คณะกรรมการและอนุกรรมการ (2532)
Children categories
กพช. ครั้งที่ 7 วันศุกร์ที่ 30 พฤษภาคม 2559
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2559 (ครั้งที่ 7)
เมื่อวันศุกร์ที่ 30 พฤษภาคม 2559 เวลา 09.00 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1. สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน
2. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3. รายงานผลความคืบหน้าคดีเกี่ยวกับโรงไฟฟ้าชีวมวล
5. รายงานผลความคืบหน้าคดีสัมปทานปิโตรเลียมรอบที่ 21
6. แนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี 2565 – 2566
7. แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง (LNG)
9. แนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มในกิจการพลังงาน
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ปัจจุบันประเทศไทยมีความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้ากับประเทศเพื่อนบ้านใน 2 รูปแบบ ได้แก่ รูปแบบที่ 1 การซื้อขายไฟฟ้าจากโครงการที่พัฒนาขึ้นในประเทศเพื่อนบ้าน ภายใต้กรอบบันทึกความเข้าใจ ความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าผ่านสายส่งเชื่อมโยงระหว่างประเทศ (MOU) ได้แก่ (1) สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) จำนวน 7,000 เมกะวัตต์ โดยจะรับซื้อจนครบปริมาณโดยไม่กำหนดเวลา MOU
(2) สาธารณรัฐประชาชนจีน จำนวน 3,000 เมกะวัตต์ MOU มีอายุถึงปี 2560 (3) สาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาร์ ไม่ระบุปริมาณรับซื้อไฟฟ้า MOU มีอายุถึงปี 2563 และ (4) ราชอาณาจักรกัมพูชา ไม่ได้ระบุจำนวนที่จะซื้อขายไฟฟ้าและไม่ระบุเวลา MOU รวมถึงความร่วมมือในการแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้ากับมาเลเซีย จำนวน 300 เมกะวัตต์ และรูปแบบที่ 2 การแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าระหว่างประเทศผ่านการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากำลังระหว่างสองประเทศ (Grid to Grid) ที่ปัจจุบันมีการแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าระหว่าง
(1) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) (2) การขายไฟฟ้าให้กับประเทศเพื่อนบ้านบริเวณชายแดนโดยการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และ (3) การขายพลังงานไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และการไฟฟ้ากัมพูชาเป็นปริมาณมากผ่านการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าที่ระดับแรงดัน 115 กิโลโวลต์
2. สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน (1) การซื้อขายไฟฟ้าภายใต้ MOU ปัจจุบันมีโครงการที่ได้ตกลงซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับผู้พัฒนาโครงการ กำลังผลิตรวม 5,421 เมกะวัตต์ โดยเป็นโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ใน สปป. ลาว ทั้งหมด รวมกำลังผลิต 3,578 เมกะวัตต์ และโครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่างการก่อสร้าง ใน สปป. ลาว ทั้งหมด รวมกำลังผลิต 1,843 เมกะวัตต์ และ (2) การแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าระหว่างประเทศผ่านการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากำลังระหว่างสองประเทศ (Grid to Grid) ปัจจุบันมีการแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และ ฟฟล. ซึ่งเป็นการซื้อขายแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าแบบ Non-Firm ผ่านการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าที่ระดับแรงดัน 115 กิโลโวลต์ จำนวน 5 จุด การขายพลังงานไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และการไฟฟ้ากัมพูชาเป็นปริมาณมากผ่านการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าที่ระดับแรงดัน 115 กิโลโวลต์ จากสถานีไฟฟ้าแรงสูงวัฒนานครของ กฟผ. เข้าไปยังเมืองบันเตียนเมียนเจย (ศรีโสภณ) พระตะบอง และเสียมราฐ และการแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้าของ กฟภ. จากการขายไฟฟ้าให้ประเทศเพื่อนบ้านในบริเวณหมู่บ้านที่ใกล้กับเขตชายแดนของประเทศไทยที่ระดับแรงดัน 22 กิโลโวลต์ โดยสถานภาพ ณ ไตรมาสที่ 4 ปี 2558 มีจำนวนจุดซื้อขายไฟฟ้าทั้งสิ้น 21 จุด แบ่งเป็น สาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาร์ จำนวน 6 จุด สปป.ลาว จำนวน 6 จุด และราชอาณาจักรกัมพูชา จำนวน 9 จุด มีความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดตามสัญญารวมทั้งสิ้น 114,479 กิโลวัตต์ และมีปริมาณการใช้ไฟฟ้าเฉลี่ยต่อเดือนประมาณ 40.81 ล้านกิโลวัตต์ชั่วโมง
3. โครงการที่อยู่ระหว่างการเจรจาการรับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) สปป.ลาว กำลังการผลิตรวม 1,318 เมกะวัตต์ ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 1 กำลังผลิต 520 เมกะวัตต์ และโครงการปากเบ่ง กำลังการผลิต 798 เมกะวัตต์ (2) ราชอาณาจักรกัมพูชา กำลังการผลิตรวม 4,200 เมะวัตต์ ได้แก่ โครงการเกาะกงของบริษัท สามารถคอร์ปเรชั่น จำกัด (มหาชน) กำลังการผลิต 1,800 เมกะวัตต์ และโครงการเกาะกงของบริษัท เกาะกง ยูทิลิตี้ จำกัด กำลังการผลิต 2,400 เมกะวัตต์ (3) สาธารณรัฐประชาชนจีน เมื่อวันที่ 6 มิถุนายน 2556 กฟผ. และบริษัท China Southern Power Grid (CSG) ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจเกี่ยวกับแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากจีน และได้มีการเจรจาหารือกันหลายครั้ง แต่เนื่องจากยังมีประเด็นคงค้างที่ยังไม่สามารถตกลงกันได้ในเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและกำหนดจ่ายไฟฟ้า จึงให้พักการเจรจาไว้จนกระทั่งถึงเวลาที่เหมาะสม ต่อมาเมื่อวันที่ 14 มกราคม 2559 CSG ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานและ กฟผ. เพื่อขอกลับมาเริ่มศึกษาแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากจีนมาไทย ในประเด็นคงค้างภายใต้กรอบ MOU และได้มอบหมายให้บริษัท Yunnan International Company (YNIC) รับหน้าที่ศึกษาแผนการรับซื้อไฟฟ้าต่อไป นอกจากนี้ยังได้แจ้งว่าบริษัท YNIC ได้ลงนามในข้อตกลงร่วมกับบริษัท Phongsubthavy Group (PSTG) ซึ่งได้รับสิทธิในการพัฒนาระบบส่งที่อยู่ในฝั่งลาว โดย YNIC และ PSTG มีความประสงค์ในการร่วมหารือและเจรจากับ กฟผ. เกี่ยวกับแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากจีนมาไทย
4. โครงการที่มีศักยภาพ ดังนี้ (1) สปป.ลาว กำลังการผลิตรวม 1,305 เมกะวัตต์ ได้แก่ โครงการเซนาคาม กำลังผลิต 660 เมกะวัตต์ โครงการเซกอง 4 กำลังผลิต 240 เมกะวัตต์ โครงการเซกอง 5 กำลังผลิต 330 เมกะวัตต์ และโครงการน้ำกง 1 กำลังผลิต 75 เมกะวัตต์ (2) สาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาร์ ได้แก่ โครงการมายตง (พลังน้ำ) กำลังผลิต 6,300 เมกะวัตต์ โครงการมายกก (ลิกไนต์) กำลังผลิต 390 เมกะวัตต์ โครงการเชียงตุง (ลิกไนต์) กำลังผลิต 200-600 เมกะวัตต์ โครงการทะนินทะยี (พลังน้ำ) กำลังผลิต 600 เมกะวัตต์ และโครงการมะริด (ถ่านหินนำเข้า) กำลังผลิต 1,200-2,000 เมกะวัตต์ (3) ราชอาณาจักรกัมพูชา โครงการสตึงมนัม กำลังผลิต 94 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือนเมษายน 2559 มีการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในโครงการที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐแล้ว รวม 10,506 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 9,041 เมกะวัตต์ คิดเป็นร้อยละ 54 เมื่อเทียบกับเป้าหมายของแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP 2015) ณ ปี 2579 (เป้าหมาย 16,778 เมกะวัตต์ ไม่รวมพลังน้ำขนาดใหญ่) แบ่งเป็น (1) โครงการที่จ่ายไฟฟ้า เข้าระบบไฟฟ้า (COD) แล้ว รวม 6,009 เมกะวัตต์ และ (2) โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้ว และอยู่ระหว่างรอ COD จำนวน 2,372 เมกะวัตต์ และโครงการที่มีการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว จำนวน 660 รวม 3,032 เมกะวัตต์
2. การรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) มีเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 จำนวน 200 เมกะวัตต์ ซึ่งได้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าไปแล้วจำนวน 2 รอบ คือ รอบปี 2556 และรอบปี 2558 รวม 9,450 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง ประมาณ 160 เมกะวัตต์ โดยแบ่งเป็นกลุ่มบ้านอยู่อาศัย จำนวน 73 เมกะวัตต์ และกลุ่มประเภทอาคารธุรกิจ/โรงงาน จำนวน 87 เมกะวัตต์
3. การรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับผู้ที่ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบ Adder เดิม (ค้างท่อ) รวมทั้งสิ้น 170 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 985 เมกะวัตต์ ซึ่งในปัจจุบันมีโครงการที่ COD แล้ว จำนวน 157 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 929 เมกะวัตต์ และมีโครงการที่ได้รับการยกเลิก PPA จำนวน 13 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 56 เมกะวัตต์
4. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) ในแบบ Feed-in Tariff โดยเมื่อวันที่ 15 มกราคม 2559 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้า ระยะที่ 1 สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ (จังหวัดปัตตานี จังหวัดยะลา และจังหวัดนราธิวาส) และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา (อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี) และได้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) แล้วเสร็จ โดยมีผู้ได้รับคัดเลือก จำนวน 1 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 2 เมกะวัตต์ จากเป้าหมายประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 10 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ปัจจุบันยังอยู่ระหว่างดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าประเภทชีวมวล จำนวน 36 เมกะวัตต์ โดยมีกำหนดการดำเนินการแล้วเสร็จภายในเดือนสิงหาคม 2559
5. การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 โดยเมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กกพ. ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าฯ และได้มีการประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านคุณสมบัติเข้าร่วมโครงการ เมื่อวันที่ 18 เมษายน 2559 รวมทั้งสิ้น 167 ราย รวมทั้งได้ออกประกาศหลักเกณฑ์และวิธีการจับสลากเพื่อรับซื้อไฟฟ้าฯ และเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2559 ได้จับสลากคัดเลือกโครงการ และได้ประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านการคัดเลือกที่มีสิทธิ เข้าทำสัญญากับการไฟฟ้า เมื่อวันที่ 26 เมษายน 2559 โดยมีผู้ผ่านการคัดเลือกรวมทั้งสิ้น 67 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 281 เมกะวัตต์ โดยเจ้าของโครงการหรือผู้สนับสนุนโครงการ จะต้องลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายใน 120 วัน นับจากวันที่ได้รับหนังสือและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานผลความคืบหน้าคดีเกี่ยวกับโรงไฟฟ้าชีวมวล
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. บริษัทซึ่งประกอบกิจการโรงไฟฟ้าชีวมวล จำนวน 12 บริษัท ประกอบด้วย (1) บริษัท กมลาไสย ไบโอ เพาเวอร์ 2010 (2) บริษัท เอเวอร์กรีน พลัส จำกัด (3) บริษัท แอ๊ดวานซ์ เอเชีย เพาเวอร์ แพลนท์ จำกัด (4) บริษัท อัลไลแอนซ์ คลีน เพาเวอร์ จำกัด (5) บริษัท แอ๊ดวานซ์ ไบโอ เอเชีย จำกัด (6) บริษัท อัลไลแอนซ์ คลีน เพาเวอร์ จำกัด (7) บริษัท แอ๊ดวานซ์ คลีน เพาเวอร์ จำกัด (8) บริษัท แอ๊ดวานซ์ คลีน เพาเวอร์ จำกัด (9) บริษัท แอ๊ดวานซ์ อะโกร เพาเวอร์ แพลนท์ จำกัด (10) บริษัท แอ๊ดวานซ์ อะโกร เพาเวอร์ แพลนท์ จำกัด (11) บริษัท ทรัพย์อนันต์ ไบโอแมส จำกัด และ (12) บริษัท บัวสมหมายผลิตไฟฟ้า จำกัด ได้ยื่นฟ้องคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และกระทรวงพลังงาน ต่อศาลปกครองกลาง กรณีเกี่ยวกับมติของ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เรื่อง อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2558 (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) และประกาศของ กกพ. ฉบับลงวันที่ 11 มิถุนายน 2558 เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) ในช่วงเปลี่ยนผ่านจากแบบ Adder เป็น Feed –in Tariff (FiT) พ.ศ. 2558 ว่าเป็นการกระทำที่ไม่ชอบด้วยกฎหมาย ไม่มีความเป็นธรรม ไม่เสมอภาค เลือกปฏิบัติ ปราศจากเหตุผล และก่อให้เกิดความได้เปรียบเสียเปรียบในการแข่งขันในกิจการพลังงาน เนื่องจากโครงการที่ได้รับราคารับซื้อไฟฟ้าแบบ Feed-in Tariff (FiT) จะได้รับค่าไฟฟ้าที่สูงกว่าแบบ Adder
2. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวล และได้มีมติเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวลตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 โดยให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเลือกปรับรูปแบบ Adder เป็น FiT ได้โดย (1) สามารถเลือกที่จะอยู่ในรูปแบบ Adder อย่างเดิมต่อไปได้ ตามเงื่อนไขเดิม หรือ (2) สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ได้ โดยมีเงื่อนไข
3. ผู้ฟ้องคดีได้ดำเนินการยื่นคำร้องขอถอนคำฟ้องและศาลได้มีคำสั่งอนุญาตให้ผู้ฟ้องคดีถอนคำฟ้อง และให้จำหน่ายคดีออกจากสารบบความแล้ว จำนวน 9 บริษัท คงเหลือบริษัทที่ยังไม่ถอนฟ้อง จำนวน 3 บริษัท คือ (1) บริษัท กมลาไสย ไบโอ เพาเวอร์ 2010 จำกัด (2) บริษัท เอเวอร์กรีน พลัส จำกัด และ (3) บริษัท ทรัพย์อนันต์ ไบโอแมส จำกัด
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานติดตามให้ผู้ฟ้องคดีทั้ง 3 ราย ดำเนินการถอนคำฟ้องคดีโดยเร็ว
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 โดยเห็นชอบให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป และให้นำเสนอขอความเห็นชอบเพื่อลงนามสัญญาซื้อขาย LNG จาก กพช. ทั้งนี้ เมื่อ กพช. ให้ความเห็นชอบแล้ว ให้นำรายงานให้ คณะรัฐมนตรี เพื่อรับทราบต่อไป ซึ่งตามแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว ที่สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ ปี 2555 - 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 ในปี 2558 มีความต้องการ LNG ในปริมาณ 5.3 ล้านตันต่อปี ปตท. จึงมีความจำเป็นต้องจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวเพิ่มเติมจากสัญญา Qatargas โดย กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 และ คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 กันยายน 2558 มีมติเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาว (LNG Sale and Purchase Agreement : LNG SPA) กับบริษัท Shell Eastern Trading (PTE) LTD (Shell) และบริษัท BP Singapore PTE. Limited (BP) ในปริมาณรายละ 1.0 ล้านตันต่อปี (รวมปริมาณ 2.0 ล้านตันต่อปี) กำหนดส่งมอบในปี 2559 เป็นระยะเวลา 15 ปี และ 20 ปี ตามลำดับ พร้อมทั้งอนุมัติให้ ปตท. ลงนามสัญญาฯ ได้ หลังผ่านการพิจารณาร่างสัญญาฯ จากสำนักงานอัยการสูงสุด โดยเมื่อวันที่ 12 กุมภาพันธ์ 2559 สำนักงานอัยการสูงสุดได้ส่งความเห็นในร่างสัญญาฯ ทั้งสองฉบับให้ ปตท.
2. เนื่องด้วยสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกที่ลดลงอย่างต่อเนื่อง ประกอบกับราคาถ่านหิน ซึ่งเป็นเชื้อเพลิงทางเลือกมีราคาปรับลดลงอย่างมีนัยสำคัญ และเศรษฐกิจโลกที่ชะลอตัว รวมทั้งมีโครงการผลิต LNG ใหม่ๆ ที่ทยอยเข้าสู่ตลาด มีผลทำให้ตลาด LNG มีอุปทานมากกว่าอุปสงค์ และราคา Spot LNG อยู่ในระดับต่ำมาก กระทรวงพลังงานจึงพิจารณาว่าควรมีการเจรจาทบทวนราคาในสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell และ BP ที่ผ่านการอนุมัติจาก กพช. และ คณะรัฐมนตรี ใหม่ ทั้งนี้ ปตท. ได้มีหนังสือรายงานแนวทางการดำเนินการและความก้าวหน้าการเจรจาสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell และ BP ต่อกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2559
3. ในปี 2558 มีการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปริมาณรวมทั้งสิ้น 2.62 ล้านตัน หรือคิดเป็นจำนวน 31 เที่ยวเรือ โดยเริ่มมีการนำเข้า LNG ด้วยสัญญา LNG SPA กับบริษัท Qatargas ปริมาณรวม 2.0 ล้านตัน หรือคิดเป็นจำนวน 22 เที่ยวเรือ นอกจากนี้ยังจัดหาเพิ่มเติมจากตลาด Spot ปริมาณรวม 0.62 ล้านตัน หรือคิดเป็นจำนวน 9 เที่ยวเรือ ทำให้ราคานำเข้า LNG เฉลี่ยรวม เท่ากับ 9.48 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู แบ่งออกเป็นราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญาระยะยาว เท่ากับ 10.21 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญา Spot เท่ากับ 7.12 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ทั้งนี้สัดส่วนการใช้ LNG ที่ส่งเข้าระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ มีปริมาณเฉลี่ย 369 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 7.7 ของปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติ ทั้งหมด สำหรับปี 2559 ระหว่างเดือนมกราคม-เมษายน มีการนำเข้า LNG ปริมาณรวมทั้งสิ้น 0.82 ล้านตัน หรือคิดเป็นจำนวน 9 เที่ยวเรือ โดยแบ่งออกเป็นการรับ LNG จากสัญญา LNG SPA กับบริษัท Qatargas ปริมาณรวม 0.64 ล้านตัน หรือคิดเป็นจำนวน 7 เที่ยวเรือ นอกจากนี้ยังจัดหาเพิ่มเติมจากตลาด Spot ปริมาณรวม 0.18 ล้านตัน หรือคิดเป็นจำนวน 2 เที่ยวเรือ มีราคานำเข้า LNG เฉลี่ยรวม เท่ากับ 6.48 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู แบ่งออกเป็นราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญาระยะยาว เท่ากับ 6.93 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญา Spot เท่ากับ 4.90 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู
4. ในปี 2559 มีแผนการจัดหา LNG ให้เพียงพอกับความต้องการใช้ LNG ภายในประเทศ ปริมาณ 2.7 - 3.1 ล้านตัน โดย ปตท. ได้เลื่อนการลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell และ BP ซึ่งมีกำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนเมษายน 2559 ออกไป สรุปแผนการจัดหา LNG ของปี 2559 ได้ดังนี้ (1) ปตท. มีแผนรับ LNG จากบริษัท Qatargas ตามสัญญาระยะยาว ปริมาณ 2.0 ล้านตันต่อปี หรือคิดเป็นจำนวน 22 เที่ยวเรือ (2) ปตท. คาดว่าจะจัดหา LNG ส่วนเพิ่มปริมาณ 0.7 - 1.1 ล้านตัน จากตลาด Spot โดยมีความต้องการ Spot LNG เริ่มตั้งแต่เดือนมีนาคม 2559 เป็นต้นไป
5. แผนการจัดหา LNG ที่มีกำหนดส่งมอบตั้งแต่ปี 2560 เป็นต้นไป อยู่ระหว่างการเจรจาร่างสัญญา LNG SPA เพิ่มเติม ทั้งนี้มีสัญญา LNG SPA 2 ฉบับ คือสัญญา Shell และ BP ซึ่งได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และ คณะรัฐมนตรี ให้สามารถลงนามสัญญาได้ภายหลังจากได้รับความเห็นชอบจากสำนักงานอัยการสูงสุด ต่อมากระทรวงพลังงานได้มอบหมายให้ ปตท. เจรจาเรื่องราคากับ Shell และ BP ใหม่เพื่อให้สะท้อนภาวะตลาดมากขึ้น โดยมีความก้าวหน้าการเจรจา ดังนี้ (1) บริษัท Shell (เลื่อนกำหนดส่งมอบจากปี 2559 เป็นปี 2560) ปตท. และบริษัท Shell สามารถตกลงเงื่อนไขในร่างสัญญา LNG SPA (15 ปี) ในหลักการตามข้อสังเกตจากสำนักงานอัยการสูงสุดได้แล้ว ขณะนี้อยู่ระหว่างสรุปร่างสัญญาฯ ในรายละเอียด โดยบริษัท Shell ได้เสนอแนวทางการปรับเงื่อนไขราคาใหม่เพื่อให้สะท้อนสภาพตลาด LNG ปัจจุบันมากขึ้น โดยเสนอที่ระดับราคาน้ำมันต่ำ ให้ใช้สูตรราคาที่อ้างอิงกับราคาน้ำมันดิบ และเมื่อราคาน้ำมันสูง ให้ใช้สูตรราคา Hybrid เดิมในการคำนวณราคา LNG ทั้งนี้ ประมาณการราคา LNG จากข้อเสนอราคาใหม่ของบริษัท Shell ต่ำกว่าราคา LNG จากสัญญาจาก Qatargas และสูตรราคาเดิม (2) บริษัท BP (เลื่อนกำหนดส่งมอบจากปี 2559 เป็นปี 2560) ปตท. และบริษัท BP สามารถตกลงเงื่อนไขในร่างสัญญา LNG SPA (20 ปี) ในหลักการตามข้อสังเกตจากสำนักงานอัยการสูงสุดได้แล้ว ขณะนี้อยู่ระหว่างสรุปร่างสัญญาฯ ในรายละเอียด โดยบริษัท BP ได้เสนอแนวทางการปรับเงื่อนไขราคาใหม่เพื่อให้สะท้อนสภาพตลาด LNG ปัจจุบันมากขึ้น โดยได้เสนอปรับราคาเป็น 2 ช่วงเวลา ดังนี้ ช่วงเวลาที่ 1 ปี 2560 - 2562 บริษัท BP ยอมปรับลดสูตรราคาในส่วนที่อ้างอิงกับราคาน้ำมันลง โดยที่ระดับราคาน้ำมันต่ำ จะใช้สูตรราคาที่อ้างอิงกับราคาน้ำมันดิบใหม่ และที่ระดับราคาน้ำมันสูง จะใช้สูตรราคา Hybrid ใหม่ในการคำนวณราคา LNG ทั้งนี้ ประมาณการราคา LNG จากข้อเสนอราคาใหม่ของบริษัท BP ในปี 2560-2562 ต่ำกว่าราคา LNG จากสัญญาจาก Qatargas และสูตรราคาเดิม และช่วงเวลาที่ 2 ตั้งแต่ปี 2563 เป็นต้นไป ที่ระดับราคาน้ำมันต่ำ จะใช้สูตรราคาที่อ้างอิงกับราคาน้ำมันดิบใหม่ ที่ระดับราคาน้ำมันสูง จะใช้สูตรราคา Hybrid ใหม่ในการคำนวณราคา LNG ทั้งนี้ ประมาณการราคา LNG จากข้อเสนอราคาใหม่ของบริษัท BP ตั้งแต่ปี 2563 ต่ำกว่าราคา LNG จากสัญญาจาก Qatargas และสูตรราคาเดิม ทั้งนี้ ปตท. ได้ดำเนินการเจรจากับบริษัท Shell และ BP ในการปรับลดราคา LNG ให้สะท้อนราคาตลาด LNG มากยิ่งขึ้น และเมื่อการปรับแก้สูตรราคาและเงื่อนไขที่เกี่ยวข้องในร่างสัญญา LNG SPA แล้วเสร็จ ปตท. จะรายงานกระทรวงพลังงานเพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการลงนามสัญญา ทั้ง 2 ฉบับ ต่อไป
6. สัญญาอื่นๆ ที่อยู่ระหว่างการเจรจา ดังนี้ (1) บริษัท PETRONAS LNG ปตท. ได้เจรจาจัดหา LNG จากบริษัท PETRONAS LNG โดยได้ลงนาม HOA (Non-Binding) เมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2558 มีปริมาณซื้อขาย 1.0 ล้านตันต่อปี ระยะเวลาการส่งมอบ 10 ปี กำหนดส่งมอบ ปี 2560/2561 โดยอยู่ระหว่างการเจรจาเงื่อนไขสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาว พร้อมทั้งหารือโอกาสของ ปตท. ในการร่วมทุนตลอดห่วงโซ่อุปทาน LNG (2) บริษัท Anadarko ปตท. ได้เจรจาจัดหา LNG จากบริษัท Anadarko ซึ่งเป็นผู้พัฒนาโครงการ Mozambique Rovuma Offshore Area 1 (โครงการ Mozambique LNG) มีปริมาณซื้อขาย 2.625 ล้านตันต่อปี ระยะเวลาการส่งมอบ LNG 20 ปี เริ่มส่งมอบ ปี 2565/2566 โดยอยู่ระหว่างเจรจาเงื่อนไขสัญญาหลักคงค้างใน LNG SPA รวมทั้งสูตรราคา เพื่อให้สะท้อนสภาวะตลาดปัจจุบันและความเสี่ยง ในการพัฒนาโครงการฯ โดย ปตท. มีเป้าหมายสรุปข้อตกลงเงื่อนไขในสัญญาและราคาให้ได้ในปี 2559 เพื่อที่ ปตท. จะขออนุมัติจากภาครัฐให้แล้วเสร็จทันกำหนดตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (Final Investment Decision) ของโครงการฯ ในต้นปี 2560 (เลื่อนจากเดิมที่โครงการกำหนดไว้ ในกลางปี 2559) นอกจากนี้ ปตท. อยู่ระหว่างการพิจารณาจัดหา LNG ในสัญญาระยะกลาง - ยาวเพิ่มเติม ให้สอดคล้องกับความต้องการ LNG ของประเทศตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 โดยจะพิจารณาโอกาสในการร่วมทุน ในโครงการผลิต LNG ตลอดห่วงโซ่อุปทาน LNG เช่น โครงการผลิต LNG ในประเทศสหรัฐอเมริกาและแคนาดา เป็นต้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานผลความคืบหน้าคดีสัมปทานปิโตรเลียมรอบที่ 21
1. สมาคมต่อต้านสภาวะโลกร้อน ผู้ฟ้องคดีที่ 1 กับพวกรวม 26 คน ได้ฟ้องคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ ผู้ถูกฟ้องคดีที่ 1 กับพวกรวม 3 คน (รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ที่ 2 และอธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ที่ 3) เป็นคดีปกครองหมายเลขดำที่ ส.55/2557 กรณีการประกาศเชิญชวน ผู้ลงทุนเพื่อให้สิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบที่ 21 ว่าการใช้อำนาจของผู้ถูกฟ้องคดีที่ 1 ก้าวข้ามขั้นตอน ตามที่รัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย (ฉบับชั่วคราว) พ.ศ. 2557 และกฎหมายต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง จึงเข้าข่ายเป็นการดำเนินการที่ไม่ชอบด้วยกฎหมาย ละเลยหรือเพิกเฉยต่อการปฏิบัติหน้าที่ตามที่กฎหมายกำหนดให้ต้องปฏิบัติ เป็นต้น
2. ผู้ถูกฟ้องคดีทั้ง 3 ได้มอบอำนาจให้พนักงานอัยการเป็นผู้ดำเนินการในคดีนี้แทน โดยศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งกำหนดให้วันที่ 30 ตุลาคม 2558 เป็นวันสิ้นสุดการแสวงหาข้อเท็จจริง และต่อมา ศาลได้กำหนดวันนั่งพิจารณาคดีครั้งแรกในวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2559 และเมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2559 ศาลปกครองกลางได้พิพากษายกฟ้อง โดยขณะนี้คดีดังกล่าวได้ถึงที่สุดแล้ว เนื่องจากไม่มีการอุทธรณ์แต่อย่างใด
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 แนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี 2565 – 2566
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (นายวีระศักดิ์ พึ่งรัศมี) สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. สัมปทานปิโตรเลียมที่รัฐบาลไทยออกให้แก่ผู้รับสัมปทานภายใต้พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 (ค.ศ. 1971) ที่เป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติหลักของประเทศ ที่จะสิ้นอายุในปี 2565-2566 มีอยู่สองกลุ่ม คือ (1) แปลงสำรวจหมายเลข 10 11 และ 12 13 (สัมปทานปิโตรเลียมหมายเลข 1/2515/5 และ 2/2515/6) ของกลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณและใกล้เคียง ปัจจุบันดำเนินงานโดยบริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด (ปัจจุบันผลิตอยู่ที่อัตรา DCQ เท่ากับ 1,240 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) และ (2) แปลงสำรวจหมายเลข 15 และ 16 17 (สัมปทานปิโตรเลียมหมายเลข 5/2515/9 และ 3/2515/7) ของกลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติบงกช ดำเนินงานโดยบริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (ปัจจุบันผลิตอยู่ที่อัตรา DCQ เท่ากับ 870 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) ซึ่งปัจจุบันแหล่งก๊าซธรรมชาติในทั้งสองกลุ่มดังกล่าวถือเป็นแหล่งก๊าซธรรมชาติหลักที่ใช้ในการผลิตกระแสไฟฟ้าของประเทศและใช้เป็นวัตถุดิบต้นทางของอุตสาหกรรม ปิโตรเคมีและก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) (รวมอัตราการผลิตเฉลี่ยปี พ.ศ. 2558 ที่ 2,173 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือคิดเป็นประมาณร้อยละ 78 ของปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย (ไม่รวมก๊าซธรรมชาติจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย)
2. สัมปทานปิโตรเลียม (เจ็ดแปลงสำรวจในสี่สัมปทาน) ทั้งสองกลุ่มดังกล่าวจะสิ้นสุดระยะเวลาผลิตตามสัมปทานในเดือนเมษายน พ.ศ. 2565 (ค.ศ. 2022) และมีนาคม พ.ศ. 2566 (ค.ศ. 2023) ภายหลังจากที่ได้รับการต่อระยะเวลาผลิตเป็นเวลาสิบปีไปแล้วหนึ่งครั้ง (เมื่อปี พ.ศ. 2555 และ 2556) ทั้งนี้ตามกฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียมปัจจุบันจะไม่สามารถต่อระยะเวลาผลิตได้อีก ดังนั้น คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุม เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 ได้มีมติเห็นชอบกรอบแนวทางการบริหารจัดการในพื้นที่ที่สัมปทานจะสิ้นอายุดังกล่าว ดังนี้ (1) ความต่อเนื่องในการดำเนินการพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติเพื่อรักษาระดับการผลิตไม่ให้ลดต่ำลงถือเป็นประเด็นที่มีความสำคัญอย่างมาก (2) ระบบการบริหารจัดการฯ จัดเก็บผลประโยชน์เข้ารัฐที่เหมาะสม โดยให้พิจารณาทั้งระบบสัมปทาน หรือระบบสัญญาอื่นๆ ได้แก่ ระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต (Production Sharing Contract: PSC) ซึ่งในทุกๆ แนวทางจะต้องมีการแก้ไขกฎหมาย เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุด (3) การเพิ่มสัดส่วนของรัฐในการถือครองแหล่งก๊าซให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมและเป็นธรรม ทั้งนี้ ได้มอบหมายให้กระทรวงพลังงานและคณะกรรมการปิโตรเลียมพิจารณาให้ได้ข้อยุติที่เป็นรูปธรรมภายในหนึ่งปี
3. แหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นอายุนี้ เป็นแหล่งก๊าซธรรมชาติที่มีการผลิตอย่างต่อเนื่องมาเป็นระยะเวลานานเกือบ 40 ปี (Mature Field) และมีโครงสร้างทางธรณีวิทยาแหล่งกักเก็บที่ซับซ้อน ทำให้ในการผลิตต้องมีการลงทุนอย่างต่อเนื่องเพื่อรักษาระดับอัตราการผลิต โดยในปี พ.ศ. 2558 มีการติดตั้งแท่นหลุมผลิต 15 แท่น และมีการเจาะหลุมผลิตเกือบ 500 หลุม โดยใช้เงินลงทุนกว่า 1 แสนล้านบาท นอกจากนั้นยังมีแนวโน้มที่จะต้องติดตั้งแท่นหลุมผลิตและเจาะหลุมเพิ่มขึ้นทุกปี ส่งผลให้อัตราค่าใช้จ่ายในการลงทุนต่อหน่วยผลิตในอนาคตสูงขึ้น กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติได้ประเมินปริมาณทรัพยากรก๊าซธรรมชาติของกลุ่มแปลงดังกล่าว พบว่ายังมีศักยภาพเหลืออยู่ โดย ณ สิ้นปี พ.ศ. 2564/2565 ประเมินว่าจะมีทรัพยากร ก๊าซธรรมชาติ (ประเภท 3P+2C) ในพื้นที่ที่สัมปทานจะสิ้นอายุนี้ประมาณ 5.71 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต และได้ว่าจ้างบริษัท IHS Global ซึ่งเป็นผู้เชี่ยวชาญด้านการประเมินทรัพยากรปิโตรเลียมจากต่างประเทศทำการตรวจสอบอีกชั้นหนึ่ง อย่างไรก็ตาม การพัฒนานำทรัพยากรก๊าซธรรมชาติประเภท 3P+2C ขึ้นมาใช้ประโยชน์มีความเสี่ยงสูง และหากผลิตในอัตราการผลิตปัจจุบันจะผลิตได้ไม่เกิน 10 ปี จึงจำเป็นอย่างยิ่งที่จะต้องมีมาตรการเพื่อจูงใจให้มีผู้ดำเนินการที่สามารถลงทุนสำรวจและผลิตได้อย่างต่อเนื่อง และหากแนวทางการบริหารจัดการไม่ชัดเจนภายใน 5 ปี ก่อนสิ้นอายุสัมปทาน (ภายในปี พ.ศ. 2560) ผู้รับสัมปทานในปัจจุบันมีแนวโน้มที่จะหยุดการลงทุน ส่งผลให้อัตราการผลิตลดลงในช่วงปี พ.ศ. 2561 เป็นต้นไป ทั้งนี้หากรอให้สัมปทานสิ้นอายุในปี พ.ศ. 2565/2566 แล้วเริ่มการลงทุนเพื่อพัฒนาใหม่ คาดว่าการผลิตจะกลับมาที่ระดับการผลิตเดิมได้อย่างเร็วในปี พ.ศ. 2568 และจากการประมาณการผลกระทบเบื้องต้นคาดว่าหากการผลิตไม่ต่อเนื่องในระหว่างปี พ.ศ. 2561-2568 เพื่อทดแทนก๊าซส่วนที่หายไป (ประมาณ 3 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต) ประเทศจำเป็นต้องนำเข้า LNG เพิ่มขึ้น 40 ล้านตัน คิดเป็นมูลค่า 600,000 ล้านบาท (ที่ราคา LNG 8 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู) ซึ่งคาดว่าจะส่งผลกระทบทำให้ค่า Ft สูงขึ้นประมาณ 14 สตางค์ต่อหน่วย นอกจากนี้ ยังต้องนำเข้า LPG และวัตถุดิบสำหรับอุตสาหกรรมปิโตรเคมีคิดเป็นมูลค่ากว่า 180,000 ล้านบาท และทำให้รายได้รัฐจากการผลิตปิโตรเลียมหายไปเกือบ 350,000 ล้านบาท
4. กระทรวงพลังงานได้ทำการศึกษาตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม พ.ศ. 2558 ซึ่งสรุปแนวทางการคัดเลือกผู้ดำเนินการในแปลงสัมปทานที่จะสิ้นอายุเพื่อรักษาระดับการผลิตให้ต่อเนื่อง เป็น 3 แนวทางตามลำดับความเสี่ยงต่อการรักษาระดับการผลิตจากน้อยไปมาก ดังนี้ แนวทางที่ 1 แก้ไขกฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียมให้ต่อระยะเวลาผลิตตามสัมปทานได้เพื่อให้ผู้ดำเนินการปัจจุบันดำเนินการผลิตต่อเนื่อง โดยเจรจาเงื่อนไขและผลประโยชน์เพิ่มเติม แนวทางที่ 2 ออกเป็นสัมปทาน/สัญญาเพื่อการผลิตปิโตรเลียมฉบับใหม่ เป็นการล่วงหน้าก่อนที่สัมปทานจะสิ้นอายุให้แก่ผู้ดำเนินการปัจจุบันเพื่อให้ดำเนินการผลิตต่อเนื่อง โดยเจรจาเงื่อนไขและผลประโยชน์เพิ่มเติม และแนวทางที่ 3 เปิดให้มีการประมูลแข่งขันยื่นข้อเสนอเป็นการทั่วไป เป็นการล่วงหน้าก่อนที่สัมปทานจะสิ้นอายุ ซึ่งจากการศึกษาพบว่าแนวทางที่ 1 มีความเหมาะสมและเกิดประโยชน์สูงสุดแก่ประเทศ เนื่องจากเป็นแนวทางที่จะสามารถสร้างความต่อเนื่องในการผลิต และสามารถแก้ไขปัญหายุ่งยากซับซ้อนในการดำเนินงานที่จะเกิดขึ้นกับแนวทางที่ 2 และ 3 ในช่วงเปลี่ยนผ่านระหว่างสัมปทานเดิมกับสัมปทานหรือสัญญาใหม่ และจากผลการวิเคราะห์ทางเศรษฐศาสตร์สำหรับการลงทุนของแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นอายุ โดยเปรียบเทียบทั้งระบบสัมปทาน Thailand III และระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิตรูปแบบเดียวกับพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (Modified MTJDA PSC) พบว่า ระบบสัมปทาน Thailand III เป็นระบบที่เหมาะสมสำหรับการพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติกลุ่มนี้ ทำให้ภาครัฐได้รายได้ที่เหมาะสมในขณะที่ผู้ดำเนินการยังสามารถพัฒนาได้ เนื่องจากเป็นระบบที่มีกลไกยืดหยุ่นรองรับการลงทุนพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติทุกขนาดรวมถึงแหล่งที่มีการผลิตมานาน มีโครงสร้างทางธรณีวิทยาแหล่งกักเก็บที่ซับซ้อนและต้องใช้เงินลงทุนสูง และการวิเคราะห์ความเหมาะสมในการเข้าร่วมถือสิทธิของรัฐ (Government Participation) พบว่าถ้ารัฐจะเข้าร่วมถือสิทธิ รัฐจะต้องใช้เงินลงทุนเป็นจำนวนมากแต่ได้รับผลตอบแทนไม่มากนักเมื่อเทียบกับภาระที่รัฐต้องรับผิดชอบเพิ่มขึ้นทั้งในด้านการลงทุน บริหารจัดการและความเสี่ยงในการดำเนินงาน ดังนั้น รัฐควรเรียกรับผลประโยชน์ในรูปแบบอื่นๆ แทน โดยไม่จำเป็นต้องลงทุนและแบกรับความเสี่ยง ดังนั้น กระทรวงพลังงานจึงเห็นควรคัดเลือกผู้ดำเนินการตามแนวทางที่ 1 ภายใต้ระบบสัมปทาน Thailand III โดย รัฐไม่จำเป็นต้องเข้าร่วมถือสิทธิในแหล่งก๊าซดังกล่าว ทั้งนี้ ระยะเวลาในการเจรจา ควรให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี หากไม่ได้ข้อยุติให้ดำเนินการเปิดประมูลเป็นการทั่วไปตามแนวทางที่ 3
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กระทรวงพลังงานคัดเลือกผู้ดำเนินการโดยเปิดให้มีการประมูลแข่งขันยื่นข้อเสนอ เป็นการทั่วไปเป็นการล่วงหน้าก่อนที่สัมปทานจะสิ้นอายุ ทั้งนี้ให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี
เรื่องที่ 7 แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง (LNG)
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เรื่องแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการลงทุนในระยะที่ 1 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป็นผู้ดำเนินการ จำนวน 3 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 13,900 ล้านบาท และ (2) เห็นชอบในหลักการสำหรับการลงทุนในระยะที่ 2 และ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปศึกษารายละเอียดตามข้อเสนอแนะของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และให้นำผลการศึกษาเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนนำเสนอต่อ กพช. เพื่อทราบต่อไป
2. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เรื่องแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการการลงทุนในระยะที่ 2 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการ จำนวน 2 โครงการ วงเงินรวม 110,100 ล้านบาท (2) เห็นชอบให้เลื่อนโครงการลงทุนในระยะที่ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่ง ก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) ออกไป 6-10 ปี ประกอบด้วยโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ 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 กระทรวงพลังงานโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ร่วมกับ กกพ. และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ไปศึกษาเพิ่มเติมโดยให้คำนึงถึงแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในอนาคตอย่างใกล้ชิด แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. และ กพช. ตามลำดับอีกครั้ง
3. ในช่วงปี 2558 จนถึงปัจจุบัน มีโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินตามแผน PDP 2015 บางโครงการ มีแนวโน้มที่จะไม่สามารถดำเนินการให้แล้วเสร็จได้ตามกำหนดการที่ระบุไว้ในแผน ประกอบกับในช่วง ปลายปี 2558 ที่ผ่านมาเกิดวิกฤตการณ์ราคาน้ำมันโลกตกต่ำซึ่งส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติทั้งในประเทศและในตลาดโลกมีราคาลดลงจนอยู่ในระดับที่สามารถแข่งขันกับการผลิตไฟฟ้าโดยเชื้อเพลิงอื่นได้ ดังนั้นเพื่อลดความเสี่ยงในด้านความมั่นคง กระทรวงพลังงานมีความจำเป็นต้องปรับเปลี่ยนแผนบริหารเชื้อเพลิงสำหรับ ผลิตไฟฟ้าในระยะสั้นและระยะกลางให้สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป โดยมีแผนในการเพิ่มการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าทดแทนโรงไฟฟ้าถ่านหินที่อาจไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผน PDP 2015 โดยมีรายละเอียดสรุปได้ดังนี้ (1) ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มสูงขึ้นจากกรณีฐาน (Base case) เนื่องจากจะมีการนำก๊าซธรรมชาติไปใช้เป็นเชื้อเพลิงทดแทนการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าถ่านหินที่ไม่สามารถดำเนินการได้ และโรงไฟฟ้าถ่านหินที่มีแนวโน้มจะดำเนินการล่าช้า จากกำหนดการที่ระบุไว้ ในแผน PDP 2015 กำลังผลิตติดตั้งรวมทั้งสิ้นประมาณ 3,340 เมกะวัตต์ (2) ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในการผลิตไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มสูงขึ้นจากการนำก๊าซธรรมชาติไปใช้ในการผลิตไฟฟ้าทดแทนในกรณีที่แผน AEDP และ EEP ที่อาจจะสามารถดำเนินการตามเป้าหมายได้เพียงร้อยละ 70 ทั้งนี้ จากการนำก๊าซธรรมชาติไปใช้ ในการผลิตไฟฟ้าทดแทนตามข้างต้น จะส่งผลให้ปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในปี 2579 ปรับเพิ่มขึ้นจากกรณีฐานที่มีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติอยู่ใน ระดับ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ปรับเพิ่มขึ้นเป็นประมาณ 5,653 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
4. การจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในปัจจุบันแบ่งการจัดหาออกเป็น 3 ส่วน ได้แก่ (1) จากแหล่งก๊าซธรรมชาติภายในประเทศทั้งบนบกและในทะเล (อ่าวไทย) รวมถึงพื้นที่พัฒนาร่วมระหว่างประเทศ ผ่านทางระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (2) นำเข้าก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซธรรมชาติประเทศเพื่อนบ้าน (สาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาร์) ผ่านทางระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (3) นำเข้าในรูปแบบก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ผ่านทาง LNG Receiving Terminal ทั้งนี้ในส่วนของการพิจารณาปรับแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติ และ LNG ตามแผน Gas Plan 2015 นั้น ชธ. และ สนพ. ได้มีการพิจารณาโดยคำนึงถึงประเด็นความเสี่ยงในเรื่องการบริหารจัดการแหล่งผลิตในอ่าวไทยที่สัมปทานจะสิ้นอายุลงในช่วงปี 2565 - 2566 โดยแบ่งออกเป็น 2 กรณี คือ กรณีที่สามารถบริหารจัดการให้สามารถคงกำลังการผลิตตามสัญญาได้ ซึ่งจะกำหนดให้เป็นกรณีฐานใหม่ และ กรณีไม่เป็นไปตามกรณีฐานซึ่งเป็นกรณีที่กระทรวงพลังงานไม่สามารถบริหารจัดการได้ ซึ่งจากแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติ ทั้ง 2 กรณี พบว่าในปี 2565 ประเทศจะมีความต้องการนำเข้า LNG ในปริมาณประมาณ 13.5 – 15.5 ล้านตันต่อปี และในช่วงปลายแผนในปี 2579 คาดว่าประเทศจะมีความต้องการนำเข้า LNG เพิ่มขึ้นถึง 31.3 ล้านตันต่อปี ดังนั้นจึงมีความจำเป็นต้องมีการเตรียมความพร้อมโครงสร้างพื้นฐาน เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ให้มีความสามารถที่จะรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณดังกล่าวนี้ได้
5. เพื่อให้ไม่เกิดผลกระทบต่อความมั่นคงทางพลังงานในภาพรวมของประเทศ ควรมีการปรับแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 และ 27 ตุลาคม 2558 ดังนี้ ส่วนที่ 1 โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จะยังไม่มีการปรับเปลี่ยนกรอบโครงการและสามารถดำเนินการต่อเนื่องต่อไปได้ และส่วนที่ 2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว จะมีการปรับเปลี่ยนกรอบโครงการให้เหมาะสมกับสถานการณ์ความต้องการก๊าซธรรมชาติและก๊าซ LNG ที่เปลี่ยนแปลงไป ดังนั้น เพื่อให้โครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติของประเทศเพียงพอและสอดคล้องกับแนวทางการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้พิจารณาปรับปรุงโครงการในส่วนที่ 2 โดยมีข้อสรุปเปรียบเทียบกับกรอบแผนเดิมที่ได้เคยนำเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรีแล้ว แบ่งออกเป็น 2 กรณี ดังนี้ (1) สำหรับรองรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติในกรณีฐานใหม่ การปรับเปลี่ยนโครงสร้างพื้นฐานในส่วนที่ 2 สำหรับรองรับการนำเข้า LNG เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มสูงขึ้น และการบริหารจัดการให้แหล่งผลิตในอ่าวไทยที่สัมปทานจะสิ้นอายุลงในช่วงปี 2565 - 2566 ยังคงสามารถผลิตต่อไปได้อย่างต่อเนื่อง และ (2) สำหรับรองรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติในกรณีที่ไม่เป็นไปตามกรณีฐาน การปรับเปลี่ยนโครงสร้างพื้นฐานในส่วนที่ 2 สำหรับรองรับการนำเข้า LNG เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มสูงขึ้น รวมทั้งรองรับการจัดหา LNG เพื่อทดแทนในกรณีที่กระทรวงพลังงานมีนโยบายที่ต้องการยืดอายุการผลิตของแหล่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยให้สามารถยืดอายุการผลิตออกไปเป็นเวลาอย่างน้อย 10 ปี ทำให้การผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในอ่าวไทยที่สัมปทานจะสิ้นอายุลงในช่วงปี 2565 - 2566 จะมีกำลังการผลิตก๊าซธรรมชาติคงเหลือไม่เกิน 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ทั้งนี้ โครงการในส่วนที่ 2 ตามแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ประกอบด้วย (1) โครงการลำดับที่ 2.1 [T-1 ext.] โครงการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ Map Ta Phut LNG Terminal (2) โครงการลำดับที่ 2.2 [T-2] โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง (3) โครงการลำดับที่ 2.3 [F-1] โครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน (4) โครงการลำดับที่ 2.4 [F-2] โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่ อ.จะนะ จ.สงขลา หรือ ต.มาบตาพุด อ.เมือง จ.ระยอง) (5) โครงการลำดับที่ 2.5 [T-3] โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 3) และ (6) โครงการลำดับที่ 2.6 [T-4 หรือ F-3] โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 4) หรือ FSRU ที่ประเทศเมียนมาร์
6. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2559 กบง. ได้พิจารณาเรื่องแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐาน ก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงและได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการลำดับที่ 2.1 [T-1 ext.] เพิ่มเติมอีก 1.5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 1,000 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จในปี 2562 (2) เห็นชอบโครงการลำดับที่ 2.2 [T-2] สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จในปี 2565 โดยมอบหมายให้ ปตท. ดำเนินการก่อสร้างเพื่อเตรียม ความพร้อมของฐานรากทั้งหมดให้มีความพร้อมที่อาจสามารถขยายกำลังการแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพิ่มได้อีก 2.5 ล้านตัน เพื่อรองรับความเสี่ยงหากเกิดการจัดหาก๊าซธรรมชาติไม่เป็นไปตามกรณีฐาน (3) เห็นชอบโครงการลำดับที่ 2.3 [F-1] สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปีปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี เพื่อจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าพระนครใต้ พระนครเหนือ รวมทั้งจัดส่งก๊าซธรรมชาติเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยมอบหมายให้ กฟผ. เป็นผู้ดำเนินโครงการ ทั้งนี้มอบให้ กฟผ. ไปศึกษาเพิ่มเติมถึงวงเงินลงทุนที่เหมาะสม เพื่อนำกลับมาเสนอต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป ทั้งนี้ โครงการ ลำดับที่ 2.1 [T-1 ext.] 2.2 [T-2] และ 2.3 [F-1] ให้นำเสนอ ต่อ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป สำหรับโครงการ 2.4 [F-2] 2.5 [T-3] และ 2.6 [T-4 หรือ F-3] มอบหมายให้ สนพ. ชธ. กกพ. และ ปตท. ไปศึกษาเพิ่มเติมเพื่อให้สอดคล้องกับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศ แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาอีกครั้ง
7. เมื่อวันที่ 18 พฤษภาคม 2559 กกพ. ได้พิจารณาเรื่องแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงและมีมติเห็นควรให้การสนับสนุนแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐาน ก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง รวมทั้งมีความเห็นเพิ่มเติมดังนี้ (1) การดำเนินโครงการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ Map Ta Phut LNG Terminal เพิ่มเติมอีก 1.5 ล้านตันต่อปี ควรมีการศึกษาในรายละเอียดเพิ่มเติมเกี่ยวกับความสามารถในการเก็บรักษา (Storage) สำหรับถังเก็บที่มีอยู่เดิม และปริมาณการ Send Out LNG เพื่อให้สอดคล้องกับกำลังการแปรสภาพที่เพิ่มขึ้น และเกิดความยืดหยุ่นในการบริหารจัดการ ในระยะยาว (2) เห็นควรให้พิจารณาการดำเนินการสำหรับลงทุนก่อสร้างสถานี LNG กำลังแปรสภาพที่ 7.5 ล้านตันต่อปี ในคราวเดียว เพื่อลดต้นทุนต่อหน่วยในการดำเนินการก่อสร้างซึ่งจะส่งผลให้อัตราค่าบริการ ก๊าซธรรมชาติ (Tariff) ลดลงอย่างมีนัยสำคัญ นอกจากนี้ยังช่วยลดความเสี่ยงของการเชื่อมต่อระบบใหม่กับระบบเดิมที่กำลังใช้งานอยู่ ในกรณีที่จะต้องติดตั้งอุปกรณ์แปรสภาพก๊าซเพิ่มเติมภายหลัง (3) โครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] จะต้องมีการศึกษาและทบทวนในภาพรวมทั้งระบบ โดยคำนึงถึงการลงทุนที่ซ้ำซ้อนกับการก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซเส้นที่ 5 รวมถึงการส่งผ่านไปยังอัตราค่าบริการที่เพิ่มสูงขึ้น ซึ่งจะถูกส่งผ่านไปยังอัตราค่าไฟฟ้าในอนาคต และประเด็นเรื่องคุณภาพของก๊าซธรรมชาติในระบบ เพื่อมิให้ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ที่จะกระทบต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ รายอื่นต่อไป และ (4) เพื่อความมั่นคงของระบบโครงสร้างพื้นฐาน ก๊าซธรรมชาติควรมีการพิจารณาการก่อสร้างสถานี LNG ในลักษณะการก่อสร้างบนพื้นดิน (LNG Receiving Terminal) เป็นหลัก เพราะมีความมั่นคงและเสถียรภาพมากกว่าการก่อสร้างสถานี LNG แบบลอยน้ำ (FSRU)
8. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้ กพช. พิจารณา ดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบให้ดำเนินโครงการลำดับที่ 2.1 [T-1 ext.] : โครงการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ Map Ta Phut LNG Terminal เพิ่มเติมอีก 1.5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 1,000 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จในปี 2562 (2) ขอความเห็นชอบให้ดำเนินโครงการลำดับที่ 2.2 [T-2] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จ ในปี 2565 ทั้งนี้มอบหมายให้ ปตท. ดำเนินการก่อสร้างเพื่อเตรียมความพร้อมของฐานรากทั้งหมดให้มี ความพร้อมที่อาจสามารถขยายกำลังการแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพิ่มได้อีก 2.5 ล้านตัน (รวมกำลังการแปรสภาพ LNG สูงสุดเป็น 7.5 ล้านตันต่อปี) เพื่อรองรับความเสี่ยงหากเกิดการจัดหาก๊าซธรรมชาติไม่เป็นไปตามกรณีฐาน โดยมอบหมายให้ กบง. เป็นผู้พิจารณาการปรับหรือไม่ปรับเพิ่มกำลังการแปรสภาพ LNG โดยให้สอดคล้องกับแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas Plan) ที่อาจเปลี่ยนแปลงได้ในอนาคต รวมทั้งให้สอดคล้องกับแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศ (3) ขอความเห็นชอบมอบหมายให้ กฟผ. ไปศึกษาความเหมาะสมด้านเทคนิคและเศรษฐศาสตร์ของโครงการลำดับที่ 2.3 [F-1] : โครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี เพื่อจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าพระนครใต้ พระนครเหนือ รวมทั้งจัดส่งก๊าซธรรมชาติเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และนำกลับมาเสนอต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และ (4) ขอความเห็นชอบมอบหมายให้ ชธ. ร่วมกับ สนพ. กกพ. และ ปตท. ไปศึกษาโครงการ [F-2] โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่ อ.จะนะ จ.สงขลา หรือ มาบตาพุต จ.ระยอง) โครงการ [T-3] โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 3) และ โครงการ [T-4 หรือ F-3] โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 4) หรือ FSRU ที่ประเทศเมียนมาร์ ให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปีและ นำกลับมาเสนอต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ดำเนินโครงการลำดับที่ 2.1 [T-1 ext.] : โครงการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ Map Ta Phut LNG Terminal เพิ่มเติมอีก 1.5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 1,000 ล้านบาท โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) หรือบริษัทในกลุ่ม ปตท. ที่ ปตท. มอบหมายเป็น ผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ในปี 2562
2. เห็นชอบให้ดำเนินโครงการลำดับที่ 2.2 [T-2] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ. ระยอง สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดย มอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) หรือบริษัทในกลุ่ม ปตท. ที่ ปตท. มอบหมายเป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ในปี 2565 ทั้งนี้มอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการก่อสร้างเพื่อเตรียมความพร้อมของฐานรากทั้งหมดให้มีความพร้อมที่อาจสามารถขยายกำลังการแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพิ่มได้อีก 2.5 ล้านตัน (รวมกำลังการแปรสภาพ LNG สูงสุดเป็น 7.5 ล้านตันต่อปี) เพื่อรองรับความเสี่ยงหากการจัดหาก๊าซธรรมชาติไม่เป็นไปตามกรณีฐาน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาการปรับหรือไม่ปรับเพิ่มกำลังการแปรสภาพ LNG โดยให้สอดคล้องกับแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas Plan) ที่อาจเปลี่ยนแปลงได้ในอนาคต รวมทั้งให้สอดคล้องกับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศ
3. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ไปศึกษาความเหมาะสมด้านเทคนิคและเศรษฐศาสตร์ของโครงการลำดับที่ 2.3 [F-1] : โครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตัน/ปี เพื่อจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าพระนครใต้ พระนครเหนือ รวมทั้งจัดส่งก๊าซธรรมชาติเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ให้แล้วเสร็จภายใน 3.5 เดือน (ภายใน 15 กันยายน 2559) และนำกลับมาเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
4. มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ร่วมกับ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และ ปตท. ไปศึกษาโครงการ [F-2] : โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่ อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา หรือ มาบตาพุต จังหวัดระยอง) โครงการ [T-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 3) และโครงการ [T-4 หรือ F-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 4) หรือ FSRU ที่ประเทศเมียนมาร์ ให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปีและนำกลับมาเสนอต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (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 เนื่องจากกลุ่มนี้ไม่สามารถเตรียมการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงได้ทันภายในระยะ 2-3 ปี ทั้งนี้ จะต้องมีการปรับปรุงอัตรารับซื้อไฟฟ้าใหม่ให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า สะท้อนต้นทุนที่เกิดขึ้นจริงจากการเดินโรงไฟฟ้าเท่านั้น และเมื่อสิ้นสุดการขยายสัญญาแล้ว ให้ดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ในลักษณะเดียวกับกลุ่มที่ 2 โดยมีอายุสัญญาไม่เกิน 20 ปี และกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าไม่ให้สูงกว่าที่รับซื้อจากโรงไฟฟ้า IPP และ กลุ่มที่ 2 SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 เห็นควรให้ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียง เฉพาะโรงไฟฟ้าที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม หรือกลุ่มโรงงานขนาดใหญ่ที่มีการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำหรือน้ำเย็นปริมาณมากเท่านั้น โดยโรงไฟฟ้าใหม่จะต้องมีขนาดกำลังการผลิตเหมาะสมกับปริมาณความต้องการใช้ไอน้ำของลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรม มีอายุสัญญาไม่เกิน 20 ปี และกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าไม่ให้สูงกว่าที่รับซื้อจากโรงไฟฟ้า IPP และรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมเข้าสู่ระบบของ กฟผ. ในปริมาณที่น้อยที่สุดไม่เกินร้อยละ 20 ของกำลังการผลิตตามสัญญาเดิมที่เคยขายเข้าระบบ ด้วยสัญญาที่เหมาะสมและเป็นธรรม ทั้งนี้ จะต้องมีการปรับปรุงระเบียบที่มีความรัดกุมสามารถกำกับดูแลโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ให้ดำเนินการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำเป็นไปตามวัตถุประสงค์ของการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration โดยมีประสิทธิภาพการใช้เชื้อเพลิงปฐมภูมิสูงกว่าโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ซึ่งมีการก่อสร้างใหม่และมีการผลิตไฟฟ้าอย่างเดียว โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับหลักการและแนวทางที่ กพช. ให้ความเห็นชอบ ไปพิจารณาดำเนินการในรายละเอียดเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติต่อไป
2. เมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2558 สมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนได้มีหนังสือถึงนายกรัฐมนตรี ขอให้ทบทวนมติ กพช. เรื่องแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ในประเด็นต่างๆ พร้อมทั้งมีข้อเสนอแนวทางการดำเนินการ ดังนี้ (1) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า ตามมติ กพช. เป็นปริมาณที่ต่ำกว่าความเหมาะสมอย่างมาก ทั้งนี้ การก่อสร้างโรงไฟฟ้าจะต้องคำนึงถึงเงินลงทุนและขนาดที่เหมาะสม ซึ่งปัจจุบันโรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติควรจะมีขนาด 100 เมกะวัตต์ขึ้นไป จึงจะเหมาะสมกับการลงทุน ดังนั้น ควรมีการปรับเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเข้าสู่ระบบของ กฟผ. เป็นไม่เกิน 60 เมกะวัตต์ (2) อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามมติ กพช. เป็นการใช้ประโยชน์โรงไฟฟ้าไม่คุ้มค่า เนื่องจากโรงไฟฟ้ามีอายุการใช้งานประมาณ 30 ปี จึงขอปรับเพิ่มอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเป็น 25 ปี และ (3) ราคารับซื้อไฟฟ้าตามมติ กพช. เป็นราคาที่ไม่เป็นธรรมและต่ำกว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของ SPP และได้เสนอแนวทางการกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า โดยอ้างอิงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภทสัญญา Firm ปี 2553 และปรับลดอัตราต่างๆ ลง เช่น ค่าพลังไฟฟ้า ให้มีส่วนลด 10% จากสูตรราคาตามระเบียบปี 2553 และค่าพลังงานไฟฟ้า ให้มีการปรับลดอัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) ลงเป็น 7,900 BTU/kWh
3. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในขณะนั้น (นายณรงค์ชัย อัครเศรณี) ในฐานะประธาน กบง. ได้มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปจัดทำรายละเอียดแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ให้สอดคล้องกับแนวทางที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบไว้ และ กกพ. ได้จัดทำข้อเสนอแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 เสนอต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และต่อมากระทรวงพลังงานได้เชิญหน่วยงานต่างๆ ประกอบด้วย กกพ. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และสมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน เข้าร่วมประชุมหารือเพื่อให้ได้ข้อสรุปที่สอดคล้องกับแนวทางตามมติ กพช. เพื่อนำเสนอ กบง. พิจารณา
4. เมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2559 กบง. ได้พิจารณาแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ตามข้อเสนอของกระทรวงพลังงาน ดังนี้ กลุ่มที่ 1 SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561 (ต่ออายุสัญญา) ควรให้ต่ออายุสัญญาออกไปอีก 3 ปี โดย กฟผ. จะรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายไฟฟ้าให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมในนิคมอุตสาหกรรมปริมาณไม่เกิน 60 เมกะวัตต์ เนื่องจาก SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มนี้ไม่สามารถเตรียมการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ทัน และเพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อลูกค้าอุตสาหกรรมที่รับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration โดยมีการปรับปรุงอัตรารับซื้อไฟฟ้าให้สะท้อนเฉพาะต้นทุนค่าเชื้อเพลิงและค่าบำรุงรักษาเท่านั้น และเมื่อสิ้นสุดการต่ออายุสัญญาให้ดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในลักษณะเดียวกับกลุ่มที่ 2 และ กลุ่มที่ 2 SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ได้กำหนดให้ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ โดยจะต้องมีขนาดกำลังการผลิตเหมาะสมกับปริมาณความต้องการใช้ไอน้ำของลูกค้า ในนิคมอุตสาหกรรม มีอายุสัญญาไม่เกิน 20 ปี และกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าไม่ให้สูงกว่าที่รับซื้อจากโรงไฟฟ้า IPP และรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมเข้าสู่ระบบของ กฟผ. ในปริมาณที่น้อยที่สุดไม่เกินร้อยละ 20 ของกำลังการผลิตตามสัญญาเดิมที่เคยขายเข้าระบบ ซึ่งมติ กพช. ดังกล่าว สอดคล้องกับสถานการณ์ของไทยที่มีระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูง จึงกำหนดให้ SPP ระบบ Cogeneration ขายไฟฟ้าเข้าระบบในปริมาณน้อยที่สุด และมุ่งเน้นให้ SPP ระบบ Cogeneration ขายไฟฟ้าให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมโดยตรงเพิ่มมากขึ้น ซึ่งที่ประชุม กบง. เห็นควรให้มีการปรับแนวทางการดำนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มที่ 2 ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) ในประเด็นดังต่อนี้ (1) เห็นควรให้ยังคงรับซื้อในปริมาณที่น้อยที่สุดเพื่อให้สอดคล้องกับเจตนารมณ์ของมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 แต่เพื่อให้ SPP ระบบ Cogeneration ยังสามารถเดินเครื่องผลิตไฟฟ้า ได้ภายใต้ข้อจำกัดด้านเทคนิคข้างต้นและไม่รับความเสี่ยงจนเกินไป ควรให้รับซื้อไฟฟ้าในปริมาณไม่เกิน 30 เมกะวัตต์ และจะต้องไม่เกินร้อยละ 30 ของกำลังผลิตสุทธิ (Net Generation) ไฟฟ้ารวมไอน้ำ รวมทั้งจะต้องไม่เกินกว่าปริมาณขายไฟฟ้าตามสัญญาเดิม ทั้งนี้ SPP ระบบ Cogeneration จะดำเนินการขายไฟฟ้าให้ กฟผ. ในรูปแบบสัญญา Firm โดยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปริมาณคงที่ตลอด 24 ชั่วโมง (2) เห็นควรกำหนดโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ที่ประกอบด้วย ค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment) และค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิง (Energy Payment) โดยส่วนของค่าพลังไฟฟ้าควรให้สะท้อนค่าใช้จ่ายในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าและค่าใช้จ่ายคงที่อื่นๆ ของโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration และกำหนดให้ค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงมีอัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) เท่ากับ Heat Rate เฉลี่ยของ IPP เอกชน คือ 7,409 BTU/kWh ซึ่งอัตรา Heat Rate นี้เทียบเคียงได้กับประสิทธิภาพโดยรวมของ SPP ระบบ Cogeneration ในการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำควบคู่กัน โดยหากประเมินจากราคาก๊าซธรรมชาติในปัจจุบัน (263 บาท/MMBTU) จะทำให้ระดับราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ใกล้เคียงกับต้นทุนการผลิตและการจัดหาไฟฟ้าเฉลี่ยของ กฟผ. โดย กบง. ได้เห็นชอบการปรับแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 พร้อมทั้งเห็นควรให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ดังนี้
รวมทั้ง กบง. ได้มีข้อเสนอแนะเพิ่มเติม ดังนี้ (1) เห็นควรมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาปรับปรุงรูปแบบสัญญา Firm ของ SPP ระบบ Cogeneration ในกลุ่มนี้ ให้สามารถลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ รวมถึงพิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การขอลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบล่วงหน้า เพื่อให้ SPP ระบบ Cogeneration สามารถหาลูกค้าอุตสาหกรรมที่รับซื้อไฟฟ้าโดยตรงเพิ่มขึ้น และลดปริมาณการขายไฟฟ้า เข้าระบบลงเรื่อยๆ (2) ควรแจ้งให้ SPP ระบบ Cogeneration ทราบว่าสามารถบริหารจัดการการจัดหา ก๊าซธรรมชาติเอง ผ่านข้อกำหนด TPA Code ได้ และเห็นควรมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาทบทวนการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับ IPP และ SPP ให้มีความเหมาะสม รวมถึงให้ SPP ระบบ Cogeneration สามารถเข้าร่วม SPP-Power Pool ได้ทันที เมื่อรัฐมีนโยบายจัดตั้งขึ้น (3) จากการตรวจสอบพบว่า มีโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration เดิมที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาบางแห่ง ไม่ได้มีที่ตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรม แต่ตั้งอยู่ติดหรืออยู่บริเวณใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม และมีการจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำให้แก่ลูกค้าในนิคม ดังนั้นเพื่อให้เป็นไปตามเจตนารมณ์ของ กพช. และเพื่อให้เกิดความชัดเจน จึงควรกำหนดพื้นที่ดำเนินการโครงการ SPP ระบบ Cogeneration โดยให้ดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม และ (4) เห็นควรให้ กกพ. พิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำรองให้มีความเหมาะสม เพื่อลดภาระการลงทุนของ กฟภ. และสะท้อนต้นทุนการให้บริการที่แท้จริงของการ SPP ระบบ Cogeneration
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ตามที่ กบง. เสนอ และมอบหมายคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาดำเนินการ ดังนี้ (1) พิจารณาดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 ตามแนวทางที่ กบง. เสนอ (2) พิจารณาปรับปรุงรูปแบบสัญญา Firm ของ SPP ระบบ Cogeneration ในกลุ่มนี้ ให้สามารถลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ รวมถึงพิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การขอลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบล่วงหน้า (3) พิจารณาทบทวนการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับ IPP และ SPP ให้มีความเหมาะสมต่อไป (4) พิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำรองให้มีความเหมาะสมต่อไป นอกจากนี้ ยังเห็นควรมอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการศึกษา SPP-Power Pool เพื่อนำเสนอ กบง./กพช. ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ตามที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เสนอ ดังนี้
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาดำเนินการ ดังนี้
2.1 พิจารณาดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 ตามแนวทางการดำเนินการในข้อ 1
2.2 พิจารณาปรับปรุงรูปแบบสัญญา Firm ของ SPP ระบบ Cogeneration ในกลุ่มนี้ ให้สามารถลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ รวมถึงพิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การขอลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบล่วงหน้า
2.3 พิจารณาทบทวนการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับ IPP และ SPP ให้มีความเหมาะสมต่อไป
2.4 พิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำรองให้มีความเหมาะสมต่อไป
3. มอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการศึกษา SPP-Power Pool โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และ/หรือ การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย สามารถรับซื้อไฟฟ้าใน SPP-Power Pool ได้ เพื่อเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป
เรื่องที่ 9 แนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มในกิจการพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบแนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มในการผลิตไฟฟ้า ดังนี้
1.1 เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบแนวทางการดำเนินการเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้าภาคใต้ โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพิ่มชั่วโมงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่เต็มกำลังการผลิต และให้พิจารณาใช้น้ำมันปาล์มดิบในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากระบี่ในสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 10 ของปริมาณการใช้น้ำมันเตา เพื่อลดปัญหาด้านการขนส่งน้ำมันเตา ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าเป็นสำคัญ และค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ รวมทั้งมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำกับดูแลการดำเนินการดังกล่าว
1.2 เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ กฟผ. เพิ่มชั่วโมงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่ โดยพิจารณารับซื้อน้ำมันปาล์มดิบปริมาณไม่เกิน 15,000 ตัน ในช่วงเดือนพฤษภาคม ถึงธันวาคม 2558 โดยนำมาใช้ทดแทนน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าโรงไฟฟ้าไม่เกินร้อยละ 23 เพื่อช่วยเหลือเกษตรกร ทั้งนี้ ค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่า Ft และมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินงาน โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและผลกระทบต่อราคาไฟฟ้าเป็นสำคัญ
1.3 เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานให้พิจารณาดำเนินการตามแนวทางการแก้ไขปัญหาปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มทั้งระบบระยะเร่งด่วน ตามที่ได้มีการประชุมหารือแนวทางการแก้ไขปัญหาปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มทั้งระบบกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อเสนอคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) ทั้งนี้ กนป. ในการประชุมเมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2558 ได้เห็นชอบให้กระทรวงพลังงาน นำเสนอ กพช. โดยกำหนดให้โรงไฟฟ้ากระบี่เพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มดิบผลิตในโรงไฟฟ้าเป็นเดือนละ 10,000 ตัน และให้ซื้ออย่างต่อเนื่อง ซึ่งกระทรวงพลังงานได้พิจารณาแล้ว เห็นว่าการให้โรงไฟฟ้ากระบี่เพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มดิบผลิตไฟฟ้าเป็นเดือนละ 10,000 ตัน และให้ซื้ออย่างต่อเนื่อง เป็นมาตรการที่สามารถแก้ไขปัญหาเกษตรกรได้ แต่จะทำให้เกิดภาระค่าไฟฟ้าแก่ประชาชน จึงเห็นควรให้มีการพิจารณาในโอกาสต่อไปว่าจะดำเนินการอย่างไรให้สามารถแก้ไขปัญหาทั้งระบบได้อย่างแท้จริง และยังคงการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 เพื่อให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ในการช่วยเหลือเกษตรกรสวนปาล์มต่อไป
1.4 เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2559 กระทรวงมหาดไทย (มท.) ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เสนอข้อเสนอเชิงนโยบายในการแก้ไขปัญหาผลผลิตปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มทั้งระบบของจังหวัดกระบี่ โดยขอให้ กฟผ. ใช้น้ำมันปาล์มดิบทดแทนน้ำมันเตาในการผลิตกระแสไฟฟ้าเพิ่มมากขึ้นเป็นเดือนละ 10,000 ตัน และให้รับซื้อเฉพาะในพื้นที่จังหวัดกระบี่เท่านั้น และ กนป. ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 มีนาคม 2559 มีมติเห็นชอบให้กระทรวงพลังงานนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณากำหนดสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มดิบทดแทนน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากระบี่ในอัตราที่เหมาะสม
1.5 กฟผ. ได้ดำเนินงานตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 โดยนำน้ำมันปาล์มดิบปริมาณ 10,000 ตัน มาผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ ระหว่างวันที่ 17 สิงหาคม 2556 – 20 มกราคม 2557 โดยคิดเป็นค่าใช้จ่ายส่วนเพิ่ม 48.78 ล้านบาท หรือคิดเป็นผลกระทบต่อค่า Ft 0.06 สตางค์ต่อหน่วย และเมื่อวันที่ 13 พฤษภาคม 2559 กกพ. ในฐานะผู้กำกับดูแลการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) รายงานผลการดำเนินงานรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบมาผสมน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ สรุปได้ดังนี้ (1) ในเดือนตุลาคม – ธันวาคม 2558 กฟผ. ได้รับซื้อน้ำมันปาล์มดิบจำนวน 3 ครั้งๆ ละ 5,000 ตัน ด้วยวิธีการแข่งขันราคา มีราคารับซื้อ 23.92609 23.89 และ 24.00 บาท/กิโลกรัม ตามลำดับ โดย กฟผ. ได้นำน้ำมันปาล์มดิบมาผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ครบจำนวน 15,000 ตัน เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 ทั้งนี้ มีการใช้น้ำมันเตาจำนวน 44.86 ล้านลิตร และมีการใช้น้ำมันปาล์มดิบจำนวนประมาณ 16.40 ล้านลิตร หรือคิดเป็นสัดส่วนประมาณร้อยละ 26.8 โดยอัตราการระบายมลสารจากแหล่งกำเนิดและค่าความเข้มข้นของ มลสารในบรรยากาศโดยทั่วไปของฝุ่นละอองและก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ มีค่าลดต่ำลง ส่วนก๊าซออกไซต์ของไนโตรเจนมีค่าไม่มากกว่าที่ใช้น้ำมันเตา และไม่เกินค่ามาตรฐานที่กฎหมายกำหนด และมีค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐที่เพิ่มขึ้นประมาณ 494.79 ล้านบาท หรือคิดเป็นผลกระทบต่อค่า Ft ในเดือนกันยายน – ธันวาคม 2558 ที่เพิ่มขึ้นประมาณ 0.89 สตางค์/หน่วย (2) กกพ. พิจารณาผลการดำเนินการแล้ว มีมติเห็นชอบให้นำเสนอแนวทางการดำเนินงานในระยะต่อไปเพื่อประกอบการพิจารณาของ กพช. ดังนี้ (1) ให้ กฟผ. สามารถรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อดูดซับปริมาณน้ำมันปาล์มดิบออกจากตลาดได้เป็นระยะๆ ในราคาที่แข่งขันตามตลาดในขณะนั้นๆ ที่เหมาะสม ภายใต้กรอบนโยบายที่ กพช. กำหนด ทั้งนี้ เพื่อเป็นการช่วยเหลือเกษตรกรสวนปาล์มในการแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันปาล์มดิบตกต่ำ และสามารถรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบในช่วงที่ราคาตกต่ำได้ (2) ให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลการดำเนินงานของ กฟผ. ในการนำน้ำมันปาล์มดิบมาผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาในสัดส่วนที่เหมาะสม สอดคล้องกับกรอบนโยบายที่ กพช. กำหนด โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และการบริหารต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าให้ต่ำที่สุด ทั้งนี้ ค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นจากการที่ กฟผ. รับซื้อน้ำมันปาล์มดิบมาผสมน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าดังกล่าว ให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐในสูตร การปรับอัตราค่า Ft
1.6 เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2559 กระทรวงพลังงานโดย สนพ. ได้จัดการประชุมหารือร่วมกับ ผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และผู้แทน กฟผ. เพื่อหารือตามข้อเสนอของ กนป. และ มท. ในการนำน้ำมันปาล์มดิบ 10,000 ตันต่อเดือน มาใช้ในการผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาในโรงไฟฟ้ากระบี่ และหาข้อสรุปแนวทาง การนำน้ำมันปาล์มดิบมาใช้ในการผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ก่อนนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาต่อไป ซึ่ง กฟผ. ได้วิเคราะห์การนำน้ำมันปาล์มดิบมาผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ ระหว่างเดือนพฤษภาคม – ธันวาคม 2559 เป็นเวลา 8 เดือน เดือนละ 10,000 ตัน เบื้องต้นคาดการณ์ว่าจะใช้น้ำมันปาล์มดิบประมาณ 72,828 ตัน เนื่องจากช่วงเดือนพฤษภาคม – มิถุนายน 2559 จะมีการหยุดซ่อมโรงไฟฟ้ากระบี่ และจะทำให้เกิดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าคิดเป็นค่าใช้จ่ายส่วนเพิ่มประมาณ 1,474.38 ล้านบาท หรือคิดเป็นผลกระทบต่อค่า Ft ประมาณ 1.26 สตางค์ต่อหน่วย หรือคิดเป็นการอุดหนุนน้ำมันปาล์มดิบประมาณ 20.24 บาท/กิโลกรัม ซึ่งที่ประชุมเห็นว่าเป็นจำนวนเงินที่สูงมากและไม่คุ้มค่าในการดำเนินการ ถึงแม้จะแก้ปัญหาของเกษตรกรสวนปาล์มน้ำมันได้ แต่ทำให้เกิดภาระต่อราคาค่าไฟฟ้าของประชาชนทั้งประเทศ จึงเห็นควรหามาตรการอื่นในการช่วยเหลือชาวเกษตรกรสวนปาล์มน้ำมันที่เหมาะสม ที่สามารถแก้ปัญหาทั้งระบบได้อย่างแท้จริง นอกจากนั้นปริมาณและราคาน้ำมันปาล์มดิบมีการปรับขึ้นลงตามฤดูกาล โดยจะมีสภาวะล้นตลาดช่วงเดือนกรกฎาคมถึงเดือนตุลาคม (ปริมาณสต๊อค มากกว่า 400,000 ตัน) และเกิดขึ้นเฉพาะบางปีเท่านั้น ดังนั้นหากจะช่วยเหลือโดยการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ ควรพิจารณาปริมาณการรับซื้อที่เหมาะสมเป็นคราวๆ ไป โดยพิจารณาจากปริมาณสต๊อคและราคาน้ำมันปาล์มดิบประกอบด้วย เพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าและเป็นภาระต่อประชาชน
1.7 เมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2559 สนพ. ได้เสนอแนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มสำหรับกิจการด้านพลังงานไฟฟ้าในการประชุม กบง. ซึ่งที่ประชุมมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบหลักการในการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ในปริมาณการรับซื้อที่เหมาะสมเป็นคราวๆ ไป เพื่อช่วยเหลือเกษตรกร โดยพิจารณาจากปริมาณสต๊อกและราคาน้ำมันปาล์มดิบประกอบด้วย เพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่มากเกินไป และให้นำเสนอ กพช. ต่อไป (2) เห็นควรเสนอขอให้ กพช. มอบหมาย กบง. เป็นผู้พิจารณาการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ โดยค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่า Ft และ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินงาน โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าเป็นสำคัญ ทั้งนี้ เพื่อความคล่องตัวและรวดเร็วทันต่อสถานการณ์ในการพิจารณาการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบดังกล่าว
1.8 ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มในการผลิตไฟฟ้า ดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบหลักการในการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ในปริมาณการรับซื้อที่เหมาะสมเป็นคราวๆ ไป เพื่อช่วยเหลือเกษตรกร โดยพิจารณาจากปริมาณสต๊อกและราคาน้ำมันปาล์มดิบประกอบด้วย เพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่มากเกินไป (2) มอบหมายให้ กบง. เป็นผู้พิจารณาการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ โดยค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่า Ft และ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินงาน โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าเป็นสำคัญ ทั้งนี้ เพื่อความคล่องตัวและรวดเร็วทันต่อสถานการณ์ในการพิจารณาการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบดังกล่าว
2. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (นายธรรมยศ ศรีช่วย) สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบแนวทางการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น ดังนี้
2.1 เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กพช. ได้เห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) โดยมีเป้าหมายการส่งเสริมการผลิตการใช้ไบโอดีเซล ในปี 2579 เป็น 14 ล้านลิตร/วัน และเมื่อวันที่ 5 เมษายน 2559 นายกรัฐมนตรีได้มีข้อสั่งการให้กระทรวงพลังงานเร่งดำเนินการศึกษาวิจัยเพื่อเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มในน้ำมันไบโอดีเซลสำหรับรถยนต์ชนิดต่างๆ ให้เป็นรูปธรรมภายใน 3 เดือน
2.2 กระทรวงพลังงาน (พน.) ได้ดำเนินการส่งเสริมการผลิตการใช้ไบโอดีเซลมาอย่างต่อเนื่อง ปัจจุบันตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ 6) พ.ศ. 2558 กำหนดให้น้ำมันดีเซลต้องมีส่วนผสมของไบโอดีเซล ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 มีผลบังคับตั้งแต่วันที่ 3 สิงหาคม 2558 ซึ่งทำให้รถยนต์ดีเซลทุกประเภทใช้น้ำมันดีเซลที่มีส่วนผสมของไบโอดีเซลไม่เกินร้อยละ 7 หรือที่เรียกว่าไบโอดีเซล บี7 สำหรับการส่งเสริมการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น ที่ผ่านมา พน. ได้ทำการทดสอบน้ำมันไบโอดีเซล สำหรับรถประเภทต่างๆ ดังนี้ (1) รถยนต์ดีเซลขนาดเล็ก (รถบรรทุกส่วนบุคคล) ผลการทดสอบการใช้งานไบโอดีเซล บี10 กับรถยนต์ดีเซลขนาดเล็ก ที่ระยะทางวิ่งทดสอบ 100,000 กิโลเมตร สรุปว่าสามารถใช้ไบโอดีเซล บี10 ได้ โดยไม่มีผลกระทบกับเครื่องยนต์ แต่มีข้อแนะนำให้เปลี่ยนน้ำมันหล่อลื่นและไส้กรองเร็วขึ้น (2) รถบรรทุก ผลการทดสอบการใช้งานไบโอดีเซล บี20 กับรถบรรทุก ที่ระยะทางวิ่งทดสอบ 100,000 กิโลเมตร สรุปว่าสามารถใช้ไบโอดีเซล บี20 ได้ โดยไม่มีผลกระทบกับเครื่องยนต์ แต่มีข้อแนะนำให้เปลี่ยนน้ำมันหล่อลื่นและไส้กรองเร็วขึ้น นอกจากนั้น 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 ในส่วนของมาตการด้านภาษี กระทรวงการคลัง ได้ประกาศเรื่องลดอัตราภาษีสรรพสามิต กำหนดให้รถยนต์ประหยัดพลังงานเครื่องยนต์ดีเซลที่มีขนาดความจุกระบอกสูบไม่เกิน 1,500 ลูกบาศก์เซนติเมตร ที่ใช้เชื้อเพลิงประเภทไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่ไม่น้อยกว่าร้อยละ 10 เป็นส่วนผสมกับน้ำมันเชื้อเพลิงได้ เสียภาษีสรรพสามิตในอัตราร้อยละ 12 ตามมูลค่า ซึ่งต่ำกว่ารถยนต์ประหยัดพลังงานปกติ ร้อยละ 2 และยังอยู่ระหว่างการพิจารณาข้อเสนอของบริษัท ผู้ผลิตรถยนต์ที่ขอให้ลดอัตราภาษีสรรพสามิตของรถยนต์ดีเซลที่ใช้ไบโอดีเซล บี10 กับรถประเภทอื่นๆ อย่างไรก็ตาม ปัจจุบันยังไม่มีการจำหน่ายรถยนต์ประหยัดพลังงานที่สามารถใช้ไบโอดีเซล บี10 ได้ และยังไม่มีการกำหนดมาตรฐานน้ำมันไบโอดีเซล บี10 ตลอดจนการจำหน่ายน้ำมันไบโอดีเซล บี10 เป็นทางเลือก 2.3 เมื่อพิจารณาจากผลการศึกษาและมาตรการด้านภาษีสรรพสามิตของกระทรวงการคลัง จึงเห็นควรผลักดันให้เกิดการใช้ไบโอดีเซล บี10 เป็นทางเลือก เพื่อให้เกิดการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์ม ในน้ำมันดีเซลอย่างเป็นรูปธรรม ซึ่งมีแนวทางการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซล ดังนี้ (1) การศึกษาวิจัยเพื่อเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มในน้ำมันดีเซล โดยขยายผลการศึกษาการปรับปรุงคุณภาพน้ำมันไบโอดีเซลด้วยเทคโนโลยี H-FAME ทำให้น้ำมันไบโอดีเซลมีคุณภาพดีขึ้น ซึ่งการวิจัยมีความก้าวหน้าที่ดีระดับหนึ่ง และจำเป็นต้องขยายผลงานวิจัยสู่เชิงพาณิชย์ เพื่อพิจารณาหาทางพัฒนามาตรฐานคุณภาพน้ำมันไบโอดีเซลที่ดีขึ้นหรือพิจารณาด้านเศรษฐศาสตร์ และการทดสอบสร้างความมั่นใจในการใช้น้ำมันไบโอดีเซลที่ปรับปรุงคุณภาพในกลุ่มผู้ใช้น้ำมันที่กว้างขึ้น โดยมีหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและขอบเขตการดำเนินงาน ประกอบด้วย 1) หน่วยงานของกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี ดำเนินการถ่ายทอดเทคโนโลยีการปรับปรุงคุณภาพแก่ผู้ผลิตน้ำมันไบโอดีเซล 2) ผู้ผลิตไบโอดีเซล/ผู้ค้าน้ำมัน ดำเนินการลงทุนในการปรับปรุงโรงงานผลิตไบโอดีเซลคุณภาพสูงขึ้น และจัดทำน้ำมันไบโอดีเซล บี10 3) หน่วยราชการ/ทหาร ดำเนินการนำร่องการใช้ บี10 เพื่อสร้างความมั่นใจในการใช้น้ำมันไบโอดีเซลที่ปรับปรุงคุณภาพในกลุ่มผู้ใช้น้ำมันที่กว้างขึ้น และ 4) หน่วยงานของกระทรวงพลังงาน ดำเนินการติดตามผลวิจัยจากการนำร่องการใช้ บี10 เพื่อพัฒนามาตรฐานน้ำมันไบโอดีเซล บี100 และบี10 และจัดทำโครงสร้างราคาไบโอดีเซลสำหรับการขยายผลในการจำหน่ายในขั้นต่อไป (2) การดำเนินงานตามแผน AEDP มีหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและขอบเขตการดำเนินงาน ได้แก่ หน่วยงานภายใต้กระทรวงพลังงาน ประกอบด้วย 1) กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ให้กำหนดมาตรฐานไบโอดีเซล บี10 เพื่อสอดรับกับมาตรการด้านภาษีสรรพสามิตของกระทรวงการคลัง และรองรับการจำหน่ายไบโอดีเซล บี10 เป็นทางเลือก 2) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ให้กำหนดโครงสร้างราคาของไบโอดีเซล บี10 เพื่อการจำหน่ายไบโอดีเซล บี10 เป็นทางเลือก และสนับสนุน/จูงใจให้เกิดการใช้อย่างเป็นรูปธรรม 3) กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ให้ขยายผลการศึกษาเพื่อปรับปรุงคุณภาพการผลิตไบโอดีเซล ด้วยเทคโนโลยี H-FAME ที่ดำเนินการร่วมกับ วท. สู่เชิงพาณิชย์ เพื่อรองรับการเพิ่มสัดส่วนการใช้ไบโอดีเซลในสัดส่วนที่สูงขึ้น ตลอดจนการทดสอบการใช้งานในกลุ่มต่างๆ เพื่อสร้างความเชื่อมั่น หน่วยงานราชการอื่นๆ ประกอบด้วย 1) กระทรวง เกษตรและสหกรณ์ (กษ.) ให้ทบทวนยุทธศาสตร์ปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์ม ปี 2558 - 2569 (Roadmap) ให้สอดคล้องกับสถานการณ์ในปัจจุบัน และแผน AEDP 2015 ตามมติ กนป. โดยขอให้พิจารณาให้ความสำคัญเรื่องต้นทุนการผลิตปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มเพื่อลดผลกระทบกับผู้ใช้น้ำมันดีเซล 2) กระทรวงพาณิชย์ (พณ.) ให้บริหารจัดการอุปสงค์ อุปทาน ของน้ำมันปาล์ม ให้เพียงพอกับความต้องการเพื่อการบริโภคและพลังงาน 3) กระทรวงการคลัง (กค.) ให้พิจารณาโครงสร้างภาษีสรรพสามิตรถยนต์ที่ใช้น้ำมันไบโอดีเซล บี10 ในกลุ่มต่างๆ โดยเฉพาะรถบรรทุกส่วนบุคคลเพื่อจูงใจผู้ผลิตรถยนต์และผู้ใช้ โดยให้มีผลก่อนการกำหนดให้มีการใช้ บี10 ภายในปี 2561 4) กระทรวงอุตสาหกรรม (อก.) ให้พิจารณาส่งเสริมการผลิตรถยนต์ที่ใช้น้ำมัน ไบโอดีเซล บี10 ได้ เป็นกรณีพิเศษ และ 5) กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี (วท.) ให้ร่วมกับกระทรวงพลังงานเพื่อศึกษาและวิจัยและขยายผลการปรับปรุงคุณภาพการผลิตไบโอดีเซล ด้วยเทคโนโลยี H-FAME สู่เชิงพาณิชย์ และหน่วยงานภาคเอกชน ประกอบด้วย 1) บริษัทผู้ผลิตรถยนต์ ขอความร่วมมือสนับสนุน การใช้ไบโอดีเซล บี10 และการผลิตรถยนต์ที่ใช้ไบโอดีเซล บี10 เพื่อสร้างความเชื่อมั่นต่อผู้ใช้ และ 2) บริษัทผู้ค้าน้ำมัน ขอความร่วมมือสนับสนุนการจำหน่ายไบโอดีเซล บี10 เป็นทางเลือก 3) กลไกขับเคลื่อนการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น เพื่อให้เกิดการบูรณาการและบรรลุตามเป้าหมาย เห็นควรขับเคลื่อนผ่านคณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล ที่ได้รับการแต่งตั้งตามคำสั่งคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ลงวันที่ 25 กรกฎาคม 2557 โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และมีองค์ประกอบของภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง และเมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2559 กบง. ได้เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มในกิจการพลังงาน และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณาเห็นชอบต่อไป 2.4 ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบแนวทางการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซล ดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบแนวทางการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงพาณิชย์ กระทรวงการคลัง กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ดำเนินการตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกในส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล ดำเนินการขับเคลื่อนการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น และนำมารายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานทราบเป็นระยะ (2) ขอความเห็นชอบการดำเนินการเพื่อการผลิตไบโอดีเซลที่ได้รับการปรับปรุงคุณภาพแล้วในเชิงพาณิชย์ และดำเนินโครงการนำร่องการใช้น้ำมันไบโอดีเซล บี10 ในรถราชการ/ทหาร และ (3) ขอความเห็นชอบให้มีการใช้น้ำมันไบโอดีเซล บี10 เป็นทางเลือกภายในปี 2561 และพิจารณาดำเนินการเพิ่มสัดส่วนน้ำมันปาล์มตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 (AEDP 2015) ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. แนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มในการผลิตไฟฟ้า
1.1 รับทราบรายงานผลการดำเนินการในการนำน้ำมันปาล์มดิบมาใช้ในการผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
1.2 เห็นชอบหลักการในการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ในปริมาณการรับซื้อที่เหมาะสมเป็นคราวๆ ไป เพื่อช่วยเหลือเกษตรกร โดยพิจารณาจากปริมาณสต๊อกและราคาน้ำมันปาล์มดิบประกอบด้วย เพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่มากเกินไป
1.3 มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เป็นผู้พิจารณาการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ โดยค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่า Ft และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานการ กำกับดูแลการดำเนินงาน โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าเป็นสำคัญ ทั้งนี้ เพื่อความคล่องตัวและรวดเร็วทันต่อสถานการณ์ในการพิจารณาการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบดังกล่าว
2. แนวทางการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซล
2.1 เห็นชอบให้มีการใช้น้ำมันไบโอดีเซล B10 เป็นทางเลือกให้แล้วเสร็จภายในเดือนพฤษภาคม 2560 โดยดำเนินการให้เกิดการผลิตไบโอดีเซลตามที่ได้ปรับปรุงคุณภาพแล้วในเชิงพาณิชย์ และดำเนินโครงการนำร่องการใช้น้ำมันไบโอดีเซล B10 ในรถราชการ/ทหาร/เอกชน และพิจารณาดำเนินการเพิ่มสัดส่วนน้ำมันปาล์มตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 (AEDP 2015) ต่อไป
2.2 เห็นชอบให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงพาณิชย์ กระทรวง การคลัง กระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี ดำเนินการตามที่เสนอ และประสานงานขยายผลกับหน่วยงานภาคเอกชนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2.3 เห็นชอบให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล (ตามคำสั่งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่ 1/2557 ลงวันที่ 25 กรกฎาคม 2557) ดำเนินการขับเคลื่อนการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น และนำมารายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานทราบเป็นระยะ
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