![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
ประกาศ แผนการจัดซื้อจัดจ้าง ประจำปีงบประมาณ 2561
ประกาศ ปรับแผนการจัดซื้อจัดจ้าง ประจำปีงบประมาณ 2561
EGAT Energy Forum 2017
ประกาศ ผู้ชนะการเสนอราคาจัดจ้างซ่อมแซมบ้านพักสวัสดิการ สนพ.
ประกาศ ผู้ชนะการเสนอราคาซื้อวัสดุสำนักงาน กระดูกงู
การเปลี่ยนแปลงราคาน้ำมัน 8 พฤศจิกายน 2560
ประกาศ ผู้ชนะจัดซื้อวัสดุสำนักงาน 5 รายการ-สนฟ.
ประกาศ ผู้ชนะจัดซื้อวัสดุสำนักงาน 3 รายการ-ศพส.
กพช. ครั้งที่ 13 วันจันทร์ที่ 31 กรกฎาคม พ.ศ. 2560
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2560 (ครั้งที่ 13)
เมื่อวันจันทร์ที่ 31 กรกฎาคม พ.ศ. 2560 เวลา 14.00 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1. สถานการณ์พลังงาน 6 เดือนแรกของปี 2560 และแนวโน้มปี 2560
2. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3. รายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2559
4. รายงานผลการดำเนินคดีปกครองที่เกี่ยวกับคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
5. รายงานผลการศึกษาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว
6. แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ
7. การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เต็มรูปแบบ
8. มาตรการช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยด้านพลังงาน
9. อัตราค่าไฟฟ้าชั่วคราวสำหรับยานยนต์ไฟฟ้า
10. ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ไปยังมาเลเซียผ่านระบบส่งไฟฟ้าของไทย (LTM-PIP)
11. ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.)
12. การแต่งตั้งกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิในคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงาน 6 เดือนแรกของปี 2560 และแนวโน้มปี 2560
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. สถานการณ์พลังงาน 6 เดือนแรกของปี 2560 มีภาพรวมการใช้พลังงานขั้นต้นเพิ่มขึ้นร้อยละ 8.2 เมื่อเทียบกับช่วงเดียวกันของปีก่อน สอดคล้องกับอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจของไทย (GDP) ไตรมาสแรกขยายตัวร้อยละ 3.3 ทั้งนี้ การนำเข้าพลังงานขั้นต้นสุทธิคิดเป็นร้อยละ 46 ของการใช้พลังงานขั้นต้น โดยมีมูลค่าการนำเข้าพลังงาน 475 พันล้านบาท เพิ่มขึ้นร้อยละ 32.5 สรุปการใช้พลังงานแต่ละชนิด ดังนี้ (1) น้ำมันดีเซลมีการใช้เฉลี่ยอยู่ที่ 65.4 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.2 จากช่วงเดียวกันของปีก่อน จากความต้องการใช้ในการขนส่งสินค้าเกษตร (2) น้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล มีการใช้เฉลี่ยอยู่ที่ 29.8 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.3 จากช่วงเดียวกันของปีก่อน จากการใช้น้ำมันกลุ่มแก๊สโซฮอล 95 เพิ่มขึ้น โดยเฉพาะในภาคขนส่ง เนื่องจากปริมาณรถยนต์ที่เพิ่มมากขึ้น ประกอบกับราคาขายปลีกในประเทศที่ยังคงอยู่ในระดับที่ไม่สูงมาก อีกทั้งผู้ใช้รถยนต์ LPG และ NGV เปลี่ยนมาใช้น้ำมันทดแทนเนื่องจากราคาถูกและมีความสะดวกด้านสถานีบริการ (3) น้ำมันเครื่องบิน มีการใช้เฉลี่ยอยู่ที่ 18.6 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.9 จากช่วงเดียวกันของปีก่อน ตามการขยายตัวของภาคการท่องเที่ยว (4) LPG การใช้อยู่ที่ระดับ 3,055 พันตัน เพิ่มขึ้นจากช่วงเดียวกันของปีก่อนร้อยละ 1.4 โดยภาคครัวเรือนมีสัดส่วนการใช้สูงสุดร้อยละ 34 มีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.9 รองลงมาคือการใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีร้อยละ 32 มีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 12.0 และภาคอุตสาหกรรม มีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.9 ในส่วนภาคขนส่งลดลงร้อยละ 9.6 จากการปรับลดลงของราคาขายปลีกน้ำมันส่งผลให้ผู้ใช้รถยนต์ LPG บางส่วนเปลี่ยนไปใช้น้ำมันทดแทน (5) การใช้ไฟฟ้า ในช่วง 6 เดือนแรก อยู่ที่ 92,280 ล้านหน่วย เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.8 จากช่วงเดียวกันของปีก่อน ในเกือบทุกสาขาเศรษฐกิจ ยกเว้นบ้านอยู่อาศัยและภาคธุรกิจ ส่วนภาคอุตสาหกรรมซึ่งมีสัดส่วนการใช้ไฟฟ้าสูงสุดร้อยละ 48 มีการใช้เพิ่มขึ้นเล็กน้อย ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ของปี 2560 เกิดเมื่อวันที่ 4 พฤษภาคม 2559 เวลา 14.20 น. โดยในระบบของ 3 การไฟฟ้า อยู่ที่ 30,303.4 เมกะวัตต์ ลดลงร้อยละ 2.2 Peak ในระบบของการไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) อยู่ที่ 28,578.4 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ Peak ปีนี้ลดลงตามอุณหภูมิที่ลดลง เนื่องจากสภาพอากาศที่มีลมมรสุมพัดผ่านทำให้มีฝนตกเร็วกว่าฤดูกาล ประกอบได้รับความร่วมมือจากภาคประชาชนตามมาตรการรณรงค์ลดการใช้พลังงานของกระทรวงพลังงาน สำหรับการผลิตไฟฟ้าในช่วง 6 เดือนแรกของปี 2560 อยู่ที่ 99,946 ล้านหน่วย ลดลงร้อยละ 0.5 จากช่วงเดียวกันของปีก่อน โดยเชื้อเพลิงที่ใช้ผลิตไฟฟ้าสูงสุด ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ คิดเป็นร้อยละ 60 การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (รวมพลังงานน้ำ) คิดเป็นร้อยละ 11 ทั้งนี้ การที่การผลิตไฟฟ้าลดลง คาดว่าส่วนหนึ่งมาจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่ผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองหรือจำหน่ายลูกค้าตรงโดยไม่ผ่านระบบของการไฟฟ้า (Independent Power Supply: IPS) เพิ่มมากขึ้น
2. แนวโน้มพลังงานปี 2560 โดยสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) คาดว่าเศรษฐกิจไทยในปี 2560 จะขยายตัวร้อยละ 3.3 - 3.8 ราคาน้ำมันดิบดูไบ อยู่ในช่วง 47 - 57 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และอัตราแลกเปลี่ยนอยู่ในช่วง 35 - 36 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ คาดการณ์ว่าการใช้พลังงานขั้นต้นจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 8.0 ตามภาวะเศรษฐกิจที่ขยายตัว ดังนี้ (1) การใช้น้ำมันสำเร็จรูปเพิ่มขึ้น ร้อยละ 1.8 โดยน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.2 เบนซินและแก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.2 จากราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกที่คาดว่าจะยังคงอยู่ในระดับที่ไม่สูงมาก การใช้น้ำมันเครื่องบินคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.8 ตามแนวโน้มการขยายตัวของภาคการท่องเที่ยว ส่วนการใช้น้ำมันเตาคาดว่าจะลงลงร้อยละ 8.1 เมื่อเทียบกับฐาน ที่สูงในปี 2559 ในขณะที่การใช้ LPG ที่ไม่รวมการใช้ใน Feed stocks ของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี คาดว่าจะลดลงร้อยละ 2.0 (2) การใช้ก๊าซธรรมชาติ ปี 2560 คาดว่าจะลดลงจากปี 2559 เล็กน้อยร้อยละ 0.4 จากการใช้ที่ลดลงในภาคขนส่งและภาคการผลิตไฟฟ้า โดยในภาคขนส่งลดลงเนื่องจากผู้ใช้ NGV บางส่วนเปลี่ยนกลับไปใช้น้ำมันเป็นเชื้อเพลิง ในขณะที่ภาคการผลิตไฟฟ้าลดลงเนื่องจากได้ปรับโรงไฟฟ้าบางปะกง หน่วยที่ 3 ของ กฟผ. ขนาด 314 เมกะวัตต์ ไปเป็นโรงไฟฟ้าประเภทสำรองฉุกเฉิน และ (3) การใช้ไฟฟ้า คาดว่าจะอยู่ที่ 186,484 ล้านหน่วย เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.0 เมื่อเทียบกับปี 2559 ตามการขยายตัวของเศรษฐกิจที่คาดว่าจะปรับตัวดีขึ้น
3. ในช่วงวันที่ 24 มิถุนายน - 11 กรกฎาคม 2560 ได้เกิดเหตุขัดข้องบริเวณปล่องเผาก๊าซทิ้ง (Flare Gas Tip) ของระบบส่งจ่ายก๊าซธรรมชาติจากแหล่งพัฒนาร่วมไทย - มาเลเซีย หรือแหล่ง JDA-A18 ส่งผลให้ ก๊าซธรรมชาติหายไปจากระบบ 440 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ซึ่งต้องใช้สำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ 180 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน NGV ภาคใต้ 5 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และส่งเข้าระบบส่งก๊าซตะวันออก 255 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยส่งผลกระทบดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 2 กำลังการผลิต 766 เมกะวัตต์ ต้องหยุดการเดินเครื่อง ซึ่ง กฟผ. ได้ปรับมาใช้น้ำมันดีเซลปริมาณ 19.5 ล้านลิตร เดินเครื่องโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 และใช้น้ำมันเตาปริมาณ 14 ล้านลิตร เดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่ และรับซื้อไฟฟ้าจากมาเลเซีย 3.2 ล้านหน่วย (ราคาประมาณ 3.27 บาทต่อหน่วย) รวมทั้งรับไฟฟ้าจากภาคกลางเข้ามาเสริม โดยความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดของภาคใต้เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 เกิดขึ้นเวลา 19.27 น. อยู่ที่ระดับ 2,436.3 เมกะวัตต์ ในขณะที่กำลังการผลิตอยู่ที่ 2,254 เมกะวัตต์ (2) สถานีบริการ NGV ในพื้นที่ภาคใต้หยุดให้บริการ 6 สถานี จาก 16 สถานี โดยใช้ ก๊าซธรรมชาติที่เก็บไว้ใน Stock และขนส่ง NGV จากภาคกลางมาเสริมเพื่อรองรับความต้องการในพื้นที่ภาคใต้ และ (3) กรณีระบบส่งก๊าซตะวันออก บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้เรียกรับก๊าซธรรมชาติจากผู้ผลิตรายอื่น เต็มความสามารถ และเพิ่มการจ่าย LNG เข้าระบบเพื่อรองรับความต้องการของลูกค้า ทั้งนี้ ปตท. ได้ดำเนินการแก้ไขเหตุขัดข้องดังกล่าวและสามารถเริ่มส่งก๊าซธรรมชาติให้โรงไฟฟ้าจะนะได้ตั้งแต่วันที่ 11 กรกฎาคม 2560 ซึ่งเร็วกว่ากำหนดเดิมที่กำหนดไว้วันที่ 12 กรกฎาคม 2560
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือนมิถุนายน 2560 ภาครัฐมีภาระผูกพันทั้งสิ้น 9,243 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น เชื้อเพลิงขยะ 428 เมกะวัตต์ ชีวมวล 3,627 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 438 เมกะวัตต์ พลังน้ำขนาดเล็ก 48 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,581 เมกะวัตต์ แสงอาทิตย์ 3,024 เมกะวัตต์ และอื่นๆ (เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) 97 เมกะวัตต์ โดยการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทั้งหมดคิดเป็นร้อยละ 58 ของเป้าหมาย AEDP ปี 2579 ทั้งนี้ ภาระผูกพันที่ภาครัฐได้รับซื้อ จำนวน 9,243 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้ว 7,056 ราย รวม 7,242 เมกะวัตต์ โครงการที่มีสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่าง COD 133 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 1,685 เมกะวัตต์ และโครงการ ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว 39 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 316 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ ยังมีส่วนของโครงการ ที่เอกชนผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อใช้เอง (IPS) อีก 894 เมกะวัตต์ ซึ่งเมื่อรวมกับส่วนที่มีภาระผูกพันข้างต้น จะมีปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนรวมทั้งสิ้น 10,137 เมกะวัตต์
2. สถานะการรับซื้อไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง แบ่งเป็น (1) ขยะ ประกอบด้วย ขยะชุมชน เป็นการรับซื้อแบบ Adder มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 44 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 391 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมาย 109 เมกะวัตต์ สำหรับขยะอุตสาหกรรม เป็นการรับซื้อแบบ Feed-in Tariff (FiT) ลงนามสัญญา ซื้อขายแล้ว 7 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 37 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมาย 13 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 31 ธันวาคม 2562 (2) ชีวมวล มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 242 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 3,627 เมกะวัตต์ และมีโครงการที่เอกชนผลิตเพื่อใช้เอง 25 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 527 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 4,154 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 1,416 เมกะวัตต์ (3) ก๊าซชีวภาพ มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 190 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 438 เมกะวัตต์ เอกชนผลิตเพื่อใช้เอง 20 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 46 เมกะวัตต์ รวมเป็น 484 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 796 เมกะวัตต์ (4) พลังน้ำขนาดเล็ก มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 44 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 48 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 328 เมกะวัตต์ (5) พลังงานลม มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 35 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,581 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 1,421 เมกะวัตต์ (6) พลังงานแสงอาทิตย์ มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 6,662 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 3,024 เมกะวัตต์ ผลิตเพื่อใช้เอง 7 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 14 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 3,038 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 2,962 เมกะวัตต์
3. ความคืบหน้าการดำเนินงานที่สำคัญมีดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ FiT ประเภทก๊าซชีวภาพ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนใต้และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ปัจจุบันเปิดรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมให้ครบ 10 เมกะวัตต์ มีผู้สนใจยื่นคำขอ 6 ราย 4 บริษัท กำลังการผลิตติดตั้งรวม 10.9 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 10.3 เมกะวัตต์ คาดว่าลงนามสัญญาได้ในเดือนมกราคม 2561 (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ ภาคการเกษตร ระยะที่ 1 เมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2560 กบง. เห็นชอบให้ขยาย SCOD ให้กับผู้ผ่านการอุทธรณ์ จำนวน 8 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 33.95 เมกะวัตต์ โดยกำหนด SCOD ภายในเดือนสิงหาคม 2560 อายุสัญญาสิ้นสุดวันที่ 30 ธันวาคม 2584 และปรับลดอัตรา FiT ลงร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย เหลือ 5.377 บาทต่อหน่วย โดยคงเหลืออยู่ระหว่างการพิจารณาอุทธรณ์อีก 3 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 9.5 เมกะวัตต์ (3) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 2 โดยเมื่อวันที่ 28 เมษายน 2560 ได้ประกาศผลผู้ที่ผ่านการจับสลาก 38 ราย (จาก 633 ราย) รวม 171.52 เมกะวัตต์ (เป้าหมาย 219 เมกะวัตต์) แบ่งเป็นสหกรณ์ภาคการเกษตร 27 ราย 119 เมกะวัตต์ หน่วยงานราชการ 11 ราย 52.52 เมกะวัตต์ มีกำหนดลงนามในสัญญาฯ ภายในวันที่ 2 พฤศจิกายน 2560 เพื่อให้ COD ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2561 (4) โครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ SPP Hybrid Firm ระเบียบรับซื้อไฟฟ้าได้ประกาศในราชกิจจาฯ เมื่อวันที่ 6 กรกฎาคม 2560 ปัจจุบันอยู่ระหว่างการร่างประกาศ เป้าหมายรับซื้อ 300 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ภายในปี 2563 และ (5) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ FiT โดยคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 1) ได้มีหนังสือตอบความเห็นกรมส่งเสริมการปกครองส่วนท้องถิ่น มีประเด็นสำคัญคือ การดำเนินการยังเป็นไปตามกฎหมายว่าด้วยการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐตามประกาศของคณะกรรมการนโยบายการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างกำหนดขั้นตอนการรับซื้อเพื่อเตรียมออกประกาศต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2559
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
คณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2560 มีมติรับทราบและเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2557 และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ เมื่อวันที่ 22 พฤษภาคม 2560 โดยในปีงบประมาณ 2559 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินให้ 5 หน่วยงาน ได้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน รวมเป็นเงิน 25,267,782.50 บาท แบ่งเป็น ทุนการศึกษาและทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษ ในวงเงิน 11,534,070 บาท สำหรับการศึกษาระดับปริญญาโทต่างประเทศ 2 ทุน ในประเทศ 8 ทุน ทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษต่างประเทศ 9 ทุน ในประเทศ 26 ทุน ภาษาจีนในประเทศ 1 ทุน และโครงการอบรมภาษาต่างประเทศในประเทศ 1 โครงการ ทุนสำหรับการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนา จำนวน 9 หลักสูตร ในวงเงิน 12,253,712.50 บาท และค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน 640,000 บาท สำหรับเป็นค่าจ้างลูกจ้างชั่วคราว ค่าตอบแทน ค่าใช้สอย และค่าวัสดุสำนักงาน ทั้งนี้ สถานะเงินกองทุน ณ วันที่ 30 กันยายน 2559 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ อยู่ที่ 434.155 ล้านบาท หนี้สินรวมอยู่ที่ 0.037 ล้านบาท ทุนของกองทุนอยู่ที่ 434.117 ล้านบาท และผลการดำเนินงานในปีงบประมาณ 2559 กองทุนฯ มีรายได้รวมจากการดำเนินงาน 9.936 ล้านบาท มีค่าใช้จ่ายรวม 15.768 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนฯ รายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 5.831 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 รายงานผลการดำเนินคดีปกครองที่เกี่ยวกับคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบดังนี้
1. รายงานความคืบหน้าคดีปกครอง เรื่อง การเพิกถอนคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 และการระงับหรือยับยั้งการปฏิบัติหน้าที่ที่เกี่ยวข้องกับการเปิดสัมปทาน รอบที่ 21 โดยนายสมคิด หอมเนตร กับพวกรวม 27 คน ได้ยื่นฟ้องนายกรัฐมนตรี คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) คณะกรรมการกำกับนโยบายด้านรัฐวิสาหกิจ (คนร.) คณะกรรมการบริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) และบริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และอธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ โดยขอให้ศาล มีคำสั่งระงับหรือยกเลิกเพิกถอนคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 และคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 2/2546 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และให้ระงับการปฏิบัติหน้าที่ ที่เกี่ยวข้องกับการเปิดแปลงสัมปทาน รอบที่ 21 ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 13 มิถุนายน 2560 ศาลปกครองกลางได้มี คำพิพากษายกฟ้อง โดยคำพิพากษาสรุปว่า คำสั่งนายกรัฐมนตรีที่จัดตั้งกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เป็นการออกคำสั่งโดยมีกฎหมายให้อำนาจไว้ และออกคำสั่งได้ถูกต้องมาตรา 3 แห่งพระราชกำหนดแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 ส่วนประกาศกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติเกี่ยวกับการเปิดให้ยื่นขอสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียม (รอบที่ 21) จำนวน 29 แปลง เป็นเพียงการคาดว่าแนวเขตพื้นที่ที่ประกาศน่าจะมีศักยภาพปิโตรเลียมเพื่อให้เอกชนผู้สนใจลงทุนได้ทราบ ยังมิได้มีการดำเนินการค้นหาปิโตรเลียม จึงยังไม่มีผลกระทบต่อการที่รัฐจะเสียผลประโยชน์ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2558 กระทรวงพลังงานได้มีประกาศใหม่เพื่อยกเลิกประกาศที่เกี่ยวข้องกับการเปิดแปลงสัมปทาน รอบที่ 21 ดังกล่าวข้างต้นแล้ว
2. รายงานความคืบหน้าคดีเกี่ยวกับโรงไฟฟ้าชีวมวล โดยผู้ประกอบกิจการโรงไฟฟ้าชีวมวล จำนวน 8 รายได้ยื่นฟ้อง กพช. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ต่อศาลปกครอง โดยขอให้ร่วมกันหรือแทนกันชำระค่าเสียหายจากการไม่ได้รับค่าไฟฟ้าอัตรา FiT Premium ตั้งแต่วันที่ 24 มกราคม 2558 จนถึงวันที่ 10 มีนาคม 2559 ให้แก่ผู้ฟ้องคดี พร้อมดอกเบี้ยในอัตราร้อยละ 7.5 ต่อปี นับแต่วันถัดจากวันฟ้องเป็นต้นไปจนกว่าจะชำระเสร็จ และให้โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในระบบ Adder ทุกโครงการ มีสิทธิเช่นเดียวกับโครงการที่เปลี่ยนจากแบบ Adder เป็น FiT ตามประกาศ กกพ. เมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2558 ซึ่งรวมทั้งสิทธิในการเปลี่ยนสัญญาเป็น FiT มีอายุสัญญา 20 ปี ตั้งแต่วันที่ 24 มกราคม 2558 โดยได้รับอัตรา FiT Premium ในช่วง 8 ปีแรกด้วย ทั้งนี้ สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กพช. อยู่ระหว่างจัดทำคำให้การแก้คำฟ้อง และมอบอำนาจให้พนักงานอัยการแก้ต่างคดีแทน กพช.
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานผลการศึกษาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2559 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 โดยเห็นชอบกรอบการลงทุนส่วนที่ 2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) ตามแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง โดยมีมติมอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ร่วมกับ สนพ. กกพ. และ ปตท. ไปศึกษาโครงการ [F-2] : Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา หรือมาบตาพุด จังหวัดระยอง) โครงการ [T-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 3) และ โครงการ [T-4 หรือ F-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 4) หรือ FSRU ที่ประเทศเมียนมา ให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี เพื่อนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. ต่อมา เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ที่เห็นชอบโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา [F-3] ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2570 โดยให้ ปตท. ไปศึกษาในรายละเอียดความจำเป็นของโครงการให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และนำเสนอผลการศึกษาต่อ กบง. ต่อไป
2. ผลการศึกษาโครงการ [F-2] : FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ เพื่อรองรับการจัดหาและจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้โรงไฟฟ้าจะนะของ กฟผ. จากกำหนดการเดินเครื่องและปลดโรงไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1 และชุดที่ 2 มีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติสูงสุดอยู่ที่ 240 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือเทียบเท่า LNG ปริมาณ 1.7 ล้านตันต่อปี พบว่าก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 ที่ส่งก๊าซธรรมชาติให้โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1 และ ชุดที่ 2 จะหมดลงในปี 2570 ดังนั้น จึงจำเป็นต้องนำเข้า LNG มาทดแทน โดยแนวทางในการก่อสร้างโครงสร้างพื้นฐาน [F-2] ที่เหมาะสมที่สุดได้แก่ โครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) เพื่อรองรับการแปรสภาพ LNG ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี สถานที่ตั้งโครงการอยู่ที่บริเวณอ่าวไทยในพื้นที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา ห่างจากฝั่งประมาณ 15 กิโลเมตร โครงการประกอบด้วย 3 ส่วน ได้แก่ (1) ท่าเทียบเรือ FSRU อยู่ห่างจากชายฝั่งประมาณ 15 กิโลเมตร มีระดับน้ำลึกมากกว่า15 เมตร ไม่จำเป็นต้องขุดร่องน้ำ มีรูปแบบเป็น Single Berth Jetty สำหรับให้เรือ FSRU เทียบท่า และเรือขนส่ง LNG จะจอดเทียบกับเรือ FSRU เพื่อขนถ่าย LNG แบบ Side-by-Side (Ship To Ship Transfer) (2) เรือ FSRU ออกแบบให้มีขนาด 263,000 ลูกบาศก์เมตร เพื่อรองรับการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี มีปริมาณกักเก็บ LNG สำรอง 3 วัน และ (3) ท่อส่งก๊าซธรรมชาติจาก FSRU ต้องก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลไปขึ้นฝั่งระยะทางประมาณ 15 กิโลเมตร และวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกระยะทางประมาณ 3 กิโลเมตร เพื่อเชื่อมต่อกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเดิมและส่งต่อไปยังโรงไฟฟ้าจะนะ รวมระยะทางวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติประมาณ 18 กิโลเมตร ทั้งนี้ จำเป็นต้องก่อสร้างกำแพงกันคลื่น (Breakwater) ยาวประมาณ 600 เมตร ประมาณการเงินลงทุนรวม 740 ล้านเหรียญสหรัฐฯ (ประมาณ 26,270 ล้านบาท ที่อัตราแลกเปลี่ยน 35.5 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ) กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2571
3. ผลการศึกษาโครงการ [F-3] : FSRU ในประเทศเมียนมา เพื่อจัดหาก๊าซธรรมชาติทดแทนแหล่งก๊าซธรรมชาติที่นำเข้าจากประเทศเมียนมาที่มีปริมาณลดลง โดยโครงการตั้งอยู่ในพื้นที่เมือง Kanbauk ภาคใต้ของประเทศเมียนมา เขตการปกครองตะนาวศรี ห่างจากเมืองทวายไปทางทิศเหนือประมาณ 60 กิโลเมตร ซึ่งเป็นบริเวณที่มีท่อส่งก๊าซธรรมชาติ 3 เส้น ความยาวประมาณ 75 กิโลเมตร มาเชื่อมต่อกับระบบท่อ ก๊าซธรรมชาติของไทย บริเวณชายแดนบ้านอีต่อง ตำบลปิล็อก อำเภอทองผาภูมิ จังหวัดกาญจนบุรี โครงการประกอบด้วย 3 ส่วน ได้แก่ (1) ท่าเทียบเรือ FSRU อยู่ห่างจากชายฝั่งประมาณ 4 กิโลเมตร มีระดับน้ำลึกประมาณ 10 เมตร มีรูปแบบเป็น Single Berth Jetty สำหรับให้เรือ FSRU เทียบท่า และเรือขนส่ง LNG จะจอดเทียบกับเรือ FSRU เพื่อขนถ่าย LNG แบบ Ship To Ship Transfer ทั้งนี้ จะต้องขุดลอกร่องน้ำให้ได้ระดับความลึกที่ 15 เมตร (2) เรือ FSRU ขนาด 170,000 ลูกบาศก์เมตร เพื่อรองรับการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ ในปริมาณ 3 ล้านตันต่อปี มีปริมาณกักเก็บ LNG สำรอง 2.5 วัน และ (3) ท่อส่งก๊าซธรรมชาติจาก FSRU จะต้องก่อสร้างท่อส่งก๊าซในทะเลเพื่อส่งก๊าซธรรมชาติที่แปรสภาพแล้วไปขึ้นฝั่งระยะทางประมาณ 13 กิโลเมตร และวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกประมาณ 15 กิโลเมตร เพื่อเชื่อมต่อกับระบบท่อเดิมบริเวณศูนย์ปฏิบัติการระบบท่อ (Operation Center) ในเมือง Kanbauk ประมาณการเงินลงทุนโครงการฯ รวม 587 ล้านเหรียญสหรัฐ (ประมาณ 20,838.5 ล้านบาท ที่อัตราแลกเปลี่ยน 35.5 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ) กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2570 โครงสร้างทางธุรกิจที่เหมาะสมคือรูปแบบ Tolling Model มีค่าใช้จ่ายดำเนินการน้อยที่สุดและใช้เงินทุนหมุนเวียนต่ำ ซึ่งบริษัทจะเป็นผู้ให้บริการจัดเก็บและแปรสภาพ LNG เท่านั้น มีรายได้จากเจ้าของเนื้อ LNG โดยการเช่า FSRU จากผู้ให้บริการ ทำให้เงินลงทุนรวมลดลงเหลือประมาณ 317 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ในส่วน LNG Receiving Terminal จะเป็นบริษัทที่จดทะเบียนในเมียนมา เป็นการร่วมทุนระหว่าง ปตท. และ Myanma Oil and Gas Enterprise (MOGE) ซึ่งเป็นรัฐวิสาหกิจในสังกัดกระทรวงไฟฟ้าและพลังงานเมียนมา ปัจจุบัน รัฐบาลเมียนมากำลังอยู่ระหว่างการพิจารณาสัดส่วนการร่วมทุน ในส่วนการนำเข้า LNG เพื่อส่งออกไปยังประเทศไทย จะรับผิดชอบโดย ปตท. ซึ่งต้องทำสัญญาการใช้ท่อกับเจ้าของท่อในเมียนมา เพื่อลำเลียงก๊าซธรรมชาติจาก LNG Receiving Terminal มายังชายแดนไทยที่บ้านอีต่อง จังหวัดกาญจนบุรี โดยโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติที่ชายแดนไทย จะประกอบด้วยค่าเนื้อ LNG และค่าบริการแปรสภาพและค่าผ่านท่อใน เมียนมา ซึ่งค่าผ่านสถานี LNG Receiving Terminal และค่าผ่านท่อในเมียนมาที่รวมกัน จะเทียบเคียงได้กับ ค่าผ่านสถานี LNG Receiving Terminal อื่นๆ ในประเทศไทย ทั้งนี้ โครงการสามารถส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2570 โดย ปตท. จะต้องได้รับอนุมัติให้ดำเนินการภายในปี 2564 หากจะเร่งดำเนินการให้เสร็จในกลางปี 2566 ต้องได้รับอนุมัติภายในปี 2560 โดยสิ่งที่ภาครัฐต้องอนุมัติ ได้แก่ ปีที่เริ่มรับก๊าซธรรมชาติ และปริมาณการรับก๊าซธรรมชาติที่แปรสภาพผ่านสถานี LNG Receiving Terminal ที่แน่นอนตามหลักการ Ship or Pay และสูตรราคาก๊าซธรรมชาติ ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย-เมียนมา ทั้งนี้ เพื่อให้การขออนุมัติโครงการต่อรัฐบาลเมียนมา จัดทำรายงานผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม (EIA) และชุมชน (SIA) และก่อสร้างได้ทันตามกำหนด
4. หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ ชธ. สนพ. และ กกพ. มีความเห็นดังนี้ (1) โครงการ [F-2] ช่วยเสริมความมั่นคงด้านพลังงานในพื้นที่ภาคใต้ ช่วยทดแทนก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA แต่ควรศึกษาเพิ่มเติมถึงความมั่นคงของพลังงานในภาคใต้โดยรวมกรณีโรงไฟฟ้าถ่านหินไม่เป็นไปตามแผน นอกจากนี้ ควรเปิดให้เอกชนเข้ามาประมูลเพื่อก่อสร้างโครงการ (2) หากกำหนดให้อำเภอจะนะ เป็นแหล่งผลิตไฟฟ้าหลักของพื้นที่ภาคใต้ อาจพิจารณาการก่อสร้าง Onshore LNG Terminal แทน FSRU เนื่องจากมีเสถียรภาพสูงกว่าและสามารถขยายเพิ่มเติมเพื่อรองรับความต้องการก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มสูงขึ้นในอนาคต นอกจากนี้ ควรพิจารณาความเป็นไปได้ที่จะผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 เพิ่มเติมจากปัจจุบันและเรื่องสัญญาใช้ท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลจากแหล่ง JDA-A18 มายังโรงแยกก๊าซธรรมชาติ TTM ซึ่งจะหมดอายุสัญญาลงในปี 2568 ในขณะที่ก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 จะหมดในปี 2571 ประกอบการพิจารณาดำเนินโครงการ และให้ศึกษาข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งควรให้ชุมชนมีส่วนร่วมเพื่อให้เกิดการยอมรับก่อนเริ่มการก่อสร้างและพัฒนาโครงการ (3) โครงการ [F-3] ช่วยรองรับปริมาณก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตกจากแหล่งผลิตของเมียนมาที่จะหมดลงในปี 2571 ทั้งนี้ การนำเข้าก๊าซธรรมชาติต้องคำนึงถึงความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในฝั่งตะวันตกของประเทศไทย โดยเฉพาะเรื่องแผนการปลดโรงไฟฟ้าในภาคตะวันตก และความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์นอกจากนี้ ราคาก๊าซธรรมชาติที่จุดซื้อขายชายแดนไทย-เมียนมา จะต้องมีราคาที่แข่งขันได้กับการจัดหา LNG ทางฝั่งตะวันออกของประเทศไทยและควรศึกษากฎหมายที่เกี่ยวข้องในประเทศเมียนมาเพื่อไม่ให้เป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาและการดำเนินโครงการในอนาคต ทั้งนี้ กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 ได้รับทราบรายงานผลการศึกษาทั้งสองโครงการแล้ว การดำเนินการต่อไป ชธ. สนพ. กกพ. และ ปตท. จะนำผลการศึกษาและความเห็นที่เกี่ยวข้องไปใช้ประกอบการปรับปรุงแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas plan) สำหรับโครงการ [F-2] ชธ. อยู่ระหว่างประสานกับหน่วยงานต่างๆ เพื่อขอความชัดเจนเรื่องปริมาณก๊าซธรรมชาติส่วนที่เพิ่มจากแหล่ง MTJDA สำหรับใช้ประกอบการตัดสินใจในการดำเนินโครงการในส่วนโครงการ [F-3] ปตท. จะประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องของเมียนมาอย่างใกล้ชิดเพื่อให้เกิดความชัดเจนโดยเร็ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) และเห็นชอบกรอบหลักการการบริหารจัดการด้านการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ให้มีการแข่งขันเสรีและส่งเสริมการลงทุนด้านโครงสร้างพื้นฐานในอนาคต โดยเพิ่มจำนวนผู้จัดหาและจำหน่าย การเปิดให้บุคคลที่สามสามารถใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานี LNG (Third Party Access; TPA) และกำกับดูแลการจัดหา LNG ในระยะสั้น/ระยะยาว โดยมอบหมายให้ สนพ. ชธ. และ กกพ. ศึกษาและจัดทำแนวทางการส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันเสรีและแนวทางการกำกับดูแลด้านการจัดหา LNG เพื่อพัฒนาและส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ต่อมาได้นำผลการศึกษาดังกล่าวเสนอต่อ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2559
2. ปัจจัยในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) กำหนดให้มีผู้บริหารระบบท่อก๊าซธรรมชาติ (Transmission System Operator : TSO) โดยกำหนดให้มีการแยกกิจการและการบริหารให้เป็นหน่วยงานที่ดำเนินงานเฉพาะการบริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเพียงอย่างเดียว ดำเนินการอย่างเป็นอิสระจากหน่วยงานที่ทำกิจกรรมเกี่ยวกับการผลิต จัดหา และจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ โดยมีข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Network Code) ที่สนับสนุนให้มีการแข่งขันของ Shipper หลายรายและเอื้อให้เกิดกลไกการเคลื่อนไหวของราคาตามสภาพตลาด โดยความเป็นอิสระของ TSO จะสร้างความมั่นใจให้ผู้ประกอบการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ ว่าจะได้รับการปฏิบัติที่เป็นธรรมอย่างแท้จริง (2) มีผู้ประกอบการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Shipper) หลายรายและมีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานีรับจ่ายและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นไอ (สถานี LNG Regasification) หลายราย โดยเปิดโอกาสให้มีผู้นำเข้าก๊าซ LNG และ Shipper รายใหม่ จำกัดการเพิ่มส่วนแบ่งตลาดของผู้ประกอบการรายเดิมที่มีอำนาจเหนือตลาด เพื่อให้ผู้ประกอบการรายอื่นๆ สามารถเข้าสู่ตลาดได้ ส่งเสริมให้มีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานี LNG รายใหม่ จากสัดส่วนการใช้ LNG ของประเทศที่เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง ซึ่งจะเอื้อให้ Shipper และผู้นำเข้า LNG สามารถเลือกใช้ผู้ให้บริการได้มากราย ทำให้เกิดการแข่งขันด้านประสิทธิภาพและอัตราค่าบริการของสถานี LNG เพิ่มความยืดหยุ่นในการรับ LNG จากแหล่งที่มีคุณภาพและขนาดของเรือขนส่งที่แตกต่างกัน (3) มีระบบที่ส่งเสริมและเอื้อต่อการแข่งขันในการจัดหา LNG โดยสร้างกลไกการกำกับดูแลที่มีประสิทธิภาพและประสิทธิผล สร้างระบบการเปิดเผยข้อมูลที่โปร่งใส ทันสถานการณ์ ที่ทุกคนเข้าถึงได้อย่าง เท่าเทียมกัน โดยต้องมีระบบการเปิดเผยข้อมูลรายการและราคาการจัดหา LNG อย่างโปร่งใส (กำหนดไว้ใน Network Code) ทำให้มีการเปรียบเทียบราคา เกิดการแข่งขันในการจัดหา LNG และราคาที่สะท้อนตลาดสากล และ (4) แยกกิจการและการบริหารระบบท่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ สร้างความชัดเจนและกำหนดบทบาทของผู้ประกอบการรายเดิมที่มีลักษณะผูกขาดโดยธรรมชาติ ด้วยการแยกกิจการและการบริหารระบบท่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ ให้เป็นหน่วยงานที่มีการดำเนินงานเฉพาะการบริหารระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution System Operator หรือ DSO) มี Network Code (TPA Code) ที่สนับสนุนให้มี Shipper & Distributors ได้หลายราย เพื่อสร้างทางเลือกให้กับผู้ใช้ก๊าซฯ ภายใต้การกำกับของ กกพ. แยกกิจการและการบริหารระบบท่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติเพื่อขจัดการรวมตัวของกิจการในแนวดิ่ง (vertical Integration)
3. แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ แบ่งเป็น 3 ระยะ ดังนี้
3.1 ระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง : การเปลี่ยนผ่านจากโครงสร้างกิจการและโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติในปัจจุบันไปสู่โครงสร้างที่มีการแข่งขัน ควรมีโครงการนำร่อง เพื่อสร้างความชัดเจนเกี่ยวกับแนวทางการดำเนินการตามสภาพข้อเท็จจริงและสถานการณ์พลังงานในปัจจุบัน รวมทั้งเป็นการทดสอบเพื่อชี้ชัดถึงอุปสรรคและข้อจำกัดต่างๆ ที่ในช่วงการเปลี่ยนผ่าน โดยมีหลักการว่า ด้านธุรกิจต้นน้ำ ในการจัดหา LNG ให้ กฟผ. เป็นผู้จัดหาก๊าซ LNG เพิ่มขึ้นอีกหนึ่งรายนอกเหนือจาก ปตท. เนื่องจากเป็นหน่วยงานรัฐที่มีความพร้อมที่สุด เพื่อทดสอบระบบการแข่งขันในการจัดหาก๊าซ LNG การขอใช้บริการสถานี LNG และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติภายใต้ TPA Code รวมถึงกติกาใหม่ต่างๆ ส่วนด้านธุรกิจกลางน้ำ ให้ ปตท. แยกธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติให้เป็นอิสระจากระบบจัดหาและจำหน่าย โดยให้เป็นการแยกทางบัญชี เพื่อทำหน้าที่เสมือนเป็น TSO ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. และ ราคาก๊าซ LNG ที่นำเข้าโดย กฟผ. จะส่งผ่านไปยังโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซ LNG เป็นเชื้อเพลิง และไม่ถูกนำไปเฉลี่ยอยู่ในราคา Pool Gas และด้านธุรกิจปลายน้ำให้ กฟผ. ในฐานะ Shipper เป็นผู้จัดหา LNG ให้โรงไฟฟ้าตามที่กำหนด โดยมีแนวทางการดำเนินงานดำเนินโครงการนำร่องเพื่อเตรียมพร้อมไปสู่ระยะที่ 2 ดังนี้ (1) ให้ กฟผ. เตรียมความพร้อมเป็น Shipper รายใหม่ จัดหา LNG ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำก๊าซ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเอง โดยหลักเกณฑ์การนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ที่ ปตท. ปฏิบัติอยู่ในปัจจุบัน และเพื่อทดสอบโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติที่มีผู้ประกอบการมากกว่าหนึ่งราย ให้ กฟผ. แยกธุรกิจออกจากกิจการผลิตไฟฟ้าให้ชัดเจน โดยแยกบัญชีการประกอบกิจการ Shipper และแยกเป็นหน่วยธุรกิจ (Business Unit) ให้แล้วเสร็จภายในการดำเนินการระยะที่ 1 ทั้งนี้ ให้ Shipper ทุกราย กำหนด Code of Conduct ในการบริหารจัดการ ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (2) การบริหารจัดการการจัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าให้แยกเป็น 2 กลุ่ม คือ (1) Shipper รายเดิม (ปตท.) จัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าปัจจุบัน โดยใช้ราคา Pool Gas และ (2) Shipper รายใหม่ คือ กฟผ. จัดหา LNG ให้กับโรงไฟฟ้าที่ กฟผ. กำหนด โดยใช้ราคา LNG ของ กฟผ. ในฐานะ Shipper (3) ให้ ปตท. แยกธุรกิจท่อส่งก๊าซฯ โดยแยกทางบัญชีก่อน แล้วแยกเป็นหน่วยธุรกิจหรือนิติบุคคลในลำดับต่อไป โดยให้หน่วยธุรกิจท่อส่งก๊าซฯ ดังกล่าว ทำหน้าที่เป็น TSO ที่มีการบริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ มีการกำหนด Code of Conduct ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ด้วยเช่นกัน (4) ให้ ชธ. กำกับ ติดตาม รวมถึงบริหาร ดูแลความมั่นคงของการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งจากอ่าวไทย จากนำเข้าจากต่างประเทศทางระบบท่อส่งก๊าซฯ และการนำเข้าในรูป LNG โดยในส่วนของก๊าซ LNG ให้ ชธ. ศึกษาแนวทางการกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อติดตามและกำกับดูแลการจัดหา LNG ที่เหมาะสมทั้งในด้านราคาและปริมาณ เพื่อรองรับการแข่งขันในกรณีที่มีผู้จัดหา/นำเข้าก๊าซ LNG หลายราย (5) ให้ กกพ. พิจารณาจัดทำโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ และ (6) ให้ กกพ. ร่วมกับ กฟผ. ศึกษาหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าให้สอดคล้องรองรับโครงสร้างการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคต โดยคำนึงถึงต้นทุนการส่งผ่านค่าไฟฟ้า ประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้า และการสั่งการเดินเครื่องที่ไม่มีการเลือกปฏิบัติ
3.2 ระยะที่ 2 ระยะเปลี่ยนผ่านก่อนการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ : เริ่มเปิดให้มีเอกชนรายใหม่สามารถเข้ามาดำเนินธุรกิจก๊าซธรรมชาติทั้งในส่วนของการนำเข้า LNG การจัดหาและจำหน่าย (Shipper) และการลงทุนบริหารสถานีรับจ่ายและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งให้ ปตท. จัดตั้ง TSO เพื่อเป็นหน่วยงานหรือองค์กรที่แยกเป็นอิสระจากการจัดหาและจำหน่าย ทำหน้าที่เป็นผู้ดำเนินการระบบท่อส่งก๊าซและรักษาสมดุล เสถียรภาพและความมั่นคงของระบบท่อส่ง โดยแบ่งเป็นด้านธุรกิจต้นน้ำในการจัดหา LNG ให้มีระบบที่มีการแข่งขันการจัดหา LNG โดยเอกชนรายใหม่สามารถนำเข้า LNG ได้ เพื่อให้มี Shipper หลายรายทำหน้าที่จัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติไปยังลูกค้าโดยตรง และมีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานี LNG รายใหม่เข้ามาลงทุนเชื่อมต่อกับระบบ ในส่วนด้านธุรกิจกลางน้ำ กำหนดราคาก๊าซฯ เป็นราคา Pool Gas (Old Demand/Supply) และราคาตลาด LNG นำเข้า (New Demand/Supply) ทั้งนี้ สัดส่วนของราคา Pool จะค่อยๆ ลดลงตามสัญญาเก่าที่ทยอยหมดอายุ สำหรับสัญญาที่ต่อใหม่ให้เป็น New Supply/Demand และให้ ปตท. เตรียมจัดตั้ง TSO ที่แยกเป็นอิสระจากธุรกิจการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ เพื่อเป็นผู้ดำเนินการระบบท่อส่งก๊าซและรักษาสมดุลของระบบท่อ และด้านธุรกิจปลายน้ำ กำหนดผู้ใช้ก๊าซฯ ต้องเข้าระบบแข่งขัน (ยกเว้นที่ติดสัญญาระยะยาวให้รอจนกว่าสัญญาหมดอายุ) และเริ่มเปิดให้มี DSO รายใหม่ ทั้งนี้ มีแนวทางดำเนินงานเพื่อให้เกิดความพร้อมก่อนเข้าสู่ระยะที่ 2 ประกอบด้วย (1) การพิจารณาความชัดเจนเกี่ยวกับการใช้ประโยชน์ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย (2) การกำหนดหลักเกณฑ์ ปรับปรุงกฎหมายและข้อบังคับที่เกี่ยวข้องเพื่อรองรับกรณีมี Shipper และผู้นำเข้า LNG หลายราย (3) การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติเก่า/ใหม่ (Old/New Supply and Demand) (4) การจัดตั้ง TSO เพื่อเป็นหน่วยงานและ/หรือเตรียมไปสู่องค์กรที่แยกเป็นอิสระ (5) การศึกษาการแยกและบริหารระบบท่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (DSO) รวมถึงการศึกษาและจัดทำ TPA Regime/Code และหลักเกณฑ์การคำนวณค่าบริการของ DSO (6) การศึกษาและจัดทำหลักเกณฑ์การเปิดให้มีการประมูลเพื่อก่อสร้างและดำเนินธุรกิจสถานี LNG (7) การดำเนินการนโยบาย SPP Pool โดยให้ สนพ. เร่งศึกษาและเตรียมการจัดตั้งตลาดกลางการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน และ (8) การศึกษาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้าในอนาคต
3.3 ระยะที่ 3 : เปิดแข่งขันเสรีเต็มรูปแบบ ในระยะนี้จะมีผู้นำเข้า LNG และ Shipper หลายราย ทำให้สัดส่วนของการจัดหา LNG เพิ่มสูงขึ้น ในขณะที่การจัดหาและการใช้ก๊าซธรรมชาติภายใต้สัญญาเดิม (Old Supply) จะลดน้อยลง ส่งผลให้ตลาดมีความพร้อมเข้าสู่ระบบที่มีการแข่งขันมากขึ้น อย่างไรก็ตาม เพื่อให้เกิดการแข่งขันอย่างเสรีในกิจการพลังงานทั้งระบบ จึงต้องมีการส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการไฟฟ้าด้วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 1: ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง โดย
1) มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการเพื่อเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหา LNG ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำก๊าซ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด โดยหลักเกณฑ์ในการนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ซึ่งเป็นหลักเกณฑ์เดียวกับที่บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ปฏิบัติอยู่ และให้ กฟผ. ในฐานะ Shipper ดำเนินการแยกธุรกิจออกจากกิจการผลิตไฟฟ้าให้ชัดเจน เพื่อเป็นการทดสอบโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติที่มีผู้ประกอบการมากกว่าหนึ่งราย อันเป็นการเตรียมตัวไปสู่การเปิดเสรีในอนาคตที่จะให้มีผู้ประกอบการหลายราย โดยให้ กฟผ. แยกบัญชีการประกอบกิจการ Shipper และจัดตั้งเป็นหน่วยธุรกิจ (Business Unit) ให้แล้วเสร็จภายในช่วงระยะเวลาการดำเนินการของระยะที่ 1 ทั้งนี้ ให้ Shipper ทุกราย (ปตท. กฟผ. และผู้ประกอบการในอนาคต) จะต้องมีการกำหนด Code of Conduct ในการบริหารจัดการ ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)
2) การบริหารจัดการการจัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าให้แยกเป็น 2 กลุ่ม คือ (1) Shipper รายเดิม (ปตท.) จัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าปัจจุบัน โดยใช้ราคา Pool Gas และ (2) Shipper รายใหม่ คือ กฟผ. จัดหา LNG ให้กับโรงไฟฟ้าที่กำหนด โดยใช้ราคา LNG ของ กฟผ. ในฐานะ Shipper
3) มอบหมายให้ ปตท. แยกธุรกิจท่อส่งก๊าซฯ โดยให้เป็นการแยกทางบัญชีก่อน แล้วแยกเป็นหน่วยธุรกิจหรือนิติบุคคลในลำดับต่อไป โดยให้หน่วยธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ดังกล่าว ทำหน้าที่เป็นผู้บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission System Operator : TSO) ที่มีการบริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ โดยให้ TSO มีการกำหนด Code of Conduct ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ด้วยเช่นกัน
4) มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) กำกับ ติดตาม รวมถึงบริหาร ดูแลความมั่นคงของการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งจากอ่าวไทย จากนำเข้าจากต่างประเทศทางระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และจากการนำเข้าในรูปของก๊าซธรรมชาติที่ถูกทำให้เหลว (LNG) โดยในส่วนของก๊าซ LNG ให้ ชธ. ศึกษาแนวทางการกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อติดตามและกำกับดูแลการจัดหา LNG ที่เหมาะสมทั้งในด้านราคาและปริมาณ เพื่อรองรับการแข่งขันในกรณีที่มีผู้จัดหา/นำเข้าก๊าซ LNG หลายราย
5) มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาจัดทำโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับนโยบายการส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ
6) สำหรับการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ในฐานะศูนย์สั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า มอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับ กฟผ. ศึกษาหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าให้สอดคล้องรองรับโครงสร้างการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคต โดยคำนึงถึงต้นทุนการส่งผ่านค่าไฟฟ้า ประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้า และการสั่งการเดินเครื่องที่ไม่มีการเลือกปฏิบัติ
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกับ ชธ. และ กกพ. ศึกษาและจัดทำหลักเกณฑ์เพื่อกำหนดสัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติเก่า/ใหม่ (Old/New Supply and Demand) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2561
3. รับทราบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 2 และระยะที่ 3 ทั้งนี้ มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปศึกษาการดำเนินการ เพื่อเข้าสู่ระยะที่ 2 และระยะที่ 3 และให้นำกลับมานำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบตามลำดับต่อไป
ทั้งนี้ ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องสามารถดำเนินการตามข้อ 1 ได้ โดยไม่ต้องรอการรับรองมติของที่ประชุม
เรื่องที่ 7 การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เต็มรูปแบบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2559 วันที่ 9 มกราคม 2560 วันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560 และวันที่ 7 มีนาคม 2560 ได้มีมติที่เกี่ยวกับการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ดังนี้ (1) แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ แบ่งเป็นระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่าน เปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันและโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของ ธพ. (2) การกำหนดราคาก๊าซ LPG จากการผลิตและการจัดหา ประกอบด้วย ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) แบ่งเป็นส่วนที่จำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 และส่วนที่ไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และบริษัท ปตท.สผ.สยามฯ ใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนที่แท้จริง (cost plus) ราคา โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติกกำหนดราคาเท่ากับ CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และราคานำเข้าที่ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดราคานำเข้าที่ CP บวกค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (CP+X) (3) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักร ของส่วนผลิต จัดหา ประกอบด้วยที่ผลิตโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และที่ผลิตโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก และในส่วนที่ส่งออกจะกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และที่ผลิตโดยโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติกที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออก (4) มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG โดยกำหนดให้ผู้นำเข้าก๊าซ LPG ต้องรายงานปริมาณและราคาจริงของการนำเข้าก๊าซ LPG ให้ ธพ. รับทราบ และ ปตท. ต้องจำหน่ายก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติให้ผู้ค้าทุกรายที่ต้องการซื้อ ในช่วงเวลาก่อนการเปิดบริการคลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ให้บุคคลที่สามสามารถใช้คลังได้ (Third Party Access: TPA) สามารถเพิ่มอัตราการสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมายตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยพิจารณาจากความมั่นคงและ ไม่ก่อให้เกิดภาระเกินสมควรต่อผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 นอกจากนี้ การสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน หรือ Prompt Cargo ผู้นำเข้ามีสิทธิ์ได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันฯ ตามต้นทุนจริง ในส่วนของระบบคลังก๊าซ LPG กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG facility ประกอบด้วย ผลตอบแทนการลงทุน เงินลงทุนรวม ระยะเวลาโครงการ ค่าใช้จ่ายดำเนินงาน ปริมาณ LPG ค่าเสื่อมราคา และภาษี และได้มอบหมายให้ กบง. พิจารณากำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility ตามหลักเกณฑ์ดังกล่าว และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุน
2. ความพร้อมในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ได้แก่ (1) สถานการณ์การผลิต การจัดหา และการใช้ก๊าซ LPG ภายหลังจากการเปิดเสรีการนำเข้าเมื่อวันที่ 10 มกราคม 2560 ในช่วงเดือนมกราคมถึงพฤษภาคม 2560 พบว่ามีส่วนขาดก๊าซ LPG สำหรับใช้ในประเทศอยู่ประมาณเดือนละ 28,716 - 39,520 ตัน ยกเว้นเดือนกุมภาพันธ์ผลิตได้สูงกว่าความต้องการใช้ 12,066 ตัน เนื่องจากความต้องการใช้ในภาคปิโตรเคมีลดลง ปริมาณส่วนขาดนี้ทดแทนด้วยการนำเข้าโดย ปตท. และสยามแก๊ส ส่วนยูนิคแก๊สนำเข้ามาเพื่อการส่งออกเท่านั้น สำหรับแผนในช่วงเดือนมิถุนายนถึงธันวาคม 2560 ปริมาณการผลิตภายในประเทศไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ทุกเดือน โดยในเดือนธันวาคมขาดก๊าซ LPG ภายในประเทศประมาณ 25,694 ตัน ชดเชยด้วยการนำเข้าทดแทนส่วนที่ขาด สำหรับปริมาณการส่งออกเพิ่มสูงขึ้นจาก 26,850 ตัน ในเดือนมิถุนายนเป็น 35,900 ตัน ในเดือนธันวาคม และในเดือนกรกฎาคม ปตท. มีแผนจะนำเข้า 66,000 ตัน เป็นการนำเข้ามาเพื่อการส่งออกทดแทนการส่งออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติปริมาณ 59,000 ตัน (2) ตลาดก๊าซ LPG มีการแข่งขันสูงขึ้น โดยมีผู้ค้าน้ำมันรายใหม่ 1 รายคือ บริษัท มิตซูบิชิ (ประเทศไทย) จำกัด เพื่อนำเข้าก๊าซ LPG มาจำหน่ายในประเทศ มีปริมาณการค้าก๊าซ LPG 10 ล้านตันต่อปี และมีเรือขนส่งก๊าซ LPG ขนาดบรรทุกกว่า 40,000 ตัน จำนวนมากกว่า 20 ลำ จากการนำเข้าก๊าซ LPG ที่เพิ่มสูงขึ้น ส่งผลให้ในภาพรวมมีปริมาณจัดหาสูงกว่าความต้องการใช้ ตลาดเริ่มมีการแข่งขันด้านราคามากขึ้น และ (3) แผนการก่อสร้างโครงสร้างพื้นฐาน (คลังเก็บและจ่ายก๊าซบนบก และท่าเทียบเรือนำเข้า) โดยบริษัท สยามแก๊ส แอนด์ ปิโตรเคมีคัลส์ จำกัด (มหาชน) ผู้นำเข้าที่ได้รับอนุญาตให้ใช้คลังลอยน้ำเป็นการชั่วคราวระหว่างก่อสร้างคลังนำเข้า ได้แจ้งแผนการก่อสร้างต่อ ธพ. โดยจะสร้างถังเก็บและจ่ายก๊าซ ขนาด 3,000 ตัน จำนวน 15 ใบ ความจุรวม 45,000 ตัน ปัจจุบันอยู่ระหว่างการเจรจาขอซื้อที่ดิน (4) การเตรียมการเพื่อป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG ประกอบด้วย การยกร่างประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดเงื่อนไขการนำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลวของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 พ.ศ. .... เพื่อรองรับแนวทางและวิธีการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG โดยให้อธิบดี ธพ. โดยความเห็นชอบของ กบง. มีอำนาจสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 นำเข้าก๊าซ LPG เป็นกรณีฉุกเฉิน เมื่อเกิดภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG และกระทบต่อความมั่นคงของประเทศ ให้ผู้ค้าฯ ที่นำเข้าก๊าซ LPG เพื่อจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงทำสัญญายินยอมชดใช้ค่าเสียหาย กรณีไม่นำเข้าตามแผน รวมถึงการกำหนดมาตรการรองรับความเสียหายอันเกิดจากการชดเชยราคาส่วนต่างจากการนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน และการออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดชนิดและอัตรา หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการคำนวณปริมาณสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 ลงวันที่ 20 มิถุนายน 2560 เพื่อปรับเพิ่มการสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมาย โดยกำหนดระยะเวลาการบังคับใช้เป็นระยะที่ 1 (วันที่ 1 มกราคม 2561 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563) ให้คงอัตราสำรองก๊าซ LPG ไว้ที่ร้อยละ 1 และอัตราสำรองก๊าซธรรมชาติที่ผลิตก๊าซ LPG ร้อยละ 0.5 โดยยกเลิกข้อผ่อนปรนที่ให้เก็บสำรองในแต่ละวันได้ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 70 เป็นต้องเก็บไม่ต่ำกว่าร้อยละ 100 ของปริมาณสำรองทุกวัน ประเทศจะมีปริมาณก๊าซ LPG ที่เพียงพอใช้ 5 วันตลอดเวลา และระยะที่ 2 (ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564) ปรับเพิ่มอัตราสำรองจากร้อยละ 1.5 เป็นร้อยละ 2.5 โดยมีปริมาณสำรองเพียงพอใช้ได้ 9 วัน เมื่อพิจารณาจากระยะเวลาการจัดหาจากประเทศจีนและญี่ปุ่น (ระยะเวลาการจัดหาจากประเทศจีนใช้เวลา 5 - 7 วัน และประเทศญี่ปุ่นใช้เวลา 9 วัน)
3. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ในปี 2559 ราคา CP อยู่ในช่วงระหว่าง 287 – 410 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยราคาได้ปรับเพิ่มขึ้นในช่วงเดือนมกราคมถึงเมษายน 2560 เนื่องจากเข้าสู่ฤดูหนาว โดยมีราคาระหว่าง 460 – 555 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และในเดือนพฤษภาคมและมิถุนายน 2560 ราคา CP ได้ปรับลดลงมาอยู่ที่ 388 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติอยู่ในช่วงระหว่าง 374 – 437 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน มีแนวโน้มลดลง โดยในช่วงเดือนมกราคมถึงเมษายน 2560 อยู่ระหว่าง 369 – 382 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และในเดือนพฤษภาคมและมิถุนายน 2560 ปรับเพิ่มมาอยู่ที่ 388 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และราคานำเข้าก๊าซ LPG อยู่ในช่วงระหว่าง 372 - 495 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคา CP ในช่วงเดือนมกราคมถึงเมษายน 2560 อยู่ที่ 504 – 604 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และในเดือนพฤษภาคมและมิถุนายน 2560 ลดลงมาอยู่ที่ 435 – 436 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และเดือนกรกฎาคม 2560 ราคาน้ำเข้าปรับลดลงมาอยู่ที่ 399 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
4. รูปแบบการประกอบกิจการก๊าซ LPG และสถานภาพคลังก๊าซ LPG ที่เขาบ่อยาและบ้านโรงโป๊ะ ประกอบด้วย (1) การผลิตหรือการจัดหา ได้แก่ การผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมัน และการจัดหาจากการนำเข้า (2) คลังสำรองก๊าซ LPG (3) ระบบการขนส่ง ประกอบด้วย ทางรถไฟ รถยนต์ และเรือ (4) ระบบการค้าส่ง ประกอบด้วย ผู้ประกอบการคลังภูมิภาค ผู้ประกอบการโรงบรรจุ สถานีบริการก๊าซ LPG โดยปัจจุบันมีผู้ค้าก๊าซ LPG ที่ได้รับใบอนุญาตเป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 จำนวน 20 ราย และ (5) ระบบการค้าปลีก ในปัจจุบันเป็นระบบกึ่งลอยตัว โดยรัฐกำหนดราคาขายหน้าคลังก๊าซ ผู้ค้าก๊าซ LPG กำหนดราคาขายปลีก มีกรมการค้าภายในติดตามดูแลให้เกิดความเป็นธรรมทั้งผู้จำหน่ายและผู้ใช้ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 กพช. ได้พิจารณาเรื่อง หลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility (LIFE) ของ ปตท. และเห็นชอบให้กำหนดอัตราค่าบริการค่าผ่านคลังในรูปแบบ “Regulated Asset” เสมือนว่าคลัง LIFE เป็นคลังกลางที่ต้องใช้ร่วมกับของผู้ค้าทุกรายจึงต้องมีการกำกับดูแลด้านราคา ซึ่งสมมติฐานดังกล่าวได้เปลี่ยนไปและอาจจะไม่สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน เนื่องจากผู้ค้ารายอื่นมีทางเลือกในการเลือกใช้คลังสำรองและคลังนำเข้าก๊าซ LPG จึงเห็นควรที่จะให้ ปตท. สามารถใช้คลัง LIFE ดำเนินธุรกิจได้ในเชิงพาณิชย์ และแข่งขันกับทางเลือกต่างๆ ของผู้ค้ารายอื่นได้ จึงเห็นควรเสนอยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง กำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility
5. แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ จะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ปัจจุบันมีผู้นำเข้าเพิ่มเป็น 3 ราย (ปตท. สยามแก๊ส และ มิตซูบิชิ) และความพร้อมด้านโครงสร้างพื้นฐาน ประกอบกับราคาต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติมีราคาใกล้เคียงกับการนำเข้าซึ่งเป็นช่วงเวลาที่เหมาะสมในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ดังนั้น กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 จึงมีมติเห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 เป็นต้นไป ดังนี้ (1) ยกเลิกการกำหนดราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท.สผ.สยาม โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก รวมทั้งการนำเข้า (2) ยกเลิกการกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) โดย สนพ. จะประกาศราคาอ้างอิงสำหรับเป็นข้อมูลในการกำกับดูแลราคาขายปลีก LPG ในประเทศเท่านั้น (3) ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของการผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท.สผ. สยาม รวมทั้งโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก (ยกเลิกกองทุน#1) (4) ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ (5) ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกองทุนน้ำมันฯ เพื่อวัตถุประสงค์รักษาเสถียรภาพราคาเท่านั้น (6) มอบให้ สนพ. ธพ. และกรมการค้าภายในศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ที่เหมาะสมและบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ระหว่างกรุงเทพฯ และส่วนภูมิภาค และ (7) สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้า LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ (5) คลังก๊าซ ปตท. จังหวัดชลบุรี ให้ ปตท.จะดำเนินโครงการ LIFE (LPG Integrated Facility Enhancement Project (LIFE Project)) ในเชิงพาณิชย์เมื่อมีการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ โดย ปตท. จะกำหนดกติกาให้ผู้ค้า LPG รายอื่นสามารถเข้ามาใช้บริการคลังนำเข้า LPG ของ ปตท. ที่เขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี บนหลักการที่ผู้ค้า LPG ทุกรายมีสิทธิใช้อย่างเป็นธรรมและเท่าเทียมกันและให้มีการเจรจาอัตราค่าบริการเป็นเชิงพาณิชย์ จนกว่าจะมีผู้ค้า LPG รายอื่นสร้าง/ขยายคลัง LPG นำเข้าขนาดใหญ่ แล้วเสร็จ โดยกติกาการใช้คลังจะเผยแพร่ให้สาธารณชนทราบด้วย (9) การจำหน่าย LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท. จะให้ความสำคัญกับการจำหน่ายก๊าซ LPG ในภาคเชื้อเพลิงเป็นลำดับแรกและจะไม่ทำการต่ออายุสัญญาซื้อ-ขายวัตถุดิบปิโตรเคมีเดิม (ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559) ที่จะทยอยหมดอายุลง โดยจะจำหน่ายเฉพาะเท่าที่สัญญาซื้อ-ขายยังคงมีผลบังคับอยู่ และ (10) เพื่อส่งเสริมให้มีการจำหน่ายก๊าซ LPG ภายในประเทศเป็นลำดับแรก การส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาตต่อ ธพ. และการส่งออก LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้านั้นได้มีการแจ้งแผนให้ ธพ. ทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export) ทั้งนี้ ได้มอบหมายให้ สนพ. นำเสนอ กพช. เพื่อขอยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง กำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility (LIFE) และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนโดยให้ ปตท. ดำเนินโครงการนี้เป็นเชิงพาณิชย์แทน พร้อมทั้งเห็นชอบแนวทางการดำเนินโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน โดยให้กรมบัญชีกลางเป็นผู้ดำเนินการภายใต้นโยบายบัตรสวัสดิการ แทนระบบปัจจุบันทั้งหมด การให้สวัสดิการให้รวมเข้าไปในส่วนของค่าไฟฟ้า และยกเลิกการช่วยเหลือในส่วนของร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร เนื่องจากเป็นการช่วยเหลือค่าครองชีพของประชาชนโดยทั่วไป โดยให้ผู้ค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ยังสามารถได้รับสิทธิตามเงื่อนไขของนโยบายบัตรสวัสดิการ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ตามที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติอนุมัติไว้เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 โดยจะเริ่มให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560เป็นต้นไป ดังนี้
(1) ยกเลิกการกำหนดราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก รวมทั้ง การนำเข้า
(2) ยกเลิกการกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะประกาศราคาอ้างอิงสำหรับเป็นข้อมูลในการกำกับดูแลราคาขายปลีก LPG ในประเทศเท่านั้น
(3) ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนการผลิตจาก โรงแยกก๊าซธรรมชาติ รวมทั้ง โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก (ยกเลิกกองทุน#1) ยกเว้นในกรณีที่มี ความแตกต่างอย่างมีนัยสำคัญ (ตามข้อ (7))
(4) ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ
(5) ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพราคา
(6) มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมธุรกิจพลังงาน และกรมการค้าภายในศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ที่เหมาะสมและบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ระหว่างกรุงเทพมหานครและส่วนภูมิภาค
(7) สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้า LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนกลุ่มโรงแยก ก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งอาจสามารถเสนอ กบง. ในการใช้กลไกกองทุน#1 ได้
(8) คลังก๊าซ ปตท. จังหวัดชลบุรี (โครงการ LIFE) ปตท. จะดำเนินธุรกิจโครงการ LIFE ใน เชิงพาณิชย์เมื่อมีการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ โดย ปตท. จะมีการกำหนดกติกาให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสามารถเข้ามาใช้บริการคลังนำเข้าก๊าซ LPG ของ ปตท. ที่เขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี บนหลักการที่ผู้ค้าก๊าซ LPG ทุกรายมีสิทธิใช้อย่างเป็นธรรมและเท่าเทียมกันและให้มีการเจรจาอัตราค่าบริการเป็นเชิงพาณิชย์ จนกว่าจะมีผู้ค้า ก๊าซ LPG รายอื่นสร้าง/ขยายคลังก๊าซ LPG นำเข้าขนาดใหญ่แล้วเสร็จ โดยกติกาการใช้คลังจะเผยแพร่ให้สาธารณชนทราบด้วย
(9) การจำหน่ายก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท. จะให้ความสำคัญกับการจำหน่ายก๊าซ LPG ในภาคเชื้อเพลิงเป็นลำดับแรกและจะไม่ทำการต่ออายุสัญญาซื้อ-ขายวัตถุดิบปิโตรเคมีเดิม (ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559) ที่จะทยอยหมดอายุลง โดยจะจำหน่ายเฉพาะเท่าที่สัญญาซื้อ-ขายยังคงมีผลบังคับอยู่
(10) การส่งออกก๊าซ LPG เพื่อส่งเสริมให้มีการจำหน่ายก๊าซ LPG ภายในประเทศเป็นลำดับแรก การส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาตต่อกรมธุรกิจพลังงาน และการส่งออกก๊าซ LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้าได้มีการแจ้งแผนให้กรมธุรกิจพลังงานทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export)
2. เห็นชอบให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง กำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility (LPG Integrated Facility Enhancement: LIFE) และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุน โดยให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินโครงการนี้เป็นเชิงพาณิชย์แทน
เรื่องที่ 8 มาตรการช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยด้านพลังงาน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2560 กรมบัญชีกลางได้ประชุมหารือร่วมกับ สนพ. ธพ. และหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้อง เพื่อพิจารณาแนวทางการให้ส่วนลดค่าไฟฟ้า ค่าน้ำประปา รวมทั้งการให้สวัสดิการอื่นเพิ่มเติม และที่ประชุมได้เห็นชอบแนวทางการให้สวัสดิการด้านพลังงาน ดังนี้ (1) ค่าไฟฟ้า ในวงเงิน 300 บาทต่อคนต่อเดือน กรณีไม่เกินวงเงิน 300 บาท หรือเกิน 300 บาท แต่ไม่เกิน 600 บาท ไม่ต้องตรวจสอบชื่อในใบแจ้งหนี้ให้ตรงกับชื่อในบัตรสวัสดิการ โดยได้ส่วนลดไม่เกินวงเงินที่กำหนด ส่วนต่างให้ชำระเพิ่มเติมเอง กรณีเกิน 600 บาท ต้องตรวจสอบชื่อในใบแจ้งหนี้ให้ตรงกับชื่อในบัตรสวัสดิการ โดยได้ส่วนลดไม่เกิน 300 บาท ส่วนต่างให้ชำระเพิ่มเอง (2) ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) สำหรับครัวเรือนรายได้น้อยช่วยเหลือในวงเงิน 50 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน (ปริมาณการใช้ก๊าซ 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน) และ (3) น้ำมันเชื้อเพลิงและ NGV ไม่มีการช่วยเหลือ ต่อมาเมื่อวันที่ 18 พฤษภาคม 2560 กรมบัญชีกลางได้ประชุมร่วมกับ ธพ. สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เพื่อทบทวนแนวทางการให้สวัสดิการผ่านบัตรสวัสดิการแก่ผู้มีรายได้น้อยตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 ซึ่งผู้แทนกระทรวงพลังงานและผู้แทนสำนักงาน กกพ. มีความเห็นว่าควรปรับวงเงินสวัสดิการค่าไฟฟ้าเป็น 200 บาทต่อคนต่อเดือน หรือคิดเป็นปริมาณไฟฟ้าประมาณ 60 หน่วยต่อเดือน พร้อมทั้งยกเลิกนโยบายไฟฟ้าฟรี เพื่อลดปัญหาความไม่เป็นธรรมแก่ผู้ใช้ไฟฟ้ารายอื่นที่ต้องอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าฟรี ส่วนการช่วยเหลือครัวเรือนรายได้น้อยผ่านสวัสดิการสำหรับค่าก๊าซ LPG คงเดิมอยู่ที่ 50 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ต่อมาเมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2560 สำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือถึง สนพ. แจ้งการพิจารณาเพื่อรองรับนโยบายการให้สวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) การให้สวัสดิการค่าไฟฟ้าควรกำหนดสิทธิผู้มีรายได้น้อยกับทะเบียนมิเตอร์ผู้ใช้ไฟฟ้า (2) ควรลดฐานการให้สวัสดิการค่าไฟฟ้าโดยคิดจากการใช้ไฟฟ้าประมาณ 50 – 60 หน่วยต่อเดือน หรือประมาณ 200 บาทต่อเดือน (3) เพื่อไม่ให้เกิดการซ้ำซ้อน เสนอให้ยกเลิกมติคณะรัฐมนตรีและ กพช. ที่เกี่ยวข้องกับนโยบายและมาตรการ ในการอุดหนุนค่าไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีรายได้น้อย พร้อมทั้งกำหนดวันที่มีผลบังคับใช้ให้สอดคล้องกัน
2. กรมบัญชีกลาง ได้แจ้งแนวทางการจัดสวัสดิการและสิทธิประโยชน์สำหรับผู้มีสิทธิตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสิทธิสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 (ใหม่) โดยสวัสดิการค่าไฟฟ้าภายในวงเงิน 200 บาทต่อคนต่อเดือน (ปริมาณไฟฟ้า 50 หน่วยต่อเดือน) มีเงื่อนไขคือ กรณีใบแจ้งหนี้ค่าไฟฟ้าไม่เกิน 200 บาท สามารถใช้บัตรสวัสดิการชำระได้ตามจำนวนเงินในใบแจ้งหนี้ กรณีเกิน 200 บาท แต่ไม่เกิน 500 บาท สามารถใช้บัตรสวัสดิการชำระได้ตามสิทธิ 200 บาท และส่วนเกินให้เลือกชำระเป็นเงินสดหรือการตัดเงินจากกระเป๋าเงิน (e - Money) และเมื่อถึงวันที่ 1 ของเดือน วงเงินจะถูกปรับเป็นค่าเริ่มต้นที่ 200 บาท ไม่มีการสะสมวงเงินในเดือนถัดไป ทั้งนี้ หากยอดใบแจ้งหนี้ค่าไฟฟ้าเกิน 500 บาท จะไม่สามารถใช้สิทธิในเดือนนั้นได้ ต่อมาเมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2560 กระทรวงพลังงาน ได้มีหนังสือขอให้กระทรวงการคลัง พิจารณาดังนี้ (1) ให้กรมบัญชีกลางเป็นผู้ดำเนินการภายใต้บัตรสวัสดิการแห่งรัฐ และใช้เงินกองทุนประชารัฐ (2) การให้สวัสดิการรวมเข้าไปในส่วนของค่าไฟฟ้า ลักษณะเป็นการช่วยเหลือค่าครองชีพเพิ่มขึ้น เนื่องจากเป็นการช่วยเหลือด้านพลังงานเหมือนกัน และ (3) ใช้ฐานข้อมูลของกรมบัญชีกลาง จากผู้มาลงทะเบียนรับสิทธิสวัสดิการ ทั้งนี้ กรมธุรกิจพลังงาน ได้ประสานกับกรมบัญชีกลางเพิ่มสวัสดิการค่าก๊าซ LPG รวมกับค่าไฟฟ้าอีกเดือนละ 15 บาท รวมเป็นวงเงินสวัสดิการค่าไฟฟ้า 215 บาทต่อคนต่อเดือน
3. ที่ผ่านมากระทรวงพลังงาน ได้มีการช่วยเหลือผู้ด้อยโอกาสตามนโยบายของรัฐบาล ได้แก่ (1) มาตรการค่าไฟฟ้าฟรี ตั้งแต่ปี 2551 ถึงปัจจุบัน โดยผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับสิทธิค่าไฟฟ้าฟรี คือ ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 1.1 (ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย) ที่ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมป์ และไม่เป็นนิติบุคคล ซึ่งใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ติดต่อกันไม่น้อยกว่า 3 เดือนนับถึงเดือนปัจจุบัน และ (2) โครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 โดยช่วยเหลือจ่ายชดเชยส่วนต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG สำหรับครัวเรือนรายได้น้อย ช่วยเหลือตามปริมาณการใช้จริงแต่ไม่เกิน 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ช่วยเหลือตามปริมาณการใช้จริงแต่ไม่เกิน 150 กิโลกรัมต่อเดือน หรือตามปริมาณที่ลงทะเบียนไว้ โดยตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2556 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2560 มีจำนวนผู้มีสิทธิ 7,954,727 ราย มีผู้ใช้สิทธิ 376,162 ราย แบ่งเป็นครัวเรือนรายได้น้อยที่มีสิทธิ 7,569,867 ราย ใช้สิทธิ 194,510 ราย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหารที่มีสิทธิ 384,860 ราย ใช้สิทธิ 181,652 ราย อัตราชดเชยส่วนต่างราคาก๊าซ LPG ปัจจุบันอยู่ที่ 2.36 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ จากจำนวนผู้มีสิทธิตามโครงการบรรเทาผลกระทบฯ เดิม เมื่อใช้ฐานข้อมูลผู้มีรายได้น้อยที่ขึ้นทะเบียนกับกรมบัญชีกลางภายใต้โครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 จำนวน 14 ล้านคน จะช่วยเหลือกลุ่มผู้มีรายได้น้อยได้เพิ่มมากขึ้น ครอบคลุมและสามารถเข้าถึงตัวบุคคลได้มากขึ้นด้วย นอกจากนี้ ในช่วงที่โครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 ยังไม่มีผลบังคับใช้ รัฐจะชดเชยส่วนต่างราคาก๊าซ LPG ที่ 2.50 บาทต่อกิโลกรัม ส่วนโครงการบัตรส่วนลดราคา NGV ได้ขอความร่วมมือให้ ปตท. คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถโดยสารสาธารณะไปจนกว่าจะมีกลไกถาวรอื่นมาดูแลแทน ดังนั้น หากรัฐบาลมีนโยบายการให้สวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 ซึ่งได้รวมการช่วยเหลือด้านพลังงาน ในวงเงินรวม 215 บาทต่อคนต่อเดือน ประกอบด้วย ค่าไฟฟ้าวงเงิน 200 บาทต่อคนต่อเดือน และ LPG วงเงิน 15 บาทต่อคนต่อเดือนด้วยแล้ว จึงเห็นสมควรยุติมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีและโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน รวมถึงยกเลิกคำสั่งและประกาศต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยให้สิทธิสวัสดิการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าและก๊าซ LPG ทดแทน เพื่อลดการดำเนินการที่ซ้ำซ้อน และช่วยลดภาระของผู้ประกอบการซึ่งเป็นผู้จ่ายเงินอุดหนุนลงได้ ทั้งยังสอดคล้องกับคำสั่งศาล ฉบับลงวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2560 คดีดำหมายเลขที่ 10/2555 และคดีแดงหมายเลข 369/2560 ซึ่งเห็นควรให้หน่วยงานของรัฐเป็นผู้จัดหาเงินเพื่ออุดหนุนตามนโยบายของรัฐบาล
มติของที่ประชุม
1. รับทราบแนวทางการให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการ สำหรับค่าไฟฟ้า และค่าก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน ของกรมบัญชีกลาง กระทรวงการคลัง
2. เห็นชอบกำหนดส่วนต่างราคาก๊าซ LPG ที่ 2.50 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับการชดเชยผู้ได้รับสิทธิ์ภายใต้โครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ระหว่างที่การให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐปี 2560 ยังไม่มีผลบังคับใช้ หรือยังไม่สามารถทดแทนโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนได้
3. เห็นชอบดำเนินการการให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 ของกระทรวงการคลัง ทดแทนนโยบายและมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี และโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ของกระทรวงพลังงาน เพื่อลดความซ้ำซ้อนในการอุดหนุนแก่ผู้ด้อยโอกาส ทั้งนี้ ให้เร่งดำเนินการภายหลังคณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบและมีผลบังคับใช้การให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 โดยให้รวมอยู่ในสวัสดิการค่าไฟฟ้าฟรี ภายในวงเงิน 200 บาทต่อคนต่อเดือน และมาตรการช่วยเหลือครัวเรือน รายได้น้อยอีก 15 บาทต่อครัวเรือนต่อเดือน ซึ่งเทียบเท่ากับ 45 บาทต่อครัวเรือนต่อ 3 เดือน รวมเป็น 215 บาทต่อครัวเรือนต่อเดือน ทั้งนี้ ในรายละเอียดให้กระทรวงพลังงานประสานกระทรวงการคลังเพื่อหารือแนวทางปฏิบัติต่อไป
4. มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้า รวมถึงยกเลิกประกาศ หรือคำสั่งในส่วนที่เกี่ยวข้อง เพื่อรองรับการให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 โดยให้มีผลบังคับใช้สอดคล้องกับมติคณะรัฐมนตรีเรื่องการให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560
เรื่องที่ 9 อัตราค่าไฟฟ้าชั่วคราวสำหรับยานยนต์ไฟฟ้า
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าในประเทศไทย ในระยะที่ 1 การเตรียมความพร้อมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (พ.ศ. 2559 - 2560) และเห็นชอบกรอบแนวทางการจัดทำอัตราค่าบริการสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรกเพื่อรองรับการใช้งานรถโดยสารสาธารณะสำหรับโครงการนำร่อง โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการกำหนดอัตราค่าบริการตามแนวทางที่ กพช. เห็นชอบ ต่อมากระทรวงพลังงานได้เตรียมความพร้อมร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง โดยการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ศึกษาและจัดทำรายงานแผนพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านไฟฟ้าเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้า ดังนี้ (1) การศึกษาแนวทางที่เหมาะสมในการพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้า (2) การศึกษา การจัดการ Load Pattern และมาตรฐานคุณภาพไฟฟ้าที่จะเปลี่ยนแปลงไปจากการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า และ (3) การศึกษา วิเคราะห์กฎหมายที่เกี่ยวข้องเพื่อรองรับการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า
2. โครงการนำร่องของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ประกอบด้วย (1) โครงการนำร่องสาธิตการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้ารถยนต์มินิบัสไฟฟ้า และสถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวน 1 สถานี เพื่อรับส่งผู้เข้าเยี่ยมชมศูนย์นวัตกรรมการเรียนรู้ กฟผ. (สำนักงานกลาง) ปัจจุบันอยู่ระหว่างการจัดหารถมินิบัสไฟฟ้า จำนวน 1 คัน คาดว่าจะนำรถมาใช้งานได้ภายในเดือนพฤศจิกายน 2560 จัดหารถจักรยานยนต์ไฟฟ้า จำนวน 5 คัน คาดว่าจะนำรถมาใช้งานได้ภายในเดือนตุลาคม 2560 และจัดหาสถานีอัดประจุไฟฟ้า จำนวน 4 สถานี อยู่ระหว่างการประกวดราคา คาดว่าจะใช้งานได้ภายในปี 2560 ทั้งนี้ กฟผ. มีแผนขยายผลการนำร่องสาธิตรถมินิบัสไฟฟ้าอีก 9 คัน และสถานีอัดประจุไฟฟ้าอีก 8 สถานี ในพื้นที่โรงไฟฟ้าและสำนักงานของ กฟผ. ทั่วประเทศ ใช้งบประมาณประมาณ 97 ล้านบาท (2) โครงการนำร่องการใช้เทคโนโลยีสมาร์ทกริดเพื่อบริหารการใช้ไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า อยู่ระหว่างดำเนินโครงการงานวิจัยกับสถาบันเทคโนโลยีพระจอมเกล้าเจ้าคุณทหารลาดกระบัง โดยจะเริ่มดำเนินการในเดือนมิถุนายน 2560 และคาดว่าจะแล้วเสร็จเดือนพฤษภาคม 2561 และ (3) โครงการศึกษาพัฒนามาตรฐานและเกณฑ์ประสิทธิภาพขั้นสูงรองรับการติดฉลากเบอร์ 5 สำหรับยานยนต์ไฟฟ้าและสถานีอัดประจุไฟฟ้า โดยมีความเห็นว่า รถส่วนบุคคลในช่วงแรกยังไม่เหมาะสมที่จะกำหนดเกณฑ์ประสิทธิภาพขั้นสูง เนื่องจากมีการใช้งานน้อยมาก แต่ควรกำหนดเกณฑ์ประสิทธิภาพขั้นสูงสำหรับรถจักรยานยนต์ไฟฟ้า เนื่องจากมีการจำหน่ายและใช้งานในประเทศมาหลายปีแล้ว ปัจจุบันอยู่ระหว่างปรับปรุงข้อเสนอโครงการวิจัยการพัฒนาและส่งเสริมประสิทธิภาพการใช้พลังงานรถจักรยานยนต์ไฟฟ้าร่วมกับศูนย์เทคโนโลยีอิเล็กทรอนิกส์และคอมพิวเตอร์แห่งชาติ (NECTEC)
3. โครงการนำร่องของหน่วยงานอื่นๆ ได้แก่ (1) โครงการนำร่องของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เป็นโครงการนำร่องรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าและจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า 4 แห่ง เพื่อรองรับนักท่องเที่ยวเส้นทางสุวรรณภูมิ – พัทยา แต่ในการดำเนินการจริงพบว่าการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าในพื้นที่พักรถมอเตอร์เวย์ ชลบุรี - พัทยา อาจทำให้เกิดปัญหาการจราจรติดขัด จึงเปลี่ยนจุดติดตั้งและลดลงเหลือ 3 จุด ดังนี้ จุดที่ 1 สำนักงานใหญ่ กฟภ. จุดที่ 2 สำนักงาน กฟภ. เขต 2 (ภาคกลาง) จ.ชลบุรี และจุดที่ 3 สถานีไฟฟ้าพัทยาใต้ 2 และ กฟภ. มีแผนจะติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าเพิ่มเติมกระจายในภูมิภาคอีก 10 แห่ง (2) โครงการนำร่องของ ปตท. เป็นโครงการนำร่องรถโดยสารรับส่งพนักงาน ปตท. สำนักงานใหญ่ - BTS สถานีหมอชิต โดยเช่ารถมินิบัสไฟฟ้าขนาด 20 ที่นั่ง จำนวน 3 คัน โดยจะให้บริการรวมทั้งสถานีบริการประจุไฟฟ้าและพนักงานขับรถ และ ผู้ให้บริการได้ติดตั้งสถานีประจุไฟฟ้า DC Charger ที่อาคารจอดรถ 2 ชั้น 1 ศูนย์เอนเนอร์ยี่คอมเพล็กซ์ และมีกำหนดให้บริการในวันที่ 1 มิถุนายน 2560 (3) โครงการนำร่องของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) เป็นโครงการพัฒนาระบบไฟฟ้าเพื่อจ่ายไฟฟ้าให้กับสถานีอัดประจุไฟฟ้าในโครงการนำร่องรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าขององค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพ (ขสมก.) จำนวน 4 อู่ ได้แก่ อู่พระราม 9 อู่บรมราชชนนี อู่ใต้ทางด่วนรามอินทรา และอู่ใต้ทางด่วนสาธุประดิษฐ์ โดยจะเริ่มติดตั้งระบบไฟฟ้าหลังจาก ขสมก. เห็นชอบค่าใช้จ่ายและตอบตกลงให้ดำเนินการ โดยสามารถจ่ายไฟได้ภายใน 180 วัน เป็นการชั่วคราวในระยะแรก และจะดำเนินการให้แล้วเสร็จทั้งหมดภายใน 540 วัน (4) โครงการนำร่องของ ขสมก. เป็นโครงการจัดหารถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าจำนวน 200 คัน ปัจจุบันจัดทำร่าง TOR จัดซื้อพร้อมว่าจ้างซ่อมรถโดยสารไฟฟ้าแล้วเสร็จ และทำประชาพิจารณ์แล้ว 2 รอบ คาดว่าปลายปี 2560 จะสามารถจัดหารถได้ โดยมีแผนจะนำรถโดยสาธารณะไฟฟ้ามาใช้ใน 4 สาย ได้แก่ สาย 137 สาย 515 สาย 16 สาย 49 สาย 205 และสาย 4 ทั้งนี้ อาจมีการเปลี่ยนแปลงสายรถโดยสาธารณะไฟฟ้าและอู่ติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าตามความเหมาะสม และ (5) โครงการนำร่องของ สนพ. ซึ่งได้รับจัดสรรเงินจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อสนับสนุนการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า 150 หัวจ่าย แบ่งเป็น หัวจ่ายประจุแบบเร่งด่วน 100 หัวจ่าย และแบบธรรมดา 50 หัวจ่าย ปัจจุบันได้รับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการ 3 รอบแล้ว มีผู้ขอรับการสนับสนุนติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้ารวม 79 หัวจ่าย แบ่งเป็นก่อสร้างแล้วเสร็จพร้อมตรวจวัด 13 หัวจ่าย อยู่ระหว่างติดตั้ง 22 หัวจ่าย และอยู่ระหว่างการทำสัญญา 44 หัวจ่าย ทั้งนี้ อยู่ระหว่างประกาศรับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการรอบที่ 4 และรอบที่ 5
4. การจะส่งเสริมให้เกิดการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าอย่างแพร่หลาย จะต้องมีสถานีอัดประจุไฟฟ้า ในพื้นที่สาธารณะเพื่อให้ยานยนต์ไฟฟ้าสามารถใช้บริการอัดประจุได้ จึงเห็นควรกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าชั่วคราวสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า นอกเหนือจากสำหรับรถโดยสารสาธารณะของโครงการนำร่อง โดยเสนอให้ใช้อัตราค่าไฟฟ้าตามประกาศของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายในปัจจุบันเป็นการชั่วคราวไปก่อน จนกว่า จะมีประกาศอัตราค่าไฟฟ้าใหม่สำหรับยานยนต์ไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
1. รับทราบความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทย
2. เห็นชอบให้สถานีอัดประจุไฟฟ้าใช้อัตราค่าไฟฟ้าตามประกาศเรื่องอัตราค่าบริการสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรกเพื่อรองรับการใช้งานรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้า (โครงการนำร่อง) ของการไฟฟ้า ฝ่ายจำหน่ายเป็นการชั่วคราวไปก่อน จนกว่าจะมีอัตราค่าไฟฟ้าถาวรสำหรับยานยนต์ไฟฟ้า ทั้งนี้ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายอำนวยความสะดวกแก่เจ้าของสถานีอัดประจุในการขออนุญาตต่าง ๆ และหากในกรณีที่อาจเกิดปัญหาในทางปฏิบัติ มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานและคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานมีอำนาจตัดสินใจแก้ไขปัญหาในทางปฏิบัติดังกล่าวได้
เรื่องที่ 10 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ไปยังมาเลเซียผ่านระบบส่งไฟฟ้าของไทย (LTM-PIP)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ในการประชุม ASEAN Senior Official Meeting on Energy (SOME) ครั้งที่ 32 ระหว่างวันที่ 9 - 13 มิถุนายน 2557 ที่เมืองหลวงพระบาง สปป. ลาว ได้นำเสนอโครงการเชื่อมโยงพลังงานไฟฟ้าระหว่าง สปป. ลาว ไทย มาเลเซีย และสิงคโปร์ ภายใต้ชื่อ Lao PDR, Thailand, Malaysia and Singapore – Power Interconnection Project (LTMS-PIP) โดย สปป. ลาว จะจำหน่ายไฟฟ้าให้สิงคโปร์ผ่านระบบส่งของไทยและมาเลเซีย ต่อมาได้แต่งตั้งคณะทำงานและคณะทำงานย่อยด้านเทคนิค (Technical Task Force : TTF) เพื่อศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการ และได้นำเสนอผลการศึกษาต่อการประชุมรัฐมนตรีอาเซียนด้านพลังงาน ครั้งที่ 34 (the 34th ASEAN Ministers on Energy Meeting : AMEM) ณ กรุงเนปิดอร์ สาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา เมื่อวันที่ 21 – 22 กันยายน 2559 โดยแบ่งการเชื่อมโยงเป็น 2 ระยะ (Phase) คือ ระยะที่ 1 (ปี 2018 – 2019) LTM-PIP เป็นการส่งพลังงานไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ไปมาเลเซีย โดยผ่านระบบส่งของไทย (3 ประเทศ) ระยะที่ 2 (ปี 2020 เป็นต้นไป) LTMS-PIP เป็นการส่งพลังงานไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ไปยังสิงคโปร์ โดยผ่านระบบส่งของไทยและมาเลเซีย (4 ประเทศ) ต่อมาได้มีการลงนามบันทึกความเข้าใจว่าด้วยโครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าระหว่าง สปป. ลาว ไทย และมาเลเซีย (LTM-PIP MOU) ระหว่างรัฐมนตรีกระทรวงพลังงานของ สปป. ลาว ไทย และมาเลเซีย เมื่อวันที่ 21 กันยายน 2559 ในการประชุม AMEM ครั้งที่ 34 โดยมีเป้าหมายขายไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ไปยังมาเลเซียผ่านระบบส่งของไทย ในปริมาณไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ ซึ่งผู้แทนกระทรวงพลังงานและหน่วยงานด้านไฟฟ้าของ สปป. ลาว ไทย และมาเลเซีย ได้จัดประชุม The Consultative Meeting of TTF on LTM-PIP มาแล้ว 6 ครั้ง เพื่อเจรจาหลักการสำคัญของการซื้อขายและขนส่งพลังงานไฟฟ้าตามโครงการ LTM-PIP โดยมีเป้าหมายให้สามารถลงนามสัญญาได้ ในคราวประชุม AMEM ครั้งที่ 35 กรุงมะนิลา สาธารณรัฐฟิลิปปินส์ ระหว่างวันที่ 17 – 22 กันยายน 2560
2. หลักการซื้อขายและขนส่งพลังงานไฟฟ้าของโครงการ LTM-PIP จะใช้โครงสร้างพื้นฐานในการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าที่มีอยู่เดิม (Existing Interconnection Facilities) ระหว่าง กฟผ. กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) และ กฟผ. กับ Tenaga Nasional Berhad (TNB) ของมาเลเซีย โดยจุดเชื่อมโยงระหว่าง กฟผ. - ฟฟล. ผ่านระบบส่งเชื่อมโยง 115 kV จำนวน 6 จุด และจุดเชื่อมโยงระหว่าง กฟผ. – TNB ผ่านระบบ 300 MW 300 kV HVDC จำนวน 1 จุด โดยการซื้อขายและขนส่งพลังงานไฟฟ้าตั้งอยู่บนพื้นฐานของการทำงานร่วมกับสัญญาฯ ที่มีอยู่เดิม (Existing PPAs) ดังนี้ (1) ระหว่างไทยกับ สปป. ลาว สัญญาฯ โครงการน้ำงึม 1 และเซเสด ระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. ซึ่งปัจจุบันได้ขยายอายุสัญญาจนถึงวันที่ 30 กันยายน 2560 โดยร่างสัญญาฯ ฉบับใหม่ (EDL-EGAT PPA) จะรวมทั้ง 2 สัญญาเข้าด้วยกัน และ (2) ระหว่างไทยกับมาเลเซีย สัญญาฯ HVDC System Interconnection Agreement (SIA) ระหว่าง กฟผ. กับ Tenaga Nasional Berhad (TNB) ของมาเลเซีย ซึ่งจะสิ้นสุดอายุในวันที่ 14 พฤษภาคม 2570 เมื่อมีการซื้อขายและขนส่งพลังงานไฟฟ้าตามโครงการ LTM-PIP ฟฟล. จะส่งพลังงานไฟฟ้าจำนวนไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ เรียกว่า LTM Energy มายังระบบไฟฟ้าของ กฟผ. และ กฟผ. จะนำส่งพลังงานดังกล่าวต่อให้มาเลเซีย
3. สัญญาฯ สำหรับโครงการ LTM-PIP ที่จะลงนามระหว่าง สปป. ลาว (โดย ฟฟล.) ไทย (โดย กฟผ.) และมาเลเซีย (โดย TNB) จะเรียกว่า สัญญาซื้อขายและขนส่งพลังงานไฟฟ้า (Energy Purchase and Wheeling Agreement : EPWA) แบ่งเป็น 3 ส่วน คือ (1) General เป็นเงื่อนไขทั่วไปที่เกี่ยวข้องและบังคับใช้กับคู่สัญญาทั้ง 3 ฝ่าย คือ ฟฟล. (ผู้ขายพลังงาน) กฟผ. (ผู้ขนส่งพลังงาน) และ TNB (ผู้ซื้อพลังงาน) (2) Energy Purchase เป็นเงื่อนไขว่าด้วยการซื้อขายพลังงานไฟฟ้าและบังคับใช้กับ ฟฟล. และ TNB และ (3) Energy Wheeling เป็นเงื่อนไขว่าด้วยการขนส่งพลังงานไฟฟ้าและบังคับใช้กับ ฟฟล. และ กฟผ. โดยอายุสัญญามีระยะเวลา 2 ปี นับจากวันที่ 1 มกราคม 2561 (Effective Date) เว้นแต่จะมีการบอกเลิกสัญญาก่อน หากจะต่ออายุสัญญาให้แจ้งล่วงหน้าก่อนสิ้นสุดสัญญา 6 เดือน หน้าที่ตามสัญญาคือ ฟฟล. ส่ง/ขายพลังงานไฟฟ้า (LTM Energy) ให้ TNB และ TNB ตกลงรับซื้อ LTM Energy จาก ฟฟล. ณ จุดส่งมอบ (Delivery Point) จากนั้น กฟผ. นำส่ง LTM Energy จาก ฟฟล. ให้แก่ TNB โดยการซื้อขาย LTM Energy ระหว่าง ฟฟล. และ TNB มีกำหนดการซื้อขายขั้นต่ำต่อเนื่องกัน 3 ชั่วโมง โดย TNB จะต้องชำระ Energy Payment ให้ ฟฟล. ภายใน 30 วันนับจากที่ได้รับ Invoice และ ฟฟล. ต้องชำระ Energy Wheeling Payment ซึ่งประกอบด้วย (1) Wheeling Charge Payment ด้วยสกุลเงิน US Dollars และ/หรือ (2) Energy Imbalance Payment ด้วยสกุลเงินไทยบาท (โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าส่วนเกินตามสัญญาฯ ฟฟล. และ กฟผ. ฉบับใหม่) ให้ กฟผ. ภายใน 30 วันนับจากที่ได้รับ Energy Wheeling Invoice โครงการฯ มีจุดส่งมอบไฟฟ้าที่ชายแดนไทย – มาเลเซีย โดยคิดค่าพลังงานไฟฟ้าตามมิเตอร์ (main AC meter) ที่ สฟ. คลองแงะ โครงสร้างค่าไฟฟ้า ประกอบด้วย (1) Lao PDR Tariff (2) Wheeling Charge (ไทย) โดย Total Thailan Tariffและ (3) Transmission Losses (ไทย) ซึ่งค่า Wheeling Charge กรณีส่งพลังงานไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ไปยังมาเลเซียในช่วง 2 ปี (ค.ศ. 2018 – 2019) ปริมาณน้อยกว่าหรือเท่ากับ 100 ล้านหน่วย จะคิดอัตรา EGAT Transmission Tariff เท่ากับ 0.758 US Cent/หน่วย และ HVDC Cost เท่ากับ 0.104 US Cent/หน่วย และกรณีส่งพลังงานไฟฟ้ามากกว่า 100 ล้านหน่วย จะคิดอัตรา EGAT Transmission Tariff เท่ากับ 0.758 US Cent/หน่วย และ HVDC Cost เท่ากับ 0.416 US Cent/หน่วย ทั้งนี้ การจัดการพลังงานส่วนที่ ฟฟล. ขาดส่ง (LTM Energy Imbalance) กรณีที่ ฟฟล. ไม่สามารถส่ง LTM Energy ตามที่ได้ตกลงไว้ใน Daily CoP กฟผ. จะมีหน้าที่นำส่งให้แทน โดย LTM Energy Imbalance ที่ กฟผ. นำส่งแทน จะถูกเก็บสะสมไว้ในบัญชี โดยแยก Peak/Off-Peak กรณีที่เกิด LTM Energy Imbalance มากกว่า 50% ตาม Daily CoP เป็นเวลาติดต่อกัน 1 ชั่วโมง TNB มีสิทธิ์ในการปรับ (revise) แผนการรับซื้อ โดยการออกเอกสารที่ชื่อว่า Revised CoP แจ้งต่อ ฟฟล. และ กฟผ. ล่วงหน้าอย่างน้อย 1 ชั่วโมง ทั้งนี้ ฟฟล. มีสิทธิ์เลือกชำระ Energy Imbalance Payment ระหว่าง (1) ใช้คืนเป็นพลังงาน (Make-Up) ให้ กฟผ. ภายใน 30 วันนับจากที่ได้รับ Energy Wheeling Invoice (Due Date) และ/หรือ (2) ชำระเป็นเงิน (Payment) โดยจ่ายด้วยเงินบาทไทย (ใช้อัตราค่าไฟฟ้าส่วนเกินตามสัญญาฯ ฟฟล. และ กฟผ. ฉบับใหม่) ให้ กฟผ. ภายใน Due Date หากไม่สามารถชำระ Energy Imbalance Payment คืนให้ กฟผ. ได้ครบภายใน Due Date กฟผ. มีสิทธิ์หยุดการซื้อขาย LTM Energy จนกว่าจะได้รับชำระคืนครบทั้งหมด
4. การยุติข้อพิพาท ให้เจรจาหาข้อยุติโดยผู้แทนที่คู่สัญญาแต่ละฝ่ายแต่งตั้งเป็นลำดับแรก และหากไม่สามารถยุติข้อพิพาทภายใน 60 วัน ให้เจรจาหาข้อยุติโดย Senior Officer ของคู่สัญญาที่มีข้อพิพาท ทั้งนี้ หาก Senior Officer ไม่สามารถยุติข้อพิพาทภายใน 60 วัน ให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) โดยใช้กฎของ United Nations Commission on International Trade Law (UNCITRAL Rules) และดำเนินการที่ประเทศฮ่องกง โดยใช้ภาษาอังกฤษ รวมทั้งการบังคับใช้และตีความตามกฎหมายอังกฤษ นอกจากนี้ เหตุบอกเลิกสัญญา ทำได้โดยกรณี ฟฟล. ไม่จ่ายค่า Wheeling Charge ให้ กฟผ. ภายใน 60 วัน หลังจากได้รับการแจ้งการผิดนัดชำระหนี้ หรือ TNB ไม่จ่ายค่า LTM Energy ให้ ฟฟล. ภายใน 60 วัน หลังจากได้รับการแจ้งการผิดนัดชำระหนี้ หรือ กฟผ. ไม่ปฏิบัติหน้าที่หรือกระทำผิดเงื่อนไขสัญญาฯ อย่างมีนัยสำคัญ ทั้งนี้ ร่างสัญญาฯ ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการ กฟผ. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้านแล้ว และจะนำเสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรี ตามลำดับต่อไป ส่วน กฟผ. จะนำร่างสัญญาฯ เสนอ อส. เพื่อตรวจพิจารณาขนานกันไป เพื่อให้การดำเนินงานเป็นไปตามแผนการซื้อขายไฟฟ้าในโครงการ LTM-PIP ทั้งนี้ เมื่อสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว ให้ กฟผ. สามารถลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ได้ หากจำเป็นต้องแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ที่ไม่กระทบต่อเงื่อนไขสำคัญของสัญญาฯ ให้ กฟผ. ดำเนินการได้โดยไม่ต้องขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ไปประเทศมาเลเซีย ผ่านระบบส่งไฟฟ้าของไทย เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีตามลำดับต่อไป และมอบหมายให้ฝ่ายไทย โดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) สามารถลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ต่อไป เมื่อสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ดังกล่าว ที่ไม่กระทบต่อเงื่อนไขสำคัญของสัญญาฯ ไม่ต้องนำกลับมาขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติอีก
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) มีการซื้อขายไฟฟ้าในลักษณะของการให้ความช่วยเหลือและแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าแบบ Non - Firm ภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้า 2 ฉบับ ได้แก่ (1) โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 เป็นสัญญาที่ ฟฟล. ขายไฟฟ้าส่วนเกินจากความต้องการในประเทศที่ผลิตจากโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 (150 เมกะวัตต์) โครงการเขื่อนน้ำลึก (60 เมกะวัตต์) และโครงการเขื่อนน้ำเทิน 2 (75 เมกะวัตต์) ให้ กฟผ. และ ฟฟล. จะซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ในช่วงที่การผลิตไฟฟ้าใน สปป.ลาว ไม่เพียงพอ สัญญาฯ น้ำงึม 1 มีอายุสัญญา 11 ปี (วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2549 ถึงวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2560) และ (2) โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด เป็นสัญญาที่ ฟฟล. ขายไฟฟ้าส่วนเกินจากความต้องการในประเทศ ที่ผลิตจากโครงการเขื่อนเซเสด 1 (45 เมกะวัตต์) โครงการเขื่อนเซเสด 2 (76 เมกะวัตต์) และโครงการห้วยลำพันใหญ่ (88 เมกะวัตต์) ให้ กฟผ. และ ฟฟล. จะซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ในช่วงที่การผลิตไฟฟ้าใน สปป.ลาว ไม่เพียงพอ สัญญาฯ เซเสดมีอายุสัญญา 16 ปี (วันที่ 1 พฤษภาคม 2544 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2560) ต่อมาเมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2559 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการเจรจาสัญญาฯ น้ำงึม 1 และสัญญาฯ เซเสด กับ ฟฟล. และเมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2559 กฟผ. ได้นำข้อคิดเห็นจากคณะอนุกรรมการประสานฯ หารือ กับสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) เพื่อขอความเห็นเกี่ยวกับประเด็นการระงับข้อพิพาท และการบังคับใช้กฎหมาย ซึ่งสรุปแนวทางและหลักการในการเจรจาสัญญาฯ ได้ดังนี้ (1) ให้รวมสัญญาฯ น้ำงึม 1 และสัญญาฯ เซเสดเข้าด้วยกันเป็นสัญญาฯ ฉบับใหม่ (2) ให้ปรับรอบปีของสัญญาฯ เป็นปีปฏิทิน (วันที่ 1 มกราคมถึงวันที่ 31 ธันวาคม) ของทุกปี (3) ให้พิจารณาความเหมาะสมเกี่ยวกับการกำหนดเงื่อนไขการชำระเงิน เช่น เงื่อนไขอัตราแลกเปลี่ยน (4) ให้คิดดอกเบี้ยในกรณีที่มีการชำระเงินล่าช้า เพื่อให้สอดคล้องกับสัญญาฯ กับประเทศอื่นๆ (5) ให้พิจารณาความเหมาะสมในการขยายอายุสัญญาฯ (4 - 8 ปี) โดยให้ทบทวนราคาซื้อขายไฟฟ้าทุก 4 ปี (6) ให้พิจารณาความเหมาะสมของราคาซื้อขายไฟฟ้า (7) ให้พิจารณาใช้แนวทางการระงับข้อพิพาทเมื่อมีปัญหาข้อขัดแย้ง โดยให้คู่สัญญาหารือร่วมกันเพื่อแก้ไขปัญหาให้ลุล่วงโดยเร็วบนพื้นฐานของเหตุผลข้อเท็จจริงและความเข้าใจอันดีของทั้งสองฝ่าย และในกรณีที่ไม่สามารถเจรจาหาข้อยุติข้อพิพาทได้ให้คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าของทั้งสองฝ่ายเข้าหารือร่วมกันเพื่อหาข้อยุติข้อพิพาท (8) กำหนดมาตรการดำเนินการ กรณีฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งไม่ปฏิบัติตามสัญญาฯ เช่น หากคู่สัญญาไม่สามารถชำระเงินได้ภายในระยะเวลา 60 วัน คู่สัญญามีสิทธิบอกยกเลิกสัญญาฯ ได้ และ (9) ให้สัญญาฯ ใช้กฎหมายไทย
2. เมื่อวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2560 กฟผ. และ ฟฟล. ได้มีหนังสือขยายอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของสัญญาฯ น้ำงึม 1 และสัญญาฯ เซเสด ออกไปจนถึงวันที่ 30 กันยายน 2560 หรือจนกว่าสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่จะมีผลบังคับใช้ แล้วแต่เหตุการณ์ใดจะเกิดขึ้นก่อน เนื่องจากยังไม่ได้ข้อยุติในเรื่องอัตราค่าไฟฟ้า ต่อมา กฟผ. และ ฟฟล. ได้เห็นชอบร่างสัญญาฯ ฉบับใหม่ (Final Draft) โดยหากทั้งสองฝ่ายได้รับการอนุมัติอัตราค่าไฟฟ้าและไม่มีการแก้ไขเพิ่มเติม กฟผ. จะนำร่างสัญญาฯ ฉบับใหม่ เสนอขออนุมัติตามขั้นตอน พร้อมทั้งส่งให้ ฟฟล. ดำเนินการแปลเป็นภาษาลาวต่อไป และเมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 ฟฟล. ได้มีหนังสือกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว ได้เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าตามที่ กฟผ. และ ฟฟล. เห็นชอบร่วมกันดังกล่าวแล้ว ต่อมาเมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2560 คณะกรรมการ กฟผ. ได้มีมติเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (ฉบับใหม่) ระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. พร้อมทั้งนำส่งร่างสัญญาฯ ให้ อส. ตรวจพิจารณาเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และเมื่อวันที่ 3 กรกฎาคม 2560 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. และให้นำร่างสัญญาฯ ดังกล่าวเสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีต่อไป ทั้งนี้ หาก อส. กพช. และคณะรัฐมนตรี ไม่มีประเด็นแก้ไขในสาระสำคัญเกี่ยวกับอัตราค่าไฟฟ้า ให้ กฟผ. ลงนามสัญญาฯ ได้ โดยไม่ต้องนำร่างสัญญาฯ ที่แก้ไขมาเสนอขอความเห็นชอบอีกครั้ง
3. สรุปข้อแตกต่างที่สำคัญระหว่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับเดิมและฉบับใหม่ ได้ดังนี้ (1) สัญญาและจุดรับส่งพลังงานไฟฟ้า สัญญาฉบับเดิมมี 2 สัญญา ได้แก่ สัญญาเซเสดมี 1 จุด คือ สฟ.สิรินธร - สฟ.บังเยาะ และสัญญาน้ำงึม 1 มี 5 จุดคือ สฟ.หนองคาย - สฟ.โพนต้อง สฟ.หนองคาย – ท่านาแล้ง สฟ.บึงกาฬ - สฟ.ปากซัน สฟ.นครพนม - สฟ.ท่าแขก และ สฟ.มุกดาหาร 2 - สฟ.ปากบ่อ ส่วนสัญญาฉบับใหม่ รวมเป็น 1 สัญญาโดยมีจุดรับส่งพลังงานไฟฟ้ารวมเป็น 6 จุด (2) อัตราค่าไฟฟ้า สัญญาฉบับเดิมกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าคราวละ 4 ปี (อายุสัญญา 8 ปี) อัตราค่าไฟฟ้ารายเดือน ช่วง Peak กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. 1.60 บาทต่อหน่วย และ กฟผ. ขายให้ ฟฟล. 1.74 บาทต่อหน่วย ช่วง Off-Peak กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. 1.20 บาทต่อหน่วย และ กฟผ. ขายให้ ฟฟล. 1.34 บาทต่อหน่วย และหากในรอบปีสัญญา ฟฟล. ซื้อไฟฟ้ามากกว่าขายให้ กฟผ. ฟฟล. ต้องชำระค่าไฟฟ้าส่วนเกินในอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ. โดยอัตราค่าไฟฟ้าส่วนเกิน เท่ากับผลรวมของอัตราค่าไฟฟ้าฐาน การปรับอัตราค่าไฟฟ้าอัตโนมัติ (Ft) อัตราค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้า และภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) (ปัจจุบันมีค่าเป็นศูนย์) รอบปีสัญญาตั้งแต่วันที่ 26 กุมภาพันธ์ ถึง 25 กุมภาพันธ์ ของแต่ละปี ส่วนสัญญาฉบับใหม่ แบ่งเป็น 3 ช่วง คือ ช่วงที่ 1 บังคับใช้ 12 เดือนแรกนับจากวันที่ 1 ของเดือนถัดไปที่ทั้งสองฝ่ายได้ลงนามสัญญาฯ เว้นแต่หากลงนามสัญญาฯ ในวันที่ 1 ก็ให้นับจากวันที่ 1 ของเดือนนั้น ช่วงที่ 2 นับจากวันที่ 1 ของเดือนที่ 13 ของสัญญาฯ จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 และช่วงที่ 3 นับจากวันที่ 1 มกราคม 2564 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 โดยที่คู่สัญญาจะเจรจาตกลงอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ล่วงหน้าสำหรับแต่ละช่วง ก่อนสิ้นสุดการบังคับใช้อัตราค่าไฟฟ้าเดิมไม่น้อยกว่า 180 วัน หากยังไม่สามารถตกลงกันได้ ให้ใช้อัตราค่าไฟฟ้าเดิมไปจนกว่าจะบรรลุข้อตกลงอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ โดยไม่มีผลบังคับใช้ย้อนหลัง โดยอัตราค่าไฟฟ้าช่วงที่ 1 ช่วง Peak กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. 2.00 บาทต่อหน่วย และ กฟผ. ขายให้ ฟฟล. 2.10 บาทต่อหน่วย ช่วง Off-Peak กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. 1.60 บาทต่อหน่วย และ กฟผ. ขายให้ ฟฟล. 1.70 บาทต่อหน่วย โดยอัตราค่าไฟฟ้าส่วนเกิน เท่ากับผลรวมของอัตราค่าไฟฟ้าฐาน การปรับอัตราค่าไฟฟ้าอัตโนมัติ (Ft) และภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) (ปัจจุบันมีค่าเป็นศูนย์) รอบปีสัญญากำหนดให้เริ่มต้นวันที่ 1 มกราคมถึงวันที่ 31 ธันวาคมของแต่ละปี (3) สกุลเงินในการชำระค่าไฟฟ้า สัญญาฉบับเดิม แบ่งเป็น 2 ส่วนคือ ร้อยละ 50 ใช้เหรียญสหรัฐฯ (Fixed) ที่อัตรา 40 บาท ต่อ 1 เหรียญสหรัฐฯ อีกร้อยละ 50 ใช้เงินเหรียญสหรัฐฯ (Floating) เป็นอัตราแลกเปลี่ยน ณ วันโอนเงิน ส่วนสัญญาฉบับใหม่ใช้เงินเหรียญสหรัฐฯ (Floating) เป็นอัตราแลกเปลี่ยน ณ วันโอนเงิน (4) กรณีชำระเงินค่าไฟฟ้าล่าช้ากว่าที่กำหนด สัญญาฉบับเดิม ไม่มีเงื่อนไขการคิดบทปรับ ส่วนสัญญาฉบับใหม่ หากไม่ชำระเงินภายในกำหนดเวลา ต้องชำระดอกเบี้ยบนยอดจำนวนเงินที่ค้างชำระเป็นรายวันในอัตราเท่ากับดอกเบี้ยขั้นต่ำของเงินกู้เบิกเกินบัญชี (MOR) ซึ่งประกาศโดยธนาคารกรุงไทย จำกัด (มหาชน) ณ วันถัดจากวันที่ครบกำหนดชำระเงินบวกด้วยสอง (MOR+2) นับตั้งแต่วันที่ผิดนัดชำระเงินจนกว่าจะชำระเงินเสร็จสิ้น และ (5) ค่าไฟฟ้าค้างชำระระหว่างกันในสัญญา สัญญาเดิมไม่มีระบุไว้ ส่วนสัญญาฉบับใหม่ คู่สัญญาฝ่ายที่มีหน้าที่ต้องชำระค่าไฟฟ้า มีสิทธินำหนี้ที่คู่สัญญาอีกฝ่ายหนึ่งค้างชำระ มาหักกลบลบหนี้ที่ตนจะต้องชำระได้
มติของที่ประชุม
รับทราบในหลักการของร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) และขอให้กลับไปทบทวนอัตราผลตอบแทนและอัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ ในสัญญาฯ เพิ่มเติมและเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาอีกครั้ง
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง ต่อมาเมื่อวันที่ 23 มกราคม 2560 ประธาน กพช. ได้ลงนามในคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบูรณาการฯ ดังกล่าว โดยมีรองนายกรัฐมนตรี (พลอากาศเอก ประจิน จั่นตอง) เป็นประธาน มีกรรมการจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและผู้ทรงคุณวุฒิจำนวน 16 คน เป็นกรรมการ และมีอธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นกรรมการและเลขานุการ
2. คณะกรรมการบูรณาการฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 19 กรกฎาคม 2560 ได้มีมติเห็นชอบ 3 เรื่อง ดังนี้ (1) แผนปฏิบัติการ (Action plan) ด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งปี พ.ศ. 2561 - 2564 โดยแบ่งกลุ่มการดำเนินงานเป็น 3 มาตรการ คือ มาตรการทางการเงิน/โครงสร้างภาษี มาตรการเพิ่มประสิทธิภาพการขนส่ง และมาตรการโครงสร้างพื้นฐาน (2) การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการ จำนวน 3 คณะ ได้แก่ คณะอนุกรรมการติดตามประเมินผลการดำเนินมาตรการตามแผนอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง จำนวน 16 คน คณะอนุกรรมการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งทางน้ำ จำนวน 15 คน และคณะอนุกรรมการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งทางอากาศ จำนวน 14 คน และ (3) การสรรหาผู้ทรงคุณวุฒิด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง จำนวน 3 คน เพื่อแต่งตั้งเป็นกรรมการในคณะกรรมการบูรณาการฯ โดยพิจารณาจากผู้ทรงคุณวุฒิที่มีความรู้ความสามารถและประสบการณ์ด้านการขนส่ง ไม่น้อยกว่า 10 ปี ซึ่งที่ประชุมฯ ได้มีมติเห็นชอบให้เสนอกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิ จำนวน 3 คน คือ รองศาสตราจารย์ ดร.สรวิศ นฤปิติ นายธิบดี หาญประเสริฐ และนายชูศักดิ์ เกวี เพื่อเสนอ กพช. พิจารณาแต่งตั้งเป็นกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบรายชื่อผู้ทรงคุณวุฒิด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง จำนวน 3 คน คือ นายสรวิศ นฤปิติ นายธิบดี หาญประเสริฐ และนายชูศักดิ์ เกวี เป็นผู้ทรงคุณวุฒิในคณะกรรมการบูรณาการนโยบาย ด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง
2. เห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิด้านอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งในคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง และให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติลงนามต่อไป