Super User
รัฐบาล พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา 26 กรกฎาคม 59
กบง. ครั้งที่ 25 - วันพฤหัสบดีที่ 7 กรกฏาคม พ.ศ. 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 13/2559 (ครั้งที่ 25)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 7 กรกฎาคม 2559 เวลา 10.00 น.
1. รายงานผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ประจำปีบัญชี 2558 ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
2. รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย
6. รายงานความก้าวหน้าการลอยตัวราคาขายปลีกก๊าซ NGV
7. รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
8. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2559
10. รายงานการบริหารจัดการกรณีแหล่งก๊าซธรรมชาติ JDA-A18 ปิดซ่อมบำรุง ปี 2559
11. ประมาณการรายรับภาษีสรรพสามิตจากการโอนอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นอัตราภาษีสรรพสามิต
12. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ประจำปีบัญชี 2558 ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1.กรมบัญชีกลางได้พิจารณาเห็นชอบให้ทุนหมุนเวียนที่อยู่ในกำกับของกระทรวงพลังงาน คือ กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เข้าสู่ระบบประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนตั้งแต่ปีบัญชี 2551 เป็นต้นไป ทั้งนี้ การกำกับดูแลและประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนจะดำเนินการโดยคณะกรรมการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน โดยมีการกำหนดกรอบหลักเกณฑ์การประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ประกอบด้วย 4 ด้าน คือ ด้านการเงิน ด้านการสนองประโยชน์ต่อผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย ด้านการปฏิบัติการ และด้านการบริหารพัฒนาทุนหมุนเวียน
รวมทั้งกำหนดเกณฑ์การให้คะแนนผลการดำเนินงาน 3 ระดับ คือ (1) ไม่ผ่านเกณฑ์ปกติ (ต่ำกว่า 3.0000 คะแนน)
(2) ระดับปกติ – ดี (3.0000 – 3.9999 คะแนน) และ (3) ระดับดี – ดีมาก (4.0000 – 5.0000 คะแนน)
2.กองทุนน้ำมันฯ มีขั้นตอนการกำหนดเกณฑ์การประเมินผล โดยเริ่มต้นจากการร่วมประชุมหารือของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) กรมบัญชีกลาง และที่ปรึกษาของกรมบัญชีกลาง (ในปี 2558 คือบริษัท เอฟ พีอาร์ ไอ แอดไวเซอรี่ จํากัด) เพื่อกำหนดเกณฑ์ชี้วัดการประเมินผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ ภายใต้กรอบ 4 ด้าน และกรมบัญชีกลางจะนำเกณฑ์ชี้วัดเสนอคณะกรรมการประเมินผลฯ พิจารณาให้ความเห็นชอบและเสนอให้ประเมินผลการดำเนินงานเมื่อสิ้นปีงบประมาณ ทั้งนี้ ผลการดำเนินงานในภาพรวมของกองทุนน้ำมันฯ ระหว่างปี 2552 – 2558 สรุปผลได้ ดังนี้(1) ปี 2552 อยู่ที่ระดับ 3.2927 คะแนน (2) ปี 2553 อยู่ที่ระดับ 3.7231 คะแนน (3) ปี 2554 อยู่ที่ระดับ 3.837 คะแนน (4) ปี 2555 อยู่ที่ระดับ 3.5989 คะแนน (5) ปี 2556 อยู่ที่ระดับ 3.9745คะแนน (6) ปี 2557 อยู่ที่ระดับ 3.8346 คะแนน และ(7) ปี 2558 อยู่ที่ระดับ 3.7130 คะแนน
3.เมื่อวันที่ 18 พฤษภาคม 2559 กรมบัญชีกลาง ได้มีหนังสือ สนพ. แจ้งว่า คณะกรรมการประเมินผลฯ กรมบัญชีกลาง กระทรวงการคลัง ได้พิจารณาและให้ความเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ ประจำปีบัญชี 2558 โดยอยู่ที่ระดับ 3.7130 คะแนน ซึ่งอยู่ในระดับปกติ – ดี (3.0000 – 3.9999 คะแนน) รวมทั้ง
ได้จัดส่งรายงานผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนประจำปีบัญชี 2558 (ฉบับสมบูรณ์) ให้ สนพ. เพื่อนำเสนอคณะกรรมการ/คณะกรรมการบริหารและผู้บริหารของทุนหมุนเวียน เพื่อประกอบการติดตามผลการดำเนินงาน
ของทุนหมุนเวียนต่อไป ทั้งนี้ มีผลการประเมินปี 2558 (ตุลาคม 2557 – กันยายน 2558) ของกองทุนน้ำมันทั้ง
4 ด้าน ดังนี้ (1) ผลการดำเนินงานด้านการเงิน ได้ 5.0000 คะแนน (2) การสนองประโยชน์ต่อผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย
ได้ 4.2667 คะแนน (3) ผลการทำงานด้านการปฏิบัติการ ได้ 4.0289 คะแนน และ (4) การบริหารพัฒนาทุนหมุนเวียน ได้ 2.5333 คะแนน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบผลการดำเนินงานประจำปีบัญชี 2558 ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องร่วมกันแก้ไขปัญหาเพื่อยกระดับผลการประเมินในปี 2559
สรุปสาระสำคัญ
1.เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแนวทาง การจัดทำแผน PDP 2015 โดยให้มีระยะเวลาของแผนสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ
ของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) พร้อมทั้งจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (EnergyEfficiencyDevelopmentPlan: EEDP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558 - 2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015 โดยกระทรวงพลังงาน ได้ดำเนินการวางกรอบแผนบูรณาการพลังงานแห่งชาติ
โดยจัดทำเป็น 5 แผนหลัก ได้แก่ (1) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (2) แผนอนุรักษ์พลังงาน
(3) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (4) แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของไทย และ (5) แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้การบริหารจัดการด้านพลังงานของประเทศสอดคล้องไปในทิศทางเดียวกัน
2.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (แผน PDP2015) ได้ให้ความสำคัญ
ใน 3 ด้านหลัก ดังนี้ (1) ด้านความมั่นคงทางพลังงาน (Security) เพื่อให้มีความมั่นคงครอบคลุมทั้งระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจำหน่ายไฟฟ้ารายพื้นที่ รวมถึงการกระจายสัดส่วนเชื้อเพลิง เพื่อลดความเสี่ยงการพึ่งพิงเชื้อเพลิงชนิดใดชนิดหนึ่ง (2) ด้านเศรษฐกิจ (Economy) คำนึงถึงต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม ราคาค่าไฟฟ้า
มีความเหมาะสมและมีเสถียรภาพ สะท้อนต้นทุนในการผลิตและจำหน่าย และคำนึงถึงประสิทธิภาพ (Efficiency)
และ (3) ด้านสิ่งแวดล้อม (Ecology) ต้องลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม โดยเฉพาะมีเป้าหมายในการลด
ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ต่อหน่วยการผลิตไฟฟ้าจากการปลดปล่อยของโรงไฟฟ้าในปลายแผนได้
3.แนวทางการจัดทำแผน PDP 2015 ประกอบด้วย (1) การพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าระยะยาว (LoadForecast) : จัดทำให้สอดคล้องกับอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ (GDP) ปี 2557 - 2579
ของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) (2) แผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Plan: EEP) : จากความต้องการใช้ไฟฟ้ากรณีปกติ ได้มีการปรับปรุงความต้องการใช้ไฟฟ้าโดยคำนึงถึงแผนอนุรักษ์พลังงาน โดยแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี จะปรับลดความเข้มการใช้พลังงานลงร้อยละ 30 เทียบกับปี 2556 (3) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) : ตามแนวทางการจัดทำแผน PDP 2015 กำหนดให้มีการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานทดแทนจากปัจจุบันที่ร้อยละ 8 เป็นร้อยละ 20 ของปริมาณความต้องการพลังงานไฟฟ้ารวมของประเทศในปี 2579 (4) ความมั่นคงของระบบไฟฟ้า : พิจารณาเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า บริเวณที่มีจุดเสี่ยง และมีความสำคัญของประเทศ (5) การจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าและกำหนดสัดส่วนเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า : โดยจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าในส่วนของพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องตามแผน AEDP (6) นโยบายผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) : จะดำเนินการตามสัญญาของโรงไฟฟ้าเอกชนที่มีข้อผูกพัน (Commit) แล้ว สำหรับโรงไฟฟ้า SPP ที่จะหมดอายุสัญญา จะส่งเสริมเฉพาะโครงการที่จำเป็นต้องผลิตไฟฟ้าและไอน้ำจำหน่ายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรม และ (7) แผนการลงทุนของการไฟฟ้า : พัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า ให้สอดรับกับการพัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อรองรับประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน (AEC) โดยเชื่อมโยงกับประเทศเพื่อนบ้าน การพัฒนา ASEAN Power Grid และประเทศในกลุ่ม GMS
4.สรุปแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) ได้ดังนี้ (1) ภาพรวมของกำลังการผลิตไฟฟ้าในช่วง ปี 2558-2579 อยู่ที่ 70,335 เมกะวัตต์ (2) กำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ในช่วงปี
พ.ศ. 2558 - 2579 รวมอยู่ที่ 57,459 เมกะวัตต์ (3) สัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง พลังงานหมุนเวียน พลังน้ำต่างประเทศ ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหินและลิกไนต์ และนิวเคลียร์ อยู่ที่ร้อยละ 20 15 37 23 และ 5 ตามลำดับ (4) การปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ณ สิ้นปี 2579 อยู่ที่ 0.319 kgCO2/kWh
หรือ 104,075 พันตัน (5) ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserved Margin: RM) ตามแผน PDP 2015 ณ สิ้นปี 2579 จะอยู่ที่ร้อยละ 15.3 ซึ่ง กพช. ได้มีมติเห็นชอบแผน PDP 2015 เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 และคณะรัฐมนตรีได้มีมติรับทราบตามมติ กพช. แล้วเมื่อวันที่ 30 มิถุยายน 2558
5.คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการ) ได้แต่งตั้งคณะทำงานขับเคลื่อนแผน PDP 2015 เพื่อผลักดันและขับเคลื่อนการดำเนินงานตามแผน PDP 2015 ให้เป็นไปตามมติ ครม. รวมทั้งติดตาม ประเมินผลการดำเนินงานของโครงการตามแผน PDP2015 เพื่อทราบปัญหา อุปสรรค และกำหนดแนวทางแก้ไขปัญหา พร้อมทั้งรายงานผลการดำเนินงานให้คณะอนุกรรมการฯ ทราบเป็นระยะ โดยปัญหาอุปสรรคจากการดำเนินงานมาจากความเข้าใจที่คลาดเคลื่อนหรือการได้รับข้อมูลที่ไม่ถูกต้องของประชาชนต่อดำเนินงานตามแผน PDP 2015 ส่งผลให้การดำเนินโครงการตามแผน PDP 2015 ได้รับการคัดค้านหรือต่อต้านจากชุมชน ดังนั้น เพื่อเป็นการสร้างความรู้ความเข้าใจที่ถูกต้องต่อการดำเนินงานตามแผน PDP2015 ป้องกันการบิดเบือนข้อมูล สนพ. ได้จัดทำโครงการแผนงานสื่อสารการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย เพื่อเผยแพร่ข้อมูล และสร้างความรู้ความเข้าใจต่อแนวคิดในการจัดทำแผน PDP 2015 ให้กับภาคประชาชนและผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในภาคส่วนต่างๆ และเป็นช่องทางในการสื่อสารนโยบายในการจัดทำแผน PDP 2015 จากภาครัฐสู่ภาคประชาชนตลอดจนผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในภาคส่วนอื่นๆ ให้มีประสิทธิภาพมากยิ่งขึ้น
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานปรับปรุงระเบียบการรับชื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต
รายเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) หรือประกาศที่เกี่ยวข้อง โดยกำหนดให้ผู้ประกอบการโรงไฟฟ้า VSPP และ SPP ต้องรายงานข้อมูลปริมาณการผลิตไฟฟ้า ทั้งกำลังไฟฟ้า (เมกะวัตต์) และพลังงานไฟฟ้า
(กิโลวัตต์-ชั่วโมง) รวมถึงปริมาณการผลิตไฟฟ้าในส่วนที่ใช้เอง ที่ขายตรงในนิคมอุตสาหกรรม และ/หรือ ที่ขาย
นอกระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และรายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานทราบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1.เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ทั้งนี้ ควรมีการทบทวนแผนฯ เมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องใช้ดำเนินการต่อไป โดยมอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติรายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนฯ ต่อ กบง. ทุก 3 เดือน และเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนฯ ตามมติ กพช. ดังกล่าว
2.การจัดทำแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (GasPlan2015) ให้รองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้มีเพียงพอในอนาคต ได้วางเป้าหมายการดำเนินงาน 4 ด้านสำคัญ คือ
(1) ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG
(2) ยืดอายุแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติโดยกระตุ้นการสำรวจและพัฒนาแหล่ง
ในประเทศและการใช้เทคโนโลยี เพื่อรักษาระดับการจัดหาให้ยาวนานขึ้น
(3) การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ และ
(4) มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน ทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access; TPA) โดยการดำเนินงานข้างต้นจะส่งผลให้สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับต่อความต้องการ และลดการนำเข้า LNG ในอนาคตได้ (ณ ปลายแผน ปี 2579 ลดลงกว่า 25 ล้านตันต่อปี) จากแผนเดิมที่อิง PDP 2010 Rev. 3 จะต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติ 100% ในรูปของ LNG เพื่อสนองต่อความต้องการใช้ในประเทศ เป็นปริมาณกว่า 47 ล้านตันต่อปี (ประมาณ 6,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) ในปี 2579 รวมทั้งวางกรอบแนวทางการจัดหาและบริหารจัดการ LNG ในอนาคตให้เกิดการแข่งขัน และเพื่อให้สอดคล้องกับแผน PDP 2015 จึงได้จัดทำคาดการณ์การใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ภายใต้แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 ใน 3 กรณี คือ
(1) กรณีฐาน - คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยยังคงขยายตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยคาดว่า จะเพิ่มขึ้นจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2558 เป็น 5,099 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562
แต่ในระยะยาวคาดว่าลดลงมาอยู่ที่ระดับวันละ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579 เนื่องจากคาดว่าการใช้
ก๊าซธรรมชาติในภาคไฟฟ้าจะลดลงจากนโยบายการกระจายเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
(2) กรณีคิดความเสี่ยงด้านความต้องการใช้จากการชะลอโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน และความสำเร็จของการดำเนินงานตามแผน AEDP และ EEP ทำได้ 70%) คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ จะเพิ่มขึ้นจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2558
เป็น 5,528 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562 และในระยะยาวคาดว่าสูงขึ้นอีกเล็กน้อย มาอยู่ที่ระดับวันละ 5,658 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579
(3) กรณีคิดความเสี่ยงด้านการจัดหาจากสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุในปี 2565 และ 2566 ผลิตไม่ต่อเนื่อง คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติจะลดลงจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2558
เป็น 4,688 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562 เนื่องจากอัตราการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแปลงสัมปทาน
ที่หมดอายุลดลงตั้งแต่ปี 2561 โดยเหตุผลเพราะผู้รับสัมปทานหยุดลงทุนในการเจาะหลุมและพัฒนาแท่นหลุมผลิต แต่หลังจากปี 2565 อัตราการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในอ่าวไทยจะเพิ่มขึ้นเมื่อมีการเปิดให้ผู้ดำเนินงานรายใหม่เข้ามาดำเนินการ และการใช้ระยะยาวอยู่ที่วันละ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579
3.แผนดำเนินงานเพื่อรองรับแผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติระยะยาว จะดำเนินการใน 4 ด้าน คือ
(1) ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG โดยส่งสัญญาณของราคา ลดการพึ่งพา
ก๊าซธรรมชาติจากการกระจายเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าตามแผน PDP2015 เร่งมาตรการประหยัดพลังงานของก๊าซธรรมชาติเพื่ออุตสาหกรรมตามแผน EEP 2015 ใน 6 มาตรการสำคัญ และส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติ (NGV) สำหรับรถยนต์ขนส่งสาธารณะและรถบรรทุก
(2) รักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศ
ให้ยาวนานขึ้น โดยกระตุ้นการสำรวจและพัฒนาแหล่งในประเทศและ การใช้เทคโนโลยี เพื่อรักษาระดับการจัดหาให้ยาวนานขึ้น โดยเปิดให้ยื่นขอสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ บริหารจัดการสัญญาสัมปทานที่จะสิ้นสุด บริหารจัดการแหล่งก๊าซในอ่าวไทย และพิจารณาพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติร่วมกับประเทศเพื่อนบ้าน
(3) การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ ได้แก่ เพิ่มจำนวนผู้จัดหาและจำหน่ายเพื่อสร้างการแข่งขัน เสริมสร้างความร่วมมือในการจัดหาก๊าซธรรมชาติระดับ AEC ผ่านทาง ASCOPEจัดตั้งสำนัก LNG เพื่อสนับสนุน และดูแลความเสี่ยงการจัดหา และ
(4) มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขันทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access, TPA) ซึ่งจากการดำเนินงานทั้ง 4 ด้าน พบว่า มีปัญหาอุปสรรคเกี่ยวกับแนวทางในการบริหารสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุ การเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ และโครงสร้างพื้นฐานรองรับการนำเข้า LNG ทั้งนี้ การดำเนินงานภายใต้แผนบูรณาการพลังงานระยะยาวทั้ง 5 แผน มีการเชื่อมโยงสัมพันธ์กัน หากแผนใดมีการเปลี่ยนแปลงย่อมส่งผลต่อแผนฉบับอื่น จึงควรมีการประสานความร่วมมือระหว่างแผนบูรณาการพลังงานระยะยาวทั้ง 5 แผนอย่างใกล้ชิดเพื่อติดตามความคืบหน้าของแต่ละแผนและปรับปรุงแผนฯ หากจำเป็น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1.เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) โดยมีเป้าหมายลดการใช้พลังงาน โดยใช้ดัชนีความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity: EI) ลงร้อยละ 25 ต่อมาเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 กพช. เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) ที่ปรับปรุง โดยปรับปีฐานซึ่งจากเดิมใช้ปี 2548 มาเป็นปี 2553 โดยยึดเป้าหมายที่จะลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลงร้อยละ 25 ในปี 2573 ไว้เช่นเดิม ซึ่งหมายถึงจะลดการใช้พลังงานลงให้ได้ทั้งสิ้น 38,200 ktoe ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมดของประเทศ เมื่อเทียบกับกรณีที่ไม่มีแผนอนุรักษ์พลังงาน (BAU)
2.เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 และวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) โดยมีระยะเวลาของแผนสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ พร้อมทั้งให้จัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Plan: EEP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558 – 2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015 ด้วย และในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 ได้มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 – 2579 (Energy Efficiency Plan : EEP 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยเป้าหมายของแผน EEP 2015 ประกอบด้วย
(1) ลดความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity : EI) ลงร้อยละ 30 ในปี พ.ศ. 2579 (ค.ศ. 2036) เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 (ค.ศ. 2010) (2) ตระหนักถึงเจตจำนงของ APEC มีเป้าหมายร่วมในการลด EI ลงร้อยละ 45
ในปี พ.ศ. 2578 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2548 (ค.ศ. 2005) โดยมุ่งเน้นสัดส่วนที่ประเทศไทยจะสามารถมีส่วนร่วม
ได้เป็นหลัก (3) ตระหนักถึงเจตจำนงของ UNFCCC ในการประชุม COP 20 ที่ประเทศไทยได้เสนอเป้าหมาย NAMAs ในปี พ.ศ. 2563 จะลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาคขนส่งและภาคพลังงานให้ได้ร้อยละ 7 - 20
จากปริมาณที่ปล่อยในปี พ.ศ. 2548 ในภาวะปกติ (สาหรับกรณีที่ไม่ได้รับความช่วยเหลือจากชาติอื่น) ซึ่งมียุทธศาสตร์และมาตรการในการขับเคลื่อนการอนุรักษ์พลังงานของประเทศ ได้แก่ (1) แบ่งแผนออกเป็น 3 ระยะ: ระยะสั้น 1 - 2 ปี ระยะกลาง 5 ปี และระยะยาว 22 ปี (2) กลุ่มเป้าหมาย 4 กลุ่มเศรษฐกิจ: ภาคอุตสาหกรรม
ภาคอาคารธุรกิจ อาคารของรัฐ ภาคบ้านอยู่อาศัย และภาคขนส่ง (3) 3 กลยุทธ์ 10 มาตรการ คือ กลยุทธ์ภาคบังคับ (Compulsory Program) เป็นการกำกับดูแลตามกฎหมาย กลยุทธ์ความร่วมมือ (Voluntary Program) และ
กลยุทธ์สนับสนุน (Complementary Program)
3.เป้าหมายของแผนอนุรักษ์พลังงานในปี พ.ศ. 2559 ได้กำหนดให้ต้องมีผลการอนุรักษ์พลังงานจากการดำเนินงานในทุกมาตรการรวมกันทั้งสิ้น 1,892 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ แบ่งเป็นเป้าหมายเฉพาะที่มาจากมาตรการ
ที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่ง มีเป้าหมายผลอนุรักษ์อยู่ที่ 833 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ โดยมีเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานปี พ.ศ. 2559 อยู่ที่ 1,059 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ รวมทั้งได้มีการกำหนดเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานตลอดแผนไว้อย่างชัดเจน สำหรับความก้าวหน้าการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน ณ วันที่ 30 พฤษภาคม 2559 เฉพาะในส่วนที่เป็นมาตรการที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่งซึ่งมีเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงาน ปี พ.ศ.2559 อยู่ที่ 833 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ได้ดำเนินมาตรการหลักภายใต้แผนอนุรักษ์พลังงาน ซึ่งประกอบด้วย มาตรการ ดังนี้ (1) มาตรการการจัดการพลังงานในโรงงานควบคุมและอาคารควบคุม เป้าหมายอยู่ที่ 299 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ผลการดำเนินงานอยู่ที่ 226 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (2) มาตรการใช้เกณฑ์มาตรฐานและติดฉลากอุปกรณ์เป้าหมาย 104 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ผลการดำเนินงานอยู่ที่ 58 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (3) มาตรการสนับสนุนด้านการเงิน เป้าหมายอยู่ที่ 417 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ผลการดำเนินงานอยู่ที่ 4 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และมาตรการส่งเสริมการใช้หลอด LED เป้าหมายอยู่ที่ 13 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ อยู่ระหว่างดำเนินการ โดยผลการอนุรักษ์พลังงานที่ดำเนินการได้จาก 4 มาตรการ ดังกล่าว คิดเป็นผลการอนุรักษ์พลังงานรวมประมาณ 288 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือคิดเป็นประมาณร้อยละ 35 ของเป้าหมายปี พ.ศ. 2559
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1.เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 (AEDP 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ทั้งนี้ ควรมีการทบทวนแผนฯ เมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องใช้ดำเนินการต่อไป โดยมอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนฯ ต่อ กบง. ทุก 3 เดือน พร้อมทั้งดำเนินการจัดทำแผนปฏิบัติการ (Action Plan) ของ AEDP 2015
2.การจัดทำแผน AEDP 2015 ได้นำค่าพยากรณ์ความต้องการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายตามแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Plan : EEP2015) กรณีที่สามารถบรรลุเป้าหมายลดความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity) ลงร้อยละ 30 ในปี 2579 เมื่อเทียบกับปี 2553 แล้ว คาดการณ์ความต้องการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย
ณ ปี 2579 จะอยู่ที่ระดับ 131,000 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) ค่าพยากรณ์ความต้องการพลังงานไฟฟ้าสุทธิของประเทศจากแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (Power Development Plan :PDP2015)
ในปี 2579 มีค่า 326,119 ล้านหน่วยหรือเทียบเท่า 27,789 ktoe ค่าพยากรณ์ความต้องการใช้พลังงานความร้อน
ในปี 2579 เท่ากับ 68,413 ktoe และค่าพยากรณ์ความต้องการใช้เชื้อเพลิงในภาคขนส่งจากแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง ในปี 2579 มีค่า 34,798 ktoe มาเป็นกรอบในการกำหนดเป้าหมายสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน รวมทั้งพิจารณาถึงศักยภาพแหล่งพลังงานทดแทนที่สามารถนำมาพัฒนาได้ ทั้งในรูปของพลังงานไฟฟ้า ความร้อน และเชื้อเพลิงชีวภาพภายใต้แผน AEDP 2015 เป็นร้อยละ 30 ของการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายในปี 2579 โดยภายใต้กรอบแผน AEDP 2015 มีการกำหนดเป้าหมายของพลังงานทดแทนในภาคการผลิตไฟฟ้า พลังงานความร้อน และเชื้อเพลิงชีวภาพ ดังนี้ (1) การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน 19,684.40 เมกะวัตต์หรือ 5,588.24พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (2) การผลิตความร้อนจากพลังงานทดแทน25,088.00 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และ (3) การผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพจากพลังงานทดแทน 8,712.43 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ รวมเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนจากทั้ง 3 ภาคเป็น 39,388.67 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ซึ่งเมื่อเทียบสัดส่วนกับการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายจำนวน 131,000.00 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ สัดส่วนพลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายอยู่ที่ร้อยละ 30
3.จากข้อมูล ณ วันที่ 18 พฤษภาคม 2559 ของศูนย์สารสนเทศข้อมูลพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน พพ. พบว่า สถานะปัจจุบัน (เดือนมกราคม – มีนาคม 2559) ประเทศไทยมีสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย ร้อยละ 13.86 เพิ่มสูงขึ้นจากสิ้นปี 2558 ที่มีสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน ร้อยละ 12.94
ซึ่งในการติดตามการดำเนินงานเพื่อผลักดันการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน ข้อมูลเดือนมกราคม – มีนาคม 2559
มีกำลังติดตั้งไฟฟ้าสะสม 7,962.79 เมกะวัตต์ โดย พพ. มีการพยากรณ์เป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน
ณ สิ้นปี 2559 อยู่ที่ 8,543.10 เมกะวัตต์ ทำให้ต้องผลักดันการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้นอีก 271.86
เมกะวัตต์ อย่างไรก็ตามข้อมูล ณ วันที่ 11 พฤษภาคม 2559 จากเวบไซต์ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานระบุว่า ณ สิ้นปี 2559 จะมีกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนเข้าสู่ระบบสายส่งทั้งสิ้น 1,342.35
เมกะวัตต์ หากสามารถดำเนินการได้ตามปริมาณดังกล่าว การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนจะบรรลุตามเป้าหมายที่ พพ. คาดการณ์
4.ในส่วนของภาคความร้อนและภาคขนส่ง จากข้อมูลช่วงเดือนมกราคม – มีนาคม 2559 มีการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน 1,741 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และตัวเลขพยากรณ์เป้าหมายปริมาณการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน ณ สิ้นปี 2559 ที่ พพ. คาดการณ์จะอยู่ที่ 6,594.62 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ทำให้ต้องมีการผลักดันการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทนเพิ่มสูงขึ้นถึง 4,853.62 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ในส่วนของภาคขนส่งผลการดำเนินงานเดือนมกราคม – มีนาคม 2559 มีการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพในภาคขนส่ง 7.73 ล้านลิตรต่อวัน มาจากปริมาณการใช้เอทานอล 3.52 ล้านลิตรต่อวัน และปริมาณการใช้ไบโอดีเซล 4.21 ล้านลิตรต่อวัน โดย พพ. พยากรณ์ตัวเลขเป้าหมายปริมาณการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ ณ สิ้นปี 2559 ที่ 7.13 ล้านลิตรต่อวัน มาจากปริมาณการใช้
เอทานอล 3.55 ล้านลิตรต่อวัน และปริมาณการใช้ไบโอดีเซล 3.58 ล้านลิตรต่อวัน จะเห็นว่าขณะนี้มีการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพมากกว่าเป้าหมายที่ได้พยากรณ์ไว้ 0.60 ล้านลิตรต่อวัน ซึ่งมาจากการเพิ่มขึ้นของปริมาณการใช้ไบโอดีเซล
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 รายงานความก้าวหน้าการลอยตัวราคาขายปลีกก๊าซ NGV
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบ Roadmap การปรับโครงสร้างราคาก๊าซ NGV ดังนี้ (1) เห็นชอบให้ลอยตัวราคาขายปลีกก๊าซ NGV ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร แบบมีเงื่อนไขโดยตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 ถึงวันที่ 15 กรกฎาคม 2559 ขอความร่วมมือให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กำหนดเพดานราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปที่ 13.50 บาทต่อกิโลกรัม โดยในช่วงเวลาดังกล่าวหากต้นทุนราคาก๊าซ NGV อยู่ในระดับที่ต่ำกว่า 13.50 บาทต่อกิโลกรัม ให้ปรับราคาขายปลีก
ก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปลงเพื่อให้สะท้อนต้นทุน และตั้งแต่วันที่ 16 กรกฎาคม 2559 เป็นต้นไป ให้ปรับราคาก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปให้สะท้อนต้นทุน ตามหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซ NGV ตามผลการศึกษาของสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย โดยให้ใช้ค่าใช้จ่ายดำเนินการเฉพาะเอกชนที่ 3.4367 บาทต่อกิโลกรัม ในการคำนวณราคาขายปลีกก๊าซ NGV และในส่วนของต้นทุนของราคาเฉลี่ย
เนื้อก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) ให้ใช้ราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมาในการคำนวณ และให้มีการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนกับต้นทุนราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมา ในทุกวันที่ 16 ของแต่ละเดือน ทั้งนี้ ขอความร่วมมือให้ ปตท. คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถโดยสารสาธารณะต่อไปและปรับเพิ่มวงเงินช่วยเหลือสำหรับกลุ่มรถโดยสารสาธารณะเดิมที่ได้รับในวงเงิน 9,000 บาท
ต่อเดือน เป็น 10,000 บาทต่อเดือน และกลุ่มรถสาธารณะเดิมที่ได้รับ 35,000 บาทต่อเดือนเป็น 40,000 บาท
ต่อเดือน โดยให้ช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะไปจนกว่าจะมีกลไกถาวรอื่นมาดูแลแทน เช่น พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (2) เห็นชอบการปรับค่าขนส่งก๊าซ NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตร จากสถานีหลักตามระยะทางจริง
โดยขอความร่วมมือ ปตท. ให้คิดค่าขนส่งโดยใช้อัตราค่าขนส่งก๊าซ NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตรจากสถานีหลักที่ 0.0150 บาทต่อกิโลกรัมต่อกิโลเมตร ในการคำนวณแต่สูงสุดได้ไม่เกิน 4 บาทต่อกิโลกรัมต่อกิโลเมตร ทั้งนี้ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 เป็นต้นไป ทั้งนี้ ให้ ปตท. ไปหารือร่วมกับ สนพ. ถึงแนวทางการทยอยปรับค่าขนส่ง ดังกล่าว เพื่อให้เหมาะสมกับสถานการณ์ต่อไป โดยราคาขายปลีกก๊าซ NGV (ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร จากสถานีก๊าซธรรมชาติหลัก) ตั้งแต่วันที่ 16 มิถุนายน 2559 ถึงวันที่ 15 กรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 12.55 บาทต่อกิโลกรัม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 มีมติเห็นชอบในหลักการ เรื่อง Roadmap การดำเนินการเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยในเบื้องต้นมีแผนยุทธศาสตร์ในการส่งเสริมการแข่งขันในส่วนของการนำเข้าให้เกิดผู้นำเข้ามากกว่าหนึ่งราย และในระยะต่อไปลดการควบคุมธุรกิจการผลิตและจัดหาลงอย่างต่อเนื่องจนนำไปสู่การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ ในปัจจุบันได้มีการดำเนินการส่งเสริมการแข่งขันในส่วนนำเข้าตาม Roadmap ที่ได้วางไว้ และอยู่ในขั้นตอนการแก้ไขอุปสรรคต่างๆ ของการนำเข้า และเตรียมพร้อมรองรับการเปิดประมูลนำเข้าก๊าซ LPG ซึ่งมีรายละเอียด ดังนี้ (1) การยกเลิกชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังภูมิภาค ได้ดำเนินการแล้วเสร็จตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2559 เรื่อง โครงสร้างราคา
ก๊าซ LPG เดือนกุมภาพันธ์ 2559 และการดำเนินการตาม Roadmap (2) การเปิดบริการโครงสร้างพื้นฐานนำเข้า LPG อยู่ระหว่างพิจารณาอัตราค่าบริการและกฎระเบียบการใช้คลัง ท่าเรือนำเข้า และระบบคลังจ่ายก๊าซ โดยอัตราค่าบริการประกอบด้วยส่วนของระบบคลังเดิมและของส่วนขยายเพิ่ม (โครงการ LIFE) ทั้งนี้ ในส่วนของโครงการ LIFE อยู่ระหว่างการคำนวณอัตราค่าบริการจากผลตอบแทนการลงทุนตามกรอบที่ กพช. เห็นชอบ เมื่อวันที่
8 มิถุนายน 2555 โดยมีหลักการคิดอัตราด้วยการแยกต้นทุนเงินลงทุนตามแหล่งผลิตและจัดหา และ (3) การประมูลนำเข้าก๊าซ LPG อยู่ระหว่างการร่างหลักเกณฑ์การประมูลในรายละเอียด โดยมีหลักการคือ ผู้ประมูลต้องเป็นผู้ค้าน้ำมันมาตรา 7 แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิงที่จำหน่าย ก๊าซ LPG การประมูลนี้เป็นการประมูลสิทธิ
การนำเข้าในรอบระยะเวลา 6 เดือน ซึ่งกรมธุรกิจพลังงานจะสั่งให้ผู้ชนะการประมูลนำเข้าก๊าซ LPG ตามจำนวนและระยะเวลาที่กำหนดเป็นคราวๆ ไป ทั้งนี้ ในกรณีที่ผู้ชนะการประมูลเป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 รายอื่นที่ไม่ใช่ ปตท. ผู้ชนะการประมูลจะต้องจำหน่ายก๊าซ LPG ที่นำเข้ามาจากต่างประเทศทั้งหมดให้กับ ปตท. ณ จุดรับซื้อก๊าซ LPG
ที่คลังก๊าซเขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี
2. กรมธุรกิจพลังงานรายงานว่าจะไม่มีการนำเข้าก๊าซ LPG ในเดือนกรกฎาคมและสิงหาคม 2559 และ
เนื่องด้วยความต้องการภายในประเทศที่ลดลงอย่างต่อเนื่อง จึงคาดการณ์ว่าจะไม่มีปริมาณนำเข้าที่สามารถนำมาประมูลได้ในปีนี้และอาจจะต่อเนื่องนานถึงปีหน้า ซึ่งส่งผลให้การเปิดประมูลนำเข้าก๊าซ LPG อาจจะไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนที่วางไว้
3. สนพ. เห็นควรให้มีการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG แบบมีเงื่อนไข โดยยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศที่ถูกกำหนดโดยกรมธุรกิจพลังงาน กล่าวคือ ให้ผู้ค้ารายอื่นๆ สามารถนำเข้าก๊าซ LPG ได้อย่างเสรี โดยไม่ต้องผ่านระบบการประมูลที่ได้วางแผนไว้ รวมถึงปรับระบบโครงสร้างราคาและกฎระเบียบให้รองรับการเปิดเสรีนำเข้า อาทิเช่น (1) อนุญาติให้ส่งออกก๊าซ LPG ได้ เพื่อเป็นการรักษาสมดุลอุปสงค์และอุปทานของประเทศ
(2) เตรียมยกเลิกการควบคุมราคาโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก โดยเริ่มต้นด้วยการปรับราคาจาก CP-20 เป็น
CP-flat เหรียญสหรัฐฯ/ตัน เพื่อจูงใจให้เพิ่มกำลังการผลิตและลดโอกาสในการนำเข้าให้ได้มากที่สุด (3) โรงแยก
ก๊าซธรรมชาติและคลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ยังคงอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของภาครัฐ (4) เตรียมยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ เพื่อส่งเสริมการแข่งขันและให้ราคาขายส่งเป็นไปตามกลไลตลาด (5) ศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่ เพื่อใช้ในการติดตามและดูแลราคาให้เหมาะสม เป็นธรรม นอกจากนี้
มีการกำหนดมาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน โดยให้กรมธุรกิจพลังงานมีอำนาจสั่งการผู้ค้าน้ำมันให้นำเข้า LPG แบบฉุกเฉิน (promt cargo) ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ซึ่งสามารถได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามต้นทุนจริง ทั้งนี้ เตรียมพร้อมเสนอ กบง./กพช. ในเดือนสิงหาคม 2559 เพื่อเตรียมการให้เกิดการเปิดเสรีตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2560 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 8 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2559
สรุปสาระสำคัญ
1.LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา
(โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และ ปตท.สผ.) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน
2.จากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนกรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 301 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนมิถุนายน 2559 จำนวน 43 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมิถุนายน 2559
อยู่ที่ 35.4733 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนพฤษภาคม 2559 จำนวน 0.1418 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPGPool) ปรับลดลง 0.6607 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.9150 บาทต่อกิโลกรัม มาอยู่ที่ 13.2543 บาทต่อกิโลกรัม
3.จากราคาก๊าซ LPGPool ของเดือนกรกฎาคม 2559 ที่ปรับตัวลดลง 0.6607 บาทต่อกิโลกรัม
ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นที่ 0.6607 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.5960 บาทต่อกิโลกรัม เป็นส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.0647 บาท
ต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกคงเดิม ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับ 22 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.0647 บาท และเห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 17 พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ทั้งนี้ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่
8 กรกฎาคม 2559 เป็นต้นไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ภายใต้คำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติ ที่ 55/2557 ได้มีการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อช่วยขับเคลื่อนการดำเนินงานตามนโยบาย แผนงาน และมาตรการด้านพลังงาน จนถึงปัจจุบันมีจำนวน 16 คณะ และต่อมาในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 2 มิถุนายน 2559 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ในฐานะประธานฯ ได้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการฯ ประสานหน่วยงานที่ทำหน้าที่ฝ่ายเลขานุการของคณะอนุกรรมการ 16 คณะ ประกอบด้วย สนพ. จำนวน 7 คณะ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) จำนวน 4 คณะ กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) จำนวน 2 คณะ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) จำนวน 2 คณะ และสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) จำนวน
1 คณะ เพื่อขอให้พิจารณาทบทวนสถานะ ความจำเป็น และอำนาจหน้าที่ของคณะอนุกรรมการ เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน
2. สนพ. ได้มีหนังสือถึง 5 หน่วยงาน ประสานแจ้งให้ฝ่ายเลขานุการของคณะอนุกรรมการทั้ง 16 คณะ พิจารณาทบทวนสถานะ ความจำเป็น และอำนาจหน้าที่ของคณะอนุกรรมการ เพื่อจะได้นำเสนอให้ กบง. พิจารณาต่อไป สรุปผลการพิจารณาได้เป็น 3 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่มที่ 1 : เห็นสมควรให้คงอยู่ต่อไป เนื่องจากมีภารกิจที่ต้องดำเนินการต่อเนื่อง จำนวน 9 คณะ โดยมี สนพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 5 คณะ ได้แก่ คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางปฏิรูปกฎหมายเกี่ยวกับกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) และคณะอนุกรรมการแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อส่งเสริมการพัฒนาการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน มี พพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 3 คณะ ได้แก่ คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตพลังงานจากขยะ และคณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม และมี ธพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน กลุ่มที่ 2 : เห็นควรให้คงอยู่ต่อไป แต่ขอปรับปรุงองค์ประกอบ/อำนาจหน้าที่ของคณะอนุกรรมการ จำนวน 3 คณะ โดยมี สนพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน พพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล และ สป.พน. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการประสานนโยบายและความร่วมมือพหุภาคีด้านพลังงานกับต่างประเทศ และ กลุ่มที่ 3 : เห็นควรให้ยกเลิก จำนวน 4 คณะ โดยมี สนพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวล มี ธพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง มี สป.พน. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการขับเคลื่อนยุทธศาสตร์พลังงานของประเทศทั้งด้านความมั่นคงทางพลังงานและพลังงานที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม และ สบพน. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการวินิจฉัยปัญหาการจ่ายเงินชดเชยและการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจากการปรับภาษีสรรพสามิต
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการพิจารณาทบทวนสถานะ ความจำเป็น และอำนาจหน้าที่ของคณะอนุกรรมการ
จำนวน 16 คณะ
2. เห็นชอบการปรับปรุงองค์ประกอบ/อำนาจหน้าที่ของคณะอนุกรรมการ กลุ่มที่ 2 จำนวน 3 คณะ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานนำเสนอคำสั่งให้ประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานลงนามต่อไป
3. เห็นชอบให้ยกเลิกคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการ กลุ่มที่ 3 จำนวน 4 คณะ
เรื่องที่ 10 รายงานการบริหารจัดการกรณีแหล่งก๊าซธรรมชาติ JDA-A18 ปิดซ่อมบำรุง ปี 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2559 บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้แจ้งความคืบหน้าแผนการทำงานของผู้ผลิตก๊าซฯ ที่มีผลกระทบต่อการจ่ายก๊าซฯ และภาคไฟฟ้า อย่างมีนัยสำคัญในช่วงปี 2559 โดยการทำงานของผู้ผลิตก๊าซฯ แหล่ง JDA–A18 ผู้ผลิตได้แจ้งแผนงานการทำงาน BoosterCompressorProject เพื่อรักษาความสามารถในการจ่ายก๊าซฯ ตามสัญญา ต่อเนื่องจากปี 2558 เป็นเวลา 12 วัน ระหว่างวันที่ 20 – 31 สิงหาคม 2559 และผู้ผลิตก๊าซฯ แจ้งว่าภายหลังการหยุดผลิตข้างต้น ผู้ผลิตก๊าซฯ จะทยอยเพิ่มกำลังการผลิตโดยคาดว่าจะใช้เวลาประมาณ 18 วัน จนกว่าการผลิตจะกลับเข้าสู่ภาวะปกติ รายละเอียดมีดังนี้ (1) วันที่ 20 - 31 สิงหาคม 2559 (12 วัน) เพื่อทำงาน Booster compressor tie-in and de-spading ทำให้ปริมาณก๊าซธรรมชาติหายไปวันละ 421MMscfd ส่งผลกระทบต่อการจำหน่ายก๊าซของสถานีบริการ NGV ในพื้นที่ภาคใต้ตอนล่างจำนวน 14 สถานี (สุราษฎร์ธานี นครศรีธรรมราช สงขลา) ปริมาณรวม 140 ตันต่อวัน และส่งผลกระทบต่อระบบไฟฟ้า โดยโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ต้องเดินเครื่องด้วยดีเซล และโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 2 ต้องหยุดเดินเครื่อง และ (2) วันที่ 1 - 18 กันยายน 2559 (18 วัน) เพื่อทำงาน Booster compressor ramp up ทำให้ปริมาณก๊าซธรรมชาติลดลง 30 - 210 MMscfd ไม่ส่งผลกระทบต่อการจ่ายก๊าซ NGV และระบบไฟฟ้า
2. การดำเนินการบริหารจัดการด้านการจัดหาเชื้อเพลิงเพื่อลดผลกระทบ เตรียมการจัดหา
ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ทดแทนก๊าซฯ ที่ขาดไปบางส่วน โดยจ่ายไปยังระบบท่อฯ ฝั่งตะวันออกและจัดหาน้ำมันดีเซล สำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ซึ่งมีแผนการเดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซล 2 ล้านลิตรต่อวัน ในช่วงที่ผู้ผลิตก๊าซฯ หยุดจ่ายก๊าซฯ ทั้งหมด โดย ปตท. มีแผนการจัดส่งน้ำมันดีเซล ซึ่งจะขนส่งโดยรถยนต์จากคลังปิโตรเลียมสงขลาด้วยความสามารถจัดส่งประมาณวันละ 1 ล้านลิตร
3. การบริหารจัดการ NGV เพื่อลดผลกระทบ ได้แก่ (1) การจัดสรรปริมาณก๊าซฯ เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อผู้ใช้ ในระหว่างวันที่ 20 - 29 สิงหาคม 2559 (10 วัน) จัดส่งก๊าซฯ จากสถานีก๊าซฯ หลักในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ปริมาณ 35 ตันต่อวัน และบรรจุก๊าซฯ เก็บไว้ล่วงหน้าที่สถานีก๊าซฯ หลักจะนะ ปริมาณ 20 ตันต่อวัน และในวันที่ 30 - 31 สิงหาคม 2559 (2 วัน) ใช้ก๊าซฯ จาก Line Pack ในท่อ Offshore จ่ายให้กับสถานีบริการ NGV ได้ตามปกติ และ (2) การสื่อความและประชาสัมพันธ์จะดำเนินการตั้งแต่ช่วงก่อน Shutdown ไปจนถึงระหว่าง Shutdown (มิถุนายน – สิงหาคม 2559) โดยใช้เครื่องมือต่างๆ ได้แก่ การติดป้าย Banner โปสเตอร์
การแจกใบปลิว และเสียงตามสายในสถานีฯ สื่อวิทยุ ข่าวแจก และตัวอักษรวิ่งในฟรี TV การจัดประชุม สัมมนาสื่อความ กับหน่วยงานภาครัฐและผู้ที่เกี่ยวข้องอื่นๆ พบปะสื่อมวลชนท้องถิ่น ส่งจดหมายแจ้งลูกค้า ผู้บริหารสถานีบริการ NGV หน่วยงานราชการ หน่วยงานความมั่นคงและผู้ที่เกี่ยวข้องอื่นๆ
4. การบริหารจัดการด้านพลังงานไฟฟ้า ประกอบด้วย (1) กำลังผลิตไฟฟ้าภาคใต้ (2) ผลกระทบ
ระบบไฟฟ้า ได้แก่ ผลกระทบระบบผลิต และผลกระทบระบบส่ง (3) ลำดับการเดินเครื่องและต้นทุนการผลิตไฟฟ้าระหว่างเดือนกรกฎาคม – สิงหาคม 2559 และ (4) มาตรการรองรับ ได้แก่ ระบบผลิต เชื้อเพลิง ระบบส่ง และ Demand Side
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
การประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 2 มิถุนายน 2559 ได้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ประมาณการรายรับภาษีสรรพสามิตจากการโอนอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นภาษีสรรพสามิต ตั้งแต่วันที่ 22 พฤษภาคม 2557 ถึง วันที่ 6 กรกฎาคม 2559 ซึ่ง สนพ.
ได้ประมาณการรายรับภาษีสรรพสามิตของน้ำมัน ตั้งแต่วันที่ 22 พฤษภาคม 2557 ถึง วันที่ 6 กรกฎาคม 2559 กรณีการโอนอัตราเงินเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นอัตราภาษีสรรพสามิต ทำให้มีรายได้ภาษีสรรพสามิตเพิ่มขึ้น 135,259 ล้านบาท จากมีรายได้รวม 118,569 ล้านบาท เป็น 253,828 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 12 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2559 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบหลักการของร่างประกาศกระทรวงการคลังเรื่อง ลดอัตราภาษีสรรพสามิต (ฉบับที่ ..) เพื่อปรับอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันเบนซินและน้ำมันอื่นที่คล้ายกัน
และน้ำมันดีเซลและน้ำมันอื่นที่คล้ายกัน โดยเป็นการดำเนินการให้มีผลบังคับสอดคล้องกับสภาวการณ์ทางเศรษฐกิจในปัจจุบันและเสริมสร้างเสถียรภาพทางการคลังของประเทศ เพื่อเพิ่มรายได้ของรัฐในรูปแบบของเงินงบประมาณแผ่นดิน สามารถนำไปช่วยพัฒนาเศรษฐกิจของชาติ ช่วยพัฒนารักษาสิ่งแวดล้อม (ลดมลพิษจาก CO2 และ N2O) การสร้างถนน และซ่อมบำรุงถนนหนทาง การลดอุบัติเหตุ (การลดความสูญเสียที่เกิดขึ้นจากอุบัติเหตุจราจร)
2. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ณ วันที่ 6 กรกฎาคม 2559 ราคาน้ำมันดิบดูไบ น้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 44.72 55.79 และ 57.30 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ อัตราแลกเปลี่ยนเงินตรา
วันที่ 5 กรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 35.2786 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันของวันที่ 7 กรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 39.77 บาทต่อลิตร และราคาเอทานอล ณ เดือนกรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 22.80
บาทต่อลิตร ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 จาก 0.2540 เป็น 0.10 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล 91E10 จาก 0.2090 เป็น 0.10 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล E20
จาก -2.7520 เป็น -3.00 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 จาก -9.2960 เป็น -9.35 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว จาก 0.14 เป็น 0.01 บาทต่อลิตร แต่สำหรับน้ำมันเบนซินจากให้คงอัตราเดิม โดยผลจากการปรับอัตราภาษีสรรพสามิต ส่งผลให้รัฐมีรายได้เพิ่มขึ้น 800 ล้านบาทต่อเดือน จาก 15,252 ล้านบาทต่อเดือน เป็น 16,053 ล้านบาทต่อเดือน และผลจากการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องลดลงประมาณ 383 ล้านบาทต่อเดือน (หรือ 12 ล้านบาทต่อวัน) จากมีรายรับ 13 ล้านบาทต่อเดือน (หรือ 0.41 ล้านบาทต่อวัน)
เป็นมีรายจ่าย 371 ล้านบาทต่อเดือน (หรือ 12 ล้านบาทต่อวัน) ทั้งนี้ ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 3 กรกฎาคม 2559มีทรัพย์สินรวม 51,718 ล้านบาท หนี้สินรวม 7,257 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 44,461 ล้านบาท
โดยแยกเป็นของน้ำมัน 37,333 ล้านบาท และก๊าซ LPG 7,128 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นดังนี้
ชนิดน้ำมัน (หน่วย: บาทต่อลิตร) | เดิม | ใหม่ | เปลี่ยนแปลง(+/-) |
น้ำมันเบนซิน | 6.3100 | 6.3100 | 0.0000 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 | 0.2540 | 0.1000 | -0.1540 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 | 0.2090 | 0.1000 | -0.1090 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 | -2.7520 | -3.0000 | -0.2480 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 | -9.2960 | -9.3500 | -0.0540 |
น้ำมันดีเซล | 0.1400 | 0.0100 | -0.1300 |
2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานได้ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับวันเดียวกับการปรับภาษีสรรพสามิตน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
กบง. ครั้งที่ 24 - วันพฤหัสบดีที่ 2 มิถุนายน พ.ศ. 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 12/2559 (ครั้งที่ 24)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 2 มิถุนายน 2559 เวลา 09.30 น.
1. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมิถุนายน 2559
2. คณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมิถุนายน 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 และเมื่อวันที่ 3 เมษายน 2558 ได้เห็นชอบการคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และ ปตท.สผ.) เฉลี่ยแบบ
ถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน โดยราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนมิถุนายน 2559 อยู่ที่ 344 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 3 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ย
เดือนมิถุนายน 2559 อยู่ที่ 35.6151 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าลงจากอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนพฤษภาคม 2559 ที่ 0.3569 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPG Pool)
ปรับเพิ่มขึ้น 0.0061 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.9089 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.9150 บาทต่อกิโลกรัม
2. เพื่อไม่ให้การผันผวนของราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกมีผลกระทบต่อราคาขายปลีกก๊าซ LPG
ในประเทศ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับเพิ่มการชดเชยจากเงินกองทุนน้ำมันฯ อีก 0.0061 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.5899 บาท
ต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.5960 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายประมาณ 198 ล้านบาทต่อเดือน ทั้งนี้ ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของก๊าซ LPG ณ วันที่ 27 พฤษภาคม 2559 มีฐานะกองทุนสุทธิ 7,504 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ
0.5960 บาท โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 3 มิถุนายน 2559 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 2 คณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
ปัจจุบันคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่แต่งตั้งภายใต้คำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติ ที่ 55/2557 มีจำนวนทั้งสิ้น 16 คณะ แบ่งออกเป็น
1. คณะอนุกรรมการที่มีสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเป็นฝ่ายเลขานุการฯ มีจำนวน 7 คณะ ประกอบด้วย
(1) คณะอนุกรรมการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวล
(2) คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ
(3) คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน
(4) คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid)
(5) คณะอนุกรรมการแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อส่งเสริมการพัฒนาการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
(6) คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
(7) คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางปฏิรูปกฎหมายเกี่ยวกับกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งที่ผ่านมามีเพียงคณะอนุกรรมการแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าฯ ที่ยังไม่มีการประชุม
2. คณะอนุกรรมการที่มีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานเป็นฝ่ายเลขานุการฯ มีจำนวน 4 คณะ ประกอบด้วย
(1) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน
(2) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล
(3) คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตพลังงานจากขยะ และ
(4) คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม ซึ่งที่ผ่านมาคณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและ
ไบโอดีเซลยังไม่มีการประชุม
3. คณะอนุกรรมการที่มีกรมธุรกิจพลังงานเป็นฝ่ายเลขานุการฯ มีจำนวน 2 คณะ ประกอบด้วย
(1) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง และ
(2) คณะอนุกรรมการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน
4. คณะอนุกรรมการที่มีสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นฝ่ายเลขานุการฯ มีจำนวน 2 คณะ ประกอบด้วย
(1) คณะอนุกรรมการประสานนโยบายและความร่วมมือพหุภาคีด้านพลังงานกับต่างประเทศ และ
(2) คณะอนุกรรมการขับเคลื่อนยุทธศาสตร์พลังงานของประเทศทั้งด้านความมั่นคงทางพลังงานและพลังงานที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม
5. คณะอนุกรรมการที่มีสำนักงานบริหารกองทุนพลังงาน เป็นฝ่ายเลขานุการฯ มีจำนวน 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการวินิจฉัยปัญหาการจ่ายเงินชดเชยและการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจากการปรับภาษีสรรพสามิต ซึ่งที่ผ่านมายังไม่มีการประชุม
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ประสานหน่วยงานฝ่ายเลขานุการของคณะอนุกรรมการทั้ง 16 คณะ เพื่อให้ทบทวน สถานะ ความจำเป็น และอำนาจหน้าที่ให้เหมาะสม และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานในการประชุมครั้งต่อไป
กบง. ครั้งที่ 26 - วันพฤหัสบดีที่ 21 กรกฎาคม พ.ศ. 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 14/2559 (ครั้งที่ 26)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 21 กรกฎาคม 2559 เวลา 13.30 น.
ผู้มาประชุม
1. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
8. ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติเห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยปรับอัตราภาษีสรรพสามิตของกลุ่มน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลให้เป็นไปตามกรอบของกระทรวงการคลัง (เพดานอัตราไม่เกิน 10 บาทต่อลิตร)
2. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ณ วันที่ 20 กรกฎาคม 2559 ราคาน้ำมันดิบดูไบ น้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 42.25 50.86 และ 53.90 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ อัตราแลกเปลี่ยนเงินตราวันที่ 20 กรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 35.2179 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันวันที่ 20 กรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 40.46 บาท บาทต่อลิตร และราคาเอทานอล ณ เดือน กรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 22.80 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ราคาขายปลีกของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 91E10 E20 E85 และน้ำมันดีเซล ณ วันที่ 21 กรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 30.66 23.70 23.28 21.04 16.99 และ 24.49 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
3. ปัจจุบันราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 สูงกว่า น้ำมันแก๊สโซฮอล 91E10 อยู่ 0.42 บาทต่อลิตร เพื่อให้ราคาน้ำมันทั้งสองชนิดมีราคาขายปลีกเท่ากันและนำไปสู่การยกเลิกน้ำมันแก๊สโซฮอล 91E10 ประกอบกับในช่วงราคาน้ำมันตลาดโลกขาลง ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมัน แก๊สโซฮอล 91E10 ขึ้น 0.25 บาทต่อลิตรซึ่งผลจากการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องเพิ่มขึ้นประมาณ 86 ล้านบาทต่อเดือน (หรือ 2.78 ล้านบาทต่อวัน) จากมีรายจ่าย 339 ล้านบาท ต่อเดือน (หรือ 10.93 ล้านบาทต่อวัน) เป็นมีรายจ่าย 253 ล้านบาทต่อเดือน (หรือ 8.15 ล้านบาทต่อวัน)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
ชนิดน้ำมัน (หน่วย: บาทต่อลิตร) | เดิม | ใหม่ | เปลี่ยนแปลง(+/-) |
น้ำมันเบนซิน | 6.31 | 6.31 | - |
น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 | 0.10 | 0.35 | 0.25 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 | 0.10 | 0.35 | 0.25 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 | -3.00 | -3.00 | - |
น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 | -9.35 | -9.35 | - |
น้ำมันดีเซล | 0.01 | 0.01 | - |
2. เห็นชอบร่าง ประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานได้ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 22 กรกฎาคม 2559 เป็นต้นไป
กบง. ครั้งที่ 23 - วันอังคารที่ 17 พฤษภาคม พ.ศ. 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 11/2559 (ครั้งที่ 23)
เมื่อวันอังคารที่ 17 พฤษภาคม 2559 เวลา 09.30 น.
3.แนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มในกิจการพลังงาน
4.การเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น
5.รายงานความก้าวหน้าการลอยตัวราคา NGV
ผู้มาประชุม
1. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
9. ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
1.เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบแนวทาง การดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 ดังนี้ กลุ่มที่ 1 :SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561 เห็นควรให้ได้รับการต่ออายุสัญญาเดิมออกไปอีก 3 - 5 ปี โดยรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมเข้าสู่ระบบของ กฟผ. ในปริมาณที่น้อยสุด ด้วยสัญญาที่เหมาะสมและเป็นธรรม และกลุ่มที่ 2 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562– 2568 เห็นควรให้ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียง เฉพาะโรงไฟฟ้าที่มีสถานที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม หรือกลุ่มโรงงานขนาดใหญ่ ที่มีการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำหรือน้ำเย็นปริมาณมากเท่านั้น โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับหลักการและแนวทางที่ กพช. ให้ความเห็นชอบ ไปพิจารณาดำเนินการในรายละเอียดเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติต่อไป
2.ในประเด็นต่างๆ พร้อมทั้งมีข้อเสนอแนวทางการดำเนินการ ดังนี้ (1) ปริมาณ
การรับซื้อไฟฟ้า ตามที่ กพช. ได้มีมติ เป็นปริมาณที่ต่ำกว่าความเหมาะสมอย่างมาก รวมทั้งการก่อสร้างโรงไฟฟ้าจะต้องคำนึงถึงเงินลงทุนและขนาดที่เหมาะสม ดังนั้น ควรมีการปรับเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเข้าสู่ระบบของ กฟผ. เป็นไม่เกิน 60 เมกะวัตต์ (2) อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามมติ กพช. เป็นการใช้ประโยชน์โรงไฟฟ้าไม่คุ้มค่า เนื่องจากโรงไฟฟ้ามีอายุการใช้งานประมาณ 30 ปี จึงขอปรับเพิ่มอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเป็น 25 ปี และ (3) ราคารับซื้อไฟฟ้า ตามที่ กพช. ได้มีมติ เป็นราคาที่ไม่เป็นธรรมและต่ำกว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของ SPP และได้เสนอแนวทางการกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า โดยโครงสร้างราคาอ้างอิงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภทสัญญา Firm ปี 2553 โดยมีการปรับลดอัตราต่างๆ ลง เช่น ค่าพลังไฟฟ้า ให้มีส่วนลดร้อยละ 10 จากสูตรราคาตามระเบียบปี 2553 และค่าพลังงานไฟฟ้า ให้มีการปรับลดอัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) ลงเป็น 7,900 บีทียูต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง
3. ต่อมา รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รมว.พน.) ในฐานะประธาน กบง. ได้มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปจัดทำรายละเอียดแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ให้สอดคล้องกับแนวทางที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบไว้
ซึ่งเมื่อวันที่ 11 ธันวาคม 2558 กกพ. ได้เสนอแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 เสนอต่อ รมว.พน. สรุปได้ดังนี้ กลุ่มที่ 1 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561 (ต่ออายุสัญญา) ให้มีระยะเวลาการต่อสัญญา3 ปีปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 60 เมกะวัตต์ และราคารับซื้อไฟฟ้าอยู่ที่ 2.6817 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง และกลุ่มที่ 2 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) ให้มีระยะเวลาสัญญา25 ปีปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าร้อยละ 40 ของกำลังผลิตสุทธิไฟฟ้ารวมไอน้ำ แต่ไม่เกิน 45 เมกะวัตต์ และราคารับซื้อไฟฟ้าอยู่ที่ 3.1830 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง
4. กระทรวงพลังงานพิจารณาแนวทางการดำเนินการของ กกพ. แล้ว เห็นว่ายังไม่สอดคล้องกับแนวทางตามมติ กพช. กระทรวงพลังงานจึงได้เชิญหน่วยงานต่างๆ ประกอบด้วย กกพ. การไฟฟ้าฝ่ายผลิต
แห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และสมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (สมาคมฯ) เข้าร่วมประชุมหารือแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560-2568 ให้ได้ข้อสรุป เพื่อเสนอต่อ กบง. และ กพช. ต่อไป ซึ่งสรุปแนวทางการดำเนินการได้ ดังนี้ กลุ่มที่ 1 : SPP ระบบ Cogeneration
ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561 (ต่ออายุสัญญา)ที่ประชุมเห็นด้วยกับแนวทางของ กกพ. ซึ่ง กกพ.
ได้พิจารณาแล้วว่าอัตราและปริมาณเสนอขายไฟฟ้าสอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558
แล้ว และกลุ่มที่ 2 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่)
ที่ประชุมได้พิจารณาแล้วเห็นควรให้ดำเนินการ ดังนี้ (1) การกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า เห็นควรให้ปรับปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม แต่ยังคงเป็นปริมาณที่น้อยที่สุดเพื่อให้สอดคล้องกับเจตนารมณ์ของมติ กพช. โดยให้รับซื้อในปริมาณไม่เกิน 30 เมกะวัตต์ และจะต้องไม่เกินร้อยละ 30 ของกำลังผลิตสุทธิ (Net Generation) ไอน้ำรวมไฟฟ้ารวมทั้งจะต้องไม่เกินกว่าปริมาณขายไฟฟ้าตามสัญญาเดิม ทั้งนี้ SPP ระบบ Cogeneration จะดำเนินการขายไฟฟ้าให้ กฟผ. ในรูปแบบสัญญา Firm โดยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปริมาณคงที่ตลอด 24 ชั่วโมง(2) ราคารับซื้อไฟฟ้า
ที่ประชุมได้มอบหมายให้ สนพ. นำราคารับซื้อไฟฟ้าตามแนวทางของ กกพ. ไปพิจารณาถึงความเหมาะสม
ซึ่ง สนพ. และหน่วยงานต่างๆ ประกอบด้วย สำนักงาน กกพ. กฟผ. และ กฟภ. ได้ประชุมหารือร่วมกันแล้ว พบว่าควรให้มีการปรับปรุงราคารับซื้อไฟฟ้าตามแนวทางของ กกพ. ในส่วนของค่า Heat Rate โดยคำนึงถึงค่า Heat Rate เฉลี่ยของ IPP เอกชน และต้นทุนการผลิตและจัดหาไฟฟ้าของ กฟผ. ที่ประชุมจึงเห็นควรให้ลดค่า Heat Rate ลงจาก 7,711 บีทียูต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง เป็น 7,409 บีทียูต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง ทั้งนี้ จากการประสานหารือกับสมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ทางสมาคมได้แจ้งว่าสามารถปรับค่า Heat Rate ลดลงได้ เป็น 7,660 บีทียู
ต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง เท่านั้น (3) การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำรอง (Standby Rate) กฟภ. ได้ขอให้ กกพ. พิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำรองให้มีความเหมาะสม เพื่อลดภาระการลงทุนของ กฟภ. และสะท้อนต้นทุนการให้บริการที่แท้จริงของ SPP ระบบ Cogeneration และ (4) ข้อเสนอเพิ่มเติม มีดังนี้
1) ที่ประชุมเห็นควรให้ SPP ระบบ Cogeneration หาลูกค้าอุตสาหกรรมที่รับซื้อไฟฟ้าโดยตรงเพิ่มขึ้น
และเห็นควรให้มีการปรับปรุงรูปแบบสัญญา Firm สำหรับ SPP ระบบ Cogeneration ในกลุ่มนี้ ให้สามารถ
ลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ โดยการลดปริมาณขายไฟฟ้าจะต้องแจ้งให้ กฟผ. ทราบล่วงหน้าภายใน
1 เดือน 2) ให้ กกพ. ไปพิจารณากำหนดแนวทางและหลักเกณฑ์ เพื่อให้ SPP ระบบ Cogeneration สามารถบริหารจัดการในการจัดหาก๊าซธรรมชาติเอง ผ่านข้อกำหนด TPA Code ได้ รวมถึงให้ SPP ระบบ Cogenerationสามารถเข้าร่วม SPP-Power Pool ได้ทันที เมื่อรัฐมีนโยบายจัดตั้งขึ้น และ 3) ให้มีการกำหนดพื้นที่ดำเนินการโครงการ SPP ระบบ Cogeneration โดยให้ดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียง เฉพาะโรงไฟฟ้าที่มีการจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำหรือน้ำเย็นให้แก่โรงงานที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม หรือกลุ่มโรงงานขนาดใหญ่ที่อยู่นอกนิคมอุตสาหกรรมแต่มีการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำหรือน้ำเย็นปริมาณมากเท่านั้น โดยเงื่อนไขสัดส่วนการจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำหรือน้ำเย็นให้เป็นไปตามที่ กกพ. กำหนด
5.SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ตามที่ได้มีการประชุมหารือ สรุปได้ดังนี้ กลุ่มที่ 1 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561 (ต่ออายุสัญญา) ให้มีระยะเวลาการต่อสัญญา3 ปีปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 60 เมกะวัตต์ และราคารับซื้อไฟฟ้าอยู่ที่ และกลุ่มที่ 2 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) ให้มีระยะเวลาสัญญา25 ปีปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 30 MW และไม่เกินร้อยละ 30 ของกำลังผลิตสุทธิ (Net Generation) ไฟฟ้ารวมไอน้ำ และจะต้องไม่เกินกว่าปริมาณขายไฟฟ้าตามสัญญาเดิม และราคารับซื้อไฟฟ้าอยู่ที่ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอ กบง. เพื่อพิจารณา ดังนี้ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป (2) มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาปรับปรุงรูปแบบสัญญา Firm ของ SPP ระบบ Cogeneration ในกลุ่มนี้ ให้สามารถลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ และพิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำรองให้มีความเหมาะสมต่อไป และ (3) มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานดำเนินการศึกษา SPP-Power Pool เพื่อนำเสนอ กบง. / กพช. ต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบการปรับแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 โดยดำเนินการตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ พร้อมทั้งเห็นควรให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ซึ่งมีรายละเอียดแนวทางการดำเนินการดังนี้
กลุ่มที่ 1 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561 (ต่ออายุสัญญา)
ระยะเวลาสัญญา | 3 ปี |
ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า | ไม่เกิน 60 MW และไม่เกินกว่าปริมาณขายไฟฟ้าตามสัญญาเดิม |
ราคารับซื้อไฟฟ้า ณ ราคาก๊าซ 263 บาท/MMBTU | 2.3753 บาท/kWh |
- อัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) | 8,282 BTU/kWh |
- ค่าบำรุงรักษา (O&M) | 0.1871 บาท/kWh |
- กองทุนพัฒนาไฟฟ้า | 0.0100 บาท/kWh |
กลุ่มที่ 2 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่)
ระยะเวลาสัญญา |
25 ปี |
ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า | ไม่เกิน 30 MW และไม่เกินร้อยละ 30 ของกำลังผลิตสุทธิ (Net Generation) ไฟฟ้ารวมไอน้ำ และจะต้องไม่เกินกว่าปริมาณขายไฟฟ้าตามสัญญาเดิม |
อัตรารับซื้อไฟฟ้า | 2.8186 บาท/kWh |
- อัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) | 7,409 BTU/kWh |
- ค่าพลังไฟฟ้า (CP1) | 0.5000 บาท/kWh |
- ค่าปฏิบัติการโรงไฟฟ้า (CP2) | 0.3100 บาท/kWh |
- ค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิง (EP1) ณ ราคาก๊าซ 263 บาท/MMBTU | 1.9486 บาท/kWh |
- ค่าใช้จ่ายต้นทุนผันแปร (EP2) | 0.0500 บาท/kWh |
- กองทุนพัฒนาไฟฟ้า | 0.0100 บาท/kWh |
โครงการ SPP ระบบ Cogeneration ที่ได้รับสิทธิ การก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ |
ให้ดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม |
หมายเหตุ ค่าพลังไฟฟ้า (CP1) ข้างต้นประเมิน ณ อัตราแลกเปลี่ยน 34 บาท/USD ข้างต้นประเมินภายใต้สมมติฐานการเดินเครื่องร้อยละ 80
2.รวมทั้งได้มีข้อเสนอแนะเพิ่มเติมดังนี้
2.1 เห็นควรมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาปรับปรุงรูปแบบสัญญา Firm ของ SPP ระบบ Cogeneration ในกลุ่มนี้ ให้สามารถลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ รวมถึงพิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การขอลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบล่วงหน้า เพื่อให้ SPP ระบบ Cogeneration สามารถหาลูกค้าอุตสาหกรรมที่รับซื้อไฟฟ้าโดยตรงเพิ่มขึ้น และลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบลงเรื่อยๆ
2.2 ควรแจ้งให้ SPP ระบบ Cogeneration ทราบว่าสามารถบริหารจัดการการจัดหาก๊าซธรรมชาติเอง ผ่านข้อกำหนด TPA Code ได้ และเห็นควรมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาทบทวนการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับ IPP และ SPP ให้มีความเหมาะสมรวมถึงให้ SPP ระบบ Cogeneration สามารถเข้าร่วม SPP-Power Pool ได้ทันที เมื่อรัฐมีนโยบายจัดตั้งขึ้น
2.3 จากการตรวจสอบพบว่า มีโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration เดิมที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาบางแห่ง ไม่ได้มีที่ตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรม แต่ตั้งอยู่ติดหรืออยู่บริเวณใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม และมีการจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำให้แก่ลูกค้าในนิคม ดังนั้นเพื่อให้เป็นไปตามเจตนารมณ์ของ กพช. และเพื่อให้เกิดความชัดเจน จึงเห็นควรให้มีการกำหนดพื้นที่ดำเนินการโครงการ SPP ระบบ Cogeneration โดยให้ดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม
2.4 เห็นควรให้ กกพ. พิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำรองให้มีความเหมาะสม เพื่อลดภาระการลงทุนของ กฟภ. และสะท้อนต้นทุนการให้บริการที่แท้จริงของการ SPP ระบบ Cogeneration
เรื่องที่ 2 การยกเว้นค่าธรรมเนียมในการตรวจสอบด้านเครื่องวัดหน่วยไฟฟ้าสำหรับโครงการนำร่อง
(Pilot Project) การส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี 100 เมกะวัตต์
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2558 สภาปฏิรูปแห่งชาติ (สปช.) เห็นชอบข้อเสนอโครงการปฏิรูปเร็ว (Quick win) เรื่อง โครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี (ระบบผลิตไฟฟ้าด้วยแสงอาทิตย์สำหรับบ้านและอาคาร) ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 7 พฤษภาคม 2558 ที่ประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบหลักการ การดำเนินโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี (โครงการส่งเสริมฯ) โดย (1) เน้นให้เป็นการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในบ้านและอาคารเป็นหลักแล้วจึงขายไฟฟ้าส่วนที่เกินให้แก่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายให้น้อยที่สุด โดยราคารับซื้อไฟฟ้า
ต้องไม่ก่อภาระต่อประชาชน (2) มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รับไปดำเนินโครงการฯ โดยให้ดำเนินการในรูปแบบโครงการนำร่อง (Pilot Project) ก่อน และให้ กฟภ. และ กฟน. คัดเลือกพื้นที่
ในการดำเนินโครงการนำร่อง (3) ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องประกอบด้วย พพ. สนพ. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ประเมินผลโครงการฯ หากได้ผลดีสามารถบรรลุเป้าหมายที่กำหนด ก็ให้พิจารณาแนวทางขยายผลการปฏิบัติไปทั่วทุกภูมิภาค
ของประเทศ และ (4) รายงานความก้าวหน้าการดำเนินโครงการส่งเสริมฯ ให้ กบง. ทราบเป็นระยะๆ ต่อไป
2.เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2559 กบง. ได้มีมติรับทราบแนวทางการดำเนินงานโครงการนำร่องการส่งเสริม
การติดตั้งโซลาร์รูฟแบบเสรี ที่ พพ. นำเสนอและมีประเด็นให้พิจารณาเพิ่มเติมดังนี้ (1) ประเด็นการซื้อขายไฟฟ้า
ในอนาคต อาจต้องมีการพิจารณาราคาให้เหมาะสม (2) ควรมีการศึกษาระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าให้ชัดเจนก่อนดำเนินการ (3) การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายควรมีการศึกษาแนวทางป้องกันและแก้ไขปัญหาทางเทคนิค จากการ
เกิดกระแสไฟฟ้าไหลย้อนจากการดำเนินการโครงการนำร่อง และ (4) เพื่อให้การดำเนินการเกิดความชัดเจนมากขึ้น ควรมีการจัดตั้งคณะทำงานที่จะเข้ามากำกับดูแลการดำเนินการดังกล่าว
3.เมื่อวันที่ 25 มกราคม 2559 พพ. ได้จัดตั้งคณะทำงานกำหนดแนวทางและประสานงาน กำกับติดตามโครงการนำร่อง การส่งเสริมการการติดตั้งโซลาร์รูฟแบบเสรี โดยมี พพ. เป็นประธานฯ และเลขานุการคณะทำงานฯ โดยองค์ประกอบของคณะทำงานฯ ประกอบด้วยหน่วยงานที่เกี่ยวข้องหลักๆ เช่น สนพ. และการไฟฟ้าฯ ซึ่งต่อมา พพ. ได้รายงานผลการพิจารณาแนวทางการดำเนินงานโครงการนำร่องฯ ให้ กบง. ทราบแล้ว เมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2559 และได้รายงานแนวทางการดำเนินงานโครงการนำร่องฯ จำนวน 100 เมกะวัตต์ ให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) รับทราบ เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559
4.คณะทำงานฯ ได้ร่วมกันจัดทำร่างหลักเกณฑ์และแนวทางการดำเนินการโครงการนำร่องฯ และ พพ.
ได้ทำหนังสือลงวันที่ 30 มีนาคม 2559 ส่งให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เพื่อพิจารณาจัดทำระเบียบและประกาศที่เกี่ยวข้องพร้อมรับฟังความเห็น ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 1 เมษายน 2559 คณะอนุกรรรมการกำกับการดูแลการจัดหาไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ได้พิจารณาร่างหลักเกณฑ์และแนวทางการดำเนินการโครงการนำร่องฯ ดังกล่าว และได้มีการปรับแก้ไขและส่งให้ ฝ่ายกฎหมาย สกพ. พิจารณา และอยู่ระหว่างดำเนินการ เพื่อพิจารณาจัดทำระเบียบและประกาศที่เกี่ยวข้อง
5.เนื่องจากในโครงการนำร่องฯ เป็นการส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองเป็นหลัก ไม่มีการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่ไหลย้อนเข้าระบบสายจำหน่าย ดังนั้น เพื่อให้โครงการนำร่องฯ มีแรงจูงใจให้ผู้สนใจเข้าร่วมโครงการ
มากขึ้น พพ. กับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง จึงมีความเห็นว่า ควรพิจารณาให้มีการยกเว้นค่าธรรมเนียมในการตรวจสอบ
ด้านเครื่องวัดหน่วยไฟฟ้าที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเรียกเก็บจากผู้ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบผลิตไฟฟ้าด้วยแสงอาทิตย์สำหรับบ้านและอาคาร เฉพาะผู้เข้าร่วมในโครงการนำร่องฯ ครั้งนี้ จำนวน 100 เมกะวัตต์ โดยให้การไฟฟ้า
ฝ่ายจำหน่าย และ กกพ. พิจารณาถึงการบริหารจัดการค่าใช้จ่ายในส่วนนี้ โดยเมื่อวันพฤหัสบดีที่ 3 พฤษภาคม 2559 พพ. ได้นำเสนอให้คณะอนุกรรมการกำกับดูแลการจัดหาไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน พิจารณา เรื่อง การยกเว้นค่าธรรมเนียมเชื่อมต่อระบบ ในส่วนค่าธรรมเนียมในการตรวจสอบด้านเครื่องวัดหน่วยไฟฟ้า เฉพาะกลุ่มที่เชื่อมต่อ
ที่ระดับแรงดันต่ำกว่า 12 กิโลโวลท์ ตามที่ระบุไว้ในร่างหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการนำร่องฯ ข้อ 10 คือ ยกเว้นค่าธรรมเนียมฯ สำหรับบ้านอยู่อาศัย จำนวน 10,000 บาท และสำหรับอาคารธุรกิจหรือโรงงาน จำนวน 15,000 บาท ซึ่งคณะอนุกรรมการกำกับดูแลฯ ได้มีความเห็นว่า สมควรนำเสนอ กบง. พิจารณาเห็นชอบให้เสนอ
ขอความร่วมมือการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย คือ กฟน. และ กฟภ. ยกเว้นในส่วนค่าธรรมเนียมในการตรวจสอบ
ด้านเครื่องวัดหน่วยไฟฟ้า เฉพาะกลุ่มที่เชื่อมต่อที่ระดับแรงดันต่ำกว่า 12 กิโลโวลท์ สำหรับโครงการนำร่องฯ จำนวน 100 เมกะวัตต์ โดยในเบื้องต้น พพ. ได้ประมาณการค่าใช้จ่ายที่ กฟน. และ กฟภ. ต้องรับภาระในการยกเว้นค่าธรรมเนียมฯ โดยรวมประมาณ 49.60 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ยกเว้นค่าธรรมเนียมที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเรียกเก็บจากผู้ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบผลิตไฟฟ้าด้วยแสงอาทิตย์สำหรับบ้านและอาคาร ภายใต้โครงการนำร่อง จำนวน 100 เมกะวัตต์ ในส่วนของค่าธรรมเนียมในการตรวจสอบด้านเครื่องวัดหน่วยไฟฟ้า เฉพาะกลุ่มที่เชื่อมต่อที่ระดับแรงดันต่ำกว่า
12 กิโลโวลท์
เรื่องที่ 3 แนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มในกิจการพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบ
แนวทางการดำเนินการเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้าภาคใต้ โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.)
เพิ่มชั่วโมงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่เต็มกำลังการผลิต และให้พิจารณาใช้น้ำมันปาล์มดิบในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากระบี่ในสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 10 ของปริมาณการใช้น้ำมันเตา เพื่อลดปัญหาด้านการขนส่งน้ำมันเตา ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าเป็นสำคัญ และค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ
2. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน
ให้พิจารณาดำเนินการตามแนวทางการแก้ไขปัญหาปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มทั้งระบบ ระยะเร่งด่วน ตามที่ได้มีการประชุมหารือแนวทางการแก้ไขปัญหาปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มทั้งระบบกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) ต่อไป ทั้งนี้เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2558 กนป.
ได้เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานเสนอ กพช. กำหนดให้โรงไฟฟ้ากระบี่เพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มดิบผลิต
ในโรงไฟฟ้าเป็นเดือนละ 10,000 ตัน และให้ซื้ออย่างต่อเนื่อง
3. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2558 กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือถึงกระทรวงเกษตรและสหกรณ์แจ้งว่า กระทรวงพลังงานได้พิจารณาแล้วเห็นว่า การให้โรงไฟฟ้ากระบี่เพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มดิบผลิตไฟฟ้าเป็นเดือนละ 10,000 ตัน และให้ซื้ออย่างต่อเนื่อง เป็นมาตรการที่สามารถแก้ไขปัญหาเกษตรกรได้ แต่จะทำให้เกิดภาระค่าไฟฟ้าแก่ประชาชนทั้งประเทศ จึงเห็นควรให้มีการพิจารณาในโอกาสต่อไปว่าจะดำเนินการอย่างไรให้สามารถแก้ไขปัญหาทั้งระบบได้อย่างแท้จริง
4. ต่อมาเมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2559 กระทรวงมหาดไทย (มท.) ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน
เสนอข้อเสนอเชิงนโยบายในการแก้ไขปัญหาผลผลิตปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มทั้งระบบของจังหวัดกระบี่
โดยขอให้ กฟผ. ใช้น้ำมันปาล์มดิบทดแทนน้ำมันเตาในการผลิตกระแสไฟฟ้าเพิ่มมากขึ้น เป็นเดือนละ 10,000 ตัน และให้รับซื้อเฉพาะในพื้นที่จังหวัดกระบี่เท่านั้น และเมื่อวันที่ 16 มีนาคม 2559 กนป. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณากำหนดสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มดิบทดแทนน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้า
ของโรงไฟฟ้ากระบี่ในอัตราที่เหมาะสม
5. ผลการดำเนินงานของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องสรุปได้ ดังนี้ (1) กฟผ. ได้ดำเนินการตามมติ กพช.
เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 โดยได้นำน้ำมันปาล์มดิบ 10,000 ตัน มาผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ ระหว่างวันที่ 17 สิงหาคม 2556 – 20 มกราคม 2557 โดยคิดเป็นค่าใช้จ่ายส่วนเพิ่ม 48.78 ล้านบาท หรือคิดเป็นผลกระทบต่อค่า Ft 0.06 สตางค์ต่อหน่วย และได้ดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 โดยได้ดำเนินการจัดซื้อน้ำมันปาล์มดิบปริมาณ 15,000 ตัน มาผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ ระหว่างวันที่ 23 ตุลาคม 2558 – 21 ธันวาคม 2558 คิดเป็นค่าใช้จ่ายส่วนเพิ่ม 494.79 ล้านบาท หรือคิดเป็นผลกระทบต่อ
ค่า Ft 0.89 สตางค์ต่อหน่วย (2) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ดำเนินการตามข้อเสนอของ กนป. และ มท. โดยได้จัดการประชุมหารือร่วมกับผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และผู้แทน กฟผ. เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2559 เพื่อหารือตามข้อเสนอในการนำน้ำมันปาล์มดิบ 10,000 ตันต่อเดือน มาใช้ในการผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตา
ในโรงไฟฟ้ากระบี่ โดย กฟผ. ได้วิเคราะห์การนำน้ำมันปาล์มดิบมาผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ ระหว่างเดือนพฤษภาคม – ธันวาคม 2559 เป็นเวลา 8 เดือน เดือนละ 10,000 ตัน เบื้องต้นคาดการณ์ว่าจะใช้น้ำมันปาล์มดิบประมาณ 72,828 ตัน เนื่องจากช่วงเดือนพฤษภาคม – มิถุนายน 2559 จะมีการหยุดซ่อมโรงไฟฟ้ากระบี่ ทั้งนี้ จากการใช้น้ำมันปาล์มดิบ 72,828 ตัน จะทำให้เกิดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าคิดเป็นค่าใช้จ่ายส่วนเพิ่มประมาณ 1,474.38 ล้านบาท หรือคิดเป็นผลกระทบต่อค่า Ft ประมาณ 1.26 สตางค์ต่อหน่วย
6. เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2559 สนพ. พพ. สำนักงาน กกพ. และ กฟผ. ได้หารือร่วมกัน เพื่อหาข้อสรุปแนวทางการนำน้ำมันปาล์มดิบมาใช้ในการผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ ก่อนนำเสนอ กพช. พิจารณา ที่ประชุมมีความเห็นร่วมกัน ดังนี้ (1) การนำน้ำมันปาล์มดิบมาผลิตไฟฟ้าเดือนละ 10,000 ตัน ตามข้อเสนอ ส่งผลกระทบทำให้เกิดค่าใช้จ่ายส่วนเพิ่มประมาณ 1,474.38 ล้านบาท คิดเป็นผลกระทบค่า Ft ประมาณ 1.26 สตางค์
ต่อหน่วย หรือคิดเป็นการอุดหนุนน้ำมันปาล์มดิบประมาณ 20.24 บาท/กิโลกรัม ซึ่งเป็นจำนวนเงินที่สูงมากและ
ไม่คุ้มค่าในการดำเนินการ (2) ปริมาณและราคาน้ำมันปาล์มดิบมีการปรับขึ้นลงตามฤดูกาล โดยจะมีสภาวะล้นตลาดช่วงเดือนกรกฏาคมถึงเดือนตุลาคม (ปริมาณสต๊อค มากกว่า 400,000 ตัน) และเกิดขึ้นเฉพาะบางปีเท่านั้น ดังนั้น การรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อผลิตไฟฟ้าในระยะเวลานานติดต่อกัน โดยเฉพาะช่วงที่น้ำมันปาล์มดิบมีไม่มากจะเป็นการสิ้นเปลืองงบประมาณและเป็นภาระค่าใช้จ่ายให้แก่ประชาชนโดยไม่จำเป็น และอาจนำไปสู่ภาวะการขาดแคลน น้ำมันปาล์มดิบขึ้นได้ เนื่องด้วยแนวทางการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบ 10,000 ตันต่อเดือน เพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตา
ในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ จะส่งผลให้ประชาชนทั้งประเทศต้องรับภาระค่า Ft เฉลี่ยเพิ่ม 1.26 สตางค์
ต่อหน่วย จากต้นทุนที่เพิ่มขึ้นประมาณ 1,474.38 ล้านบาท จึงเห็นควรหามาตรการอื่นในการช่วยเหลือชาวเกษตรกรสวนปาล์มน้ำมันที่เหมาะสมและสามารถแก้ปัญหาทั้งระบบได้อย่างแท้จริง ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้ช่วยเหลือรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ในปริมาณการรับซื้อ
ที่เหมาะสมเป็นคราวๆ ไป โดยพิจารณาจากปริมาณสต๊อคและราคาน้ำมันปาล์มดิบประกอบด้วย เพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่มากเกินไป ทั้งนี้ เพื่อความคล่องตัวและรวดเร็วทันต่อสถานการณ์ในการพิจารณาให้ความช่วยเหลือดังกล่าว เห็นควรขอให้ กพช. มอบหมายให้ กบง. เป็นผู้พิจารณา
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบหลักการในการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้า
ที่โรงไฟฟ้ากระบี่ในปริมาณการรับซื้อที่เหมาะสมเป็นคราวๆ ไป เพื่อช่วยเหลือเกษตรกร โดยพิจารณาจากปริมาณ
สต๊อกและราคาน้ำมันปาล์มดิบประกอบด้วย เพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่มากเกินไป และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
2. Ft และให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานการ กำกับดูแลการดำเนินงาน โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าเป็นสำคัญ ทั้งนี้ เพื่อความคล่องตัวและรวดเร็วทันต่อสถานการณ์ในการพิจารณาการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบ
เรื่องที่ 4 การเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1.เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP2015) โดยมีเป้าหมายการส่งเสริมการผลิตการใช้ไบโอดีเซล ในปี 2579 เป็น 14 ล้านลิตรต่อวัน และในคราวประชุมคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 5 เมษายน 2559 นายกรัฐมนตรีได้มีข้อสั่งการให้กระทรวงพลังงานเร่งดำเนินการศึกษาวิจัยเพื่อเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มในน้ำมันไบโอดีเซลสำหรับรถยนต์ชนิดต่างๆ ให้เป็นรูปธรรมภายใน 3 เดือน
2.กระทรวงพลังงาน (พน.) ได้ดำเนินการส่งเสริมการผลิตและการใช้ไบโอดีเซลมาอย่างต่อเนื่อง ปัจจุบันตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ 6)
พ.ศ. 2558 กำหนดให้น้ำมันดีเซลต้องมีส่วนผสมของไบโอดีเซล ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 3 สิงหาคม 2558 ซึ่งทำให้รถยนต์ดีเซลทุกประเภทใช้น้ำมันดีเซลที่มีส่วนผสมของไบโอดีเซล
ไม่เกินร้อยละ 7 หรือที่เรียกว่าไบโอดีเซล บี7 ในส่วนของการส่งเสริมการผลิตและการใช้น้ำมันไบโอดีเซล
ในสัดส่วนที่สูงขึ้น ที่ผ่านมากรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ทำการทดสอบน้ำมัน
ไบโอดีเซล บี10 และบี20 สำหรับรถประเภทต่างๆ ดังนี้ (1) รถยนต์ดีเซลขนาดเล็ก (รถบรรทุกส่วนบุคคล) ผลการทดสอบการใช้งานไบโอดีเซล บี10 ที่ระยะทางวิ่งทดสอบ 100,000 กิโลเมตร สรุปว่าสามารถใช้ไบโอดีเซล บี10 ได้ โดยไม่มีผลกระทบกับเครื่องยนต์ แต่มีข้อแนะนำให้เปลี่ยนน้ำมันหล่อลื่นและไส้กรองเร็วขึ้น (2) รถบรรทุก
ผลการทดสอบการใช้งานไบโอดีเซล บี20 ที่ระยะทางวิ่งทดสอบ 100,000 กิโลเมตร สรุปว่าสามารถใช้ไบโอดีเซล บี20 ได้ โดยไม่มีผลกระทบกับเครื่องยนต์ แต่มีข้อแนะนำให้เปลี่ยนน้ำมันหล่อลื่นและไส้กรองเร็วขึ้น
3.กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี (วท.) และ พน. ร่วมกับ Japan International Cooperation Agency (JICA) ทำการศึกษาเพื่อปรับปรุงคุณภาพน้ำมันไบโอดีเซลด้วยเทคโนโลยี H-FAME ทำให้ไบโอดีเซลมีคุณภาพดีขึ้น โดยลดค่าโมโนกลีเซอไรด์และเพิ่มค่า Oxidation stability ทำให้สามารถผสมสัดส่วนที่สูงขึ้นได้ ทั้งนี้ได้มีการทดสอบการใช้งานไบโอดีเซล บี20 ด้วยเทคโนโลยี H-FAME กับรถดีเซลขนาดเล็ก (ISUZU) ระยะวิ่งทดสอบ 50,000 กิโลเมตร สามารถใช้งานได้โดยไม่มีผลกระทบกับเครื่องยนต์
4.ประกาศกระทรวงการคลัง เรื่อง ลดอัตราภาษีสรรพสามิต (ฉบับที่ 128) กำหนดให้รถยนต์ประหยัดพลังงานเครื่องยนต์ดีเซลที่มีขนาดความจุกระบอกสูบไม่เกิน 1,500 ลูกบาศก์เซนติเมตร ที่ใช้เชื้อเพลิงประเภท
ไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่ไม่น้อยกว่าร้อยละ 10 เป็นส่วนผสมกับน้ำมันเชื้อเพลิง
ได้ เสียภาษีสรรพสามิตในอัตราร้อยละ 12 ตามมูลค่า ซึ่งต่ำกว่ารถยนต์ประหยัดพลังงานปกติ ร้อยละ 2 ซึ่งตามข้อมูลของกรมการขนส่งทางบก ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2558 พบว่ารถยนต์บรรทุกส่วนบุคคลมีจำนวนรวมทั้งสิ้น 5.7 ล้านคัน หรือคิดเป็นประมาณร้อยละ 60 ของจำนวนรถยนต์ดีเซลทั้งหมด ทั้งนี้หากมีการขยายผลการลดอัตราภาษีสรรพสามิตครอบคลุมถึงกลุ่มรถดังกล่าวจะทำให้การเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มในน้ำมันดีเซลมีผลสัมฤทธิ์
มากยิ่งขึ้น ทั้งนี้ ปัญหาอุปสรรคในการส่งเสริมการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น คือ ปัจจุบันยังไม่มีการจำหน่ายรถยนต์ประหยัดพลังงานที่สามารถใช้ไบโอดีเซล บี10 ได้ และยังไม่มีการกำหนดมาตรฐานน้ำมัน
ไบโอดีเซล บี10 ตลอดจนการจำหน่ายน้ำมันไบโอดีเซล บี10 เป็นทางเลือก
5. เมื่อพิจารณาจากผลการศึกษาและมาตรการด้านภาษีสรรพสามิตของกระทรวงการคลัง ที่สนับสนุนให้เกิดการใช้ไบโอดีเซล บี10 จึงเห็นควรผลักดันให้เกิดการใช้ไบโอดีเซล บี10 เป็นทางเลือก เพื่อให้เกิดการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มในน้ำมันดีเซลอย่างเป็นรูปธรรม โดยมีแนวทางการดำเนินงาน ดังนี้ (1) การศึกษาวิจัยเพื่อเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มในน้ำมันดีเซล ในส่วนนี้ปัจจุบันดำเนินการโดยการขยายผลการศึกษาการปรับปรุงคุณภาพน้ำมันไบโอดีเซลด้วยเทคโนโลยี H-FAME ทำให้น้ำมันไบโอดีเซลมีคุณภาพดีขึ้น โดยมีหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี ผู้ผลิตไบโอดีเซล/ผู้ค้าน้ำมัน หน่วยงานราชการ/ทหาร และกระทรวงพลังงาน (2) การดำเนินงานตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก โดยมีหน่วยงานที่เกี่ยวข้องภายใต้กระทรวงพลังงาน ประกอบด้วย กรมธุรกิจพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน หน่วยงานราชการอื่นๆ ประกอบด้วย กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงพาณิชย์ กระทรวงการคลัง กระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี และหน่วยงานภาคเอกชน ประกอบด้วย บริษัทผู้ผลิตรถยนต์ และบริษัทผู้ค้าน้ำมัน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงพาณิชย์ กระทรวงการคลัง กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ดำเนินการตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกในส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล (ตามคำสั่งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่ 1/2557 ลงวันที่ 25 กรกฎาคม 2557) ดำเนินการขับเคลื่อนการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น และนำมารายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานทราบเป็นระยะต่อไป
2. เห็นชอบให้ดำเนินการเพื่อการผลิตไบโอดีเซลที่ได้รับการปรับปรุงคุณภาพแล้วในเชิงพาณิชย์ และดำเนินโครงการนำร่องการใช้น้ำมันไบโอดีเซล บี10 ในรถราชการและ/หรือทหาร
3. เห็นชอบให้มีการใช้น้ำมันไบโอดีเซล บี10 เป็นทางเลือกภายในปี 2561 และพิจารณาดำเนินการ
เพิ่มสัดส่วนน้ำมันปาล์มตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 (AEDP 2015) ต่อไป
4. เห็นชอบให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบตามข้อ
1 – 3 ต่อไป
เรื่องที่ 5 รายงานความก้าวหน้าการลอยตัวราคา NGV
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบ Roadmap การปรับโครงสร้างราคาก๊าซ NGV ดังนี้ (1) เห็นชอบให้ลอยตัวราคาขายปลีกก๊าซ NGV ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร แบบมีเงื่อนไขโดยตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 ถึง 15 กรกฎาคม 2559 ขอความร่วมมือให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กำหนดเพดานราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปที่ 13.50 บาทต่อกิโลกรัม โดยในช่วงเวลาดังกล่าวหากต้นทุนราคาก๊าซ NGV อยู่ในระดับที่ต่ำกว่า 13.50 บาทต่อกิโลกรัม ให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปลงเพื่อให้สะท้อนต้นทุน และตั้งแต่วันที่ 16 กรกฎาคม 2559 เป็นต้นไป ให้ปรับราคาก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปให้สะท้อนต้นทุน ตามหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซ NGV ตามผลการศึกษาของสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย โดยให้ใช้ค่าใช้จ่ายดำเนินการเฉพาะเอกชนที่ 3.4367 บาทต่อกิโลกรัม ในการคำนวณราคาขายปลีกก๊าซ NGV และในส่วนของต้นทุนของราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) ให้ใช้ราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมาในการคำนวณ และให้มีการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนกับต้นทุนราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมา ในทุกวันที่ 16 ของแต่ละเดือน และขอความร่วมมือให้ ปตท. คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัมสำหรับในส่วนของราคาก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะต่อไปและปรับเพิ่มวงเงินช่วยเหลือสำหรับกลุ่มรถโดยสารสาธารณะเดิมที่ได้รับในวงเงิน 9,000 บาทต่อเดือนเป็น 10,000 บาทต่อเดือน และกลุ่มรถสาธารณะเดิมที่ได้รับ 35,000 บาทต่อเดือนเป็น 40,000 บาทต่อเดือน โดยให้ช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะไปจนกว่าจะมีกลไกถาวรอื่นมาดูแลแทน เช่น พรบ. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
2. เห็นชอบการปรับค่าขนส่งก๊าซ NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตรจากสถานีหลักตามระยะทางจริง โดยขอความร่วมมือ ปตท. ให้คิดค่าขนส่งโดยใช้อัตราค่าขนส่งก๊าซ NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตรจากสถานีหลักที่ 0.0150 บาทต่อกิโลกรัมต่อกิโลเมตร ในการคำนวณแต่สูงสุดได้ไม่เกิน 4 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ให้มีผลตั้งแต่วันที่
21 มกราคม 2559 เป็นต้นไป โดยให้ ปตท. ไปหารือร่วมกับ สนพ. ถึงแนวทางการทยอยปรับค่าขนส่งดังกล่าว เพื่อให้เหมาะสมกับสถานการณ์ โดยตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2559 ถึงวันที่ 15 มิถุนายน 2559 ราคาขายปลีกก๊าซ NGV (ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร จากสถานีก๊าซธรรมชาติหลัก) อยู่ที่ 12.63 บาทต่อกิโลกรัม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง. ครั้งที่ 22 - วันจันทร์ที่ 2 พฤษภาคม พ.ศ. 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 10/2559 (ครั้งที่ 22)
เมื่อวันจันทร์ที่ 2 พฤษภาคม 2559 เวลา 13.30 น.
1. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนพฤษภาคม 2559
2. แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง
ผู้มาประชุม
1. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
8. ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนพฤษภาคม 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 และเมื่อวันที่ 3 เมษายน 2558 ได้เห็นชอบการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และ ปตท.สผ.) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน ทั้งนี้ให้มีการทบทวนราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหาทุกๆ 3 เดือนดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้มีการทบทวนต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) ต้นทุนจากโรงแยกฯ เดือนพฤษภาคม-กรกฎาคม 2559 ลดลง 0.4841 บาทต่อกิโลกรัม จาก 15.4542 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 14.9701 บาทต่อกิโลกรัม (2) คงต้นทุนโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก อ้างอิงราคาตลาดโลกที่ CP-20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เนื่องจากเป็นต้นทุนที่เหมาะสม ซึ่งจะทำให้ราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงฯ เดือนพฤษภาคม 2559 อยู่ที่ 11.5294 บาท
ต่อกิโลกรัม (3) คงต้นทุนก๊าซ LPG จากการนำเข้าอยู่ที่ CP + 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ทำให้ต้นทุนการนำเข้า
ก๊าซ LPG เดือนพฤษภาคม 2559 อยู่ที่ 15.2315 บาทต่อกิโลกรัม และ (4) ต้นทุนบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด เดือนพฤษภาคม – กรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 15.10 บาทต่อกิโลกรัม จากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP)
เดือนพฤษภาคม 2559 อยู่ที่ 347 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนเมษายน 2559 จำนวน 15 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนเมษายน 2559 อยู่ที่ 35.2582 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมีนาคม 2559 จำนวน 0.1449 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPGPool) ปรับลดลง 0.1196 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 14.0285 บาท
ต่อกิโลกรัม มาอยู่ที่ 13.9089 บาทต่อกิโลกรัม
2. กบง. เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2559 มีมติให้ยกเลิกการชดเชยค่าขนส่งทุกคลังทั่วประเทศ โดยให้มีบัญชีค่าขนส่งก๊าซ LPG ไปยังคลังต่างๆ ประกอบการกำกับดูแลราคา ณ คลังภูมิภาค เพื่อให้กระทรวงพาณิชย์ใช้เป็นข้อมูลควบคุมราคาขายปลีกก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นจากเดิมได้ไม่เกินไปกว่าอัตราค่าขนส่งที่ระบุไว้ในบัญชีค่าขนส่งต่อไปอีกเป็นเวลา 3 เดือน (พฤษภาคม-กรกฎาคม 2559) เพื่อให้ผู้ประกอบการที่รับก๊าซจากคลังภูมิภาคที่เคยได้รับการชดเชยมีเวลาในการปรับตัว
3. กบง. เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2559 รับทราบเรื่องแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ซึ่งปัจจุบัน
มีความก้าวหน้าในการดำเนินการ ดังนี้ (1) การกำหนดอัตราค่าบริการการใช้คลัง/ท่าเรืออยู่ในระหว่างการจัดทำอัตราค่าบริการคลังที่เหมาะสม และนำเสนอต่อ กบง. (2) การออกระเบียบหลักเกณฑ์การใช้คลัง/ท่าเรือ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้จัดทำร่างระเบียบเบื้องต้นแล้ว และอยู่ระหว่างรอการพิจารณาร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง (3) การออกระเบียบการคัดเลือก/ประมูล กรมธุรกิจพลังงาน อยู่ระหว่างการจัดทำระเบียบการคัดเลือก และนำระเบียบดังกล่าวไปทำการรับฟังความคิดเห็นจากกลุ่มโรงกลั่นน้ำมัน และกลุ่มผู้ค้าก๊าซ LPG และ (4) การดำเนินการคัดเลือก/ประมูล
ยังไม่ได้ดำเนินการ
4. จากราคาก๊าซ LPG Pool ของเดือนพฤษภาคม 2559 ที่ปรับตัวลดลง 0.1196 บาทต่อกิโลกรัม และเพื่อเป็นการลดภาระการชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับลดการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ ลง 0.1196 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.7095 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.5899 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายประมาณ 213 ล้านบาทต่อเดือน โดยฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 1 พฤษภาคม 2559 มีฐานะกองทุนสุทธิ 7,623 ล้านบาท และเพื่อให้ผู้ประกอบการที่รับก๊าซ LPG จากคลังภูมิภาคที่เคยได้รับการชดเชยมีเวลาในการปรับตัว ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้มีบัญชีค่าขนส่งก๊าซ LPG ไปยังคลังต่างๆ ประกอบการกำกับดูแลราคา
ณ คลังภูมิภาค ต่อไปอีกเป็นเวลา 3 เดือน (พฤษภาคม-กรกฎาคม 2559) และเพื่อให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ ปตท. มีระยะเวลาเตรียมการด้านเอกสารและระเบียบต่างๆ อย่างรอบคอบ เห็นควรปรับกรอบระยะเวลาเตรียมการ การดำเนินงานตาม “Roadmap การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG” ให้มีความยืดหยุ่นมากยิ่งขึ้น จากเดิมที่กำหนดให้นำเสนอ กบง. เกี่ยวกับหลักเกณฑ์การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ภายใน
ต้นเดือนมิถุนายน 2559 ให้เป็นเสนอ กบง. ภายในเดือนมิถุนายน – กรกฎาคม 2559
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ดังนี้
1.1 กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 14.9701 บาทต่อกิโลกรัม
1.2 กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก เป็นราคาตลาดโลก (CP) ลบ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
1.3 กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า เป็นราคาตลาดโลก (CP) บวก 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
1.4 กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ
จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.10 บาทต่อกิโลกรัม
โดยที่ CP = ราคาประกาศเปโตรมิน ณ ราสทานูรา ซาอุดิอาระเบียของเดือนนั้น เป็นสัดส่วน ระหว่างโปรเปน กับ บิวเทน 60 ต่อ 40
ทั้งนี้ให้มีการทบทวนราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหาทุกๆ 3 เดือน
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.5899 บาท
3. เห็นชอบให้มีบัญชีค่าขนส่งก๊าซ LPG ไปยังคลังต่างๆ ประกอบการกำกับดูแลราคา ณ คลังภูมิภาคต่อไป
โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ทั้งนี้ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 3 พฤษภาคม 2559 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 2 แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เรื่อง แผนระบบรับ-ส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ดังนี้
(1) เห็นชอบโครงการลงทุนในระยะที่ 1 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำนวน 3 โครงการ วงเงินลงทุนประมาณ 13,900 ล้านบาท โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป็นผู้ดำเนินการ และ
(2) เห็นชอบในหลักการสำหรับการลงทุนในระยะที่ 2 และ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซฯ และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติ เหลว (LNG Receiving Facilities) โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปดำเนินการศึกษารายละเอียดตามข้อเสนอแนะของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และให้นำผลการศึกษาเสนอต่อ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อทราบต่อไป
2. ต่อมาเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 ครม. มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เรื่องแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซฯ เพื่อความมั่นคง ดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการการลงทุนในระยะที่ 2 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซฯ
(ส่วนที่ 1) โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการ จำนวน 2 โครงการ วงเงินรวม 110,100 ล้านบาท (2) เห็นชอบให้เลื่อนโครงการลงทุนในระยะที่ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซฯ (ส่วนที่ 1) ออกไป 6-10 ปี ประกอบด้วยโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซฯ จำนวน 2 โครงการ (ส่วนที่ 1 ระยะที่ 3) วงเงินรวม 12,000 ล้านบาท (3) ในส่วนของการลงทุน LNG Receiving Facilities (ส่วนที่ 2) จำนวน 2 โครงการ วงเงินรวม 65,500 ล้านบาท มอบหมายให้ กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายแลพแผนพลังงาน (สนพ.) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ร่วมกับ กกพ. และ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ไปศึกษาเพิ่มเติมโดยให้คำนึงถึงแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซฯ ในอนาคตอย่างใกล้ชิด แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. และ กพช. ตามลำดับอีกครั้ง
3. ในช่วงปี 2558 จนถึงปัจจุบัน มีโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินบางโครงการมีแนวโน้มที่จะไม่สามารถดำเนินการให้แล้วเสร็จได้ตามกำหนดการที่ระบุไว้ในแผน PDP 2015 ประกอบกับในช่วงปลายปี 2558 ที่ผ่านมา
เกิดวิกฤตการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกตกต่ำซึ่งส่งผลให้ราคาก๊าซฯ ทั้งในประเทศและในตลาดโลกมีราคาลดลง
จนอยู่ในระดับที่สามารถแข่งขันกับการผลิตไฟฟ้าโดยเชื้อเพลิงอื่นได้ ดังนั้นเพื่อลดความเสี่ยงด้านความมั่นคง กระทรวงพลังงานมีความจำเป็นต้องปรับเปลี่ยนแผนบริหารเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้าในระยะสั้นและระยะกลาง
ให้สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป โดยมีแผนเพิ่มการใช้ก๊าซฯ ในการผลิตไฟฟ้าทดแทนโรงไฟฟ้าถ่านหิน
ที่อาจไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผน PDP 2015 สรุปได้ดังนี้ (1) ความต้องการใช้ก๊าซฯ ในการผลิตไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มสูงขึ้นจากกรณีฐาน (Base case) เนื่องจากจะมีการนำก๊าซฯ ไปใช้เป็นเชื้อเพลิงทดแทนการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าถ่านหินที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนดการที่ระบุไว้ในแผน PDP 2015 รวมถึงโรงไฟฟ้าถ่านหินที่มีแนวโน้ม
จะดำเนินการล่าช้าจากกำหนดการตามแผน PDP 2015 กำลังผลิตติดตั้งรวมทั้งสิ้นประมาณ 3,340 เมกะวัตต์
(2) ความต้องการใช้ก๊าซฯ ในการผลิตไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มสูงขึ้น จากการนำก๊าซฯ ไปใช้ในการผลิตไฟฟ้าทดแทนในกรณี
ที่แผน AEDP และ EEP ที่อาจจะสามารถดำเนินการตามเป้าหมายได้เพียงร้อยละ 70 ทั้งนี้ จากการนำก๊าซฯ
ไปใช้ในการผลิตไฟฟ้าทดแทนตามข้างต้น จะส่งผลให้ปริมาณความต้องการใช้ก๊าซฯ ในปี 2579 ปรับเพิ่มขึ้นจากกรณีฐานที่มีความต้องการใช้ก๊าซฯ อยู่ใน ระดับ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ปรับเพิ่มขึ้นเป็นประมาณ 5,653
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
4. ตามแผนการจัดหาก๊าซฯ ของประเทศไทยในปัจจุบัน แบ่งการจัดหาออกเป็น 3 ส่วน ได้แก่
(1) จากแหล่งก๊าซฯ ภายในประเทศทั้งบนบกและในทะเล (อ่าวไทย) รวมถึงพื้นที่พัฒนาร่วมระหว่างประเทศ ผ่านทางระบบท่อส่งก๊าซฯ (2) นำเข้าก๊าซฯ จากแหล่งก๊าซฯ ในประเทศเพื่อนบ้าน (ประเทศเมียนมา) ผ่านทางระบบท่อส่งก๊าซฯ (3) นำเข้าในรูปแบบก๊าซฯ เหลว (LNG) ผ่านทาง LNG Receiving Terminal ทั้งนี้ในส่วนของการพิจารณาปรับแผนจัดหาก๊าซฯและ LNG ตามแผน Gas Plan 2015 นั้น ชธ. และ สนพ. ได้มีการพิจารณาโดยคำนึงถึงประเด็นความเสี่ยงในเรื่องของการบริหารจัดการแหล่งผลิตในอ่าวไทยที่สัมปทานจะสิ้นอายุลงในช่วงปี 2565 - 2566 โดยแบ่งออกเป็น 2 กรณี คือ กรณีที่สามารถบริหารจัดการให้สามารถคงกำลังการผลิตตามสัญญาได้ ซึ่งจะกำหนดให้เป็นกรณีฐานใหม่ และ กรณีไม่เป็นไปตามกรณีฐานซึ่งเป็นกรณีที่กระทรวงพลังงานไม่สามารถบริหารจัดการได้ ซึ่งจากแผนจัดหาก๊าซฯ ทั้ง 2 กรณี ชธ. และ สนพ. พบว่าในปี 2565 ประเทศจะมีความต้องการนำเข้า LNG ในปริมาณประมาณ 13.5 – 15.5 ล้านตันต่อปี และในช่วงปลายแผนในปี 2579 คาดว่าประเทศจะมีความต้องการนำเข้า LNG เพิ่มสูงขึ้นถึง 31.3 ล้านตันต่อปี ดังนั้นจึงมีความจำเป็นต้องมีการเตรียมความพร้อมโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการนำเข้า LNG ให้มีความสามารถที่จะรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณดังกล่าวได้
5. เพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อความมั่นคงทางพลังงานในภาพรวมของประเทศ ควรมีการปรับแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซฯ เพื่อความมั่นคง ดังนี้ แผนเดิมตามมติครม. เมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 และ
27 ตุลาคม 2558 ส่วนที่ 1 โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซฯ จะยังไม่มีการปรับเปลี่ยนกรอบโครงการและสามารถดำเนินการต่อเนื่องต่อไปได้ และส่วนที่ 2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว จะมีการปรับเปลี่ยนกรอบโครงการให้เหมาะสมกับสถานการณ์ความต้องการก๊าซฯ ที่เปลี่ยนแปลงไป ดังนั้น เพื่อให้โครงสร้างพื้นฐานก๊าซฯ ของประเทศเพียงพอและสอดคล้องกับแนวทางการจัดหาก๊าซฯ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้พิจารณาปรับปรุงโครงการในส่วนที่ 2 ตามแผนระบบรับส่ง และโครงสร้างพื้นฐานก๊าซฯ เพื่อความมั่นคงให้มีความเหมาะสม โดยมีข้อสรุปเปรียบเทียบกับกรอบแผนเดิมที่ได้เคยนำเสนอต่อ กพช. และ ครม. แล้ว โดยแบ่งออกเป็น 2 กรณี
ดังนี้ (1) สำหรับรองรับการจัดหาก๊าซฯ ในกรณีฐานใหม่ การปรับเปลี่ยนโครงสร้างพื้นฐานในส่วนที่ 2 สำหรับรองรับนำเข้า LNG เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ก๊าซฯ ที่เพิ่มสูงขึ้น และการบริหารจัดการให้แหล่งผลิตในอ่าวไทยที่สัมปทานจะสิ้นอายุลงในช่วงปี 2565 - 2566 ยังคงสามารถผลิตต่อไปได้อย่างต่อเนื่อง และ (2) สำหรับรองรับการจัดหาก๊าซฯ ในกรณีที่ไม่เป็นไปตามกรณีฐาน การปรับเปลี่ยนโครงสร้างพื้นฐานในส่วนที่ 2 สำหรับรองรับการนำเข้า ก๊าซ LNG เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ก๊าซฯ ที่เพิ่มสูงขึ้น รวมทั้งรองรับการจัดหา LNG เพื่อทดแทนในกรณีที่กระทรวงพลังงานไม่สามารถบริหารจัดการแหล่งผลิตในอ่าวไทยที่สัมปทานจะสิ้นอายุลงในช่วงปี 2565 – 2566 ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้ขอความเห็นชอบปรับเปลี่ยนโครงการ ดังนี้ (1) โครงการลำดับที่ 2.1 [T-1 ext.] : โครงการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ Map Ta Phut LNG Terminal เพิ่มเติมอีก 1.5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 1,000 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ในปี 2562 (2) โครงการลำดับที่ 2.2 [T-2] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง ในระยะที่ 1 สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ในปี 2565 ทั้งนี้ มอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการก่อสร้างเพื่อเตรียมความพร้อมของฐานรากทั้งหมดให้มีความพร้อมที่อาจสามารถขยายกำลังการแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพิ่มได้อีก 2.5 ล้านตัน (รวมกำลังการแปรสภาพ LNG สูงสุดเป็น 7.5 ล้านตันต่อปี) เพื่อรองรับความเสี่ยงหากเกิดการจัดหาก๊าซธรรมชาติไม่เป็นไปตามกรณีฐาน (3) โครงการลำดับที่ 2.4 [F-1] : โครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) พื้นที่อ่าวไทยตอนบน สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปีปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี เพื่อจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าพระนครใต้ พระนครเหนือ รวมทั้งจัดส่งก๊าซธรรมชาติเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยมอบหมายให้ กฟผ. เป็นผู้ดำเนินโครงการ ทั้งนี้
มอบให้ กฟผ. ไปศึกษาเพิ่มเติมถึงวงเงินลงทุนที่เหมาะสม เพื่อนำกลับมาเสนอต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาให้
ความเห็นชอบต่อไป (4) โครงการลำดับที่ 2.3 [F-2] : โครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) พื้นที่ อ.จะนะ จ.สงขลา หรือ อ.มาบตาพุต จ.ระยอง สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปีปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี เพื่อจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าในเขตพื้นที่ ภาคใต้ของประเทศหรือบริเวณนิคมอุตสาหกรรมในภาคตะวันออกวงเงินงบประมาณ 27,000 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าได้ ในปี 2567 และมอบหมายให้ ชธ. และ กกพ. เตรียมความพร้อมในการเปิดประมูลคัดเลือกผู้ดำเนินโครงการต่อไป (5) โครงการลำดับที่ 2.5 [T-3] และ 2.6 [T-4 หรือ F-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal ขนาด 3 ล้านตันต่อปี (ในกรณีของ F-3) ถึง 5 ล้านตันต่อปี เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซที่คาดว่าจะเพิ่มสูงขึ้นในอนาคต โดยมอบหมายให้ ชธ. กกพ. และ ปตท. ไปศึกษาเพิ่มเติม ทั้งในเรื่องสถานที่และวงเงินลงทุนที่เหมาะสม และให้มีการติดตามแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในอนาคตอย่างใกล้ชิด แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาอีกครั้ง และ (6) โครงการที่ 2.3 [F-2] 2.5 [T-3] และ 2.6 [T-4 หรือ F-3] กำหนดให้การดำเนินโครงการต้องมีการออกประกาศเชิญชวนเพื่อคัดเลือกผู้ดำเนินโครงการ โดยมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้ดำเนินการกำหนดระเบียบและหลักเกณฑ์ในการคัดเลือกผู้ดำเนินโครงการ รวมถึงเป็นผู้คัดเลือกผู้ดำเนินโครงการที่เหมาะสม ทั้งนี้ให้เสนอผลการคัดเลือกผู้ดำเนินโครงการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไปโดยมอบหมายให้ ชธ. และ กกพ. ติดตามแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในอนาคตอย่างใกล้ชิด
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบโครงการลำดับที่ 2.1 [T-1 ext.] : โครงการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ Map Ta Phut LNG Terminal เพิ่มเติมอีก 1.5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 1,000 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและแปรสภาพ LNG จากของเหลว
เป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ในปี 2562
2. เห็นชอบโครงการลำดับที่ 2.2 [T-2] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง
ในระยะที่ 1 สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท
โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและ
แปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ในปี 2565 ทั้งนี้มอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการก่อสร้างเพื่อเตรียมความพร้อมของฐานรากทั้งหมดให้มีความพร้อมที่อาจสามารถขยายกำลังการแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพิ่มได้อีก 2.5 ล้านตัน (รวมกำลังการแปรสภาพ LNG สูงสุดเป็น 7.5 ล้านตันต่อปี) เพื่อรองรับความเสี่ยงหากเกิดการจัดหาก๊าซธรรมชาติไม่เป็นไปตามกรณีฐาน
3. เห็นชอบโครงการลำดับที่ 2.4 [F-1] : โครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) พื้นที่อ่าวไทยตอนบน สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี เพื่อจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าพระนครใต้ พระนครเหนือ รวมทั้งจัดส่งก๊าซธรรมชาติเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ
โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยเป็นผู้ดำเนินโครงการ ทั้งนี้มอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยไปศึกษาเพิ่มเติมถึงวงเงินลงทุนที่เหมาะสม เพื่อนำกลับมาเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
ทั้งนี้ โครงการที่ 2.1 [T-1 ext.]2.2 [T-2] และ 2.4 [F-1] ให้นำเสนอ ต่อ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป สำหรับโครงการที่ 2.3 [F-2] : โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่ อ.จะนะ
จ.สงขลา หรือ อ.มาบตาพุต จ.ระยอง) 2.5 [T-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 3) และ 2.6[T-4 หรือ F-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 4) หรือ FSRU ที่ประเทศเมียนมาร์ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายแลพแผนพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ไปศึกษาเพิ่มเติม แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาอีกครั้ง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558- 2579 (Oil Plan 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ พร้อมทั้งได้เสนอแนะว่าควรมีการทบทวนแผนฯ เมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องใช้ดำเนินการต่อไป โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนฯ ต่อ กบง. ทุก 3 เดือน และเมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2559 ธพ. ได้รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนฯ ไตรมาสที่ 1 (ตุลาคม – ธันวาคม 2558) ต่อ กบง. แล้ว
2. การจัดทำแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นการบูรณาการระหว่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ.2558 - 2579 กับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558-2579 โดยเริ่มกระบวนการจัดทำแผนจากการพยากรณ์ปริมาณความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง โดยตั้งอยู่บนพื้นฐานของข้อมูลปริมาณความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงเดียวกับแผนอนุรักษ์พลังงาน ซึ่งได้มีการประเมินความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในกรณีฐาน (Business as Usual: BAU) ว่าในปี 2579 จะมีความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง 65,459 ktoe โดยตามแผนได้กำหนดแนวทางมาตรการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง โดยแบ่งแนวทางดำเนินการออกได้เป็น 4 กลุ่ม ได้แก่ (1) กำกับราคาเชื้อเพลิงในภาคขนส่งให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง (2) เพิ่มประสิทธิภาพการใช้เชื้อเพลิงในยานยนต์ (3) ส่งเสริมการบริหารจัดการการใช้รถบรรทุกและรถโดยสาร และ (4) พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานคมนาคมขนส่ง
3. จากข้อมูลการพยากรณ์ปริมาณความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงดังกล่าว กรมธุรกิจพลังงานจึงได้นำมาบริหารจัดการโดยกำหนดเป็นหลักการจัดทำแผน 5 มาตรการหลัก ดังนี้ (1) สนับสนุนมาตรการประหยัดน้ำมันเชื้อเพลิงในภาคขนส่งตามแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (Energy Efficiency Plan: EEP 2015)
(2) บริหารจัดการชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม (3) ปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม
(4) ผลักดันการใช้เชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล ตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก
พ.ศ. 2558 -2579 (Alternative Energy Development Plan: AEDP2015) (5) สนับสนุนการลงทุนในระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งภายใต้ 5 มาตรการหลักดังกล่าวประกอบด้วยแผนงาน/โครงการ ทั้งสิ้น 46 โครงการ/กิจกรรม เช่น โครงการติดฉลากแสดงประสิทธิภาพพลังงานในยางรถยนต์ การพัฒนาระบบโครงสร้างพื้นฐานคมนาคมขนส่งรถไฟฟ้าขนส่งมวลชน ประชาสัมพันธ์สร้างความเชื่อมั่น และความเข้าใจเกี่ยวกับน้ำมัน
แก๊สโซฮอล์อี 20 และ อี 85 (ภายใต้โครงการส่งเสริมการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ) และโครงการศึกษาการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพในการขนส่ง เป็นต้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามคำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติที่ 120/2557 เรื่อง การปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
ลงวันที่ 28 สิงหาคม 2557 โดยการปรับภาษีสรรพสามิตและกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงทำให้ราคาขายปลีกเปลี่ยนแปลงไป ซึ่งผู้ค้าน้ำมันจะได้รับเงินชดเชยหรือส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามปริมาณน้ำมันคงเหลือของวันที่
28 สิงหาคม 2557 คูณด้วยอัตราเงินชดเชยหรืออัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ สนพ. ประกาศ ทั้งนี้ตามคำสั่งฯ กำหนดให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และสำนักงานพลังงานจังหวัดแจ้งเป็นหนังสือให้ผู้ค้าน้ำมันในพื้นที่ที่รับผิดชอบทราบจำนวนเงินชดเชยที่พึงได้รับหรือจำนวนเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ (หนังสือให้ผู้ค้าฯ) เพื่อให้ผู้ค้าน้ำมันยื่นเอกสารขอรับเงินชดเชยหรือส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ต่อสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ทราบภายใน 90 วัน นับแต่วันที่ได้รับหนังสือจากพลังงานจังหวัด
2. เมื่อวันที่ 25 พฤษภาคม 2558 บริษัท ซัสโก้ จำกัด (มหาชน) ได้มีหนังสือถึง สบพน. แจ้งว่าบริษัท
ซัสโก้ฯ ไม่ได้รับหนังสือให้ผู้ค้าฯ จากสำนักงานพลังงานจังหวัดสระบุรี (พนจ. สระบุรี) ในเวลาอันควร ทำให้บริษัท
ซัสโก้ฯ ไม่ได้ดำเนินการขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ มาก่อนหน้านี้ จึงขอยื่นเอกสารขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ จากการปรับราคาขายปลีกสำหรับน้ำมันคงเหลือพร้อมแนบหนังสือให้ผู้ค้าฯ เป็นจำนวนเงิน 2,781,810.78 บาท ซึ่งต่อมา สบพน. ได้มีหนังสือถึง พนจ. สระบุรี เพื่อสอบถามข้อเท็จจริง โดย พนจ. สระบุรี
ได้ชี้แจงว่า พนจ. สระบุรี ได้ส่งมอบหนังสือให้ผู้ค้าฯ ให้กับพนักงานของบริษัทที่รับจ้างทำงานให้แทปไลน์ (พนักงาน Outsource) ซึ่งพนักงานคนดังกล่าวได้เดินทางไปรับหนังสือให้ผู้ค้าฯ และได้ส่งมอบเอกสารให้บริษัทผู้ค้าน้ำมัน
5 ราย คือ (1) บริษัท ซัสโก้ ดีลเลอร์ส จำกัด (2) บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) (3) บริษัท เชฟรอน (ไทย) จำกัด (4) บริษัท เชลล์แห่งประเทศไทย จำกัด และ (5) บริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน) โดยตรงเรียบร้อยแล้ว ส่วนเอกสารของ บริษัท ซัสโก้ฯ ได้วางไว้บนโต๊ะทำงานของเจ้าหน้าที่ของ บริษัท ซัลโก้ฯ เนื่องจากเจ้าหน้าที่ไม่อยู่
ในห้องทำงาน
3. เมื่อวันที่ 10 สิงหาคม 2558 และวันที่ 3 ธันวาคม 2558 สบพน. ได้มีหนังสือถึง พนจ. สระบุรีเพื่อสอบถามว่า พนจ. สระบุรี ได้จัดส่งหนังสือให้ผู้ค้าฯ ให้แก่บริษัท ซัสโก้ฯ เมื่อใด และมีระเบียบวิธีการจัดส่งหนังสือให้ผู้ค้าฯ เป็นแบบใด ซึ่ง พนจ. สระบุรี ได้ชี้แจงว่า (1) เมื่อวันที่ 18 พฤษภาคม 2558 พนจ. สระบุรี ได้ส่งสำเนาหนังสือให้ผู้ค้าฯ ให้แก่บริษัท ซัสโก้ฯ ใหม่อีกครั้งในรูปแบบสำเนาเอกสาร เพื่อใช้แทนหนังสือให้ผู้ค้าฯ ตามที่บริษัท ซัสโก้ฯ อ้างว่ายังไม่ได้รับ และ (2) วิธีการจัดส่งเอกสารของ พนจ. สระบุรี ถ้าเป็นกรณีที่เป็นเอกสารทั่วไปจะให้ผู้ที่เกี่ยวข้องกับเอกสารสำคัญนั้น ติดต่อขอรับเอกสาร หรือจัดส่งเอกสารให้ทางจดหมายตอบรับ หรือไปส่งด้วยตนเอง แต่ถ้าเป็นกรณีการจัดส่งเอกสารเรื่องการขอรับเงินชดเชย เนื่องจากเป็นปีแรกที่ พนจ. สระบุรี เป็นผู้รับผิดชอบ สำนักงานได้ฝากส่งเอกสารให้กับเจ้าหน้าที่ของ พนักงาน Outsource
4. เมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2558 สบพน. ได้มีหนังสือถึงที่ปรึกษาคณะกรรมการสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (นายวันชาติ สันติกุญชร) เพื่อหารือข้อกฎหมายกรณีของบริษัท ซัสโก้ฯ ซึ่งที่ปรึกษาฯ ได้มีหนังสือ ตอบข้อหารือว่า การตีความเกี่ยวกับการปฏิบัติตามคำสั่งฯ อยู่ในอำนาจพิจารณาวินิจฉัยของ กบง. ตามข้อ 12 ของคำสั่งฯ ดังนั้น สบพน. ชอบที่จะรวบรวมข้อเท็จจริงส่งให้ กบง. พิจารณาดำเนินการวินิจฉัย ดังนั้น เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2559 สบพน. ได้มีหนังสือถึง สนพ. ขอให้พิจารณาเสนอ กบง. พิจารณาวินิจฉัยกรณีบริษัท ซัสโก้ฯ ขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ เกินระยะเวลา 90 วัน ซึ่ง สนพ. ได้พิจารณาจากข้อเท็จจริงทั้งหมดแล้ว และได้มีความเห็นให้
สบพน. พิจารณาดำเนินการจ่ายเงินชดเชยให้แก่บริษัท ซัสโก้ฯ เนื่องจากไม่ปรากฏหลักฐานทางข้อกฏหมายที่จะนำมาอ้างอิงสนับสนุนว่าบริษัท ซัสโก้ฯ ไม่ประสงค์ขอรับเงินชดเชย หากมีการฟ้องร้องดำเนินคดีจะมีผลเสียต่อไป
แต่เนื่องจาก สบพน. ได้ดำเนินการตรวจสอบข้อเท็จจริงจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องประกอบกับ ตามคำสั่งฯ ข้อ 12 ระบุว่า ในกรณีที่มีปัญหาในการตีความเกี่ยวกับการปฏิบัติตามคำสั่งนี้ ให้ กบง. พิจารณาวินิจฉัยและให้ถือว่าคำวินิจฉัยดังกล่าวเป็นที่สุด สบพน. จึงได้จัดทำข้อเสนอเพื่อให้ กบง. พิจารณาดำเนินการตามอำนาจหน้าที่ดังกล่าว
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงานดำเนินการตรวจสอบหลักฐานและข้อเท็จจริงที่เกี่ยวข้องให้ครบถ้วน และให้พิจารณาดำเนินการตามระเบียบและคำสั่งที่เกี่ยวข้องว่าสามารถจ่ายเงินชดเชยจำนวน 2,781,810.78 บาท ให้แก่บริษัท ซัสโก้ ดีลเลอร์ส จำกัด ได้หรือไม่ และนำมารายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายทราบต่อไป
รายงานผลการประชุม กบง. วันที่ 1 สิงหาคม 2559
เตรียมปรับโครงสร้าง ระบบบริหารกองทุนอนุรักษ์พลังงานฯ
กระทรวงพลังงาน เตรียมแผนการปรับโครงสร้างระบบการบริหารงานกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อเพิ่มขีดความสามารถในการขับเคลื่อนแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี เสนอคณะกรรมการกองทุนฯ สิงหาคมนี้
สนพ. จับมือ ส.อ.ท. ดึง SMEs ประหยัดพลังงาน รับสิทธิประโยชน์ 4 เด้ง
กิจกรรมสะสมแต้มพลังงาน (Energy Points) ส่งเสริมและจูงใจให้ผู้ประกอบการSMEs ดำเนินการประหยัดพลังงาน เพื่อแลกรับสิทธิประโยชน์ด้านพลังงาน 4 เด้ง โดยตั้งเป้ามีผู้เข้าร่วมโครงการไม่น้อยกว่า 500 แห่ง ลดต้นทุนค่าไฟ 500,000 บาทต่อแห่งต่อปี