![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
ประกาศราคากลางการจัดซื้อพัสดุ
สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง 20 - 26 กุมภาพันธ์ 2560
สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง 13 - 19 กุมภาพันธ์ 2560
รายงานผลการประชุม กบง. วันที่ 7 มีนาคม 2560
รัฐบาล พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา 7 มีนาคม 60
ยุทธศาสตร์สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน 2560-2564
กบง. ครั้งที่ 34 - วันจันทร์ที่ 9 มกราคม 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 1/2560 (ครั้งที่ 34)
เมื่อวันจันทร์ที่ 9 มกราคม 2560 เวลา 14.00 น.
1. รายงานสถานการณ์พลังงานโลกและการวิเคราะห์แนวโน้มราคาพลังงานโลก
5. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมกราคม 2560
6. การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG กรณีการนำเข้าและการส่งออกก๊าซ LPG
7. การส่งเสริมการแปรรูปขยะพลาสติกเป็นน้ำมันเชื้อเพลิง
8. เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนภายใต้แผน AEDP 2015 ในปี 2560
9. รายงานผลคดีหมายเลขดำที่ 348/2558 เรื่องการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG
10. รายงานการนำเข้า การจัดหา และสถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 รายงานสถานการณ์พลังงานโลกและการวิเคราะห์แนวโน้มราคาพลังงานโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในปี 2560 มีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยคาดว่าจะเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล เนื่องจาก กลุ่ม OPEC และกลุ่ม Non – OPEC มีแนวโน้มที่จะปรับลดปริมาณการผลิตน้ำมันดิบลง นโยบายประชานิยมของประธานาธิบดีคนใหม่ของประเทศสหรัฐฯ และเศรษฐกิจโลกมีการเติบโตมากขึ้น ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบปรับตัวลดลง ได้แก่ ในปี 2560 จะมีการเลือกตั้งประธานาธิบดีของประเทศเยอรมนี ฝรั่งเศส และอิตาลี ซึ่งอาจทำให้เกิดการเปลี่ยนแปลงนโยบายทางเศรษฐกิจ การออกจากสหภาพยุโรป อย่างเต็มรูปแบบของประเทศอังกฤษ อาจทำให้มีผลกระทบต่อการตัดสินใจของนักลงทุน และการปรับขึ้นอัตราดอกเบี้ยของธนาคารกลางประเทศสหรัฐอเมริกา (2) ราคาน้ำมันสำเร็จรูปภาพรวมในปี 2560 คาดว่าจะปรับตัวสูงขึ้นตามราคาน้ำมันดิบ ส่วนราคาก๊าซ LPG ในเดือนมกราคม 2560 มีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากภูมิอากาศ ในหลายประเทศหนาวเย็นมากขึ้น และนโยบายของประเทศอินเดียที่ส่งเสริมให้ประชาชนใช้ก๊าซ LPG ในการหุงต้มแทนการใช้ฟืน (3) ราคาถ่านหินในปี 2560 ยังมีแนวโน้มที่จะปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง เนื่องจากประเทศอังกฤษ เยอรมนี และจีน เปลี่ยนมาใช้ถ่านหินในการผลิตไฟฟ้ามากขึ้น (4) ราคา LNG ในปี 2560 คาดว่าจะปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง เนื่องจากปริมาณความต้องการในหลายประเทศเพิ่มสูงขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. ความคืบหน้าในการดำเนินการตามแผน PDP 2015 ไตรมาสที่ 4 ปี 2559 สรุปได้ดังนี้ (1) PDP 1 ติดตามแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ คาดว่าไฟฟ้าที่ผลิตจากก๊าซธรรมชาติจะมีสัดส่วนอยู่ที่ร้อยละ 63.6 มากกว่าแผนฯ ซึ่งอยู่ที่ร้อยละ 58.5 ส่วนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชนิดอื่นส่วนใหญ่มีสัดส่วนต่ำกว่าแผน (2) PDP 2 โครงการที่อยู่ระหว่างก่อสร้าง และการเจรจาความร่วมมือด้านพลังงานกับประเทศเพื่อนบ้านมีความคืบหน้าเป็นไปตามแผน ส่วนโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเกาะกงปัจจุบันเหลือบริษัทผู้พัฒนาโครงการ 2 บริษัท คือ บริษัท สามารถคอร์ปเรชั่น จำกัด (มหาชน) และบริษัท เกาะกง ยูทิลิตี้ จำกัด (3) PDP 4 ติดตามโครงการระบบสายส่งไฟฟ้า การดำเนินโครงการส่วนใหญ่เป็นไปตามแผน มีบางโครงการที่การดำเนินโครงการล่าช้ากว่าแผนเนื่องจาก การคัดค้านของชุมชน และการขออนุญาตเข้าใช้พื้นที่จากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง สำหรับระบบโครงข่ายไฟฟ้าที่มีปัญหาอุปสรรคในการขอเข้าใช้ที่ดินของรัฐที่มีความจำเป็นเร่งด่วน ประกอบด้วย ระบบโครงข่ายไฟฟ้า 230 กิโลโวลต์ คลองแงะ – สตูล ระบบ ระบบโครงข่ายไฟฟ้า 500 กิโลโวลต์ สุราษฎร์ธานี 2 – จุดเชื่อมพังงา 2 – ภูเก็ต 3 และระบบโครงข่ายไฟฟ้า 500 กิโลโวลต์ ชายแดน (บริเวณจังหวัดน่าน) – น่าน 2 – แม่เมาะ 3
2. ความเสี่ยงระบบไฟฟ้าบริเวณภาคใต้ ปัจจุบันระบบไฟฟ้าของ กฟผ. ในภาคใต้ มีกำลังผลิตไฟฟ้ารวมประมาณ 3,089.5 เมกะวัตต์ ขณะที่ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดของภาคใต้เท่ากับ 2,713 เมกะวัตต์ ดังนั้น หากกรณีที่เกิดเหตุสุดวิสัยทำให้โรงไฟฟ้าขนาดใหญ่สุดในพื้นที่ (โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ขนาด 710 เมกะวัตต์) หยุดกะทันหัน กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองจะไม่เพียงพอต่อความต้องการทันทีจึงจำเป็นต้องมีการบริหารจัดการความเสี่ยง ในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าใหม่ในภาคใต้ตามแผน PDP 2015 ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP 2015) รวมทั้งสิ้น 2,465 เมกะวัตต์ ซึ่งในปี 2559 การจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วประมาณ 676 เมกะวัตต์ และในช่วงปี 2560 - 2579 จะมีกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่เพิ่มเข้ามาในระบบอีกประมาณ 1,800 เมกะวัตต์ ส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิล จะเป็นโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดจำนวน 4 โรง รวมกำลังผลิตไฟฟ้า 3,800 เมกะวัตต์ ประกอบด้วยโรงไฟฟ้ากระบี่ โรงไฟฟ้าเทพา และโรงไฟฟ้าใหม่ ส่วนการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของภาคใต้ มีโครงการที่ได้รับการอนุมัติแล้ว 2 โครงการ คือ 1) โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันตกและภาคใต้ เพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า โดยแบ่งออกเป็น 2 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 ก่อสร้างสายส่ง 500 เควี วงจรคู่ จากจอมบึง - บางสะพาน 2 – สุราษฎร์ธานี 2 – ภูเก็ต 3 กำหนดแล้วเสร็จในปี 2562 และระยะที่ 2 ก่อสร้างสายส่ง 500 เควี วงจรคู่ จาก บางสะพาน 2- สุราษฎร์ธานี 2 กำหนดแล้วเสร็จในปี 2565 และ 2) โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าระยะที่ 12 ซึ่งมีโครงการย่อย คือ การก่อสร้างสายส่งไฟฟ้า 230 เควี คลองแงะ – สตูล ซึ่งปัจจุบัน กฟผ. อยู่ระหว่างการดำเนินการตามขั้นตอนของกฎหมาย ระเบียบ และมติคณะรัฐมนตรีที่เกี่ยวข้องในเรื่องการเข้าใช้พื้นที่
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. การดำเนินงานเพื่อรองรับแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558- 2579 (Gas Plan 2015) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 และตามการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผน Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ ที่ กพช. รับทราบเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 มีทั้งหมด 4 ด้าน คือ ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG รักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศให้ยาวนานขึ้น การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ และมีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขันทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access; TPA) โดยความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผน Gas Plan 2015 ไตรมาสที่ 4 ในส่วนของการบริหารจัดการด้านการใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศ ประกอบด้วย (1) G1 การคาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซปี 2559 เพื่อติดตามการใช้ก๊าซฯ ผลการดำเนินงาน คือ อัตราการใช้ก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย 11 เดือน (ณ เดือนพฤศจิกายน 2559) อยู่ที่ประมาณ 4,745 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ในแผนเล็กน้อย (2) G2 การรักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย 1) G2 – 1 การบริหารจัดการแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุในปี 2565 – 2566 ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการพิจารณาร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียมและร่างพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียมของสภานิติบัญญัติแห่งชาติ (สนช.) ซึ่งขยายเวลาการดำเนินงานออกไปถึงเดือนมกราคม 2560 2) G2 – 2 การเปิดให้ยื่นขอสิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ อยู่ระหว่างการดำเนินการเตรียมการด้านกฎหมาย ซึ่ง สนช. กำลังพิจารณาและยกร่างกฎหมายลำดับรองที่จำเป็น 3) G2 – 3 การบริหารจัดการก๊าซฯ ที่ผลิตจากอ่าวไทยให้มีประสิทธิภาพ และให้เกิดประโยชน์สูงสุด ผลการดำเนินงานคือ อัตราก๊าซฯ ที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ เฉลี่ย 11 เดือน ต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ และต่ำกว่าค่าเฉลี่ยของปี 2558 (3) G3 การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG อย่างมีประสิทธิภาพ คือ G3 – 2 การศึกษาแนวทางการกำกับดูแลด้าน LNG อย่างเหมาะสม และสนับสนุนให้เกิดการแข่งขันในธุรกิจ LNG ซึ่ง ชธ. ได้ลงนามสัญญาจ้างที่ปรึกษาด้าน LNG แล้วคาดว่าการศึกษาสัดส่วนที่เหมาะสมของ LNG และการศึกษาองค์ประกอบ/คุณภาพก๊าซฯ สำหรับประเทศไทย จะแล้วเสร็จภายในเดือนมีนาคม 2560 และมิถุนายน 2560 ตามลำดับ และ (4) G4 โครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขันภายใต้โครงการ G4-2 LNG Receiving Terminal เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 และวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. มีมติให้ ขยายกำลังผลิตของ LNG Terminal ที่มีอยู่เดิมของ ปตท. เพิ่ม 1.5 ล้านตันต่อปี โดยมอบหมายให้ ปตท. ก่อสร้าง LNG Terminal แห่งใหม่ ให้เสร็จสิ้นภายในปี 2565 รวมทั้งศึกษาโครงการ FSRU [F-3] ในประเทศเมียนมา ขนาด 3 ล้านตันต่อปี ที่จะเข้าระบบภายในปี 2570 มอบหมาย กฟผ. ดำเนินโครงการ FSRU [F-1] ขนาด 5 ล้านตันต่อปี ในอ่าวไทยตอนบนภายในปี 2567 ส่วนโครงการ FSRU [F-2] ค่ดว่าจะดำเนินการที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา และมอบหมายให้ พน. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องศึกษาและจัดทำแผนโครงสร้างพื้นฐาน LNG ของประเทศ ให้แล้วเสร็จในเดือนพฤษภาคม 2560
2. ปัญหาและอุปสรรค ประกอบด้วย (1) G2 – 1 แนวทางในการบริหารสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุ ประเด็นคือ ไม่มีข้อกฎหมายในการบริหารจัดการสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุ จึงต้องมีการศึกษาวิเคราะห์ในประเด็นต่างๆ อย่างรอบคอบ (2) G2 – 2 การเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ประเด็นหลักคือ การเตรียมความพร้อมในด้านข้อกฎหมายยังมีข้อจำกัด จึงจำเป็นต้องดำเนินการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายรวมทั้งร่างกฎหมายที่เกี่ยวข้อง ซึ่งต้องใช้ระยะเวลาอย่างมาก และ (3) G4 โครงสร้างพื้นฐานรองรับการนำเข้า LNG ประเด็นคือ การรักษาความสมดุลระหว่างเสถียรภาพด้านการจัดหาก๊าซฯ ให้เพียงพอกับความต้องการใช้ของประเทศในอนาคต รวมถึงการสร้างบรรยากาศการแข่งขันอย่างเสรีของธุรกิจก๊าซฯ ซึ่งส่งผลต่อการพิจารณาตัดสินใจของภาครัฐในการอนุมัติโครงการต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง ซึ่ง ชธ. ได้เสนอว่า เนื่องจากแต่ละแผนมีความเชื่อมโยงกัน หากแผนใดมีการเปลี่ยนแปลง ย่อมส่งผลต่อแผนฉบับอื่น จึงควรมีหน่วยงานในการประสานระหว่างแผนบูรณาการพลังงานระยะยาวทั้ง 5 แผน เพื่อติดตามความคืบหน้า และควรมีระบบการถ่ายทอดข้อมูลระหว่างหน่วยงานที่ชัดเจน และเป็นระบบ เพื่อให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องมีข้อมูลเท่าเทียมกัน เล็งเห็นประโยชน์ และมุ่งสู่เป้าหมายในทิศทางเดียวกัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. ระเบียบกระทรวงพลังงาน ว่าด้วยการฝากและการเบิกจ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2556 หมวด 7 การตรวจสอบภายใน ข้อ 26 ให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) จัดให้มีการตรวจสอบภายในเกี่ยวกับการดำเนินงานกองทุน การรับ-จ่ายและการควบคุมภายในของโครงการที่ได้รับเงินจากกองทุน แล้วรายงานให้ปลัดกระทรวงพลังงาน อย่างน้อยปีละหนึ่งครั้ง เพื่อนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบ
2. ในปีงบประมาณ พ.ศ. 2559 ผู้ตรวจสอบภายในของ สบพน. ได้ดำเนินการตรวจสอบการเบิก-จ่าย และติดตามการใช้จ่ายเงินของโครงการและงบบริหารที่ได้รับอนุมัติให้ใช้เงินจากกองทุนน้ำมันฯ จำนวน 4 หน่วยงาน ประกอบด้วย สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และกรมสรรพสามิต และได้รายงานผลการตรวจสอบเสนอผู้บริหารสูงสุดของหน่วยงานที่ได้รับการตรวจสอบพร้อมทั้งเสนอรายงานผลการตรวจสอบต่อคณะกรรมการตรวจสอบ สบพน. และคณะกรรมการ สบพน. พิจารณาเห็นชอบแล้ว โดยมีสาระสำคัญดังนี้ (1) งบโครงการ มีหน่วยงานที่ได้รับการตรวจสอบจำนวน 3 หน่วยงาน ได้แก่ สป.พน. สนพ. และ ธพ. มีโครงการที่ได้รับอนุมัติในปีงบประมาณ พ.ศ. 2558 – 2559 รวมทั้งสิ้น 9 โครงการ ประกอบด้วย โครงการที่อยู่ระหว่างดำเนินงาน จำนวน 4 โครงการ พบว่าการเบิก – จ่ายเงินเป็นไปตามแผนการ ใช้จ่ายเงินที่ได้รับอนุมัติ และโครงการที่สิ้นสุดการดำเนินงานและปิดบัญชีโครงการแล้ว มีจำนวน 5 โครงการ พบว่า มีการสรุปผลการดำเนินโครงการเปรียบเทียบวัตถุประสงค์กับผลลัพธ์ที่ได้อย่างชัดเจน การส่งคืนเงินเหลือจ่าย พร้อมดอกผลและรายรับอื่นคืนให้กองทุนน้ำมันฯ เป็นไปตามที่ระเบียบกระทรวงพลังงานฯ กำหนดไว้ (2) งบบริหาร สรุปได้ว่า ในปีงบประมาณ พ.ศ. 2559 มีหน่วยงานที่ได้รับการตรวจสอบจำนวน 3 หน่วยงาน ได้แก่ สป.พน. สนพ. และกรมสรรพสามิต เป็นงบบริหารที่ได้รับอนุมัติในปีงบประมาณ พ.ศ. 2558–2559 ผลการตรวจสอบ พบว่า การเบิก - จ่ายเงินเป็นไปตามแผนการใช้จ่ายเงินที่ได้รับอนุมัติ มีการส่งคืนเงินเหลือจ่ายพร้อมดอกผลให้กองทุน น้ำมันฯ ภายในระยะเวลาตามที่ระเบียบกระทรวงพลังงานฯ กำหนดไว้ (3) การบันทึกบัญชี พบว่า มีการบันทึกรายการเบิก - จ่ายและคืนเงินคงเหลือพร้อมดอกผลเข้าระบบ GFMIS ของกรมบัญชีกลาง ตามระบบที่กรมบัญชีกลางกำหนดไว้ (4) การจัดทำรายงาน พบว่า โดยส่วนใหญ่มีการจัดทำรายงานแล้วเสร็จภายในวันที่ 15 ของเดือนถัดไป ตามระยะเวลาที่ระเบียบกระทรวงพลังงานฯ กำหนดไว้มีเพียง สป.พน. ที่จัดทำรายงานส่งให้ สบพน. ล่าช้ากว่า ที่ระเบียบกำหนดไว้ และ (5) การควบคุมภายใน ผู้รับผิดชอบของหน่วยงานที่ได้รับอนุมัติให้ใช้เงินจากกองทุนน้ำมันฯ มีระบบการควบคุมภายในเกี่ยวกับการเบิกจ่ายเงินโครงการและงบบริหารที่เหมาะสม และมีการวิเคราะห์ข้อมูลและจำนวนเงินคงเหลือในบัญชีเงินฝากของกองทุนน้ำมันฯ โดยผู้อำนวยการสำนักบริหารการเงินและบัญชีกองทุน ของ สบพน. ก่อนเสนอผู้อำนวยการ สบพน. อนุมัติจ่ายเงินทุกครั้ง
3. สรุปผลการตรวจสอบ ในภาพรวมมีการเบิก - จ่ายเงินโครงการและงบบริหารตามแผนการใช้เงินที่ได้รับอนุมัติ มีการปฏิบัติงานเป็นไปตามระเบียบกระทรวงพลังงานฯ มีเพียงบางหน่วยงานที่นำเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปใช้ ในโครงการด้านพลังงานทดแทนและการอนุรักษ์พลังงาน และมีบางหน่วยงานที่จัดส่งรายงานการเงินประจำเดือนล่าช้ากว่าที่ระเบียบฯ กำหนดไว้ ซึ่งได้แจ้งให้ผู้ที่รับผิดชอบรับทราบ เพื่อดำเนินการปรับปรุงแก้ไขแล้ว โดยสรุปมีความเสี่ยงด้านการปฏิบัติงาน (Operational Risk) ความเสี่ยงทางด้านการเงิน (Financial Risk) และความเสี่ยง ด้านการปฏิบัติตามกฎ ระเบียบ (Compliance Risk) อยู่ในระดับต่ำ มีการควบคุมภายในด้านการเบิก - จ่าย และติดตามการใช้จ่ายเงินอยู่ในระดับที่เหมาะสม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมกราคม 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ดังนี้ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ โดยการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ จะเริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน คือ ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขาย ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม และส่วนที่ 2ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อขาย เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ โดยราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง +ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ทั้งนี้ เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันฯ มีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ (2) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของส่วนผลิตและจัดหา โดยยกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ หรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศ ทำการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรมาติก
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG ของเดือนมกราคม 2560 โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ต้นทุนเดือนพฤศจิกายน 2559 – มกราคม 2560 ลดลงจากเดือนตุลาคม 2559 ที่ 0.1183 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.3821 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.2638 บาทต่อกิโลกรัม ดังนี้ ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ ลดลง 0.1053 บาทต่อกิโลกรัม จาก 8.7299 บาท ต่อกิโลกรัม เป็น 8.6246 บาทต่อกิโลกรัม ค่าเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตลดลง 0.0130 บาทต่อกิโลกรัม จาก 1.0825 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 1.0695 บาทต่อกิโลกรัม ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ (Operation Cost) ใช้ข้อมูลของปี 2558 ที่ 1.1937 บาทต่อกิโลกรัม และเงินลงทุนคงที่ (Capex) ที่ 2.3760 บาทต่อกิโลกรัม โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก ต้นทุนอ้างอิงราคาตลาดโลก ที่สูตรราคา CP โดยต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในเดือนมกราคม 2560 เท่ากับ 465 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน การนำเข้า ต้นทุนเดือนมกราคม 2560 อยู่ที่ 508.6869 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (18.3036 บาทต่อกิโลกรัม) และบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ต้นทุนเดือนพฤศจิกายน 2559 – มกราคม 2560 คงที่ที่ราคา 15.00 บาทต่อกิโลกรัม
3. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนมกราคม 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 465 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 69 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน บวกค่าใช้จ่ายนำเข้า 43.6869 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ส่งผลให้ราคาก๊าซ LPG นำเข้า อยู่ที่ 508.6869 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก อยู่ที่ 465 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ 368.6232 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 4.9513 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จาก ปตท.สผ.สยามฯ 416.8751 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนธันวาคม 2559 อยู่ที่ 35.9820 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าลงจากเดือนก่อนหน้า 0.4769 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ทั้งนี้ จากต้นทุนก๊าซ LPG ดังกล่าว ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับเพิ่มขึ้น 4.6959 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.6077 บาทต่อกิโลกรัม (383.2618 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 18.3036 บาทต่อกิโลกรัม (508.6869 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ) และราคา ณ โรงกลั่นของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคปิโตรเคมีที่อ้างอิงราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average) ปรับเพิ่มขึ้น 0.9993 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.6077 บาทต่อกิโลกรัม (383.2618 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 14.6070 บาทต่อกิโลกรัม (405.9530 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
4. ข้อเสนอของฝ่ายเลขานุการฯ มติ กบง. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ได้เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบและราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก อัตราแลกเปลี่ยน ส่งผลให้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ/ชดเชย ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุน#1) ณ เดือนมกราคม 2560 ดังนี้ ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ที่ขายภาคปิโตรเคมี ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ 1.3432 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ที่ขายเป็นเชื้อเพลิง ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ 5.0398 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขาย ภาคปิโตรเคมีได้รับเงินชดเชย 2.1246 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขายเป็นเชื้อเพลิงต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ 1.5720 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อไม่ให้การผันผวนของราคาก๊าซ LPG ในตลาดและการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG มีผลกระทบต่อราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศ ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 1 มกราคม 2560 มีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของก๊าซ LPG 7,382 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงใคร่ขอเสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับเพิ่มการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ อีก 4.6959 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.2887 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 4.9846 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งแต่เดิม (เดือนธันวาคม 2559) กองทุนน้ำมันฯ ไม่ได้มีรายรับจากส่วนการผลิตและการจัดหา ก๊าซ LPG ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายเพื่อทำการรักษาระดับราคาขายปลีกก๊าซ LPG (กองทุน#2) ไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม จำนวน 83 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งต่อมาเมื่อมีการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG เพื่อรองรับการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG แล้ว ประกอบกับราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ปรับตัวสูงขึ้น ส่งผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ ต้องจ่ายเงินชดเชยที่ 4.9846 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม คิดเป็นเงินกองทุนน้ำมันฯ ที่ต้องจ่ายชดเชยจำนวน 1,718 ล้านบาท อย่างไรก็ตามการปรับโครงสร้างฯ ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับ ในส่วนของการผลิตและการจัดหาจำนวน 1,234 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายสุทธิประมาณ 484 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งหากไม่มีการปรับโครงสร้างฯ แล้ว จะส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายที่ 351 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือนมกราคม 2560 ดังนี้
(1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 13.2638 บาทต่อกิโลกรัม
(2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 16.7316 บาทต่อกิโลกรัม
(3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 18.3036 บาทต่อกิโลกรัม
(4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.0000 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 4.9846 บาท
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 2 พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ ทั้งนี้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 10 มกราคม 2560 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 6 การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG กรณีการนำเข้าและการส่งออกก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการเป็นสองระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ ซึ่งเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้าและระบบโควต้าการนำเข้าของประเทศ ซึ่งจะเริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป ระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ ซึ่งยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอ ส่วนการเปิดเสรีการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดการดำเนินการที่เกี่ยวข้อง ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ - ขาย เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) (2) การผลิต การจัดหา และ การส่งออก ในส่วนการนำเข้า ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคานำเข้าที่ CP+85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เป็นราคา CP บวกค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (CP+X) และยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศ ส่วนโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติกปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคาจาก CP-20 เป็น CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ส่วนโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และบริษัท ปตท.สผ.สยามฯ ภาครัฐจะยังกำกับดูแลกลไกราคาตามนโยบายรัฐบาลที่กำหนดให้ราคาจะต้องสะท้อนต้นทุน โดยใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนที่แท้จริง (cost plus) ในการกำหนดราคา ในส่วนการส่งออก ธพ. เป็นผู้ควบคุมดูแลและพิจารณาการขอส่งออกเนื้อก๊าซ LPG รวมทั้งการกำหนดเงื่อนไขประกอบต่างๆ ที่จำเป็น (3) มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน มอบหมายให้ ธพ. มีอำนาจสั่งการให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยสามารถได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันฯ ตามต้นทุนจริง (4) คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้า และรับ/จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศกำหนดให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ต้องเร่งรัดให้มีการเปิดบริการระบบคลังดังกล่าวให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนเมษายน 2560
2. การนำเข้าก๊าซ LPG หลังเปิดเสรีส่วนนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ ได้ปรับเปลี่ยนหลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง จากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า CP+X แทน โดย X ประกอบด้วย ค่าขนส่ง ค่าประกันภัย ค่าการสูญเสีย และค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ซึ่งคำนวณขึ้นจากดัชนีอ้างอิงสากลและค่าใช้จ่ายจริงที่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เคยนำเข้าในอดีต ดังนั้น เพื่อติดตามและประเมินถึงความเหมาะสมของตัวเลขราคานำเข้า CP+X จึงเห็นควรให้ผู้นำเข้าทุกรายต้องรายงานตัวเลขปริมาณและราคาจริงของการนำเข้าก๊าซ LPG ให้ ธพ. รับทราบทุกครั้งที่มีการนำเข้า สำหรับในกรณีที่ผู้นำเข้าแจ้งแผนการนำเข้าให้ ธพ. รับทราบล่วงหน้าเพื่อทำสมดุลการจัดหาและความต้องการของประเทศ แต่ผู้แจ้งนำเข้าไม่สามารถนำเข้าได้จริงตามแผนที่ได้แจ้งไว้จนส่งผลให้ต้องมีการนำเข้าแบบฉุกเฉิน (prompt cargo) ทำให้เป็นภาระต่อกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้องชดเชยส่วนต่างราคาให้ ซึ่งปัจจุบันยังไม่มีบทปรับและบทลงโทษที่เหมาะสม ดังนั้น จึงเห็นควรให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) พร้อมด้วย ธพ. และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานทำการศึกษาถึงมาตรการที่เหมาะสม เพื่อรองรับและแก้ไขปัญหาความเสียหายที่อาจเกิดขึ้น และในระหว่างที่คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ของ ปตท. ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้า และรับ/จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศ ยังไม่เปิดบริการให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ เห็นควรกำหนดให้โรงแยกฯ ซึ่งเป็นแหล่งผลิตก๊าซ LPG หลักของประเทศ ยังคงต้องจำหน่ายก๊าซ LPG ให้แก่ผู้ค้าทุกรายที่มีความต้องการซื้อ เพื่อป้องกันการกีดกันทางการค้า
3. การส่งออกก๊าซ LPG หลังเปิดเสรีส่วนนำเข้า จำเป็นต้องปรับเปลี่ยนหลักเกณฑ์การส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ของประเทศให้มีความยืดหยุ่นมากขึ้น ซึ่งเดิมอนุญาตให้ส่งออกเฉพาะก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศ แต่หลังการเปิดเสรีนำเข้าควรให้ผู้ค้าสามารถขออนุญาตส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศได้ เพื่อเป็นการรักษาสมดุลการผลิตและจัดหาให้เข้ากับความต้องการภายในประเทศ โดยให้ ธพ. เป็นผู้ควบคุมดูแลการส่งออกเนื้อก๊าซ LPG โดยให้พิจารณาการขออนุญาตส่งออกเป็นรายเที่ยว สำหรับการพิจารณาการขอส่งออกจะอนุญาตให้เฉพาะกรณีที่มีความจำเป็นเท่านั้น และหากได้รับอนุญาตให้ส่งออก ผู้ค้ามีหน้าที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า รัฐยังคงกำหนดราคาโรงกลั่นฯ (CP) และราคาโรงแยกฯ (หลักเกณฑ์ Cost Plus) ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศ ซึ่งราคาดังกล่าวอาจจะต่ำกว่าราคาที่ควรได้ ดังนั้น ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ จึงจำเป็นต้องกำหนดเงื่อนไขการส่งออกเพิ่มเติมเพื่อให้ผู้ผลิตจำหน่ายก๊าซ LPG เข้าสู่ระบบภายในประเทศเป็นหลัก ดังนี้ (1) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนผลิตและจัดหาของเนื้อก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกโดยโรงแยกฯ เท่ากับส่วนต่างของ ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง (CP+X) และราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกฯ และ (2) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนผลิตและจัดหาของเนื้อก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกโดยโรงกลั่นฯ เท่ากับส่วนต่างของ ราคาก๊าซ LPGณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง (CP+X) และราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นฯ (CP)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกำหนดให้ผู้นำเข้าก๊าซ LPG ต้องรายงานปริมาณและราคาจริงของการนำเข้าก๊าซ LPG ให้กรมธุรกิจพลังงานรับทราบ
2. เห็นชอบให้กรมธุรกิจพลังงานเป็นหน่วยงานหลัก พร้อมด้วยสถาบันบริหารกองทุนพลังงานและสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ดำเนินการศึกษามาตรการรองรับความเสียหายอันเกิดจากการชดเชยราคาส่วนต่างจากการนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน
3. เห็นชอบกำหนดให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ต้องจำหน่ายก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติให้แก่ผู้ค้าทุกรายที่มีความต้องการซื้อ ในช่วงเวลาก่อนการเปิดบริการคลังก๊าซจังหวัดชลบุรี(คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA)
4. เห็นชอบให้กรมธุรกิจพลังงานและสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ทบทวนหลักการการขออนุญาตส่งออกก๊าซ LPG นอกราชอาณาจักร และทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร กรณีได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักร และนำมาเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพิจารณาอีกครั้ง
เรื่องที่ 7 การส่งเสริมการแปรรูปขยะพลาสติกเป็นน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบให้มีการชดเชยราคาให้กับโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงที่รับซื้อน้ำมันจากขยะพลาสติก ในช่วงที่ราคาน้ำมันดิบดูไบต่ำกว่าประมาณ 14.50 บาทต่อลิตร โดยมีหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินชดเชย ดังนี้ อัตราเงินชดเชย = 14.50 – ราคาน้ำมันดิบ ทั้งนี้หากราคาน้ำมันดิบดูไบสูงกว่า 14.50 บาทต่อลิตร จะไม่มีการชดเชยต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะ โดยให้มีระยะเวลาชดเชย 3 ปี ตั้งแต่วันที่ 4 สิงหาคม 2558 ถึงวันที่ 3 สิงหาคม 2561 และให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) พิจารณาทบทวนต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกทุกๆ 1 ปี
2. จากรายงานการขอรับเงินชดเชยของโรงกลั่นน้ำมันที่รับซื้อน้ำมันจากขยะพลาสติกของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2558 ถึง ธันวาคม 2559 มีผู้ผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกได้ขายน้ำมันให้กับโรงกลั่นน้ำมันจำนวน 1 ราย คือโรงงานแปรรูปขยะเทศบาลหัวหิน (บริษัท ซิงเกิ้ลพอยท์เอ็นเนอยี่ แอนด์ เอ็นไวรอนเมนท์ จำกัด) จำนวน 454,003 ลิตร และมีโรงกลั่นน้ำมันที่รับซื้อจำนวน 1 ราย คือบริษัท ไออาร์พีซี จำกัด (มหาชน) โดยคิดเป็นจำนวนเงินที่ได้รับชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ จำนวนทั้งสิ้น 2,613,800 บาท และ สนพ. ได้ดำเนินการตามมติ กบง. ดังกล่าว โดยได้ขอข้อมูลต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกจากโรงงานที่ผลิตและจำหน่ายน้ำมันที่ผลิตจากขยะพลาสติกและสถาบันการศึกษาที่ผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติก เพื่อใช้ประกอบการพิจารณาทบทวนต้นทุนการผลิต ซึ่งจากผลการศึกษาการทบทวนต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกในปี 2558 พบว่าการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกมีต้นทุนเฉลี่ยที่ 14.50 บาทต่อลิตร หรือเทียบเท่าราคาน้ำมันดิบดูไบที่ประมาณ 69 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล นอกจากนี้ สนพ. ได้มีการทบทวนต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกในการปี 2559 พบว่า ยังไม่มีการลงทุนเพิ่มหรือมีโรงงานใหม่เกิดขึ้น ดังนั้น จึงใช้สมมติฐานการลงทุน ประกอบด้วย ปริมาณการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติก จำนวนวันผลิต Conversion rate และปริมาณวัตถุดิบ PE/PP ที่ใช้ในกระบวนการผลิต ค่าสารเคมี ค่าน้ำ ค่าขนส่ง และค่าบริหารจัดการ เท่าเดิมไม่เปลี่ยนแปลง ทั้งนี้เมื่อพิจารณาในรายละเอียดสำหรับต้นทุนในกระบวนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติก จะเห็นว่าราคาพลาสติก PP/PE ค่าพลังงาน (LPG ไฟฟ้า น้ำมัน) ปรับลดลง เนื่องจากราคาพลาสติก PP/PE ซึ่งได้พิจารณาที่ราคารับซื้อพลาสติก PP หน้าโรงงานในปี 2559 ลดลง ส่วนค่าพลังงาน (LPG ไฟฟ้า น้ำมัน) ปรับลดลงตามราคาพลังงานในตลาดโลกที่ปรับลดลง ในส่วนของ Catalyst ค่าซ่อมบำรุง และค่าแรงงาน ปรับเพิ่มขึ้น ดังนั้น จากการทบทวนต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกในปี 2559 พบว่าต้นทุนการผลิตฯ เฉลี่ยอยู่ที่ 14.55 บาทต่อลิตร หรือเทียบเท่าราคาน้ำมันดิบดูไบที่ประมาณ 65 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับเพิ่มขึ้นจากผลการศึกษาต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกในปี 2558 ที่ 0.03 บาทต่อลิตร
3. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่าจากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกที่ปรับตัวลดลง ส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยปี 2559 อยู่ที่ประมาณ 9.00 บาทต่อลิตร ในขณะที่ต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกเฉลี่ย อยู่ที่ประมาณ 14.55 บาทต่อลิตร ซึ่งไม่สามารถแข่งขันกับราคาน้ำมันดิบดูไบได้ ดังนั้น เพื่อเป็นการส่งเสริมการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติก และจูงใจให้ผู้ผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกผลิตและจำหน่ายให้โรงกลั่นน้ำมัน จึงเห็นควรให้มีการชดเชยราคาให้กับโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงที่รับซื้อน้ำมันจากขยะพลาสติก ที่ 14.55 บาทต่อลิตร – ราคาน้ำมันดิบ (บาทต่อลิตร)
มติของที่ประชุม
เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินชดเชยให้แก่โรงกลั่นน้ำมันที่รับซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผลิตได้จากการแปรรูปขยะพลาสติก ดังนี้
อัตราเงินชดเชย = 14.55 – ราคาน้ำมันดิบ |
โดยที่
- อัตราเงินชดเชย หมายถึง อัตราเงินชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิงให้แก่โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงที่รับซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผลิตได้จากการแปรรูปขยะพลาสติก (บาทต่อลิตร) - ราคาน้ำมันดิบ หมายถึง ราคา FOB ของน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยเดือนก่อนหน้า (บาทต่อลิตร) - อัตราแลกเปลี่ยน หมายถึง อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยเดือนก่อนหน้าที่ประกาศโดยธนาคารแห่งประเทศไทย (บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ) |
ทั้งนี้หากราคาน้ำมันดิบดูไบสูงกว่า 14.55 บาทต่อลิตร จะไม่มีการชดเชยต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติก โดยให้มีระยะเวลาชดเชยตั้งแต่วันที่ 10 มกราคม 2560 ถึงวันที่ 3 สิงหาคม 2561
เรื่องที่ 8 เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนภายใต้แผน AEDP 2015 ในปี 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) กำหนดเป้าหมายการส่งเสริมพลังงานทดแทนในการผลิตไฟฟ้ารายเทคโนโลยี พร้อมกำหนดมาตรการ/วิธีการดำเนินการให้ได้ตามเป้าหมายในปี 2560 โดย พพ. ได้รวบรวมเป้าหมายและสถานภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนในปี 2559 สรุปได้ว่า ในปี 2559 มีแผนผลโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่วางแผนจะจ่ายไฟฟ้าเพื่อให้เป็นไปตามแผน AEDP 2015 ทั้งสิ้น 580.31 เมกะวัตต์ แต่มีโรงไฟฟ้าที่สามารถจ่ายไฟได้ทั้งสิ้น 1,272.16 เมกะวัตต์ ซึ่งสูงกว่าแผนที่วางไว้ ทั้งนี้ เมื่อเปรียบเทียบแผนผลการจัดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนทั้งหมด สรุปว่า ณ เดือนตุลาคม 2559 มีโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่จ่ายไฟฟ้าแล้ว สะสมรวม 9,234.95 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้า 21,227.98 ล้านหน่วย จากเป้าหมายที่วางไว้ ณ สิ้นปี 2559 จะมีโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน สะสมรวม 8,543.10 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้า 30,207.84 ล้านหน่วย ซึ่งจะเห็นได้ว่า ผลของกำลังการผลิตติดตั้งทั้งหมด สามารถดำเนินการได้สูงกว่าเป้าหมาย แต่เมื่อพิจารณาพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้แล้ว พบว่า ยังมีค่าต่ำกว่าเป้าหมาย ทั้งนี้ เนื่องจากค่า plant factor ของโรงไฟฟ้าที่ผลิตได้ มีค่าต่ำกว่าที่ใช้ประเมินเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนรายปีตามแผน AEDP 2015
2. ในปี 2560 มีเป้าหมายตามแผน AEDP 2015 จะติดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน ให้มีกำลังการผลิตรวม 9,327.15 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 33,580.65 ล้านหน่วย โดยมีกิจกรรมที่จะต้องดำเนินการ ประกอบด้วย (1) ติดตามเร่งรัดโรงไฟฟ้าที่ครบกำหนด COD ซึ่งปัจจุบันมีโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ลงนามในสัญญาแล้วและครบกำหนดจะต้อง COD ในปี 2560 รวมทั้งสิ้น 1,475.34 เมกะวัตต์ ประกอบด้วยโครงการ 1) โรงไฟฟ้าขยะชุมชน 39.24 เมกะวัตต์ 2) โรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 37.77 เมกะวัตต์ 3) โรงไฟฟ้าชีวมวล 364.82 เมกะวัตต์ 4) โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ 275.57 เมกะวัตต์ และ 5) โรงไฟฟ้าพลังงานลม 757.95 เมกะวัตต์ โดยในการติดตามเร่งรัดโรงไฟฟ้าที่ครบกำหนด COD เห็นควรมอบหมายพลังงานจังหวัดซึ่งปฏิบัติงานอยู่ในพื้นที่ให้ติดตาม/รายงานความก้าวหน้าต่อ พพ. เพื่อสรุปเสนอ กบง. ทุกๆ ไตรมาส ต่อไป สำหรับ โรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็ก ซึ่งยังไม่แล้วเสร็จ และยังไม่สามารถ COD ในปี 2560 ได้ เนื่องจากอุปสรรคในการก่อสร้าง เช่น ปัญหาป่าไม้ เป็นต้น (2) พิจารณาหาข้อสรุปโรงไฟฟ้าที่แล้วเสร็จแต่ยังไม่ได้จ่ายไฟฟ้า ซึ่งปัจจุบันมีโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ก่อสร้างแล้วเสร็จ พร้อมมีสายส่งสามารถรองรับกระแสไฟฟ้าได้ รวม 177.39 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย 1) โรงไฟฟ้าพลังงานน้ำขนาดเล็ก ของ พพ. ที่ก่อสร้างแล้วเสร็จ จำนวน 26 โครงการ รวมกำลังการผลิต 11.176 เมกะวัตต์ 2) โครงการโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพที่ได้รับการสนับสนุนงบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานผ่าน สนพ. ที่ก่อสร้างแล้วเสร็จ แต่ยังไม่สามารถจ่ายไฟเข้าระบบได้ เนื่องจากติดขัดเรื่องระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าที่กำหนดว่าจะต้องไม่เคยได้รับการสนับสนุนงบประมาณจากส่วนราชการ รวมทั้งสิ้น 17 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 19.28 เมกะวัตต์ ซึ่งมีสายส่งไฟฟ้าที่จะรองรับได้ในปี 2560 จำนวน 17.80 เมกะวัตต์ 3) โครงการโรงไฟฟ้าโรงงานน้ำตาลที่ขอขายไฟฟ้าเพิ่มและที่ก่อสร้างแล้วเสร็จแต่ยังไม่สามารถจำหน่ายไฟฟ้าได้ รวม 146.39 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย 2 กลุ่มคือ กลุ่มที่ 1 โรงไฟฟ้าโรงงานน้ำตาลที่จำหน่ายไฟฟ้าอยู่แล้วและมีความประสงค์ที่จะขอขายไฟฟ้าเพิ่มเติม จำนวน 23 โรง กำลังไฟฟ้าที่ขอขายเพิ่มรวม 72.98 เมกะวัตต์ แต่อยู่ในพื้นที่ที่สามารถรับซื้อไฟฟ้าได้ 54.1 เมกะวัตต์ และกลุ่มที่ 2 โรงไฟฟ้าโรงงานน้ำตาลที่ก่อสร้างแล้วเสร็จแต่ยังไม่สามารถจำหน่ายไฟฟ้าได้ จำนวน 4 แห่ง รวม 154 เมกะวัตต์ แต่อยู่ในพื้นที่ที่สามารถรับซื้อไฟฟ้าได้ จำนวน 92.29 เมกะวัตต์ 4) โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลม ของ พพ. ที่ก่อสร้างแล้วเสร็จ จำนวน 2 โครงการ รวมกำลังการผลิต 2.025 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ โครงการตามข้อ 1) และ ข้อ 4) ซึ่งเป็นโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดยใช้งบประมาณภาครัฐ พพ. จะนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณา ในการประชุมวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560
3. การเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการที่ค้างจากปี 2559 ให้ครบตามเป้าหมาย ประกอบด้วย (1) ในปี 2559 กพช. มีมติให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา จำนวน 50 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) จำนวน 10 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าชีวมวล จำนวน 36 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าพลังงานขยะ 4 เมกะวัตต์ ซึ่งได้ดำเนินการรับซื้อไปแล้ว จำนวน 38 เมกะวัตต์ คงเหลือ 12 เมกะวัตต์ คือ โรงไฟฟ้าพลังงานขยะชุมชน 4 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) จำนวน 8 เมกะวัตต์ (2) กกพ. ได้มีประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมรวมจำนวน 50 เมกะวัตต์ แต่มีผู้ที่ผ่านการคัดเลือกและได้รับการพิจารณารับซื้อจำนวน 41.83 เมกะวัตต์ ซึ่งเห็นควรเปิดรับซื้อให้ครบตามเป้าหมายที่เหลือ จำนวน 8.17 เมกะวัตต์ และ (3) กกพ. ได้มีประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโซล่าร์ส่วนราชการและสหกรณ์การเกษตร ซึ่งมีเป้าหมายจำนวน 800 เมกะวัตต์ แบ่งออกเป็น 1) โซล่าร์สหกรณ์การเกษตร จำนวน 400 เมกะวัตต์ ปัจจุบันรับซื้อไฟฟ้าแล้ว จำนวน 281.32 เมกะวัตต์ ยังคงสามารถเปิดรับซื้อไฟฟ้าได้อีก 118.68 เมกะวัตต์ และ 2) โซล่าร์ส่วนราชการ จำนวน 400 เมกะวัตต์ ซึ่งเห็นควรให้ กกพ. พิจารณาเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาความเหมาะสมว่าจะเปิดรับซื้ออีกหรือไม่
4. การเปิดรับซื้อใหม่ในปี 2560 พพ. ได้รับข้อมูลขีดความสามารถของสายส่งไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ที่จะสามารถรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนได้ภายในปี 2562 จึงได้นำมาพิจารณาร่วมกับข้อมูลศักยภาพพลังงานทดแทนในแต่ละพื้นที่ และได้กำหนดเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน ในปี 2560 จำนวนทั้งหมด 651.67 เมกะวัตต์ โดยรับซื้อจาก VSPP จำนวน 291.67 เมกะวัตต์ และจาก SPP จำนวน 360 เมกะวัตต์ โดยมีรายละเอียดดังนี้ (1) สามารถเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) จำนวน 90.09 เมกะวัตต์ จาก VSPP (2) สามารถเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากชีวมวล จำนวน 514.58 เมกะวัตต์ จาก VSPP จำนวน 154.58 เมกะวัตต์ และจาก SPP จำนวน 360 เมกะวัตต์ และ (3) สามารถเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) จำนวน 47 เมกะวัตต์ จาก VSPP ทั้งนี้ พพ. ได้คาดการณ์ว่า ณ สิ้นปี 2560 มีเป้าหมายติดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนสะสม ตามแผน AEDP-2015 เท่ากับ 9,327.15 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้า 33,580.15 ล้านหน่วย ซึ่งคาดว่าจะสามารถติดตั้งได้จริง 10,887.68 เมกะวัตต์ โดยผลิตพลังงานไฟฟ้าได้ 31,354.27 ล้านหน่วย
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาข้อมูลตามที่ พพ. เสนอแล้ว มีความเห็นดังนี้ (1) เนื่องด้วยตัวเลขเป้าหมายของแผนพัฒนาพลังงานทดแทน (AEDP 2015) เป็นตัวเลขที่รวมการผลิตไฟฟ้าทั้งในระบบ และนอกระบบ (Off Grid Power Generation) ดังนั้น การเปรียบเทียบเป้าหมายกับผลการดำเนินการ ควรให้ชัดเจนว่าได้รวมการผลิตไฟฟ้านอกระบบและควรแยกด้วยว่าเป็นการผลิตจากในระบบเท่าไร และนอกระบบเท่าไร (2) ในกรณีของโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำและพลังงานลม ของ พพ. โครงการโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพที่ได้รับการสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และโครงการโรงไฟฟ้าจากโรงงานน้ำตาล เห็นควรมอบหมายให้ พพ. สนพ. และ กกพ. หารือร่วมกันเพื่อให้ได้ข้อสรุปถึงอัตราราคาและแนวทางการรับซื้อ และนำเสนอ กพช. ต่อไป (3) ในส่วนของการเปิดรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา เห็นควรให้มีการเปิดรับซื้อเพิ่มเติม ทั้งนี้ เห็นควรเปิดรับซื้อเฉพาะพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้เท่านั้น และควรเป็นพื้นที่ที่มีความสำคัญ ต่อความมั่นคง เช่น บริเวณชายเขาบูโด (4) ในส่วนของขยะอุตสาหกรรม หากจะมีการเปิดรับซื้อเพิ่มเติมเห็นควรให้ กกพ. และ พพ. ทบทวนหลักเกณฑ์ เงื่อนไข และแนวทาง ตลอดจนประสานกับกระทรวงอุตสาหกรรม เพื่อให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ในการรองรับการดำเนินการโครงการนิคมอุตสาหกรรม บริหารจัดการกากอุตสาหกรรมตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 และมอบหมายให้ พพ. พิจารณาเสนออัตรารับซื้อ (FiT) ที่เหมาะสมต่อ กบง. ต่อไป และ (5) เป้าหมายการเปิดรับซื้อไฟฟ้าปี 2560 ยังขาดไฟฟ้าพลังงานน้ำขนาดเล็กจากภาคเอกชน เห็นควรมอบหมายให้ พพ. และ กกพ. พิจารณาเสนอ กบง. ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบสถานภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนของปี 2559
2. เห็นชอบในหลักการข้อเสนอเป้าหมายและมาตรการที่จะต้องดำเนินการในปี 2560 โดยมอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปทบทวนรายละเอียดการดำเนินการ โดยให้นำความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ ไปประกอบการทบทวนด้วย
3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปทบทวนและกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ประกอบการผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
4. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง รับไปศึกษารายละเอียดการรับซื้อไฟฟ้าแบบ Firm ตามนิยามใหม่ และศึกษารายละเอียดการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar Rooftop) และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบาย พลังงานพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 9 รายงานผลคดีหมายเลขดำที่ 348/2558 เรื่องการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. นายวัชระ เพชรทอง ที่ 1 กับพวกรวม 7 คน ได้ยื่นฟ้องคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ต่อศาลปกครองกลาง เรื่อง คดีพิพาทเกี่ยวกับการที่เจ้าหน้าที่ของรัฐกระทำการโดยไม่ชอบด้วยกฎหมาย กรณีการปรับโครงสร้างราคาเชื้อเพลิงก๊าซแอลพีจี ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 ทำให้ต้นทุนราคา ก๊าซแอลพีจีเพิ่มขึ้น ส่งผลกระทบต่อประชาชนและไม่เป็นธรรมต่อผู้บริโภคทั้งประเทศ โดยผู้ฟ้องคดีมีคำขอ (1) ขอให้เพิกถอนมติ กบง. ที่จะมีผลบังคับใช้ในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 และ (2) ขอให้ศาลไต่สวนและกำหนดวิธีการชั่วคราวเพื่อระงับมติของ กบง. ไว้ชั่วคราวก่อนการพิพากษา ซึ่งศาลมีคำสั่งยกคำขอไต่สวนฉุกเฉินของผู้ฟ้องคดี และต่อมาศาลปกครองกลาง ได้มีหนังสือแจ้งคำสั่งศาล คดีหมายเลขดำที่ 348/2558 คดีหมายเลขแดงที่ 561/2558 ลงวันที่ 2 มีนาคม 2558 ว่าศาลมีคำสั่ง ไม่รับคำฟ้องของผู้ฟ้องคดีทั้งเจ็ดไว้พิจารณาและให้จำหน่ายคดีออกจากสารบบความ ซึ่งต่อมาผู้ฟ้องคดีได้ยื่นอุทธรณ์คำสั่งไม่รับฟ้องต่อศาลปกครองสูงสุด โดยเมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2558 ศาลปกครองสูงสุดได้มีคำสั่งให้รับคำฟ้อง
2. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2559 ศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งเกี่ยวกับวิธีการชั่วคราวก่อนการพิพากษา ว่าศาลได้ตรวจพิจารณาคำฟ้อง คำขอให้ศาลกำหนดวิธีการชั่วคราวก่อนการพิพากษา คำชี้แจงของคู่กรณี และพยานหลักฐานต่างๆ ในสำนวนคดี รวมทั้งได้พิจารณาบทกฎหมายและกฎที่สำคัญประกอบแล้ว พบว่า มติดังกล่าว มีผลบังคับเป็นการทั่วไปไม่มุ่งหมายให้ใช้บังคับแก่กรณีใดหรือบุคคลใดเป็นการเฉพาะ มติของผู้ถูกฟ้องคดีจึงมีลักษณะเป็นกฎตามมาตรา 3 แห่งพระราชบัญญัติจัดตั้งศาลปกครองและวิธีพิจารณาคดีปกครอง พ.ศ. 2542 และเห็นว่ามติของผู้ถูกฟ้องคดีดังกล่าว มีวัตถุประสงค์เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการใช้พลังงานของประเทศ ดังนั้น ในชั้นนี้จึงยังฟังไม่ได้ว่ามติของผู้ถูกฟ้องคดีดังกล่าวจะมีปัญหาของความไม่ชอบด้วยกฎหมายแต่ประการใด ดังนั้น จึงยังไม่มีกรณีที่อาจเกิดความเสียหายอย่างร้ายแรงที่ยากแก่การเยียวยาแก้ไขในภายหลังตามมาตรา 66 แห่งพระราชบัญญัติจัดตั้งศาลปกครองและวิธีพิจารณาคดีปกครอง พ.ศ. 2542 ประกอบข้อ 72 วรรคสาม แห่งระเบียบของที่ประชุมใหญ่ตุลาการในศาลปกครองสูงสุด ว่าด้วยวิธีพิจารณาคดีปกครอง พ.ศ. 2543 จึงมีคำสั่งยกคำขอนี้ของผู้ฟ้องคดีทั้งเจ็ด สำหรับการดำเนินการต่อสู้คดีนี้ ขณะนี้อยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของตุลาการเจ้าของสำนวน ซึ่งหากมีความคืบหน้าของคดีเป็นประการใดจะได้รายงานให้ กบง. ทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 10 รายงานการนำเข้า การจัดหา และสถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 คณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบสัญญาซื้อขาย LNG ด้วยสัญญาระยะยาว (สัญญา LNG SPA) เป็นเวลา 20 ปี กับบริษัท Qatargas ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี ต่อมาเมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2559 คณะรัฐมนตรี มีมติให้ความเห็นชอบผลการเจรจาปรับลดราคา LNG ในสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell และบริษัท BP ทั้งนี้ ปตท. ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell เมื่อวันที่18 พฤศจิกายน 2559 และกับบริษัท BP เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2559 ในปริมาณรายละ 1.0 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนเมษายน 2560 เป็นเวลา 15 ปี และ 20 ปี ตามลำดับ และเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. มีมติเห็นชอบประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ที่ปรับปรุงใหม่ และเห็นชอบการจัดหา LNG ระยะยาวเพิ่มเติมจากบริษัท PETRONAS LNG LTD. ในปริมาณ 1.2 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบในปี 2560 เป็นระยะเวลา 15 ปี พร้อมทั้งอนุมัติให้ ปตท. ลงนามสัญญาฯได้ หลังร่างสัญญาผ่านการพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.)
2. จากประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผน Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ ทำให้ความต้องการ LNG สำหรับปี 2560 อยู่ที่ปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี และเพิ่มเป็นปริมาณ 6.1 ล้านตันในปี 2561 และมากกว่า 20 ล้านตันต่อปีในปี 2568 ดังนั้น จึงมีความจำเป็นต้องจัดหา LNG ในสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการของประเทศ ซึ่งปี 2559 ปตท. ได้นำเข้า LNG ปริมาณรวมทั้งสิ้น 2.90 ล้านตัน โดย ปตท. เริ่มมีการนำเข้า LNG ด้วยสัญญา LNG SPA กับบริษัท Qatargas ปริมาณรวม 2.0 ล้านตัน นอกจากนี้ยังจัดหาเพิ่มเติมจากตลาด Spot ปริมาณรวม 0.90 ล้านตัน ทำให้ราคานำเข้า LNG เฉลี่ยรวม เท่ากับ 6.18 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ซึ่งคิดเป็นราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญาระยะยาว เท่ากับ 6.68 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญา Spot เท่ากับ 5.02 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และในปี 2560 ปตท. มีแผนจัดหา LNG ให้เพียงพอกับความต้องการใช้ LNG ภายในประเทศ ประมาณ 4.6 - 4.9 ล้านตัน โดย ปตท. มีแผนปรับ LNG จากแหล่งต่างๆ ดังนี้ (1) รับจากบริษัท Qatargas ตามสัญญาระยะยาว (ปีสัญญา มกราคม – ธันวาคม) ปริมาณ 2.0 ล้านตัน (2) รับจากบริษัท Shell (ปีสัญญา เมษายน – มีนาคม) ตามสัญญาระยะยาว ปริมาณ 0.375 ล้านตัน (3) รับจากบริษัท BP ตามสัญญาระยะยาว (ปีสัญญา มกราคม– ธันวาคม) ปริมาณ 0.317 ล้านตัน (4) รับจากบริษัท PETRONAS ตามสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม (ปีสัญญา มกราคม – ธันวาคม) ปริมาณ 0.24-0.36 ล้านตัน และ (5) ปตท. คาดว่าจะจัดหา LNG ส่วนเพิ่มปริมาณ 1.6-1.9 ล้านตันจากตลาด Spot โดยมีความต้องการ Spot LNG เริ่มตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2560 เป็นต้นไป
3. จากการวิเคราะห์ปัจจัยด้านอุปสงค์และอุปทานของ LNG ในตลาดโลก ส่งผลให้ราคา LNG มีการปรับตัวสูงขึ้นในช่วงสองเดือนสุดท้ายของ ปี 2559 นักวิเคราะห์จึงคาดการณ์ว่าราคา LNG ในไตรมาสแรกของปี 2560 จะยังคงอยู่ในระดับสูงต่อไป แต่จะเป็นเพียงระยะสั้น และจะปรับตัวลดลงเนื่องจากอุปทานในตลาด ที่ยังคงสูงกว่าอุปสงค์ อย่างไรก็ตาม ราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นในช่วงไตรมาสแรกของปี 2560 อาจส่งผลกระทบต่อแผนการนำเข้า LNG ในปี 2560 โดยหากราคา Spot LNG ปรับตัวขึ้นไปสูงกว่าราคาน้ำมันเตา 2%S (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) ที่ประกาศโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และราคาน้ำมันเตา 0.5%S อาจทำให้โรงไฟฟ้าเปลี่ยนไปใช้น้ำมันเตาที่มีราคาถูกกว่าในการผลิตไฟฟ้าแทน ทั้งนี้ ในปี 2560 ประมาณการราคา LNG นำเข้าเฉลี่ยของ ปตท. คิดเป็น 7.53 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ซึ่งคิดเป็นประมาณการราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญาระยะยาว เท่ากับ 7.77 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และประมาณการราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญา Spot เท่ากับ 7.00 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ