจากการพิจารณาร่างพระราชบัญญัติกองทุนฯ ผ่านคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) แล้ว สคก.จะนำเสนอร่างพระราชบัญญัติฯ เข้า ครม. โดยมีแนวทางการนำเสนอ 2 วิธี ดังนี้คือ (1) สคก. จะนำเสนอร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันฯ ไปยังกระทรวงพลังงานเพื่อให้ยืนยันร่างพระราชบัญญัติกองทุนฯ ไปยัง สคก. และ สคก. จะส่งไปยังสำนักงานเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ต่อไป และ (2) สคก. จะนำเสนอร่างพระราชบัญญัติฯ ไปยัง สลค. และจะมีหนังสือมายังกระทรวงพลังงานเพื่อให้ยืนยันพระราชบัญญัติกองทุนฯ ไปยัง สลค. ต่อไป ซึ่ง สนพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าร่างพระราชบัญญัติกองทุนฯ เป็นเรื่องเร่งด่วนจึงขอใช้แนวทางในข้อที่ 2 และจะได้แจ้งประสานไปยัง สคก. เพื่อทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 ร่างแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. สาระสำคัญร่างแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงานมีทั้งหมด 6 ด้าน ครอบคลุม 17 ประเด็น สรุปสาระสำคัญ ดังนี้ (1) บริหารจัดการพลังงานของประเทศ ปฏิรูปใน 3 ประเด็น ได้แก่ 1) ปฏิรูปองค์กรด้านพลังงาน 2) พัฒนาศูนย์สารสนเทศพลังงานแห่งชาติ และ 3) สร้างธรรมาภิบาลและการมีส่วนร่วมในทุกภาคส่วน (2) ด้านไฟฟ้า ปฏิรูปใน 3 ประเด็น คือ 1) ปรับแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าใหม่ 2) ส่งเสริมการแข่งขันใน กิจการไฟฟ้า และส่งเสริมกิจการไฟฟ้าที่ใช้พลังงานทดแทน และ 3) ปรับโครงสร้างการบริหารกิจการไฟฟ้า (3) ด้านปิโตรเลียมและปิโตรเคมี ปฏิรูปใน 2 ประเด็น คือ 1) ด้านการพัฒนาอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติโดยสร้างโอกาสให้ประเทศไทยเป็นศูนย์กลางการค้า LNG ของภูมิภาค และ 2) การพัฒนาปิโตรเคมี ระยะที่ 4 เพื่อสร้าง ความเข้มแข็งของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี (4) สนับสนุนพลังงานทดแทน ปฏิรูปใน 4 ประเด็น คือ 1) ปฏิรูประบบบริหารจัดการเชื้อเพลิงไม้โตเร็วสำหรับโรงไฟฟ้าชีวมวล 2) ส่งเสริมการนำขยะไปเป็นเชื้อเพลิงเพื่อผลิตไฟฟ้า 3) ส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี และ 4) ปฏิรูปโครงสร้างการใช้พลังงานภาคขนส่งเพื่อสร้างกรอบและโครงสร้างการใช้พลังงานภาคขนส่งที่เหมาะสมกับประเทศ (5) อนุรักษ์และการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ สนับสนุนและเร่งดำเนินการใน 3 ประเด็น คือ 1) ส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในกลุ่มอุตสาหกรรม 2) การใช้ข้อบัญญัติเกณฑ์มาตรฐานอาคารด้านพลังงาน (Building Energy Code: BEC) และ 3) การใช้มาตรการบริษัทจัดการพลังงาน (ESCO) สำหรับหน่วยงานภาครัฐ และ (6) เทคโนโลยี นวัตกรรม และโครงสร้างพื้นฐานพลังงาน ปฏิรูปใน 2 ประเด็น คือ 1) การส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าในประเทศไทย และ 2) ส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงานเพื่อส่งเสริมให้นำเทคโนโลยีและนวัตกรรมสมัยใหม่มาใช้ในการบริหารจัดการโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงาน ของประเทศ
2. ความก้าวหน้าในการดำเนินการของรัฐบาล เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2561 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบร่างแผนปฏิรูปประเทศ ดังนี้ (1) เห็นชอบร่างแผนการปฏิรูปประเทศ ตามที่ สศช. เสนอและให้รายงานต่อสภานิติบัญญัติแห่งชาติ (สนช.) เพื่อทราบ ต่อไป (2) เห็นชอบตามความเห็น สศช. และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง ต่อไป และ (3) ให้ทุกหน่วยงานที่เกี่ยวข้องกับร่างแผนการปฏิรูปประเทศพิจารณาจัดทำแผนงานโครงการที่อยู่ระหว่างการดำเนินงานของหน่วยงาน และเป็นแผนการดำเนินงานของหน่วยงานในระยะ 5 ปี (พ.ศ. 2561-2565) ให้สอดคล้องเชื่อมโยงกับแผนการปฏิรูปประเทศทั้ง 11 ด้าน แล้วส่งไปยัง สศช. ภายใน 3 เดือน โดยให้ สศช. รวบรวมข้อมูลดังกล่าวเสนอต่อคณะกรรมการที่จะมีการจัดตั้งขึ้นเพื่อขับเคลื่อนร่างแผนการปฏิรูปประเทศ เพื่อใช้เป็นข้อมูลการประชาสัมพันธ์เพื่อสร้างการรับรู้และความเข้าใจเกี่ยวกับการปฏิรูปประเทศให้แก่ทุกภาคส่วน ต่อไป ทั้งนี้เพื่อให้การดำเนินการประชาสัมพันธ์เกี่ยวกับการดำเนินการตามร่างแผนการปฏิรูปประเทศเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ ให้ สศช. พิจารณาช่องทางการสื่อสารที่หลากหลายเพื่อให้ประชาชนทุกภาคส่วนเข้าถึงข้อมูลต่างๆได้อย่างถูกต้องและทั่วถึงด้วย และ (4) ให้ สศช. เร่งดำเนินการจัดทำหลักเกณฑ์และวิธีการติดตาม การตรวจสอบและการประเมินผลการดำเนินการตามแผนการปฏิรูปประเทศ โดยมุ่งเน้นให้กลไกและวิธีการประเมินสามารถประเมินผลได้อย่างเป็นรูปธรรมและไม่เป็นภาระของหน่วยงานมากจนเกินไปและนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาโดยเร็วเพื่อให้ส่วนราชการและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องใช้เป็นแนวทางและหลักเกณฑ์เพื่อถือปฏิบัติ ต่อไป
3. การจัดลำดับความสำคัญโครงการ เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2561 กระทรวงพลังงานได้หารือหน่วยงานที่เกี่ยวข้องกำหนดเกณฑ์การพิจารณาที่สำคัญ โดยคัดเลือก 10 กิจกรรมที่สำคัญส่งให้ สศช. และคณะกรรมการปฏิรูปฯ โดยรับทราบว่าคณะกรรมการปฏิรูปฯ เห็นชอบในหลักเกณฑ์และการคัดเลือก 10 กิจกรรมสำคัญดังกล่าว เรียบร้อยแล้ว สรุปดังนี้ (1) ประเด็นที่แก้ปัญหาการขับเคลื่อนยุทธศาสตร์พลังงาน ได้แก่ 1) ปฏิรูปโครงสร้างแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า (PDP) 2) ปฏิรูปองค์กรด้านพลังงาน เน้นกิจกรรม OSS ปฏิรูปการพัฒนาศูนย์สารสนเทศพลังงานแห่งชาติ และ 3) ปฏิรูปสร้างธรรมาภิบาล เน้นกิจกรรมกำหนดกลไกการจัดตั้งโรงไฟฟ้า ที่ประชาชนมีส่วนร่วม (2) ประเด็นที่จะกระตุ้นและส่งเสริมการลงทุนประเทศ ได้แก่ 1) ปฏิรูปส่งเสริมกิจการไฟฟ้า เพื่อเพิ่มการแข่งขัน และ 2) ปฏิรูปการพัฒนาปิโตรเคมี ระยะที่ 4 และ (3) นโยบายรัฐบาล รวมถึงประเด็นที่นายกรัฐมนตรีให้ความสำคัญ ได้แก่ 1) ปฏิรูปการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี 2) ปฏิรูปการใช้มาตรการบริษัทจัดการพลังงาน (ESCO) สำหรับหน่วยงานภาครัฐ 3) ปฏิรูปการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าในประเทศไทย และ 4) ปฏิรูป การส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน
4. การดำเนินการขับเคลื่อนแผนการปฏิรูปประเทศของกระทรวงพลังงาน ประกอบด้วย (1) การจัดตั้งกลุ่มงานภายในกระทรวงพลังงาน สำนักงาน กพร. แจ้งว่านายกรัฐมนตรีได้เห็นชอบรูปแบบการจัดตั้ง ตำแหน่ง อัตรากำลัง และคุณลักษณะของกลุ่มขับเคลื่อนการปฏิรูปประเทศ ยุทธศาสตร์ชาติ และการสร้างความสามัคคีปรองดอง (กลุ่ม ป.ย.ป.) โดย สป.พน. ได้นำเสนอปลัดกระทรวงพลังงานถึงกรอบการดำเนินการตามที่สำนักงาน กพร. กำหนด และได้รับความเห็นชอบแล้ว โดยให้มีการกำหนดผู้นำ ป.ย.ป. รวบรวมรายชื่อเจ้าหน้าที่ ป.ย.ป. นำส่งสำนักงาน ก.พ.ร. ภายใน 31 มีนาคม 2561 และจัดทำคำสั่งตั้งกลุ่ม ป.ย.ป. และ (2) การจัดตั้งกลไกคณะกรรมการภายในกระทรวง โดย สป.พน. จะปรับปรุงคำสั่งคณะกรรมการสนับสนุนการดำเนินงานตามแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงานที่รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ลงนามเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2561 ให้ครอบคลุมงานด้านการขับเคลื่อนยุทธศาสตร์ชาติและเพิ่มเติมอำนาจหน้าที่ตามที่สำนักงาน กพร. กำหนด นำเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานพิจารณาปรับปรุงคำสั่ง ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 การปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบดังนี้
1. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง และค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง และได้นำเสนอผลการศึกษาต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 ซึ่งที่ประชุมได้มีมติรับทราบผลการศึกษาและมอบหมายให้ สนพ. สื่อสารให้ผู้มีส่วนได้ส่วนเสียทุกกลุ่มได้รับทราบจนได้ข้อสรุปที่ทุกฝ่ายเห็นชอบร่วมกันและนำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป ซึ่ง สนพ. ได้จัดการประชุมสื่อสารผลการศึกษาให้กับกลุ่มผู้ผลิตน้ำมันเชื้อเพลิง กลุ่มผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิง กลุ่มผู้ใช้น้ำมันเชื้อเพลิง และกลุ่มนักวิชาการพลังงาน และได้รวบรวมข้อสรุปจากการประชุมสื่อสาร รวมทั้งความเห็นเพิ่มเติมจากทุกกลุ่มเพื่อนำเสนอ กบง. พิจารณา
2. ผลการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง พบว่า แนวทางการปรับปรุงการกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ตามวิธีปัจจุบัน (Import Parity) มีดังนี้ (1) ราคา FOB ปัจจุบัน ใช้ราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก 2 วันย้อนหลังโดยน้ำมันเบนซินอ้างอิง MOPS EURO 3 และน้ำมันดีเซลอ้างอิง MOPS EURO 3 ข้อเสนอคือให้ใช้ราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก 2 วันย้อนหลัง โดยน้ำมันเบนซินอ้างอิง MOPS EURO 3 และน้ำมันดีเซลอ้างอิง MOPS EURO 4 (2) ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงจากสิงคโปร์มายังไทย (อ้างอิงอัตรา World Scale) ปัจจุบัน ใช้ AFRA ของเรือบรรทุกขนาด GP สำหรับดีเซลและเบนซินโดยใช้ค่าขนส่งทางเรือสิงคโปร์-กรุงเทพฯ ข้อเสนอ คือ ให้ใช้ AFRA ของเรือขนาด LR1 และคำนวณอัตราค่าขนส่งในแบบ long term charter โดยใช้ค่าขนส่งทางเรือสิงคโปร์-ศรีราชา (3) ค่าประกันภัย ปัจจุบันใช้อัตราร้อยละ 0.084 ของ C&F ข้อเสนอคือใช้อัตราร้อยละ 0.084 ของ C&F เท่าเดิม (4) ค่าสูญเสียน้ำมันระหว่างการขนส่ง ปัจจุบันใช้อัตราร้อยละ 0.5 ของราคา CIF ของน้ำมันทุกชนิดข้อเสนอคือใช้อัตราร้อยละ 0.3 ของ CIF ของน้ำมันทุกชนิด (5) ค่าเสียเวลาเรือ ปัจจุบันน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 0.16 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และน้ำมันเบนซินอยู่ที่ 0.1 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ข้อเสนอคือให้ยกเลิกทั้งหมด (6) ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน ปัจจุบันน้ำมันเบนซิน 95 เบนซิน 91 และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 3.86 1.66 และ 2.88 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ข้อเสนอคือน้ำมันเบนซิน 95 และเบนซิน 91 อยู่ที่ 2.46 0.26 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ส่วนน้ำมันดีเซลให้ยกเลิก (7) ค่าใช้จ่ายสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง ปัจจุบันอยู่ที่ 0.20 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรลข้อเสนอให้อยู่ที่ 0.68 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6) (8) ค่าบริการอื่นๆ (ค่าใช้จ่ายคลังและค่าลำเลียง) ปัจจุบัน น้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 0.67 และ 0.00 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับข้อเสนอคือให้มีค่าขนส่งน้ำมันทางท่อจากศรีราชา-กรุงเทพฯ ตามจริง (0.74 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรลหรือประมาณ 0.15 บาทต่อลิตร) (9) ค่าปรับอุณหภูมิเป็น 86 องศาฟาเรนไฮต์ ปัจจุบันน้ำมันเบนซิน 95 เบนซิน 91 น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตาอยู่ที่ 0.9814 0.9810 0.9870 และ 0.9896 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ข้อเสนอคือให้คงเดิม และ (10) ค่าใช้จ่ายการผสมเอทานอลและไบโอดีเซล ปัจจุบันน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 และน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 อยู่ที่ 1 2 และ 1.7 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ข้อเสนอคือส่วนต่างระหว่างมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่เติมลงไปและนำออกจากน้ำมันเบนซินพื้นฐาน โดยฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้เป็นศูนย์จนกว่าผู้ค้าจะส่งข้อมูลมายืนยัน
3. ข้อเสนอจากผลการศึกษา ควรปรับปรุงสูตรกำหนดราคา ดังนี้ (1) น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 เท่ากับ (1-X1) ของ [ราคาเบนซินออกเทน 95 + (Y1 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984)] + (X1) ของราคาเอทานอล (2) น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 เท่ากับ (1-X2) ของ [ราคาเบนซินออกเทน 91 + (Y2 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984)] + (X2) ของราคาเอทานอล (3) น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E20 เท่ากับ (1-X3) ของ [ราคาเบนซินออกเทน 95 + (Y3 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984)] + (X3) ของราคาเอทานอล (4) น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E85 เท่ากับ (1-X4) ของราคาเบนซินออกเทน 95 + (X4) ของราคาเอทานอล (5) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย เท่ากับ (MOPS Gasoil 50 ppm + พรีเมียม) ที่ 60 องศาฟาเรนไฮต์ x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984 (6) น้ำมันเตา 600 (2%S) FO 600 (2%S)t เท่ากับ [(FO 180 (2%)t x 0.836) + MOPS Gasoil 50 ppm) x 0.164] x อัตราแลกเปลี่ยน x 0.9896 /158.984 และ (7) น้ำมันเตา 1500 (2%S) FO 1500 (2%S)t เท่ากับ FO 180 (2%)t x อัตราแลกเปลี่ยน x 0.9896 /158.984
4. ผลการศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม มีดังนี้ (1) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมัน เสนอ กบง. เมื่อวันที่ 29 สิงหาคม 2559 ที่ 0.87 บาทต่อลิตร ข้อเสนอคือปรับเพิ่มเป็น 0.89 บาทต่อลิตร มาจากการปรับค่าเช่าที่ดินเพิ่มขึ้นตามราคาประเมินที่ดินในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ร้อยละ 13.06 (2) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 เสนอ กบง. เมื่อวันที่ 29 สิงหาคม 2559 ที่ 0.58 บาทต่อลิตร ข้อเสนอคือปรับลดเป็น 0.54 บาทต่อลิตร มาจากการปรับเพิ่มขึ้นค่าจ้างและสวัสดิการ และค่าใช้จ่ายสำนักงาน 0.09 บาทต่อลิตร และการปรับลดสัดส่วนค่าใช้จ่ายสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมายลงให้ใกล้เคียงกับปริมาณน้ำมันที่ผู้ค้าฯ สำรองจริงที่ร้อยละ 3 คิดเป็น 0.13 บาทต่อลิตร (ขณะที่ PTIT ศึกษา ปริมาณสำรองน้ำมันน้ำมันสำเร็จรูปอยู่ที่ร้อยละ 6) และ (3) ค่าลงทุนสถานีบริการ เสนอ กบง. เมื่อวันที่ 29 สิงหาคม 2559 ที่ 0.40 บาทต่อลิตร ข้อเสนอคือปรับเพิ่มเป็น 0.49 บาทต่อลิตร มาจากการปรับค่าลงทุนสถานีบริการเพิ่มเป็น 22 ล้านบาทต่อสถานี (ผลการศึกษาของ PTIT ในปี 2556 มีค่าลงทุนที่ 18 ล้านบาท และข้อมูลจากผู้ค้าฯ มีค่าลงทุนอยู่ที่ประมาณ 25 ล้านบาท) และให้ผลตอบแทนการลงทุนที่ร้อยละ 8 ซึ่งจากผลการศึกษา พบว่า ค่าการตลาดที่เหมาะสมควรอยู่ที่ 1.92 เพิ่มขึ้น 0.07 บาทต่อลิตร จากที่เสนอ กบง. เมื่อวันที่ 29 สิงหาคม 2559 ที่ 1.85 บาทต่อลิตร และหากแยกค่าการตลาดที่เหมาะสมเป็นรายผลิตภัณฑ์ พบว่า น้ำมันเบนซิน 95 แก๊สโซฮอล 91E10 95E10 E20 E85 และน้ำมันดีเซล ควรอยู่ที่ 2.60 1.97 1.97 2.00 4.00 และ1.85 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ทำให้ค่าการตลาดเฉลี่ยจะอยู่ที่ 1.92 บาทต่อลิตร ซึ่งจากการประชุมสื่อสารผลการศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม ผู้ค้าได้เสนอความเห็นดังนี้ (1) ไม่ควรมีการกำหนดค่าการตลาด เพราะอาจเป็นการควบคุมราคา (2) หากจำเป็นต้องกำหนดค่าการตลาดควรใช้เฉพาะในระบบราชการ ไม่ควรมีการเปิดเผยต่อสาธารณชนเพื่อป้องกันไม่ให้เกิดความสับสนและชี้นำตลาด และ (3) ควรสื่อสารให้เกิดความเข้าใจที่ถูกต้องว่าค่าการตลาดเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินการและกำไร ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้เผยแพร่โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงผ่านเว็บไซต์ สนพ. ถึงส่วนที่เป็นราคาขายส่ง ไม่ต้องแสดงค่าการตลาด แต่ให้มีการใช้ค่าการตลาดเฉพาะในหน่วยงานรัฐ เพื่อไม่ให้เกิดความสับสนและชี้นำตลาด สำหรับประชาชนทั่วไปยังสามารถเข้าดูราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละแบรนด์ผ่านทางเว็บไซต์ สนพ. ได้เช่นเดิม
5. ผลกระทบที่มีต่อโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง หากมีการทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นฯ และค่าการตลาดตามผลการศึกษาที่เสนอ จะทำให้ราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงปรับลดลงประมาณ 0.34 - 0.61 บาทต่อลิตร ขณะที่ค่าการตลาดเฉลี่ยน้ำมันเชื้อเพลิงจะปรับเพิ่มขึ้นจากเดิมประมาณ 0.42 บาทต่อลิตร ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกไม่เปลี่ยนแปลงไปจากเดิมมากนัก แต่จะส่งผลให้โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงมากขึ้น มีความเหมาะสมกับสภาวะตลาดในปัจจุบัน โปร่งใสและเป็นธรรมต่อทั้งผู้ผลิตและผู้บริโภค อีกทั้งเกิดประสิทธิภาพต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวม
มติของที่ประชุม
ทรับทราบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง โดยให้ สนพ. ทบทวนและนำเสนอในการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานครั้งถัดไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2559 กบง. มีมติเห็นชอบให้ใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ตามมติ กพช. วันที่ 15 ธันวาคม 2557 สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) พ.ศ. 2559 และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2562 และเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 กพช. มีมติมอบให้ กบง. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ทั้งผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)) จากเดิมที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ ดังต่อไปนี้ (1) สามารถพิจารณาเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมจนครบเป้าหมายตามที่ กพช. กำหนดไว้ (2) สามารถพิจารณากำหนดปริมาณรับซื้อโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นรายพื้นที่ (เช่น การกำหนดเป้าหมายรายภูมิภาค) ภายใต้กรอบเป้าหมายที่ กพช. กำหนดไว้แล้ว และ (3) สามารถพิจารณาปรับแผนการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนรายปีให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) และปริมาณของแต่ละเชื้อเพลิงที่อาจเปลี่ยนแปลงไป
2. การดำเนินโครงการ มีดังนี้ (1) วันที่ 1 ธันวาคม 2559 กกพ. ได้ออกประกาศการจัดหาไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) พ.ศ. 2559 รวม 8 พื้นที่ 12 โครงการ จำนวนรับซื้อ รวม 77.9 เมกะวัตต์ และมีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562 (2) วันที่ 16 มกราคม 2560 พระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 (พ.ร.บ. รักษาความสะอาด ฉบับที่ 2) มีผลบังคับใช้ (3) วันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2560 สำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศเลื่อนกำหนดในการจัดหาไฟฟ้า โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) เพื่อรอความชัดเจนจากกระทรวงมหาดไทยที่ต้องประกาศกำหนดแนวทางการดำเนินการ หรือหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขภายใต้ พ.ร.บ. รักษาความสะอาด ฉบับที่ 2 (4) วันที่ 14 พฤศจิกายน 2560 กกพ. ได้ออกประกาศการจัดหาไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 โดยมีกรอบระยะเวลาดำเนินการให้ยื่นคำร้องและข้อเสนอขอขายไฟฟ้าตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2560 ถึงวันที่ 30 มีนาคม 2561 และกำหนดประกาศรายชื่อผู้ที่ผ่านการพิจารณาภายในวันที่ 30 เมษายน 2561 (5) วันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2561 กกพ. ได้มีการประชุมหารือร่วมกับกระทรวงมหาดไทย เพื่อติดตามความคืบหน้าการดำเนินตามกระบวนตามกฎหมายการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐของโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) กลุ่ม Quick Win Projects 12 โครงการ (6) วันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2561 กระทรวงมหาดไทยได้เชิญ อปท. ทั้งหมด 8 พื้นที่ มาประชุมร่วมกับสำนักงาน กกพ. เพื่อยืนยันสถานะความพร้อมของกลุ่ม Quick Win Projects 12 โครงการ เพื่อเป็นข้อมูลให้กระทรวงมหาดไทยพิจารณาเสนอขอขยายระยะเวลาการยื่นคำร้องและข้อเสนอขอขายไฟฟ้าที่ชัดเจน รวมถึงการขอขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) และ 7) วันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2561 กรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น มีหนังสือถึงสำนักงาน กกพ. แจ้งสถานะความพร้อมของกลุ่ม Quick Win Projects 8 พื้นที่ 12 โครงการ เพื่อขอขยายระยะเวลาในการยื่นคำร้องและข้อเสนอขอขายไฟฟ้า ถึงวันที่ 30 กันยายน 2561 และขอขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ถึงธันวาคม 2563 เนื่องจากติดประเด็นกฎหมายร่วมทุนที่ต้องไปดำเนินการให้ถูกต้องครบถ้วนตามข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้องในการคัดเลือกเอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ ดังนั้น เพื่อส่งเสริมนโยบายรัฐบาลในการบริหารจัดการขยะของประเทศ และมีกระบวนการร่วมทุนที่ถูกต้อง รวมทั้งเปิดโอกาสให้ผู้พัฒนาโครงการมีเวลาในการชี้แจงโครงการและบริหารจัดการการมีส่วนร่วมของประชาชนเพื่อให้โครงการสามารถพัฒนาไปได้อย่างมีประสิทธิภาพและยั่งยืน กกพ. จึงเสนอให้ขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) สำหรับโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่มีความพร้อมสามารถดำเนินการในระยะแรก (Quick Win Projects) รวม 8 พื้นที่ 12 โครงการ จำนวนเมกะวัตต์รับซื้อรวม 77.9 เมกะวัตต์ ที่ กกพ. ประกาศรับซื้อไฟฟ้าตามมติ กพช. ในการประชุมครั้งที่ 2/2557 (ครั้งที่ 147) ที่มีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในปี 2562 เป็นภายในปี 2564 โดยยังคงอัตรารับซื้อไฟฟ้าและระยะเวลาการสนับสนุนตามมติเดิม (10 ปี สำหรับหลุมฝังกลบ และ 20 ปี สำหรับการจัดการขยะแบบผสมผสาน นับจากวัน COD)
3. ความเห็นฝ่ายเลขานุการฯ การพิจารณาขยายกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน จากเดิมกำหนด SCOD ภายในปี 2562 เป็น SCOD ภายในปี 2564 นั้น กบง. ควรมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องพิจารณาทบทวนความเหมาะสมของอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ด้วย ว่ามีความเหมาะสมและสอดคล้องกับต้นทุนในปัจจุบันหรือไม่ เนื่องจากอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ที่ กพช. ประกาศนั้น เป็นอัตราที่ประกาศตั้งแต่ ธันวาคม 2557 ทั้งนี้ เพื่อก่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ประกอบการและประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย (SCOD) สำหรับโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่มีความพร้อมสามารถดำเนินการในระยะแรก (Quick Win Projects) รวม 8 พื้นที่ 12 โครงการ จำนวนเมกะวัตต์รับซื้อรวม 77.9 เมกะวัตต์ ที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ประกาศรับซื้อไฟฟ้าตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการประชุม ครั้งที่ 2/2557 (ครั้งที่ 147) เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่มีกำหนดวัน SCOD ภายในปี 2562 เป็นภายในปี 2564 โดยยังคงอัตรารับซื้อไฟฟ้าตามมติเดิม ทั้งนี้ ให้มีระยะสิ้นสุดสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2572 สำหรับโรงไฟฟ้าขยะ (หลุมฝังกลบ) และภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2582 สำหรับโรงไฟฟ้าขยะ (การจัดการขยะแบบผสมผสาน)
2. มอบหมายให้ กกพ. ไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไปโดยไม่ต้องรอรับรองรายงานการประชุม
กบง. ครั้งที่ 53 - วันจันทร์ที่ 12 มีนาคม 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 6/2561 (ครั้งที่ 53)
เมื่อวันจันทร์ที่ 12 มีนาคม 2561 เวลา 13.00 น.
1. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 การปรับโครงสร้างธุรกิจของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบ เรื่อง การปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ดังนี้ (1) เปลี่ยนหลักเกณฑ์การอ้างอิงราคาก๊าซ LPG นำเข้าจากเดิมที่อ้างอิงด้วยราคา CP ที่ประกาศรายเดือนเป็นอ้างอิงด้วยราคา LPG cargo จากข้อมูล Spot Cargo (FOB Arab Gulf) ของ Platts เฉลี่ยรายสัปดาห์แทน โดยราคานำเข้าเท่ากับราคา LPG cargo บวกค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (ค่า X) (2) กำหนดเพดานการอุดหนุนราคาก๊าซ LPG (Subsidy Cap) โดยจำกัดปริมาณเงินชดเชยราคาสูงสุดในแต่ละเดือนให้ไม่เกินร้อยละ 5 ของฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเดิม (ทั้งบัญชีน้ำมันและ บัญชี LPG) (3) ปรับกลไกการอ้างอิงราคาก๊าซ LPG จากเดิมที่ใช้ราคาขายปลีกจากการคำนวณด้วยโครงสร้างราคา ขายปลีกก๊าซ LPG เป็นการใช้ราคาขายปลีกของผู้ค้าแทน ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2560 มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณอัตรากองทุน #1 กรณีที่ราคานำเข้าแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกก๊าซฯ เกินกว่า 0.67 บาท ต่อกิโลกรัม ให้มีอัตรากองทุน #1 ของโรงแยกก๊าซฯ เท่ากับราคานำเข้าลบด้วยต้นทุนโรงแยกก๊าซฯ บวกกรอบราคาสำหรับกำกับการแข่งขัน
2. สถานการณ์ก๊าซ LPG ในเดือนมีนาคม 2561 ราคาก๊าซ LPG (CP) อยู่ที่ 472.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ลดลงจากเดือนก่อน 42.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ยวันที่ 5 - 9 มีนาคม 2561 อยู่ที่ 448.10 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากสัปดาห์ก่อน 16 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG นำเข้า (LPG cargo บวก X) เฉลี่ยวันที่ 13 - 19 มีนาคม 2561 อยู่ที่ 15.6214 บาทต่อกิโลกรัม ปรับตัวลดลงจากสัปดาห์ก่อนหน้า 0.5646 บาทต่อกิโลกรัม ส่วนต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากกลุ่มโรงแยกฯ (เดือนกุมภาพันธ์ถึงเมษายน 2561) ได้แก่ ต้นทุนของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ 13.6242 บาทต่อกิโลกรัม ต้นทุนของบริษัท ปตท.สผ. สยาม จำกัด และบริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อยู่ที่ 14.8380 บาทต่อกิโลกรัม โดยที่อัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยวันที่ 5 – 9 มีนาคม 2561 อยู่ที่ 31.5303 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากสัปดาห์ก่อนหน้า 0.0325 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ
3. แนวทางการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในช่วงวันที่ 5 - 9 มีนาคม 2561 ราคา LPG Cargo ปรับตัวลดลง 16 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนแข็งค่าขึ้น 0.0325 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ในสัปดาห์หน้าปรับลดลง 0.5646 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 16.1860 บาทต่อกิโลกรัม (512.8202 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 15.6214 บาทต่อกิโลกรัม (495.4395 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) หากราคาขายปลีกไม่เปลี่ยนแปลงค่าการตลาดอยู่ในระดับ 3.8896 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ ที่ผ่านมาราคาก๊าซ LPG ในช่วงเดือนตุลาคม 2560 ถึงมกราคม 2561 อยู่ในช่วงขาขึ้น ซึ่งภาครัฐได้ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ รักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2560 ถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2561 โดยได้ชดเชยที่ระดับ 6.3525 4.7830 และ 3.3754 บาทต่อกิโลกรัม ตามลำดับ ดังนั้น ในช่วงราคาก๊าซ LPG ลดลง กองทุนน้ำมันฯ จึงควรปรับลดอัตราเงินชดเชยลงเพื่อลดภาระของกองทุนน้ำมันฯ ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ณ วันที่11 มีนาคม 2561 มีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของ ก๊าซ LPG อยู่ที่ 2,153 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอปรับลดอัตราเงินชดเชยลง 0.6330 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 3.3754 บาทต่อกิโลกรัม เป็นชดเชย 2.7424 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกคงเดิมที่ 19.82 บาทต่อกิโลกรัม และค่าการตลาดอยู่ในระดับที่เหมาะสม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายลดลง 110.83 ล้านบาทต่อเดือน จากมีรายจ่าย 803.60 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายจ่าย 692.77 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
รายการ | อัตราเงินส่งเข้ากองทุน |
1. โรงแยกก๊าซธรรมชาติ | 1.3272 |
2. บริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) | 0.1134 |
3. ก๊าซที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง | -2.7424 |
4. บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด | -0.2420 |
5. ก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออก | 0.7000 |
6. ก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออก และได้รับเงินชดเชย จากองทุนน้ำมันแล้วให้ส่งเงินชดเชยคืนกองทุน |
2.7424 |
2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 18 พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนกองทุน สำหรับก๊าซ ตามหลักเกณฑ์การคำนวณโครงสร้างราคาก๊าซ และ ฉบับที่ 19 พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงิน คืนกองทุน สำหรับก๊าซ
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน รับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 13 มีนาคม 2561 เป็นต้นไป
กบง. ครั้งที่ 52 - วันจันทร์ที่ 26 กุมภาพันธ์ 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 5/2561 (ครั้งที่ 52)
เมื่อวันจันทร์ที่ 26 กุมภาพันธ์ 2561 เวลา 11.00 น.
1. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG
2. โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 การปรับโครงสร้างธุรกิจของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้รับทราบข้อเสนอการปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ในการดำเนินการโอนทรัพย์สิน การดำเนินการตามพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 และการนำ PTTOR เข้าระดมทุนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย และเห็นชอบประเด็นด้านความมั่นคงทางพลังงานของประเทศว่าการปรับโครงสร้างธุรกิจของ ปตท. ครั้งนี้จะไม่มีผลกระทบต่อระดับความมั่นคงทางพลังงาน
2. การปรับโครงสร้าง ปตท. จะมีการให้ PTTOR ใช้ประโยชน์ในทรัพย์สินบางส่วนของ ปตท. ซึ่งทำให้ธุรกรรมนี้ต้องดำเนินการภายใต้พระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 (พ.ร.บ. ร่วมทุนฯ) เพราะเป็นธุรกรรมที่หน่วยงานรัฐเป็นเจ้าของ และ/หรือ หน่วยงานรัฐที่มีสิทธิในสินทรัพย์นั้นอนุญาตให้ PTTOR มีสิทธิใช้ประโยชน์ ปตท. จึงได้ดำเนินการ ดังนี้ (1) ว่าจ้างสำนักงานศูนย์วิจัยและให้คำปรึกษาแห่งมหาวิทยาลัย ธรรมศาสตร์ให้ทำการสอบทานผลการศึกษาจากรายงานของผู้ประเมินอิสระสำหรับการประเมินมูลค่าสินทรัพย์ที่มีตัวตนและไม่มีตัวตน และรายงานความเหมาะสมโครงการให้เช่า ให้เช่าช่วง ให้สิทธิ และให้สิทธิช่วงในทรัพย์สินภายใต้การปรับโครงสร้างธุรกิจ ปตท. ของที่ปรึกษาอิสระ ประกอบกับศึกษาและวิเคราะห์โครงการให้สอดคล้องกับ พ.ร.บ. ร่วมทุนฯ (2) นำเสนอรายงานศึกษาความเหมาะสมโครงการให้สิทธิในทรัพย์สินภายใต้การปรับโครงสร้างธุรกิจของ ปตท. ต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รมว.พน.) เพื่อขอให้พิจารณาให้ความเห็นชอบภายใต้ พ.ร.บ. ร่วมทุนฯ โดยทรัพย์สินที่เกี่ยวข้องและซึ่งเข้าข่ายตาม พ.ร.บ. ร่วมทุนฯ ขนาดใหญ่ ที่มีมูลค่าทรัพย์สินมากกว่า 5,000 ล้านบาท ประกอบด้วย สิทธิในการใช้เครื่องหมายการค้า ซึ่งได้แก่ เครื่องหมายคำว่า “PTT” “ปตท.” และเครื่องหมายรูปเปลวเพลิง และ (3) ทำหนังสือเรียน รมว.พน. ขอถอนรายงานผลการศึกษาฯ ออกจากกระบวนการพิจารณาตาม พ.ร.บ. ร่วมทุน โดย ปตท. ได้พิจารณาแนวทางเลือกอื่นเพิ่มเติมสำหรับการใช้เครื่องหมายการค้า เพื่อการประกอบธุรกิจของ PTTOR ในอนาคต และเห็นว่าในกรณีที่ ปตท. สร้างเครื่องหมายการค้าใหม่แบบผสม โดยมีรูปเปลวเพลิงเป็นหนึ่งในองค์ประกอบเพื่อโอนขายให้ PTTOR แทนการให้สิทธิการใช้เครื่องหมายการค้า ตามรายงานผลการศึกษาฯ เป็นแนวทางที่ดำเนินการปรับโครงสร้างธุรกิจได้โดยถูกต้องตามกฎหมายที่เกี่ยวข้อง
3. ผู้แทนเลขาธิการคณะกรรมการกฤษฎีกา (นางสาววราลัย อ่อนนุ่ม) ได้ให้ความเห็นว่า ที่ประชุม ไม่จำเป็นต้องรับทราบในประเด็นเครื่องหมายทางการค้าของ PTTOR การดำเนินการจะแตกต่างจากการใช้เครื่องหมายการค้าเดิมที่ ปตท. มีอยู่แล้วโดย PTTOR ต้องสร้างเครื่องหมายการค้าขึ้นมาใหม่และนำไปจดทะเบียน ซึ่งไม่สามารถยืนยันได้ว่าเครื่องหมายใหม่จะได้รับการจดทะเบียนหรือไม่ หรืออาจมีการคัดค้านในอนาคต
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบความก้าวหน้าการปรับโครงสร้างของ ปตท. ว่าไม่มีความจำเป็นต้องดำเนินการ ตามพระราชบัญญัติร่วมทุนฯ ในลักษณะโครงการขนาดใหญ่
เรื่องที่ 2 โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคา ก๊าซธรรมชาติ โดยกำหนดสูตรว่า ราคาก๊าซฯ (P) เท่ากับ ราคาเนื้อก๊าซฯ เฉลี่ย (WH) บวก อัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่ง (S) บวกอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซฯ ทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซฯ (T) ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซฯ และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการตามขั้นตอนของพระราชบัญญัติฯ เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป และเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ การดำเนินงานระยะที่ 1 โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการเพื่อเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหา LNG ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 และมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาจัดทำโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับนโยบายการส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ และรับทราบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 2 และระยะที่ 3 ทั้งนี้ มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปศึกษาการดำเนินการ เพื่อเข้าสู่ระยะที่ 2 และระยะที่ 3 และให้นำกลับมานำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. หลักการและเหตุผลในการพิจารณาจัดทำโครงสร้างราคาก๊าซฯ เพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ประกอบด้วย (1) การจัดทำโครงสร้างราคาก๊าซฯ เพื่อรองรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ แบ่งเป็น 3 ระยะ ได้แก่ ระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง ระยะที่ 2 ระยะเปลี่ยนผ่านก่อนการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ และระยะ ที่ 3 เปิดแข่งขันเสรีเต็มรูปแบบ (2) หลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ การดำเนินงานระยะที่ 1 สรุปได้ดังนี้ 1) ด้านธุรกิจต้นน้ำในการจัดหา LNG ให้ กฟผ. เป็นผู้จัดหาก๊าซ LNG เพิ่มขึ้นอีกหนึ่งรายนอกเหนือจาก ปตท. ในปริมาณไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี 2) ด้านธุรกิจกลางน้ำ กำหนดให้ ปตท. แยกธุรกิจท่อส่งก๊าซฯให้เป็นอิสระจากระบบจัดหาและจำหน่าย และ 3) ด้านธุรกิจปลายน้ำ กฟผ. ในฐานะ Shipper เป็นผู้จัดหา LNG ให้กับโรงไฟฟ้าตามที่กำหนด (3) การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซฯ ได้แก่ 1) โครงสร้างราคาก๊าซฯ (ปัจจุบัน) ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 โดยที่ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซฯ (WH) จะมาจากการคำนวณแบบถ่วงน้ำหนักตามค่าความร้อนของราคาเนื้อก๊าซฯ ที่ผู้จัดหาก๊าซฯ รับซื้อจากผู้ผลิตและ/หรือผู้ขาย มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู โดยแบ่งเป็น 2 กลุ่ม คือ กลุ่ม Gulf Gas เป็นก๊าซสำหรับโรงแยกก๊าซฯ ประกอบด้วยก๊าซฯ จากอ่าวไทย และกลุ่ม Pool Gas เป็นก๊าซที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ผู้ผลิต ไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ส่วนราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซฯ สำหรับโรงไฟฟ้าน้ำพองให้เป็นไปตามที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทาน 2) โครงสร้างราคาก๊าซฯ (ใหม่) เพื่อให้รองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ระยะที่ 1 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 จึงกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซฯ ให้มีความชัดเจนเพื่อรองรับการจัดหาก๊าซฯ ที่เปลี่ยนแปลงไป โดยแบ่งราคาเนื้อก๊าซฯ เฉลี่ย ออกเป็น 3 กลุ่ม คือ (1) Gulf Gas คงตามหลักการเดิม (2) Pool Gas เป็นราคาก๊าซฯ ที่จัดหาโดย ปตท. ซึ่งประกอบด้วย ก๊าซฯ จากอ่าวไทย โดยรวมอัตราค่าบริการส่งก๊าซฯ ผ่านระบบส่งก๊าซฯ ในทะเล (T1) ก๊าซฯ จากเมียนมา และ LNG ที่ ปตท. จัดหา และ (3) LNG ที่ กฟผ. จัดหา
3. ข้อเสนอโครงสร้างราคาก๊าซฯ เพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ระยะที่ 1 โดยอ้างอิงโครงสร้างราคาขายส่งก๊าซฯ สำหรับการค้าส่งก๊าซฯ โดยตรงจากระบบส่งก๊าซฯ (Transmission) ไปยังกลุ่มลูกค้า เพื่อให้สอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ดังนี้ ราคาขายส่งก๊าซฯ ไปยังกลุ่มลูกค้า (Wy) เท่ากับ ราคา เนื้อก๊าซฯ เฉลี่ย (WH) บวก อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซฯ (S) บวก อัตราค่าบริการสำหรับการขนส่งก๊าซฯ ทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซฯ (T) ซึ่งจากการทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซฯ ดังกล่าวสามารถกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซฯ จำแนกตามกลุ่มลูกค้า (Wy) ได้ 3 กลุ่ม ได้แก่ (1) กลุ่มโรงแยกก๊าซฯ (2) กลุ่มโรงไฟฟ้า NGV และผู้ค้าปลีกก๊าซฯ ของ Shipper ปตท. และ (3) กลุ่มโรงไฟฟ้าของ Shipper กฟผ. ทั้งนี้ โครงสร้างราคาก๊าซฯ ดังกล่าวได้ผ่านการรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้เสียตามมาตรา 67 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 แล้ว
4. ความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ จากการที่สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้มีหนังสือ ถึงสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) ขอให้ชี้แจงรายละเอียดเพิ่มเติมในประเด็นแนวคิดหรือหลักการในการกำหนดกลุ่มระบบท่อในพื้นที่ (Zone) ตามโครงสร้างราคาก๊าซฯ ที่ สกพ. เสนอมา รวมถึงผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าหรือต้นทุนโรงแยกก๊าซฯ ที่จะเกิดขึ้น ซึ่ง สกพ. ได้ชี้แจงดังนี้ (1) แนวคิดหรือหลักการในการกำหนดกลุ่มระบบท่อในพื้นที่ (Zone) ประกอบด้วย 1) จัด Zone โดยมุ่งเน้นการสร้างความเป็นธรรมให้ผู้ใช้บริการท่อก๊าซฯ ทุกภาคส่วน และการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ที่เป็นธรรมเพื่อรองรับกับโครงสร้างอุตสาหกรรมก๊าซฯ ที่เปลี่ยนแปลงไป 2) การแบ่งกลุ่ม Zone จะยึดตามคู่มือการคำนวณราคาก๊าซฯ และอัตราค่าบริการส่งก๊าซฯ ที่ สนพ. ได้จัดทำตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 ที่ได้เห็นชอบหลักการการทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซฯ ซึ่งกำหนดให้แยกอัตราค่าบริการที่เรียกเก็บจากผู้ซื้อก๊าซฯ เป็น 5 พื้นที่ (Zone) โดยคิดค่าบริการตามการใช้ระบบท่อส่งก๊าซฯ ของผู้ซื้อก๊าซฯ ได้แก่ พื้นที่ 1 ระบบท่อส่งก๊าซนอกชายฝั่งที่ระยอง พื้นที่ 2 ระบบท่อส่งก๊าซนอกชายฝั่งที่ขนอม พื้นที่ 3 ระบบท่อส่งก๊าซบนฝั่ง พื้นที่ 4 ระบบท่อส่งก๊าซบนฝั่งที่จะนะ และพื้นที่ 5 ระบบท่อส่ง ก๊าซบนฝั่งที่น้ำพอง ทั้งนี้ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ที่มอบหมายให้ กกพ. ทบทวนการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซฯ กกพ. จึงได้มีการกำหนด Zone สำหรับการคิดอัตราค่าบริการฯ ตามพื้นที่การใช้งานระบบท่อส่งก๊าซฯ โดยมีการปรับเปลี่ยนขอบเขตการกำหนด Zone ท่อในพื้นที่ 1 และ 2 เนื่องจากวิธีการกำหนดราคา Pool Price ใหม่ให้คำนวณต้นทุนก๊าซฯ ในทะเลรวมค่าผ่านท่อในทะเลด้วย โดยจะรวมเฉพาะโครงข่ายท่อก๊าซฯ ที่เป็นการลงทุนของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เท่านั้น ทำให้ท่อก๊าซฯ นอกชายฝั่งขนอมซึ่งเดิมอยู่ใน Zone 2 ถูกมารวมไว้ใน Zone 1 แต่ในส่วนท่อก๊าซฯ ในทะเลที่ไปยังโรงไฟฟ้าจะนะเป็นโครงข่ายท่อก๊าซฯ ของบริษัททรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ท่อ TTM) ที่มีการส่งผ่านก๊าซฯ จากแหล่ง JDA เพียงแหล่งเดียวสำหรับใช้กับ 2 บริษัท คือ ปตท. และปิโตรนาส ดังนั้นจึงไม่นำโครงข่ายท่อ TTM มาคำนวณรวมไว้ในอัตราค่าบริการส่งก๊าซฯ สำหรับท่อในทะเล (Zone 1) ที่เป็นโครงข่ายท่อก๊าซฯ ของ ปตท. (2) สกพ. ได้จัดทำข้อมูลประมาณการผลกระทบต่อค่าไฟฟ้ารวมถึงโรงแยกก๊าซฯ จากการปรับโครงสร้างราคาก๊าซฯ เพื่อรองรับนโยบายการส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ โดยเปรียบเทียบราคาก๊าซฯ ในปัจจุบันกับราคาก๊าซฯ จากการปรับโครงสร้างราคาก๊าซฯ ใหม่ ที่คิดจากเงินลงทุน (Allowed Revenue) และวิธีคิดอัตราค่าบริการเดิม แต่ไม่รวมเงินลงทุนใหม่ในอนาคต (ท่อเส้นที่ 5) ซึ่งมีผลกระทบเกิดขึ้น ดังนี้ 1) ราคาก๊าซฯ สำหรับโรงแยกก๊าซฯ เพิ่มสูงขึ้นประมาณ 6.3501 บาทต่อล้านบีทียู 2) ภาคไฟฟ้า ราคาก๊าซฯ สำหรับโรงไฟฟ้า กฟผ. /IPP/SPP และโรงไฟฟ้าขนอมลดลงประมาณ 1.3499 และ 1.8610 บาทต่อล้านบีทียู ตามลำดับ ราคาก๊าซฯ โรงไฟฟ้าจะนะเพิ่มขึ้นประมาณ 7.24 บาทต่อล้านบีทียู ส่วนราคาก๊าซฯ โรงไฟฟ้าน้ำพองคงที่ไม่เปลี่ยนแปลง (3) ราคาก๊าซฯ สำหรับ NGV ลดลงประมาณ 1.3499 บาทต่อล้านบีทียู จากผลกระทบที่เกิดขึ้นพบว่าการปรับโครงสร้างราคาก๊าซฯ ดังกล่าวจะมีผลทำให้โรงแยกก๊าซฯ รับภาระต้นทุนที่สูงขึ้น แต่ในภาคไฟฟ้าจะมีผลทำให้โรงไฟฟ้าของ กฟผ. IPP SPP และโรงไฟฟ้าขนอมซึ่งเป็นโรงไฟฟ้าส่วนใหญ่ของประเทศมีราคาก๊าซฯ ปรับลดลง ส่วนโรงไฟฟ้าน้ำพองมีราคาคงเดิม แต่จะมีโรงไฟฟ้าจะนะเพียงโรงเดียวที่ราคาก๊าซฯ ปรับตัวสูงขึ้น ทั้งนี้ แม้ว่าราคาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าจะนะจะปรับตัวสูงขึ้นแต่ในภาพรวมของภาคไฟฟ้าทั้งหมดของประเทศจะมีค่าไฟฟ้าลดลงประมาณ 390 ล้านบาทต่อเดือน หรือคิดเป็นค่า Ft ลดลงที่ 0.22 สตางค์ต่อหน่วย แต่ในส่วนของโรงแยกก๊าซฯ ของ ปตท. ที่รับภาระต้นทุนสูงขึ้นประมาณ 58 ล้านบาทต่อวัน นั้น สกพ. ได้หารือ ปตท. แล้ว สรุปว่า ปตท. สามารถยอมรับภาระในส่วนนี้ได้ ทั้งนี้ หลังการปรับโครงสร้างราคาก๊าซฯ โรงแยกก๊าซฯ จะมีต้นทุนเนื้อก๊าซฯ ที่ใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิตก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นประมาณ 6.35 บาทต่อล้านบีทียู หรือประมาณ 0.30 บาทต่อกิโลกรัม และจะมีต้นทุนค่าเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตเพิ่มขึ้นประมาณ 0.03 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ โดยรวมเพิ่มขึ้นประมาณ 0.33 บาทต่อกิโลกรัม หรือประมาณร้อยละ 2.49 ของต้นทุนเดิม นอกจากนี้ ต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG ที่สูงขึ้นจะทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีรายรับที่ได้จากก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงลดลงประมาณ 65 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการ ก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการปรับปรุงโครงสร้างราคาก๊าซฯ โดยนำระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลของบริษัท ทรานส์ ไทย – มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด (TTM) ไปรวมในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่ง (พื้นที่ 1) และ ค่าผ่านท่อให้เฉลี่ยรวมกัน รวมทั้งประเมินผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นต่อค่าไฟฟ้าและต้นทุนก๊าซธรรมชาติของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป
2. มอบหมายให้ กกพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับไปหารือเพื่อให้เกิดความชัดเจนเรื่องการคิดต้นทุนค่าไฟฟ้า จากโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซ LNG ซึ่งนำเข้าโดย กฟผ. และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานก่อนนำเสนอ กพช. ต่อไป
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา เรื่อง จัดซื้อวัสดุสำนักงาน 1 รายการ
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา เรื่อง จัดซื้อวัสดุสำนักงาน กล่องกระดาษลูกฟูก จำนวน 300 กล่อง
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา เรื่อง จัดซื้อรีโมทคอนโทรล ที่ใช้สำหรับเครื่องปรับอากาศ ยี่ห้อ Central Air จำนวน 1 อัน
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา เรื่อง จัดซื้อวัสดุสำนักงาน กระดาษ A4 จำนวน 500 รีม
ประกาศเปลี่ยนแปลงแผนการจัดซื้อจัดจ้าง ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2561 ลงวันที่ 13 มิถุนายน 2561
แนวทางการจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่
สนพ.ชี้แนวทางการจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ ไม่กระทบ กฟผ. ลดผลิตไฟ ระบุหากผลิตไฟฟ้าต้นทุนยิ่งถูกยิ่งมีกำลังการผลิตเพิ่มขึ้น