มติกพช.กบง. (475)
กบง. ครั้งที่ 33 - วันศุกร์ที่ 2 ธันวาคม 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 21/2559 (ครั้งที่ 33)
เมื่อวันศุกร์ที่ 2 ธันวาคม 2559 เวลา 15.00 น.
3. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนธันวาคม 2559
7. ข้อสรุปการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
ความคืบหน้าของแผนบริการจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง Oil Plan 2015 ไตรมาสที่ 4 (กรกฎาคม – กันยายน2559) ในส่วนของการบริหารจัดการชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ประชุมหารือร่วมกับกลุ่มโรงกลั่น 5 ครั้ง เพื่อกำหนดแนวทางการลดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับการส่งเสริมการใช้เอทานอลและไบโอดีเซล บี 7 ธพ. ได้ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดคุณภาพน้ำมันดีเซล ฉบับที่ 8 โดยกำหนดให้มีไบโอดีเซล ระหว่าง
บี 3 – บี 7 บังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 25 สิงหาคม 2559 และขณะนี้ได้ออกประกาศฉบับที่ 9 กำหนดให้มีไบโอดีเซล ระหว่าง บี 5 – บี 7 บังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 25 พฤศจิกายน 2559 นอกจากนั้นการสนับสนุนการลงทุนในระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิง มีความคืบหน้าการพัฒนาระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อ ประกอบด้วย
(1) สายเหนือ ธพ. ได้ลงนาม MOU กับบริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จำกัด (FPT) โดย FPT ได้ยื่นขออนุญาตในส่วนของคลังน้ำมัน ณ จังหวัดพิจิตร ไปแล้ว ขณะนี้ได้ออกแบบระบบท่อและคลังน้ำมันในภาพรวมแล้วเสร็จ จัดประชุมรับฟังความเห็น 2 ครั้ง และอยู่ระหว่างทำ EIA และในส่วนของคลังน้ำมัน อำเภอสบปราบ จังหวัดลำปาง ทำการวางศิลาฤกษ์เมื่อวันที่ 23 พฤศจิกายน 2559 คาดว่าระบบจะแล้วเสร็จในปี 2562 (2) สายตะวันออกเฉียงเหนือ ธพ. ได้ลงนาม MOU กับบริษัท ไทย ไปป์ไลน์ เน็ตเวิร์ค จำกัด (TPN) ซึ่งอยู่ในเครือ SC Group เมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2559 ขยายระบบท่อส่งน้ำมันจาก จังหวัดสระบุรี – จังหวัดขอนแก่น วงเงินลงทุน 10,000 ล้านบาท ระยะเวลาก่อสร้างระหว่างปี 2561 - 2563 โดยจะต้องดำเนินการทำ EIA โครงการและเริ่มต้นก่อสร้างได้ในปี 2561 คาดว่าระบบจะแล้วเสร็จในปี 2563 และความคืบหน้าของการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ (SPR) ธพ. อยู่ระหว่างดำเนินการจ้างที่ปรึกษาเพื่อดำเนินโครงการศึกษาการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ของประเทศไทย ซึ่งคณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในการประชุมเมื่อวันที่ 2 พฤศจิกายน 2559 ได้มีมติอนุมัติเงินสนับสนุนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้ ธพ. ดำเนินโครงการดังกล่าว ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จในเดือนพฤษภาคม 2560
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณา เรื่อง การขอขยายระยะเวลากำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน
ในรูปแบบ Feed-in Tariff ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) และได้มีมติดังนี้
(1) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาสาเหตุความล่าช้าในการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และ
(2) มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รับไปดำเนินการทบทวนอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการประเภท VSPP ของเชื้อเพลิง 3 ประเภท ได้แก่ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ชีวมวล และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน)
2. ฝ่ายเลขานุการ ได้ตรวจสอบมติ กบง. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2559 แล้ว พบว่า มีเจตนารมณ์ให้ กกพ. ดำเนินการเปิดรับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT Bidding สำหรับพลังงานหมุนเวียนประเภทต่างๆ ในพื้นที่ที่มีความพร้อมได้ทันที ยกเว้นชีวมวลให้เปิดรับซื้อเฉพาะในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ก่อนเท่านั้น ซึ่งหนังสือดังกล่าวอาจส่งผลให้การเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชีวมวลในพื้นที่ทั่วไปเกิดความล่าช้าออกไป แต่ไม่ได้ส่งผลให้การเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ เช่น ขยะ พลังงานน้ำ ก๊าซชีวภาพ เป็นต้น ล่าช้าออกไปด้วย และที่ผ่านมา กกพ.
ได้ขอความเห็นชอบขยาย SCOD สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT Bidding มาแล้ว 1 ครั้ง ในการประชุม กพช.
เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยขยายจากภายในปี 2560 เป็นภายในปี 2561 แต่อย่างไรก็ตาม กกพ. คาดว่าอาจจะไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนการดำเนินงานที่เคยเสนอไว้กับ กพช. ซึ่งควรดำเนินการประกาศรับซื้อไฟฟ้าให้แล้วเสร็จทั้งหมดภายในปี 2559 ส่งผลให้เกิดความล่าช้าในการดำเนินงานตามแผน PDP 2015 ในเรื่องของการเร่งรัดกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์จากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้เป็นไปตามแผน ทำให้การวางแผนจัดหาไฟฟ้าของประเทศและเป้าหมายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผน AEDP ล่าช้าออกไป ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้ กกพ. ดำเนินการ ดังนี้ (1) เร่งรัดกระบวนการรับซื้อไฟฟ้า ระยะที่ 1 ประเภทก๊าซชีวภาพ จากน้ำเสีย/ของเสียที่จะเปิดรับเพิ่มเติมให้ครบเป้าหมาย ระยะที่ 1 ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และในพื้นที่ 4 อำเภอ ได้แก่ อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี ของจังหวัดสงขลา และระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในปี 2559 โดยให้คงระยะเวลากำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ภายในปี 2561 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 (2) แต่หากการดำเนินงานของ กกพ. เกิดความล่าช้า และทำให้โครงการไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ภายในปี 2561 เห็นควรให้ กกพ. นำเสนอเหตุผลและ
ความจำเป็นต่อ กบง. เพื่อพิจารณาอีกครั้ง และมอบหมายให้ พพ. รับไปดำเนินการทบทวนอัตรา FiT (สำหรับ VSPP) ใหม่ให้เหมาะสมและสะท้อนต้นทุนกับสถานการณ์ในขณะนั้น และหากอัตรา FiT มีการเปลี่ยนแปลงจากที่ กพช. ได้เคยเห็นชอบไว้แล้วก็ให้นำเสนอ กพช. พิจารณาใหม่อีกครั้ง และ (3) เนื่องจากปัจจุบันมีข้อร้องเรียนถึงกระทรวงพลังงานจากกลุ่มผู้ประกอบการพลังงานก๊าซชีวภาพขนาดเล็กมากที่ถูกตัดสิทธิ์จากการเป็นโครงการที่เคยยื่นขอขายไฟฟ้าแล้วหรือโครงการที่ได้รับเงินสนับสนุนจากภาครัฐ โดยเห็นควรให้ กกพ. รับไปพิจารณาปรับปรุงเงื่อนไขในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากประเภทก๊าซชีวภาพจากน้ำเสีย/ของเสีย ในระยะที่ 1 ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และในพื้นที่ 4 อำเภอ (อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี ของจังหวัดสงขลา) ที่จะเปิดรับเพิ่มเติมให้ครบเป้าหมาย และระยะที่ 2 เพื่อให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการดังกล่าวได้
4. อธิบดี พพ. (นายประพนธ์ วงษ์ท่าเรือ) ได้สรุปการดำเนินการทบทวนอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ของเชื้อเพลิง 3 ประเภท โดย พพ. ได้ประสาน สนพ. เพื่อขอรับทราบแนวทางและวิธีการคำนวณค่า FiT ของเชื้อเพลิงประเภทต่างๆ ที่ สนพ. ได้ดำเนินการไว้ เมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2559 จากนั้น พพ. จึงได้ดำเนินการทบทวนค่า FiT ของเชื้อเพลิง 3 ประเภท ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) โดยพิจารณาจากปัจจัยที่เกี่ยวข้อง 2 ปัจจัย คือ สมมติฐานทางเทคนิค (วงเงินค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้า) และสมมติฐานทางการเงิน ซึ่งผลจากการทบทวน พบว่า ต้นทุนการก่อสร้าง ณ ปัจจุบัน ยังคงเดิม แต่สมมติฐานทางการเงินบางประการได้เปลี่ยนแปลงไป ได้แก่ (1) อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ (Interest rate) ได้ลดลงจากร้อยละ 7.0 ถึง 7.5 เหลือร้อยละ 6 (2) อัตราภาษีเงินได้ (Income tax rate) ได้ลดลงจากร้อยละ 30 เหลือร้อยละ 20 และ (3) ระยะเวลาการยกเว้นภาษี (Tax holiday duration) ของสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน (BOI) เปลี่ยนจากยกเว้นภาษี 8 ปีแรกและเก็บภาษีร้อยละ 50 ของอัตราภาษีเงินได้ในปีที่ 9 - 13 เหลือยกเว้นภาษี 8 ปีแรกเท่านั้น ซึ่งจากการทบทวนสรุปได้ว่า ค่า FiT ที่คำนวณใหม่ ไม่ได้เปลี่ยนแปลงไปจากค่าเดิมอย่างมีนัยสำคัญ
5. ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้ที่ประชุมพิจารณา 2 ประเด็น คือ (1) รับทราบผลการพิจารณาสาเหตุความล่าช้าในการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และเห็นควรให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการเร่งรัดกระบวนการรับซื้อไฟฟ้าระยะที่ 1 และระยะที่ 2 ตามความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ และ (2) เห็นควรให้ยังคงอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการประเภท VSPP ของเชื้อเพลิง 3 ประเภท ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) อัตราเดิม เพื่อใช้สำหรับเป็นอัตราเริ่มต้น ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ต่อไป จนกว่าจะมีการประกาศเปลี่ยนแปลง
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการพิจารณาสาเหตุความล่าช้าในการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
2. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ถึงเดือนมิถุนายน 2562 โดยในส่วนของโรงไฟฟ้าชีวมวลให้ผู้ที่มีส่วนเกี่ยวข้องหารือกันอีกครั้งก่อนวันที่ 15 ธันวาคม 2559
3. เห็นควรให้ยังคงอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการประเภท VSPP ของเชื้อเพลิง 3 ประเภท ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) อัตราเดิม เพื่อใช้สำหรับเป็นอัตราเริ่มต้น ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ต่อไป จนกว่าจะมีการประกาศเปลี่ยนแปลง
เรื่องที่ 3 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนธันวาคม 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.สยาม) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน
2. จากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก ในเดือนธันวาคม 2559 อยู่ที่ 396 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนพฤศจิกายน 2559 จำนวน 14 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนพฤศจิกายน 2559
อยู่ที่ 35.5051 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าลงจากเดือนตุลาคม 2559 จำนวน 0.2870 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPG Pool) โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และปตท.สผ.สยาม) ปรับลดลง 0.0423 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.6500 บาทต่อกิโลกรัม (387.5835 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 13.6077 บาทต่อกิโลกรัม (383.2618 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
3. จากราคาก๊าซ LPG Pool ของเดือนธันวาคม 2559 ที่ปรับตัวลดลง 0.0423 บาทต่อกิโลกรัม
ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นที่ 0.0423 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.3310 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.2887 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายประมาณ 84 ล้านบาทต่อเดือน (กองทุนน้ำมันฯ มีภาระชดเชยลดลง 15 ล้านบาทต่อเดือน) โดยฐานะกองทุนน้ำมันฯของก๊าซ LPG ณ วันที่ 27 พฤศจิกายน 2559 มีฐานะกองทุนสุทธิ 7,475 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.2887 บาท และเห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 30 พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ทั้งนี้ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 3 ธันวาคม 2559 เป็นต้นไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2559 สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) ในฐานะผู้สอบบัญชีกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ได้จัดส่งรายงานการตรวจสอบงบการเงิน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2558 ของกองทุนน้ำมันฯและข้อสังเกตจากการตรวจสอบงบการเงิน มายังสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) เพื่อให้ สบพน. นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาและดำเนินการตามข้อเสนอแนะ แล้วแจ้งให้ สตง. ทราบภายใน 60 วัน นับแต่วันได้รับหนังสือ โดย สตง. ได้รายงานการตรวจสอบงบการเงินกองทุนน้ำมันฯ สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2558 มีสินทรัพย์รวม 49,262 ล้านบาท เพิ่มจากปีก่อน 37,402 ล้านบาท เนื่องจากในปีงบประมาณ 2558 กองทุนน้ำมันฯ มีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายจำนวนมาก มีหนี้สินรวม 1,564 ล้านบาท ลดลงจากปีก่อนจำนวน 2,784 ล้านบาท เนื่องจากค่าชดเชยราคาค้างจ่ายลดลงตามแนวทางการปรับโครงสร้างราคา LPG ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กำหนดแนวทางให้ปรับเงินจ่ายเข้า/ออก ของกองทุนน้ำมันฯ ให้มีค่าใกล้ศูนย์บาท ส่งผลให้ภาระการจ่ายชดเชย LPG ลดลงจากงวดเดียวกันของปีก่อนและทำให้รายการค่าชดเชยราคาค้างจ่ายลดลงด้วย ผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ สำหรับปีงบประมาณ พ.ศ. 2558 มีรายได้รวม 67,788
ล้านบาท มีค่าใช้จ่ายรวม 27,602 ล้านบาท และมีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 40,186 ล้านบาท
2. สำหรับข้อสังเกตจากการตรวจสอบงบการเงินกองทุนน้ำมันฯ มีดังนี้ (1) การบักทึกรายการทางบัญชีของรายได้จากเงินนำส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไม่เป็นไปตามรายการที่เกิดขึ้นจริง โดยจากเอกสารหลักฐานบ่งชี้ว่ากองทุนน้ำมันฯ ได้รับเงินจริงในวันที่ 24 กรกฎาคม 2558 แต่มีการบันทึกรายการบัญชีในวันที่ 1 กรกฎาคม 2558 ซึ่งยังไม่ได้รับเงิน จึงไม่ตรงกับข้อเท็จจริง และไม่เป็นไปตามระเบียบการเบิกจ่ายเงินจากคลัง การเก็บรักษาเงินและการนำเงินส่งคลัง พ.ศ. 2551 ส่วนที่ 2 การรับเงิน ข้อ 76 ให้ส่วนราชการบันทึกข้อมูลการรับเงินในระบบภายในวันที่ได้รับเงิน... ซึ่ง สตง. เสนอแนะว่าควรกำชับเจ้าหน้าที่ผู้รับผิดชอบให้ปฏิบัติตามระเบียบการเบิกจ่ายเงินจากคลัง การเก็บรักษาเงินและการนำเงินส่งคลัง พ.ศ. 2551 ส่วนที่ 2 การรับเงิน ข้อ 76 อย่างเคร่งครัด เพื่อให้การแสดงรายการทางบัญชีและสถานะทางการเงินครบถ้วน ถูกต้อง ตรงตามข้อเท็จจริงที่เกิดขึ้น และ (2) การนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของกรมศุลกากรล่าช้าจำนวน 807 วัน (วันที่ 8 พฤษภาคม 2556 – 24 กรกฏาคม 2558)ซึ่งไม่เป็นไปตามคำสั่งนายกรัฐมนตรี และประมวลระเบียบปฏิบัติศุลกากร พ.ศ. 2556 กล่าวคือ ตั้งแต่วันที่กรมศุลกากรดำเนินการออกแบบแจ้งประเมิน/เรียกเก็บอากรขาเข้า/ขาออก ภาษีสรรพสามิต ภาษีมูลค่าเพิ่มและภาษีอื่นๆ เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2556 และออกเช็คคืนเงินประกันให้ผู้ค้าน้ำมันแล้วเมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2556 จนถึงวันที่นำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ วันที่ 24 กรกฎาคม 2558 ซึ่งแยกความล่าช้าในการดำเนินการเป็น 2 ขั้นตอน
คือ ดำเนินการจากวันที่กรมศุลกากรออกเช็คคืนเงินประกันภาษีให้ผู้ค้าน้ำมัน เมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2556 จนถึงวันที่ผู้ค้าได้ยื่นคำร้องพร้อมใบนำส่งเงิน ลงวันที่ 21 เมษายน 2558 มีระยะเวลา 713 วัน และการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากวันที่ผู้ค้าน้ำมันได้ยื่นคำร้องฯ ลงวันที่ 21 เมษายน 2558 ถึงวันที่ส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ เมื่อวันที่ 24 กรกฎาคม 2558 มีระยะเวลา 94 วัน ซึ่งกรณีดังกล่าวเกิดจากการขาดระบบการควบคุมและติดตาม เนื่องจาก
ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีฯ และระเบียบฯ ที่เกี่ยวข้องมิได้กำหนดขั้นตอนของการเร่งรัดติดตามให้ผู้ค้าน้ำมันฯ ผู้นำเข้าน้ำมันเมื่อจ่ายชำระอากรขาเข้าพร้อมกับการชำระภาษีอากรแล้วต้องรีบนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จึงส่งผลให้ในการยื่นคำร้องของผู้ค้าน้ำมันเพื่อเป็นการถอนเงินประกันแล้วนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ มีความล่าช้ามาก ซึ่ง สตง. มีข้อเสนอแนะว่าควรพิจารณากำหนดมาตรการ แนวทางในการควบคุมและติดตามการนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อมิให้เกิดความล่าช้า และควรสั่งการให้ตรวจสอบและติดตามหน่วยงานที่เกี่ยวข้องว่ายังมีผู้ค้าน้ำมันที่ยังไม่ได้นำเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อีกหรือไม่ เพื่อป้องกันมิให้เกิดความสูญเสียผลประโยชน์ทางเศรษฐกิจที่ควรจะได้รับและโอกาสในการบริหารจัดการเงินของกองทุนน้ำมันฯ ให้มีสภาพคล่องเพียงพอสำหรับการรักษาราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงภายในประเทศ และการประมาณการฐานะของกองทุนที่สะท้อนถึงความเป็นจริง
3. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2559 สบพน. ได้เสนอรายงานการตรวจสอบงบการเงินของกองทุนน้ำมันฯ และข้อสังเกตจากการตรวจสอบงบการเงิน ต่อที่ประชุมคณะกรรมการ สบพน. เพื่อพิจารณาและดำเนินการตามข้อเสนอแนะของ สตง. ซึ่งคณะกรรมการ สบพน. เห็นชอบให้ดำเนินการตามข้อเสนอแนะของ สตง. ดังนี้ (1) กำชับเจ้าหน้าที่ผู้รับผิดชอบให้ปฏิบัติตามระเบียบการเบิกจ่ายเงินจากคลัง การเก็บรักษาเงินและการนำเงินส่งคลัง พ.ศ. 2551 ส่วนที่ 2 การรับเงิน ข้อ 76 ของกระทรวงการคลังอย่างเคร่งครัด เพื่อให้การแสดงรายการทางบัญชีและสถานะทางการเงินครบถ้วน ถูกต้อง ตรงตามข้อเท็จจริงที่เกิดขึ้น (2) ให้ สบพน. ประสานกับกรมศุลกากรเพื่อดำเนินการให้ผู้ค้าน้ำมันที่วางเงินประกันเงินส่งเข้ากองทุนกองทุนน้ำมันฯ แล้ว แต่ยังไม่ได้นำเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่มีอยู่จำนวน 8 ฉบับ เป็นจำนวนเงินรวม 112,571,824 บาท ให้เร่งดำเนินการนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ รวมทั้งพิจารณาปรับปรุงแนวปฏิบัติการนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของกรมศุลกากรตามข้อเสนอแนะของ สตง. ต่อไป
4. สบพน. จึงได้เสนอรายงานการตรวจสอบงบการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2558 และขอความเห็นชอบแนวทางการดำเนินการตามข้อเสนอแนะของ สตง.
มติของที่ประชุม
1. รับทราบรายงานการตรวจสอบงบการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2558 และข้อสังเกตของสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน
2. เห็นชอบแนวทางการดำเนินการตามข้อเสนอแนะของสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน ดังนี้
(1) กำชับเจ้าหน้าที่ผู้รับผิดชอบให้ปฏิบัติตามระเบียบการเบิกจ่ายเงินจากคลัง การเก็บรักษาเงินและการนำเงินส่งคลัง พ.ศ. 2551 ส่วนที่ 2 การรับเงิน ข้อ 76 ของกระทรวงการคลังอย่างเคร่งครัด เพื่อให้การแสดงรายการทางบัญชีและสถานะทางการเงินครบถ้วน ถูกต้อง ตรงตามข้อเท็จจริงที่เกิดขึ้น
(2) ให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) ประสานกับกรมศุลกากรเพื่อดำเนินการให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิง ที่วางเงินประกันเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงแล้ว แต่ยังไม่ได้นำเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ที่มีอยู่จำนวน 8 ฉบับ เป็นจำนวนเงินรวม 112,571,824 บาท ให้เร่งดำเนินการนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้งพิจารณาปรับปรุงแนวปฏิบัติการนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของกรมศุลกากรตามข้อเสนอแนะของสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการบริหารจัดการกิจการก๊าซธรรมชาติและ LNG เพื่อความมั่นคง และมีมติเห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ขนาด 5 ล้านตันต่อปี โดย กฟผ. เป็นผู้ดำเนินโครงการ และมีการประมาณการเงินลงทุนรวม 24,500 ล้านบาท กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2567 และให้รายงานความก้าวหน้าการดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบนเป็นระยะๆ และต้องเกิดความชัดเจนว่าจะสามารถดำเนินการได้ทันตามแผนภายในเดือนธันวาคม พ.ศ. 2561 สำหรับในกรณีที่ กฟผ. ไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผน กระทรวงพลังงานจะได้ดำเนินการเตรียมแผนสำรองรองรับ รวมทั้งให้ กฟผ. รายงานผลการพิจารณาการวิเคราะห์ด้านเศรษฐศาสตร์ที่ได้ปรับปรุงตามความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต่อ กบง. ในวันที่ 2 ธันวาคม 2559 และเห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมาร์ [F-3] ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2570 โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปดำเนินการศึกษาในรายละเอียดความจำเป็นของโครงการให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และนำเสนอผลการศึกษาต่อ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. สืบเนื่องจากที่กรรมการกำกับกิจการพลังงาน กกพ. (นายวัชระ คุณาวัฒนาวุฒิ) ได้ขอความชัดเจนในกรณีการสร้าง FSRU ของ กฟผ. เนื่องจากมีความกังวลเกี่ยวกับเรื่องค่าผ่านท่อ ว่าการเชื่อมต่อ FSRU
ต้องเชื่อมผ่านระบบท่อของ ปตท. ที่มีอยู่แล้ว ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อค่าผ่านท่อและอาจเป็นภาระต่อผู้ใช้ก๊าซฯ รายอื่นๆ และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้สั่งการให้ กฟผ. นำความเห็นของ กกพ. ไปพิจารณาให้เกิดความชัดเจนและนำกลับมาเสนอต่อ กบง. ต่อไป กฟผ. ได้พิจารณาแล้วสรุปได้ดังนี้ (1) การคำนวณค่าบริการ
ส่งก๊าซฯ เมื่อมีโครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบนของ กฟผ. ใช้หลักเกณฑ์ตามคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ธันวาคม 2550 ที่ใช้ปัจจุบัน คือ ใช้หลักเกณฑ์ Roll - in Adjustment โดยรวมเงินลงทุนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติใหม่เข้าระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติปัจจุบัน ซึ่งไม่ทำให้เกิดภาระต่อผู้ใช้ก๊าซฯ รายอื่นๆ เนื่องจากอัตราค่าผ่านท่อสำหรับผู้ใช้ก๊าซฯ ทุกรายเท่ากัน (2) โครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน เป็นโครงการเพื่อรองรับการจัดหา LNG ตามความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศที่จะมีความต้องการเพิ่มสูงขึ้นจากประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ที่ปรับปรุงใหม่ ซึ่งจะไม่ส่งผลกระทบต่อโครงสร้างพื้นฐานเดิมที่ได้รับอนุมัติไปก่อนหน้า
3. ผลการศึกษาเบื้องต้นโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมาร์ (โครงการ Myanmar – Thailand LNG Receiving Terminal) สรุปความเป็นมาและสาระสำคัญการดำเนินโครงการได้ดังนี้
3.1 กระทรวงพลังงานของไทยและเมียนมาร์ ได้ลงนามใน MOU ความร่วมมือด้านพลังงาน และจัดตั้ง Joint Working Committee (JWC) และ Joint Working Group (JWG) เพื่อร่วมผลักดันโครงการด้านพลังงาน
ที่สำคัญผ่านกระบวนการ G-to-G ซึ่งรวมถึงโครงการ LNG Receiving Terminal ระหว่างไทยและเมียนมาร์
โดยกำหนดให้ ปตท. เป็นกรรมการและเลขานุการ ซึ่ง ปตท. ได้เริ่มดำเนินการตามแผนการลงทุนและพัฒนาโครงการฯ เพื่อเพิ่มความมั่นคงด้านพลังงานในระยะยาวแก่ประเทศไทย ในการรับ LNG ประเทศเมียนมาร์และแปรสภาพ LNG ให้เป็นก๊าซธรรมชาติ เพื่อส่งผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่มีอยู่ในปัจจุบัน เข้ามายังประเทศไทย ทั้งนี้การจ่ายก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตกมีปริมาณประมาณร้อยละ 18 ของปริมาณการใช้ก๊าซในประเทศไทย ซึ่งส่งผลอย่างมีนัยสำคัญต่อการผลิตไฟฟ้าและการบริหารคุณภาพก๊าซฯ รวมถึงผลกระทบด้านสัญญาที่ ปตท. มีข้อผูกพันต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในการจ่ายก๊าซฯ ให้ได้ตามที่กำหนด นอกจากนั้น การพัฒนาโครงการ LNG Receiving Terminal ในประเทศเมียนมาร์ ยังเป็นช่องทางที่สำคัญในการแสวงหาโอกาสการขยายธุรกิจและการลงทุนต่อเนื่องใน Gas Value Chain ของ ปตท. อีกด้วย
3.2 ปตท. ได้เริ่มดำเนินการตามแผนการพัฒนาโครงการ Myanmar – Thailand LNG Receiving Terminal โดยมีขอบเขตการดำเนินงานและความก้าวหน้าของโครงการ ดังนี้
(1) ขอบเขตการดำเนินงาน ประกอบด้วย การพัฒนาโครงการในเฟส 1 เพื่อส่งก๊าซฯ กลับมาประเทศไทยในระยะเริ่มแรกเป็นส่วนใหญ่ และส่งก๊าซฯ ให้เมียนมาร์อีกส่วนหนึ่งเพื่อช่วยส่งเสริมและสนับสนุนให้มีการเติบโตทางเศรษฐกิจและส่งผลให้เกิดความต้องการใช้ก๊าซฯ เติบโตสูงขึ้น ซึ่งนำมาสู่การพัฒนาโครงการในเฟส 2 ที่จะตอบสนองความต้องการพลังงานในไทยและเมียนมาร์อย่างถาวรและยั่งยืน
(2) แผนการดำเนินงาน (Overall) โครงการฯ ตามกรอบเวลาของแผนการดำเนินงานในช่วงปี 2558 – 2560 คณะกรรมการ JWG จะร่วมกันพิจารณารายละเอียดที่เกี่ยวข้องทั้งหมด และ Myanmar Investment Commission (MIC) จะพิจารณาอนุมัติและส่งเสริมการลงทุนของโครงการฯ และคาดว่าจะเริ่มก่อสร้างได้ช่วงไตรมาสที่ 2 ของปี 2561 โดยใช้เวลาก่อสร้าง 3 – 4 ปี และ
(3) ความก้าวหน้าโครงการที่สำคัญ เช่น คณะกรรมการ JWC (วันที่ 10 มิถุนายน 2559) และ JWG (วันที่ 22 กรกฎาคม 2559) เห็นชอบการเข้าพื้นที่ทำ Site Survey และแผนการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการของ ปตท. และ ปตท. ได้ศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการร่วมกับที่ปรึกษาด้านเทคนิค ด้านพาณิชยกิจ ด้านกฎหมายและภาษี ซึ่งมีกำหนดแล้วเสร็จในเดือนธันวาคม 2559
(4) สรุปผลการศึกษาเบื้องต้น โครงการฯ ได้ทำ Site Selection และ Technical Studies พบว่า
(5) การเชื่อมต่อกับท่อส่งก๊าซที่มีอยู่ในปัจจุบัน อยู่ระหว่างศึกษาความเป็นไปได้ในการใช้ท่อส่งก๊าซที่มีอยู่ในปัจจุบัน (Yadana, Yetagun, Zawtika) ร่วมกับ Operators ทั้ง 3 ราย (Total, Petronas, PTTEP) เพื่อส่งก๊าซจากโครงการมายังประเทศไทยโดยได้ผลการศึกษาเบื้องต้นถึงจุดเชื่อมต่อที่เหมาะสมบริเวณ Operation Center ของท่อส่งก๊าซทั้ง 3 เส้น ซึ่งห่างจากชายฝั่งประมาณ 10 กิโลเมตร
(6) แผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว โครงการ Myanmar-Thailand LNG Receiving Terminal สามารถพัฒนาให้แล้วเสร็จได้ ภายในปี 2565 ตามแผนงานปัจจุบัน ซึ่งจะเร็วกว่าที่กำหนดในแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว และ
(7) โครงการฯ มีแผนการดำเนินงานขั้นต่อไป คือการนำเสนอผลการศึกษา Pre-Feasibility Study ต่อ JWC พิจารณาให้ความเห็นชอบ ก่อนจะขออนุมัติโครงการขั้นสุดท้ายต่อ Myanmar Investment Commission ก่อนดำเนินการก่อสร้าง ซึ่งคาดว่ากระบวนการทั้งหมดจะเสร็จสิ้นภายในปี 2565
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 สถานการณ์ไฟฟ้าภาคใต้
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันระบบไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในภาคใต้ มีกำลังผลิตไฟฟ้ารวมประมาณ 3,089.5 เมกะวัตต์ ขณะที่ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดของภาคใต้เท่ากับ 2,713 เมกะวัตต์ เกิดขึ้นเมื่อวันที่ 28 เมษายน 2559 เวลา 19.30 น. จะเห็นได้ว่า กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองในพื้นที่ของระบบไฟฟ้าภาคใต้ไม่เพียงพอกรณีรองรับเหตุสุดวิสัยโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่สุดในพื้นที่ (โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ขนาด 710 เมกะวัตต์) หยุดกะทันหัน นอกจากนั้นโครงการโรงไฟฟ้ากระบี่มีความล่าช้าออกไปจากเดือนธันวาคม 2562 ดังนั้น โรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่เข้าระบบเร็วที่สุดคือ โรงไฟฟ้าเทพา เครื่องที่ 1 ที่จะเข้าในปี 2564 ทำให้ช่วงระหว่างปี 2560-2563 จำเป็นต้องมีการบริหารจัดการความเสี่ยง
2. ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP 2015) การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าใหม่
ในภาคใต้ ประกอบด้วย กำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP 2015) รวมทั้งสิ้น 2,465 เมกะวัตต์ ซึ่งในปี 2559 มีกำลังผลิตไฟฟ้าจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วประมาณ 676 เมกะวัตต์ ดังนั้นในช่วงระหว่างปี 2560-2579 จะมีกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่เพิ่มเข้ามาในระบบอีกประมาณ 1,800 เมกะวัตต์ ซึ่งส่วนใหญ่จะเป็นพลังงานลม และชีวมวล ในส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิล จะเป็นโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดจำนวน 4 โรง รวมกำลังผลิตไฟฟ้า 3,800 เมกะวัตต์ ประกอบไปด้วยโรงไฟฟ้ากระบี่ โรงไฟฟ้าเทพา และโรงไฟฟ้าใหม่ การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดดังกล่าวเป็นไปตามนโยบายของภาครัฐด้านการกระจายเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ช่วยเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และลดการพึ่งพาก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า ที่ปัจจุบันใช้ในการผลิตไฟฟ้าถึงประมาณร้อยละ 70 และในแต่ละปีจะมีเหตุการณ์หยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติ ส่งผลกระทบต่อกำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ
3. การพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของภาคใต้ มีโครงการที่ได้รับการอนุมัติแล้วได้แก่ โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันตกและภาคใต้เพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า โดยโครงการดังกล่าวจะช่วยเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคใต้ รวมทั้งรองรับพลังงานหมุนเวียนที่จะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามแผน AEDP 2015 ดังที่กล่าวมาแล้ว โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าแบ่งออกเป็น 2 ระยะ ได้แก่ระยะที่ 1 ก่อสร้างสายส่ง 500 เควี วงจรคู่ จาก จอมบึง-บางสะพาน 2 – สุราษฎร์ธานี 2 – ภูเก็ต 3 กำหนดแล้วเสร็จในปี 2562 และระยะที่ 2 ก่อสร้างสายส่ง 500 เควี วงจรคู่ จาก บางสะพาน 2- สุราษฎร์ธานี 2 กำหนดแล้วเสร็จในปี 2565
4. หากแนวทางการดำเนินการเกี่ยวกับโรงไฟฟ้ากระบี่ มีข้อสรุปให้โครงการสามารถดำเนินการต่อได้ภายในเดือนธันวาคม 2559 จะสามารถเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาได้ภายในเดือนมีนาคม 2561 โรงไฟฟ้ากระบี่จะสามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ในเดือนมกราคม 2565 ในส่วนของโรงไฟฟ้าเทพาปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการพิจารณาของคณะกรรมการผู้ชำนาญการพิจารณารายงานผลกระทบสิ่งแวดล้อม (คชก.) ให้ความเห็นชอบ
ตามแผนหากโครงการโรงไฟฟ้าเทพาได้รับการอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีในเดือนตุลาคม 2560 โรงไฟฟ้าเทพาจะสามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ในเดือนตุลาคม 2564
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 ข้อสรุปการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 มีมติเห็นชอบในหลักการ เรื่อง Roadmap การดำเนินการเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยแบ่งการดำเนินงานเป็นสองระยะ ดังนี้
ระยะที่ 1 กำหนดแผนยุทธศาสตร์ในการส่งเสริมการแข่งขันในส่วนของการนำเข้าให้เกิดผู้นำเข้ามากกว่า
หนึ่งราย โดยได้แบ่งขั้นตอนการดำเนินงานส่งเสริมการแข่งขันในส่วนนำเข้าเป็น 4 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1.1 ยกเลิกมาตรการต่างๆ ที่ไม่เอื้อต่อการให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นนำเข้า ระยะที่ 1.2 เปิดส่วนแบ่งปริมาณนำเข้าให้ผู้ประกอบการรายอื่น (นอกเหนือจาก ปตท.) ด้วยระบบโควต้า โดยใช้ราคานำเข้าที่ CP+85 เหรียญสหรัฐต่อตัน
ระยะที่ 1.3 เปิดส่วนแบ่งปริมาณนำเข้าให้ผู้ประกอบการรายอื่น (นอกเหนือจาก ปตท.) ด้วยระบบโควต้า โดยใช้ราคานำเข้าที่ CP+X เหรียญสหรัฐต่อตัน ซึ่ง X เป็นสูตรคงที่อ้างอิงกับดัชนีที่เหมาะสม สะท้อนต้นทุนการขนส่งและจัดหาซึ่งปรับตามตลาดโลก และระยะที่ 1.4 เปิดการประมูลการนำเข้าก๊าซ LPG เมื่อมีผู้ค้ามาตรา 7 สามารถนำเข้าได้มากกว่าหนึ่งราย และประสงค์จะนำเข้ามากกว่าปริมาณนำเข้าที่ประเทศต้องการ และระยะที่ 2 ลดการควบคุมธุรกิจการผลิตและจัดหาลงอย่างต่อเนื่องจนนำไปสู่การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ ในลักษณะเดียวกันกับธุรกิจน้ำมัน ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 7 กรกฎาคม 2559 กบง. ได้รับทราบรายงานความคืบหน้าการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจ
ก๊าซ LPG ว่า จะไม่มีการนำเข้าก๊าซ LPG ในเดือนกรกฏาคมและสิงหาคม 2559 และจากความต้องการภายในประเทศที่ลดลงอย่างต่อเนื่อง จึงคาดการณ์ว่าจะไม่มีปริมาณนำเข้าที่สามารถนำมาประมูลได้ในปีนี้และอาจจะต่อเนื่องนานถึงปีหน้า ซึ่งส่งผลให้การเปิดประมูลนำเข้าก๊าซ LPG อาจจะไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนที่วางไว้
2. การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG มีความจำเป็นและรัฐควรเตรียมพร้อมแต่เนิ่นๆ เพื่อรองรับการนำเข้าที่จะมีมากขึ้นอย่างมากในอนาคตอันใกล้ จากการผลิต LPG ของโรงแยกก๊าซฯ ที่จะลดต่ำลงหลังช่วงสิ้นสุดอายุสัมปทานในปี 2565-2566 โดยจำเป็นต้องสร้างระบบที่เอื้อให้ตลาดเกิดการแข่งขัน ขจัดอุปสรรคและข้อจำกัดที่มีในปัจจุบันให้เกิดผู้นำเข้ารายอื่นนอกเหนือจาก ปตท. รวมถึงส่งสัญญาณให้ผู้ประกอบการเริ่มลงทุนเพิ่มเติม โดยมีหลักการของการเปิดเสรี คือ (1) สร้างแรงจูงใจให้มีผู้ผลิตและผู้จัดหา LPG เพิ่มขึ้น ให้ตลาดเกิดการแข่งขันมากขึ้น (2) การเปิดเสรีและปรับโครงสร้างราคาจะให้มีผลกระทบต่อผู้บริโภคน้อยที่สุด ทั้งการใช้เป็นเชื้อเพลิงและการใช้เป็นวัตถุดิบในปิโตรเคมี (3) ยังคงใช้ประโยชน์จาก LPG ที่ผลิตจากทรัพยากรในประเทศที่มีราคาถูกกว่าให้มากที่สุด
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอความเห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ซึ่งจะแบ่งการดำเนินการ
เป็นสองระยะ โดยเริ่มต้นจากการเปิดเสรีเฉพาะส่วนนำเข้าก่อน เพื่อไม่ให้การเปิดเสรีกระทบถึงราคาขายปลีก และ
เมื่อตลาดเกิดความพร้อมจึงดำเนินการเปิดเสรีทั้งระบบในขั้นตอนต่อไป โดยมีแผนการดำเนินการตามขั้นตอน คือ
ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ จะเริ่มดำเนินการเปิดเสรีเฉพาะส่วนนำเข้าเท่านั้น แต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นฯ และโรงแยกก๊าซฯ โดยจะยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้าของประเทศ และให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป็นผู้พิจารณาถึงการส่งออกเนื้อก๊าซที่ผลิตในประเทศ และต่อไปในระยะที่ 2 จะเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ และเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดการแข่งขันมีความพร้อม (มีผู้นำเข้าหลายราย มีปริมาณการนำเข้าจากผู้ประกอบการรายอื่นจำนวนมากพอสมควร) โดยให้ ธพ. พิจารณาถึงความพร้อมด้านการแข่งขันในส่วนผลิตและจัดหาที่เพียงพอและไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคาก๊าซ LPG เพื่อนำเสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบต่อไป
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอเสนอให้เริ่มดำเนินการเปิดเสรีส่วนนำเข้า (ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ) ตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ คือ
4.1 การกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) แบ่งเป็น 1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับ จำหน่ายภาคปิโตรเคมีที่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบ
ถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม และ 2) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาค ปิโตรเคมีโดยไม่มีสัญญาซื้อ-ขายเดิม เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการอ้างอิงด้วยราคานำเข้า โดยยังคงกำหนดการคำนวณอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในส่วนผลิตและจัดหาของโรงแยกก๊าซฯ และโรงกลั่นฯ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาของโรงแยกก๊าซฯ และโรงกลั่นน้ำมันฯ กับราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น ตามลำดับ
4.2 การผลิตและจัดหา แบ่งเป็น 1) การนำเข้า ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคานำเข้าที่ CP+85 เหรียญสหรัฐ/ตัน เป็นราคา CP บวกค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (CP+X) และยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคานำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศที่ถูกกำหนดโดย ธพ. 2) โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคาจาก CP-20 เป็น CP เหรียญสหรัฐ/ตัน เพื่อจูงใจให้เพิ่มกำลังการผลิตและลดโอกาสในการนำเข้าให้ได้มากที่สุด 3) โรงแยกก๊าซฯ และ ปตท.สผ.สยามฯ ภาครัฐจะยังกำกับดูแลกลไกราคาตามนโยบายรัฐบาลที่กำหนดให้ราคาจะต้องสะท้อนต้นทุน โดยใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนที่แท้จริง (cost plus) ในการกำหนดราคา และ 4) การส่งออก ปัจจุบันอนุญาตให้ส่งออกเฉพาะเนื้อก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศเท่านั้น (นำเข้าเพื่อส่งออก) หลังจากยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้า ให้ ธพ. เป็นผู้ควบคุมและพิจารณาถึงความเหมาะสมของการส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ที่ผลิตภายในประเทศ
4.3 การจำหน่าย ยังคงประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ ในช่วงเปลี่ยนผ่าน เพื่อป้องกันการสมยอมในการตั้งราคาหากยังไม่เกิดการแข่งขันที่เพียงพอในส่วนการผลิตและจัดหา พร้อมทั้งศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่ เพื่อใช้ในการติดตามและดูแลราคาให้เหมาะสม เป็นธรรม
4.4 มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน มอบหมายให้ ธพ. สามารถมีอำนาจสั่งการให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้า LPG แบบฉุกเฉิน (prompt cargo) ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม รวมถึงศึกษามาตรการเพิ่มสำรอง LPG ใหม่ และมาตรการการปันส่วนก๊าซ LPG (ในภาวะฉุกเฉิน) ให้คุ้มครองราคาภาคครัวเรือน
4.5 มาตรการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ยังคงใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นเครื่องมือสำคัญในการป้องกันภาวะขาดแคลนและการรักษาเสถียรภาพด้านราคา
4.6 คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้า และรับ/จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศ กำหนดให้ ปตท. ต้องเปิดระบบคลังดังกล่าวให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ดังนี้
ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ
เปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน
ระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ
ยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของกรมธุรกิจพลังงาน
2. เห็นชอบการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ ซึ่งจะเริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้
2.1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น)
ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน ดังนี้
ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม
ส่วนที่ 2 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ ดังนี้
ราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง + ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ |
โดยที่
(1) CP คือ ราคาประกาศเปโตรมิน ณ ราสทานูรา ซาอุดีอาราเบีย ด้วยสัดส่วนระหว่างโพรเพนและบิวเทน เท่ากับ 50:50 ณ เดือนที่คำนวณราคา (2) ค่าขนส่ง (Freight) คือ ค่าใช้จ่ายในการขนส่งก๊าซ LPG จาก ราสทานูรา ประเทศซาอุดีอาระเบีย มายัง อ. ศรีราชา ประเทศไทย เฉลี่ยเดือนก่อนหน้า (3) ค่าประกันภัย (Insurance) เท่ากับ ร้อยละ 0.005 ของ Cost and Freight (CFR) (4) ค่าการสูญเสีย (Loss) เท่ากับ ร้อยละ 0.5 ของ Cost, Insurance and Freight (CIF) (5) ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ประกอบด้วย - Surveyor/witness Fee & Lab expense - Management Fee - Demurrage - Import Duty - Depot - Others (6) อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยที่ธนาคารพาณิชย์ขายให้กับลูกค้าธนาคารทั่วไปที่ประกาศโดยธนาคารแห่งประเทศไทย เฉลี่ยเดือนก่อนหน้า |
ทั้งนี้ เมื่อ พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ
2.2 อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนผลิตและจัดหายกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงหรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรมาติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก
2.3 การผลิต การจัดหา และการส่งออกการนำเข้า ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคานำเข้าที่ CP+85 เหรียญสหรัฐ/ตัน เป็นราคา CP บวกค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (CP+X) และยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศที่ถูกกำหนดโดยกรมธุรกิจพลังงานโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคาจาก CP-20 เป็น CP เหรียญสหรัฐ/ตัน เพื่อวัตถุประสงค์สำคัญในการสร้างแรงจูงใจให้เพิ่มกำลังการผลิตและนำก๊าซ LPG ที่ผลิตได้จำหน่ายเข้าสู่ระบบเพิ่มขึ้น เป็นการลดโอกาสในการนำเข้าให้ได้มากที่สุด
โรงแยกก๊าซธรรมชาติ และ บริษัท ปตท.สผ.สยามฯ ภาครัฐจะยังกำกับดูแลกลไกราคาตามนโยบายรัฐบาลที่กำหนดให้ราคาจะต้องสะท้อนต้นทุน โดยใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนที่แท้จริง (cost plus) ในการกำหนดราคา โดยในส่วนระบบของ บริษัท ปตท.สผ.สยามฯ ที่อยู่ภายใต้การบังคับของ พระราชบัญญัติปิโตรเลียม ให้ดำเนินการตามกฎและระเบียบของกฎหมายนั้น การส่งออก กรมธุรกิจพลังงานเป็นผู้ควบคุมดูแลและพิจารณาการขอส่งออกเนื้อก๊าซ LPG รวมทั้งการกำหนดเงื่อนไขประกอบต่างๆ ที่จำเป็น
2.4 การจำหน่าย ยังคงประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ ในช่วงเปลี่ยนผ่าน เพื่อป้องกันการสมยอมในการตั้งราคาหากยังไม่เกิดการแข่งขันที่เพียงพอในส่วนการผลิตและจัดหา พร้อมทั้งศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่ เพื่อใช้ในการติดตามและดูแลราคาให้เหมาะสม เป็นธรรม
2.5 มาตรการป้องกันภาวการณ์ขาดแคลน มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานมีอำนาจสั่งการให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน (prompt cargo) ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยสามารถได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามต้นทุนจริง รวมถึงศึกษามาตรการเพิ่มสำรองก๊าซ LPG ใหม่ และมาตรการการปันส่วนก๊าซ LPG (ในภาวะฉุกเฉิน) ให้คุ้มครองราคาภาคครัวเรือน
2.6 มาตรการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ยังคงใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นเครื่องมือสำคัญในการป้องกันภาวการณ์ขาดแคลนและการรักษาเสถียรภาพด้านราคา
2.7 คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้า และรับ/จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศ กำหนดให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ต้องเร่งรัดให้มีการเปิดบริการระบบคลังดังกล่าวให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA)
3. มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการ ดังนี้
3.1 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ดำเนินการออกประกาศกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและอัตราเงินชดเชยของก๊าซ LPG รวมถึงศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่
3.2 กรมธุรกิจพลังงาน ดำเนินการตรวจสอบปริมาณก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ที่จำหน่ายให้ภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ - ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กำกับดูแลการนำเข้าและส่งออก เตรียมมาตรการป้องกันภาวการณ์ขาดแคลน และสำรวจข้อมูลราคาขายส่งและราคาขายปลีกก๊าซ LPG (ขนาดถัง 15 กิโลกรัม) ในเขตกรุงเทพมหานคร
3.3 บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการจัดทำระเบียบการใช้คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ให้แก่บุคคลที่สามใช้ได้ (Third Party Access: TPA) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนเมษายน 2560
3.4 สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (พลังงานจังหวัด) ทำการสำรวจและเก็บข้อมูลราคาขายส่งและราคาขายปลีกก๊าซ LPG (ขนาดถัง 15 กิโลกรัม) ทุกจังหวัดทั่วประเทศยกเว้นกรุงเทพมหานคร
กบง. ครั้งที่ 34 - วันจันทร์ที่ 9 มกราคม 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 1/2560 (ครั้งที่ 34)
เมื่อวันจันทร์ที่ 9 มกราคม 2560 เวลา 14.00 น.
1. รายงานสถานการณ์พลังงานโลกและการวิเคราะห์แนวโน้มราคาพลังงานโลก
5. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมกราคม 2560
6. การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG กรณีการนำเข้าและการส่งออกก๊าซ LPG
7. การส่งเสริมการแปรรูปขยะพลาสติกเป็นน้ำมันเชื้อเพลิง
8. เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนภายใต้แผน AEDP 2015 ในปี 2560
9. รายงานผลคดีหมายเลขดำที่ 348/2558 เรื่องการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG
10. รายงานการนำเข้า การจัดหา และสถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 รายงานสถานการณ์พลังงานโลกและการวิเคราะห์แนวโน้มราคาพลังงานโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในปี 2560 มีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยคาดว่าจะเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล เนื่องจาก กลุ่ม OPEC และกลุ่ม Non – OPEC มีแนวโน้มที่จะปรับลดปริมาณการผลิตน้ำมันดิบลง นโยบายประชานิยมของประธานาธิบดีคนใหม่ของประเทศสหรัฐฯ และเศรษฐกิจโลกมีการเติบโตมากขึ้น ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบปรับตัวลดลง ได้แก่ ในปี 2560 จะมีการเลือกตั้งประธานาธิบดีของประเทศเยอรมนี ฝรั่งเศส และอิตาลี ซึ่งอาจทำให้เกิดการเปลี่ยนแปลงนโยบายทางเศรษฐกิจ การออกจากสหภาพยุโรป อย่างเต็มรูปแบบของประเทศอังกฤษ อาจทำให้มีผลกระทบต่อการตัดสินใจของนักลงทุน และการปรับขึ้นอัตราดอกเบี้ยของธนาคารกลางประเทศสหรัฐอเมริกา (2) ราคาน้ำมันสำเร็จรูปภาพรวมในปี 2560 คาดว่าจะปรับตัวสูงขึ้นตามราคาน้ำมันดิบ ส่วนราคาก๊าซ LPG ในเดือนมกราคม 2560 มีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากภูมิอากาศ ในหลายประเทศหนาวเย็นมากขึ้น และนโยบายของประเทศอินเดียที่ส่งเสริมให้ประชาชนใช้ก๊าซ LPG ในการหุงต้มแทนการใช้ฟืน (3) ราคาถ่านหินในปี 2560 ยังมีแนวโน้มที่จะปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง เนื่องจากประเทศอังกฤษ เยอรมนี และจีน เปลี่ยนมาใช้ถ่านหินในการผลิตไฟฟ้ามากขึ้น (4) ราคา LNG ในปี 2560 คาดว่าจะปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง เนื่องจากปริมาณความต้องการในหลายประเทศเพิ่มสูงขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. ความคืบหน้าในการดำเนินการตามแผน PDP 2015 ไตรมาสที่ 4 ปี 2559 สรุปได้ดังนี้ (1) PDP 1 ติดตามแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ คาดว่าไฟฟ้าที่ผลิตจากก๊าซธรรมชาติจะมีสัดส่วนอยู่ที่ร้อยละ 63.6 มากกว่าแผนฯ ซึ่งอยู่ที่ร้อยละ 58.5 ส่วนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชนิดอื่นส่วนใหญ่มีสัดส่วนต่ำกว่าแผน (2) PDP 2 โครงการที่อยู่ระหว่างก่อสร้าง และการเจรจาความร่วมมือด้านพลังงานกับประเทศเพื่อนบ้านมีความคืบหน้าเป็นไปตามแผน ส่วนโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเกาะกงปัจจุบันเหลือบริษัทผู้พัฒนาโครงการ 2 บริษัท คือ บริษัท สามารถคอร์ปเรชั่น จำกัด (มหาชน) และบริษัท เกาะกง ยูทิลิตี้ จำกัด (3) PDP 4 ติดตามโครงการระบบสายส่งไฟฟ้า การดำเนินโครงการส่วนใหญ่เป็นไปตามแผน มีบางโครงการที่การดำเนินโครงการล่าช้ากว่าแผนเนื่องจาก การคัดค้านของชุมชน และการขออนุญาตเข้าใช้พื้นที่จากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง สำหรับระบบโครงข่ายไฟฟ้าที่มีปัญหาอุปสรรคในการขอเข้าใช้ที่ดินของรัฐที่มีความจำเป็นเร่งด่วน ประกอบด้วย ระบบโครงข่ายไฟฟ้า 230 กิโลโวลต์ คลองแงะ – สตูล ระบบ ระบบโครงข่ายไฟฟ้า 500 กิโลโวลต์ สุราษฎร์ธานี 2 – จุดเชื่อมพังงา 2 – ภูเก็ต 3 และระบบโครงข่ายไฟฟ้า 500 กิโลโวลต์ ชายแดน (บริเวณจังหวัดน่าน) – น่าน 2 – แม่เมาะ 3
2. ความเสี่ยงระบบไฟฟ้าบริเวณภาคใต้ ปัจจุบันระบบไฟฟ้าของ กฟผ. ในภาคใต้ มีกำลังผลิตไฟฟ้ารวมประมาณ 3,089.5 เมกะวัตต์ ขณะที่ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดของภาคใต้เท่ากับ 2,713 เมกะวัตต์ ดังนั้น หากกรณีที่เกิดเหตุสุดวิสัยทำให้โรงไฟฟ้าขนาดใหญ่สุดในพื้นที่ (โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ขนาด 710 เมกะวัตต์) หยุดกะทันหัน กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองจะไม่เพียงพอต่อความต้องการทันทีจึงจำเป็นต้องมีการบริหารจัดการความเสี่ยง ในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าใหม่ในภาคใต้ตามแผน PDP 2015 ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP 2015) รวมทั้งสิ้น 2,465 เมกะวัตต์ ซึ่งในปี 2559 การจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วประมาณ 676 เมกะวัตต์ และในช่วงปี 2560 - 2579 จะมีกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่เพิ่มเข้ามาในระบบอีกประมาณ 1,800 เมกะวัตต์ ส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิล จะเป็นโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดจำนวน 4 โรง รวมกำลังผลิตไฟฟ้า 3,800 เมกะวัตต์ ประกอบด้วยโรงไฟฟ้ากระบี่ โรงไฟฟ้าเทพา และโรงไฟฟ้าใหม่ ส่วนการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของภาคใต้ มีโครงการที่ได้รับการอนุมัติแล้ว 2 โครงการ คือ 1) โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันตกและภาคใต้ เพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า โดยแบ่งออกเป็น 2 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 ก่อสร้างสายส่ง 500 เควี วงจรคู่ จากจอมบึง - บางสะพาน 2 – สุราษฎร์ธานี 2 – ภูเก็ต 3 กำหนดแล้วเสร็จในปี 2562 และระยะที่ 2 ก่อสร้างสายส่ง 500 เควี วงจรคู่ จาก บางสะพาน 2- สุราษฎร์ธานี 2 กำหนดแล้วเสร็จในปี 2565 และ 2) โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าระยะที่ 12 ซึ่งมีโครงการย่อย คือ การก่อสร้างสายส่งไฟฟ้า 230 เควี คลองแงะ – สตูล ซึ่งปัจจุบัน กฟผ. อยู่ระหว่างการดำเนินการตามขั้นตอนของกฎหมาย ระเบียบ และมติคณะรัฐมนตรีที่เกี่ยวข้องในเรื่องการเข้าใช้พื้นที่
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. การดำเนินงานเพื่อรองรับแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558- 2579 (Gas Plan 2015) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 และตามการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผน Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ ที่ กพช. รับทราบเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 มีทั้งหมด 4 ด้าน คือ ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG รักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศให้ยาวนานขึ้น การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ และมีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขันทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access; TPA) โดยความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผน Gas Plan 2015 ไตรมาสที่ 4 ในส่วนของการบริหารจัดการด้านการใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศ ประกอบด้วย (1) G1 การคาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซปี 2559 เพื่อติดตามการใช้ก๊าซฯ ผลการดำเนินงาน คือ อัตราการใช้ก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย 11 เดือน (ณ เดือนพฤศจิกายน 2559) อยู่ที่ประมาณ 4,745 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ในแผนเล็กน้อย (2) G2 การรักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย 1) G2 – 1 การบริหารจัดการแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุในปี 2565 – 2566 ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการพิจารณาร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียมและร่างพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียมของสภานิติบัญญัติแห่งชาติ (สนช.) ซึ่งขยายเวลาการดำเนินงานออกไปถึงเดือนมกราคม 2560 2) G2 – 2 การเปิดให้ยื่นขอสิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ อยู่ระหว่างการดำเนินการเตรียมการด้านกฎหมาย ซึ่ง สนช. กำลังพิจารณาและยกร่างกฎหมายลำดับรองที่จำเป็น 3) G2 – 3 การบริหารจัดการก๊าซฯ ที่ผลิตจากอ่าวไทยให้มีประสิทธิภาพ และให้เกิดประโยชน์สูงสุด ผลการดำเนินงานคือ อัตราก๊าซฯ ที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ เฉลี่ย 11 เดือน ต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ และต่ำกว่าค่าเฉลี่ยของปี 2558 (3) G3 การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG อย่างมีประสิทธิภาพ คือ G3 – 2 การศึกษาแนวทางการกำกับดูแลด้าน LNG อย่างเหมาะสม และสนับสนุนให้เกิดการแข่งขันในธุรกิจ LNG ซึ่ง ชธ. ได้ลงนามสัญญาจ้างที่ปรึกษาด้าน LNG แล้วคาดว่าการศึกษาสัดส่วนที่เหมาะสมของ LNG และการศึกษาองค์ประกอบ/คุณภาพก๊าซฯ สำหรับประเทศไทย จะแล้วเสร็จภายในเดือนมีนาคม 2560 และมิถุนายน 2560 ตามลำดับ และ (4) G4 โครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขันภายใต้โครงการ G4-2 LNG Receiving Terminal เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 และวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. มีมติให้ ขยายกำลังผลิตของ LNG Terminal ที่มีอยู่เดิมของ ปตท. เพิ่ม 1.5 ล้านตันต่อปี โดยมอบหมายให้ ปตท. ก่อสร้าง LNG Terminal แห่งใหม่ ให้เสร็จสิ้นภายในปี 2565 รวมทั้งศึกษาโครงการ FSRU [F-3] ในประเทศเมียนมา ขนาด 3 ล้านตันต่อปี ที่จะเข้าระบบภายในปี 2570 มอบหมาย กฟผ. ดำเนินโครงการ FSRU [F-1] ขนาด 5 ล้านตันต่อปี ในอ่าวไทยตอนบนภายในปี 2567 ส่วนโครงการ FSRU [F-2] ค่ดว่าจะดำเนินการที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา และมอบหมายให้ พน. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องศึกษาและจัดทำแผนโครงสร้างพื้นฐาน LNG ของประเทศ ให้แล้วเสร็จในเดือนพฤษภาคม 2560
2. ปัญหาและอุปสรรค ประกอบด้วย (1) G2 – 1 แนวทางในการบริหารสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุ ประเด็นคือ ไม่มีข้อกฎหมายในการบริหารจัดการสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุ จึงต้องมีการศึกษาวิเคราะห์ในประเด็นต่างๆ อย่างรอบคอบ (2) G2 – 2 การเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ประเด็นหลักคือ การเตรียมความพร้อมในด้านข้อกฎหมายยังมีข้อจำกัด จึงจำเป็นต้องดำเนินการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายรวมทั้งร่างกฎหมายที่เกี่ยวข้อง ซึ่งต้องใช้ระยะเวลาอย่างมาก และ (3) G4 โครงสร้างพื้นฐานรองรับการนำเข้า LNG ประเด็นคือ การรักษาความสมดุลระหว่างเสถียรภาพด้านการจัดหาก๊าซฯ ให้เพียงพอกับความต้องการใช้ของประเทศในอนาคต รวมถึงการสร้างบรรยากาศการแข่งขันอย่างเสรีของธุรกิจก๊าซฯ ซึ่งส่งผลต่อการพิจารณาตัดสินใจของภาครัฐในการอนุมัติโครงการต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง ซึ่ง ชธ. ได้เสนอว่า เนื่องจากแต่ละแผนมีความเชื่อมโยงกัน หากแผนใดมีการเปลี่ยนแปลง ย่อมส่งผลต่อแผนฉบับอื่น จึงควรมีหน่วยงานในการประสานระหว่างแผนบูรณาการพลังงานระยะยาวทั้ง 5 แผน เพื่อติดตามความคืบหน้า และควรมีระบบการถ่ายทอดข้อมูลระหว่างหน่วยงานที่ชัดเจน และเป็นระบบ เพื่อให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องมีข้อมูลเท่าเทียมกัน เล็งเห็นประโยชน์ และมุ่งสู่เป้าหมายในทิศทางเดียวกัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. ระเบียบกระทรวงพลังงาน ว่าด้วยการฝากและการเบิกจ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2556 หมวด 7 การตรวจสอบภายใน ข้อ 26 ให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) จัดให้มีการตรวจสอบภายในเกี่ยวกับการดำเนินงานกองทุน การรับ-จ่ายและการควบคุมภายในของโครงการที่ได้รับเงินจากกองทุน แล้วรายงานให้ปลัดกระทรวงพลังงาน อย่างน้อยปีละหนึ่งครั้ง เพื่อนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบ
2. ในปีงบประมาณ พ.ศ. 2559 ผู้ตรวจสอบภายในของ สบพน. ได้ดำเนินการตรวจสอบการเบิก-จ่าย และติดตามการใช้จ่ายเงินของโครงการและงบบริหารที่ได้รับอนุมัติให้ใช้เงินจากกองทุนน้ำมันฯ จำนวน 4 หน่วยงาน ประกอบด้วย สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และกรมสรรพสามิต และได้รายงานผลการตรวจสอบเสนอผู้บริหารสูงสุดของหน่วยงานที่ได้รับการตรวจสอบพร้อมทั้งเสนอรายงานผลการตรวจสอบต่อคณะกรรมการตรวจสอบ สบพน. และคณะกรรมการ สบพน. พิจารณาเห็นชอบแล้ว โดยมีสาระสำคัญดังนี้ (1) งบโครงการ มีหน่วยงานที่ได้รับการตรวจสอบจำนวน 3 หน่วยงาน ได้แก่ สป.พน. สนพ. และ ธพ. มีโครงการที่ได้รับอนุมัติในปีงบประมาณ พ.ศ. 2558 – 2559 รวมทั้งสิ้น 9 โครงการ ประกอบด้วย โครงการที่อยู่ระหว่างดำเนินงาน จำนวน 4 โครงการ พบว่าการเบิก – จ่ายเงินเป็นไปตามแผนการ ใช้จ่ายเงินที่ได้รับอนุมัติ และโครงการที่สิ้นสุดการดำเนินงานและปิดบัญชีโครงการแล้ว มีจำนวน 5 โครงการ พบว่า มีการสรุปผลการดำเนินโครงการเปรียบเทียบวัตถุประสงค์กับผลลัพธ์ที่ได้อย่างชัดเจน การส่งคืนเงินเหลือจ่าย พร้อมดอกผลและรายรับอื่นคืนให้กองทุนน้ำมันฯ เป็นไปตามที่ระเบียบกระทรวงพลังงานฯ กำหนดไว้ (2) งบบริหาร สรุปได้ว่า ในปีงบประมาณ พ.ศ. 2559 มีหน่วยงานที่ได้รับการตรวจสอบจำนวน 3 หน่วยงาน ได้แก่ สป.พน. สนพ. และกรมสรรพสามิต เป็นงบบริหารที่ได้รับอนุมัติในปีงบประมาณ พ.ศ. 2558–2559 ผลการตรวจสอบ พบว่า การเบิก - จ่ายเงินเป็นไปตามแผนการใช้จ่ายเงินที่ได้รับอนุมัติ มีการส่งคืนเงินเหลือจ่ายพร้อมดอกผลให้กองทุน น้ำมันฯ ภายในระยะเวลาตามที่ระเบียบกระทรวงพลังงานฯ กำหนดไว้ (3) การบันทึกบัญชี พบว่า มีการบันทึกรายการเบิก - จ่ายและคืนเงินคงเหลือพร้อมดอกผลเข้าระบบ GFMIS ของกรมบัญชีกลาง ตามระบบที่กรมบัญชีกลางกำหนดไว้ (4) การจัดทำรายงาน พบว่า โดยส่วนใหญ่มีการจัดทำรายงานแล้วเสร็จภายในวันที่ 15 ของเดือนถัดไป ตามระยะเวลาที่ระเบียบกระทรวงพลังงานฯ กำหนดไว้มีเพียง สป.พน. ที่จัดทำรายงานส่งให้ สบพน. ล่าช้ากว่า ที่ระเบียบกำหนดไว้ และ (5) การควบคุมภายใน ผู้รับผิดชอบของหน่วยงานที่ได้รับอนุมัติให้ใช้เงินจากกองทุนน้ำมันฯ มีระบบการควบคุมภายในเกี่ยวกับการเบิกจ่ายเงินโครงการและงบบริหารที่เหมาะสม และมีการวิเคราะห์ข้อมูลและจำนวนเงินคงเหลือในบัญชีเงินฝากของกองทุนน้ำมันฯ โดยผู้อำนวยการสำนักบริหารการเงินและบัญชีกองทุน ของ สบพน. ก่อนเสนอผู้อำนวยการ สบพน. อนุมัติจ่ายเงินทุกครั้ง
3. สรุปผลการตรวจสอบ ในภาพรวมมีการเบิก - จ่ายเงินโครงการและงบบริหารตามแผนการใช้เงินที่ได้รับอนุมัติ มีการปฏิบัติงานเป็นไปตามระเบียบกระทรวงพลังงานฯ มีเพียงบางหน่วยงานที่นำเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปใช้ ในโครงการด้านพลังงานทดแทนและการอนุรักษ์พลังงาน และมีบางหน่วยงานที่จัดส่งรายงานการเงินประจำเดือนล่าช้ากว่าที่ระเบียบฯ กำหนดไว้ ซึ่งได้แจ้งให้ผู้ที่รับผิดชอบรับทราบ เพื่อดำเนินการปรับปรุงแก้ไขแล้ว โดยสรุปมีความเสี่ยงด้านการปฏิบัติงาน (Operational Risk) ความเสี่ยงทางด้านการเงิน (Financial Risk) และความเสี่ยง ด้านการปฏิบัติตามกฎ ระเบียบ (Compliance Risk) อยู่ในระดับต่ำ มีการควบคุมภายในด้านการเบิก - จ่าย และติดตามการใช้จ่ายเงินอยู่ในระดับที่เหมาะสม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมกราคม 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ดังนี้ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ โดยการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ จะเริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน คือ ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขาย ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม และส่วนที่ 2ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อขาย เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ โดยราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง +ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ทั้งนี้ เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันฯ มีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ (2) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของส่วนผลิตและจัดหา โดยยกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ หรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศ ทำการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรมาติก
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG ของเดือนมกราคม 2560 โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ต้นทุนเดือนพฤศจิกายน 2559 – มกราคม 2560 ลดลงจากเดือนตุลาคม 2559 ที่ 0.1183 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.3821 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.2638 บาทต่อกิโลกรัม ดังนี้ ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ ลดลง 0.1053 บาทต่อกิโลกรัม จาก 8.7299 บาท ต่อกิโลกรัม เป็น 8.6246 บาทต่อกิโลกรัม ค่าเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตลดลง 0.0130 บาทต่อกิโลกรัม จาก 1.0825 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 1.0695 บาทต่อกิโลกรัม ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ (Operation Cost) ใช้ข้อมูลของปี 2558 ที่ 1.1937 บาทต่อกิโลกรัม และเงินลงทุนคงที่ (Capex) ที่ 2.3760 บาทต่อกิโลกรัม โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก ต้นทุนอ้างอิงราคาตลาดโลก ที่สูตรราคา CP โดยต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในเดือนมกราคม 2560 เท่ากับ 465 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน การนำเข้า ต้นทุนเดือนมกราคม 2560 อยู่ที่ 508.6869 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (18.3036 บาทต่อกิโลกรัม) และบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ต้นทุนเดือนพฤศจิกายน 2559 – มกราคม 2560 คงที่ที่ราคา 15.00 บาทต่อกิโลกรัม
3. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนมกราคม 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 465 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 69 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน บวกค่าใช้จ่ายนำเข้า 43.6869 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ส่งผลให้ราคาก๊าซ LPG นำเข้า อยู่ที่ 508.6869 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก อยู่ที่ 465 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ 368.6232 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 4.9513 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จาก ปตท.สผ.สยามฯ 416.8751 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนธันวาคม 2559 อยู่ที่ 35.9820 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าลงจากเดือนก่อนหน้า 0.4769 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ทั้งนี้ จากต้นทุนก๊าซ LPG ดังกล่าว ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับเพิ่มขึ้น 4.6959 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.6077 บาทต่อกิโลกรัม (383.2618 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 18.3036 บาทต่อกิโลกรัม (508.6869 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ) และราคา ณ โรงกลั่นของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคปิโตรเคมีที่อ้างอิงราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average) ปรับเพิ่มขึ้น 0.9993 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.6077 บาทต่อกิโลกรัม (383.2618 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 14.6070 บาทต่อกิโลกรัม (405.9530 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
4. ข้อเสนอของฝ่ายเลขานุการฯ มติ กบง. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ได้เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบและราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก อัตราแลกเปลี่ยน ส่งผลให้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ/ชดเชย ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุน#1) ณ เดือนมกราคม 2560 ดังนี้ ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ที่ขายภาคปิโตรเคมี ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ 1.3432 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ที่ขายเป็นเชื้อเพลิง ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ 5.0398 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขาย ภาคปิโตรเคมีได้รับเงินชดเชย 2.1246 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขายเป็นเชื้อเพลิงต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ 1.5720 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อไม่ให้การผันผวนของราคาก๊าซ LPG ในตลาดและการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG มีผลกระทบต่อราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศ ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 1 มกราคม 2560 มีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของก๊าซ LPG 7,382 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงใคร่ขอเสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับเพิ่มการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ อีก 4.6959 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.2887 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 4.9846 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งแต่เดิม (เดือนธันวาคม 2559) กองทุนน้ำมันฯ ไม่ได้มีรายรับจากส่วนการผลิตและการจัดหา ก๊าซ LPG ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายเพื่อทำการรักษาระดับราคาขายปลีกก๊าซ LPG (กองทุน#2) ไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม จำนวน 83 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งต่อมาเมื่อมีการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG เพื่อรองรับการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG แล้ว ประกอบกับราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ปรับตัวสูงขึ้น ส่งผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ ต้องจ่ายเงินชดเชยที่ 4.9846 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม คิดเป็นเงินกองทุนน้ำมันฯ ที่ต้องจ่ายชดเชยจำนวน 1,718 ล้านบาท อย่างไรก็ตามการปรับโครงสร้างฯ ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับ ในส่วนของการผลิตและการจัดหาจำนวน 1,234 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายสุทธิประมาณ 484 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งหากไม่มีการปรับโครงสร้างฯ แล้ว จะส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายที่ 351 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือนมกราคม 2560 ดังนี้
(1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 13.2638 บาทต่อกิโลกรัม
(2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 16.7316 บาทต่อกิโลกรัม
(3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 18.3036 บาทต่อกิโลกรัม
(4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.0000 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 4.9846 บาท
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 2 พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ ทั้งนี้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 10 มกราคม 2560 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 6 การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG กรณีการนำเข้าและการส่งออกก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการเป็นสองระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ ซึ่งเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้าและระบบโควต้าการนำเข้าของประเทศ ซึ่งจะเริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป ระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ ซึ่งยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอ ส่วนการเปิดเสรีการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดการดำเนินการที่เกี่ยวข้อง ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ - ขาย เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) (2) การผลิต การจัดหา และ การส่งออก ในส่วนการนำเข้า ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคานำเข้าที่ CP+85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เป็นราคา CP บวกค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (CP+X) และยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศ ส่วนโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติกปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคาจาก CP-20 เป็น CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ส่วนโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และบริษัท ปตท.สผ.สยามฯ ภาครัฐจะยังกำกับดูแลกลไกราคาตามนโยบายรัฐบาลที่กำหนดให้ราคาจะต้องสะท้อนต้นทุน โดยใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนที่แท้จริง (cost plus) ในการกำหนดราคา ในส่วนการส่งออก ธพ. เป็นผู้ควบคุมดูแลและพิจารณาการขอส่งออกเนื้อก๊าซ LPG รวมทั้งการกำหนดเงื่อนไขประกอบต่างๆ ที่จำเป็น (3) มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน มอบหมายให้ ธพ. มีอำนาจสั่งการให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยสามารถได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันฯ ตามต้นทุนจริง (4) คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้า และรับ/จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศกำหนดให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ต้องเร่งรัดให้มีการเปิดบริการระบบคลังดังกล่าวให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนเมษายน 2560
2. การนำเข้าก๊าซ LPG หลังเปิดเสรีส่วนนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ ได้ปรับเปลี่ยนหลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง จากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า CP+X แทน โดย X ประกอบด้วย ค่าขนส่ง ค่าประกันภัย ค่าการสูญเสีย และค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ซึ่งคำนวณขึ้นจากดัชนีอ้างอิงสากลและค่าใช้จ่ายจริงที่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เคยนำเข้าในอดีต ดังนั้น เพื่อติดตามและประเมินถึงความเหมาะสมของตัวเลขราคานำเข้า CP+X จึงเห็นควรให้ผู้นำเข้าทุกรายต้องรายงานตัวเลขปริมาณและราคาจริงของการนำเข้าก๊าซ LPG ให้ ธพ. รับทราบทุกครั้งที่มีการนำเข้า สำหรับในกรณีที่ผู้นำเข้าแจ้งแผนการนำเข้าให้ ธพ. รับทราบล่วงหน้าเพื่อทำสมดุลการจัดหาและความต้องการของประเทศ แต่ผู้แจ้งนำเข้าไม่สามารถนำเข้าได้จริงตามแผนที่ได้แจ้งไว้จนส่งผลให้ต้องมีการนำเข้าแบบฉุกเฉิน (prompt cargo) ทำให้เป็นภาระต่อกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้องชดเชยส่วนต่างราคาให้ ซึ่งปัจจุบันยังไม่มีบทปรับและบทลงโทษที่เหมาะสม ดังนั้น จึงเห็นควรให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) พร้อมด้วย ธพ. และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานทำการศึกษาถึงมาตรการที่เหมาะสม เพื่อรองรับและแก้ไขปัญหาความเสียหายที่อาจเกิดขึ้น และในระหว่างที่คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ของ ปตท. ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้า และรับ/จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศ ยังไม่เปิดบริการให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ เห็นควรกำหนดให้โรงแยกฯ ซึ่งเป็นแหล่งผลิตก๊าซ LPG หลักของประเทศ ยังคงต้องจำหน่ายก๊าซ LPG ให้แก่ผู้ค้าทุกรายที่มีความต้องการซื้อ เพื่อป้องกันการกีดกันทางการค้า
3. การส่งออกก๊าซ LPG หลังเปิดเสรีส่วนนำเข้า จำเป็นต้องปรับเปลี่ยนหลักเกณฑ์การส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ของประเทศให้มีความยืดหยุ่นมากขึ้น ซึ่งเดิมอนุญาตให้ส่งออกเฉพาะก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศ แต่หลังการเปิดเสรีนำเข้าควรให้ผู้ค้าสามารถขออนุญาตส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศได้ เพื่อเป็นการรักษาสมดุลการผลิตและจัดหาให้เข้ากับความต้องการภายในประเทศ โดยให้ ธพ. เป็นผู้ควบคุมดูแลการส่งออกเนื้อก๊าซ LPG โดยให้พิจารณาการขออนุญาตส่งออกเป็นรายเที่ยว สำหรับการพิจารณาการขอส่งออกจะอนุญาตให้เฉพาะกรณีที่มีความจำเป็นเท่านั้น และหากได้รับอนุญาตให้ส่งออก ผู้ค้ามีหน้าที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า รัฐยังคงกำหนดราคาโรงกลั่นฯ (CP) และราคาโรงแยกฯ (หลักเกณฑ์ Cost Plus) ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศ ซึ่งราคาดังกล่าวอาจจะต่ำกว่าราคาที่ควรได้ ดังนั้น ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ จึงจำเป็นต้องกำหนดเงื่อนไขการส่งออกเพิ่มเติมเพื่อให้ผู้ผลิตจำหน่ายก๊าซ LPG เข้าสู่ระบบภายในประเทศเป็นหลัก ดังนี้ (1) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนผลิตและจัดหาของเนื้อก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกโดยโรงแยกฯ เท่ากับส่วนต่างของ ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง (CP+X) และราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกฯ และ (2) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนผลิตและจัดหาของเนื้อก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกโดยโรงกลั่นฯ เท่ากับส่วนต่างของ ราคาก๊าซ LPGณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง (CP+X) และราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นฯ (CP)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกำหนดให้ผู้นำเข้าก๊าซ LPG ต้องรายงานปริมาณและราคาจริงของการนำเข้าก๊าซ LPG ให้กรมธุรกิจพลังงานรับทราบ
2. เห็นชอบให้กรมธุรกิจพลังงานเป็นหน่วยงานหลัก พร้อมด้วยสถาบันบริหารกองทุนพลังงานและสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ดำเนินการศึกษามาตรการรองรับความเสียหายอันเกิดจากการชดเชยราคาส่วนต่างจากการนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน
3. เห็นชอบกำหนดให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ต้องจำหน่ายก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติให้แก่ผู้ค้าทุกรายที่มีความต้องการซื้อ ในช่วงเวลาก่อนการเปิดบริการคลังก๊าซจังหวัดชลบุรี(คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA)
4. เห็นชอบให้กรมธุรกิจพลังงานและสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ทบทวนหลักการการขออนุญาตส่งออกก๊าซ LPG นอกราชอาณาจักร และทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร กรณีได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักร และนำมาเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพิจารณาอีกครั้ง
เรื่องที่ 7 การส่งเสริมการแปรรูปขยะพลาสติกเป็นน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบให้มีการชดเชยราคาให้กับโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงที่รับซื้อน้ำมันจากขยะพลาสติก ในช่วงที่ราคาน้ำมันดิบดูไบต่ำกว่าประมาณ 14.50 บาทต่อลิตร โดยมีหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินชดเชย ดังนี้ อัตราเงินชดเชย = 14.50 – ราคาน้ำมันดิบ ทั้งนี้หากราคาน้ำมันดิบดูไบสูงกว่า 14.50 บาทต่อลิตร จะไม่มีการชดเชยต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะ โดยให้มีระยะเวลาชดเชย 3 ปี ตั้งแต่วันที่ 4 สิงหาคม 2558 ถึงวันที่ 3 สิงหาคม 2561 และให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) พิจารณาทบทวนต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกทุกๆ 1 ปี
2. จากรายงานการขอรับเงินชดเชยของโรงกลั่นน้ำมันที่รับซื้อน้ำมันจากขยะพลาสติกของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2558 ถึง ธันวาคม 2559 มีผู้ผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกได้ขายน้ำมันให้กับโรงกลั่นน้ำมันจำนวน 1 ราย คือโรงงานแปรรูปขยะเทศบาลหัวหิน (บริษัท ซิงเกิ้ลพอยท์เอ็นเนอยี่ แอนด์ เอ็นไวรอนเมนท์ จำกัด) จำนวน 454,003 ลิตร และมีโรงกลั่นน้ำมันที่รับซื้อจำนวน 1 ราย คือบริษัท ไออาร์พีซี จำกัด (มหาชน) โดยคิดเป็นจำนวนเงินที่ได้รับชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ จำนวนทั้งสิ้น 2,613,800 บาท และ สนพ. ได้ดำเนินการตามมติ กบง. ดังกล่าว โดยได้ขอข้อมูลต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกจากโรงงานที่ผลิตและจำหน่ายน้ำมันที่ผลิตจากขยะพลาสติกและสถาบันการศึกษาที่ผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติก เพื่อใช้ประกอบการพิจารณาทบทวนต้นทุนการผลิต ซึ่งจากผลการศึกษาการทบทวนต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกในปี 2558 พบว่าการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกมีต้นทุนเฉลี่ยที่ 14.50 บาทต่อลิตร หรือเทียบเท่าราคาน้ำมันดิบดูไบที่ประมาณ 69 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล นอกจากนี้ สนพ. ได้มีการทบทวนต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกในการปี 2559 พบว่า ยังไม่มีการลงทุนเพิ่มหรือมีโรงงานใหม่เกิดขึ้น ดังนั้น จึงใช้สมมติฐานการลงทุน ประกอบด้วย ปริมาณการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติก จำนวนวันผลิต Conversion rate และปริมาณวัตถุดิบ PE/PP ที่ใช้ในกระบวนการผลิต ค่าสารเคมี ค่าน้ำ ค่าขนส่ง และค่าบริหารจัดการ เท่าเดิมไม่เปลี่ยนแปลง ทั้งนี้เมื่อพิจารณาในรายละเอียดสำหรับต้นทุนในกระบวนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติก จะเห็นว่าราคาพลาสติก PP/PE ค่าพลังงาน (LPG ไฟฟ้า น้ำมัน) ปรับลดลง เนื่องจากราคาพลาสติก PP/PE ซึ่งได้พิจารณาที่ราคารับซื้อพลาสติก PP หน้าโรงงานในปี 2559 ลดลง ส่วนค่าพลังงาน (LPG ไฟฟ้า น้ำมัน) ปรับลดลงตามราคาพลังงานในตลาดโลกที่ปรับลดลง ในส่วนของ Catalyst ค่าซ่อมบำรุง และค่าแรงงาน ปรับเพิ่มขึ้น ดังนั้น จากการทบทวนต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกในปี 2559 พบว่าต้นทุนการผลิตฯ เฉลี่ยอยู่ที่ 14.55 บาทต่อลิตร หรือเทียบเท่าราคาน้ำมันดิบดูไบที่ประมาณ 65 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับเพิ่มขึ้นจากผลการศึกษาต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกในปี 2558 ที่ 0.03 บาทต่อลิตร
3. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่าจากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกที่ปรับตัวลดลง ส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยปี 2559 อยู่ที่ประมาณ 9.00 บาทต่อลิตร ในขณะที่ต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกเฉลี่ย อยู่ที่ประมาณ 14.55 บาทต่อลิตร ซึ่งไม่สามารถแข่งขันกับราคาน้ำมันดิบดูไบได้ ดังนั้น เพื่อเป็นการส่งเสริมการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติก และจูงใจให้ผู้ผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติกผลิตและจำหน่ายให้โรงกลั่นน้ำมัน จึงเห็นควรให้มีการชดเชยราคาให้กับโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงที่รับซื้อน้ำมันจากขยะพลาสติก ที่ 14.55 บาทต่อลิตร – ราคาน้ำมันดิบ (บาทต่อลิตร)
มติของที่ประชุม
เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินชดเชยให้แก่โรงกลั่นน้ำมันที่รับซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผลิตได้จากการแปรรูปขยะพลาสติก ดังนี้
อัตราเงินชดเชย = 14.55 – ราคาน้ำมันดิบ |
โดยที่
- อัตราเงินชดเชย หมายถึง อัตราเงินชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิงให้แก่โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงที่รับซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผลิตได้จากการแปรรูปขยะพลาสติก (บาทต่อลิตร) - ราคาน้ำมันดิบ หมายถึง ราคา FOB ของน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยเดือนก่อนหน้า (บาทต่อลิตร) - อัตราแลกเปลี่ยน หมายถึง อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยเดือนก่อนหน้าที่ประกาศโดยธนาคารแห่งประเทศไทย (บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ) |
ทั้งนี้หากราคาน้ำมันดิบดูไบสูงกว่า 14.55 บาทต่อลิตร จะไม่มีการชดเชยต้นทุนการผลิตน้ำมันจากขยะพลาสติก โดยให้มีระยะเวลาชดเชยตั้งแต่วันที่ 10 มกราคม 2560 ถึงวันที่ 3 สิงหาคม 2561
เรื่องที่ 8 เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนภายใต้แผน AEDP 2015 ในปี 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) กำหนดเป้าหมายการส่งเสริมพลังงานทดแทนในการผลิตไฟฟ้ารายเทคโนโลยี พร้อมกำหนดมาตรการ/วิธีการดำเนินการให้ได้ตามเป้าหมายในปี 2560 โดย พพ. ได้รวบรวมเป้าหมายและสถานภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนในปี 2559 สรุปได้ว่า ในปี 2559 มีแผนผลโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่วางแผนจะจ่ายไฟฟ้าเพื่อให้เป็นไปตามแผน AEDP 2015 ทั้งสิ้น 580.31 เมกะวัตต์ แต่มีโรงไฟฟ้าที่สามารถจ่ายไฟได้ทั้งสิ้น 1,272.16 เมกะวัตต์ ซึ่งสูงกว่าแผนที่วางไว้ ทั้งนี้ เมื่อเปรียบเทียบแผนผลการจัดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนทั้งหมด สรุปว่า ณ เดือนตุลาคม 2559 มีโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่จ่ายไฟฟ้าแล้ว สะสมรวม 9,234.95 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้า 21,227.98 ล้านหน่วย จากเป้าหมายที่วางไว้ ณ สิ้นปี 2559 จะมีโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน สะสมรวม 8,543.10 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้า 30,207.84 ล้านหน่วย ซึ่งจะเห็นได้ว่า ผลของกำลังการผลิตติดตั้งทั้งหมด สามารถดำเนินการได้สูงกว่าเป้าหมาย แต่เมื่อพิจารณาพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้แล้ว พบว่า ยังมีค่าต่ำกว่าเป้าหมาย ทั้งนี้ เนื่องจากค่า plant factor ของโรงไฟฟ้าที่ผลิตได้ มีค่าต่ำกว่าที่ใช้ประเมินเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนรายปีตามแผน AEDP 2015
2. ในปี 2560 มีเป้าหมายตามแผน AEDP 2015 จะติดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน ให้มีกำลังการผลิตรวม 9,327.15 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 33,580.65 ล้านหน่วย โดยมีกิจกรรมที่จะต้องดำเนินการ ประกอบด้วย (1) ติดตามเร่งรัดโรงไฟฟ้าที่ครบกำหนด COD ซึ่งปัจจุบันมีโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ลงนามในสัญญาแล้วและครบกำหนดจะต้อง COD ในปี 2560 รวมทั้งสิ้น 1,475.34 เมกะวัตต์ ประกอบด้วยโครงการ 1) โรงไฟฟ้าขยะชุมชน 39.24 เมกะวัตต์ 2) โรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 37.77 เมกะวัตต์ 3) โรงไฟฟ้าชีวมวล 364.82 เมกะวัตต์ 4) โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ 275.57 เมกะวัตต์ และ 5) โรงไฟฟ้าพลังงานลม 757.95 เมกะวัตต์ โดยในการติดตามเร่งรัดโรงไฟฟ้าที่ครบกำหนด COD เห็นควรมอบหมายพลังงานจังหวัดซึ่งปฏิบัติงานอยู่ในพื้นที่ให้ติดตาม/รายงานความก้าวหน้าต่อ พพ. เพื่อสรุปเสนอ กบง. ทุกๆ ไตรมาส ต่อไป สำหรับ โรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็ก ซึ่งยังไม่แล้วเสร็จ และยังไม่สามารถ COD ในปี 2560 ได้ เนื่องจากอุปสรรคในการก่อสร้าง เช่น ปัญหาป่าไม้ เป็นต้น (2) พิจารณาหาข้อสรุปโรงไฟฟ้าที่แล้วเสร็จแต่ยังไม่ได้จ่ายไฟฟ้า ซึ่งปัจจุบันมีโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ก่อสร้างแล้วเสร็จ พร้อมมีสายส่งสามารถรองรับกระแสไฟฟ้าได้ รวม 177.39 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย 1) โรงไฟฟ้าพลังงานน้ำขนาดเล็ก ของ พพ. ที่ก่อสร้างแล้วเสร็จ จำนวน 26 โครงการ รวมกำลังการผลิต 11.176 เมกะวัตต์ 2) โครงการโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพที่ได้รับการสนับสนุนงบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานผ่าน สนพ. ที่ก่อสร้างแล้วเสร็จ แต่ยังไม่สามารถจ่ายไฟเข้าระบบได้ เนื่องจากติดขัดเรื่องระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าที่กำหนดว่าจะต้องไม่เคยได้รับการสนับสนุนงบประมาณจากส่วนราชการ รวมทั้งสิ้น 17 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 19.28 เมกะวัตต์ ซึ่งมีสายส่งไฟฟ้าที่จะรองรับได้ในปี 2560 จำนวน 17.80 เมกะวัตต์ 3) โครงการโรงไฟฟ้าโรงงานน้ำตาลที่ขอขายไฟฟ้าเพิ่มและที่ก่อสร้างแล้วเสร็จแต่ยังไม่สามารถจำหน่ายไฟฟ้าได้ รวม 146.39 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย 2 กลุ่มคือ กลุ่มที่ 1 โรงไฟฟ้าโรงงานน้ำตาลที่จำหน่ายไฟฟ้าอยู่แล้วและมีความประสงค์ที่จะขอขายไฟฟ้าเพิ่มเติม จำนวน 23 โรง กำลังไฟฟ้าที่ขอขายเพิ่มรวม 72.98 เมกะวัตต์ แต่อยู่ในพื้นที่ที่สามารถรับซื้อไฟฟ้าได้ 54.1 เมกะวัตต์ และกลุ่มที่ 2 โรงไฟฟ้าโรงงานน้ำตาลที่ก่อสร้างแล้วเสร็จแต่ยังไม่สามารถจำหน่ายไฟฟ้าได้ จำนวน 4 แห่ง รวม 154 เมกะวัตต์ แต่อยู่ในพื้นที่ที่สามารถรับซื้อไฟฟ้าได้ จำนวน 92.29 เมกะวัตต์ 4) โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลม ของ พพ. ที่ก่อสร้างแล้วเสร็จ จำนวน 2 โครงการ รวมกำลังการผลิต 2.025 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ โครงการตามข้อ 1) และ ข้อ 4) ซึ่งเป็นโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดยใช้งบประมาณภาครัฐ พพ. จะนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณา ในการประชุมวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560
3. การเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการที่ค้างจากปี 2559 ให้ครบตามเป้าหมาย ประกอบด้วย (1) ในปี 2559 กพช. มีมติให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา จำนวน 50 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) จำนวน 10 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าชีวมวล จำนวน 36 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าพลังงานขยะ 4 เมกะวัตต์ ซึ่งได้ดำเนินการรับซื้อไปแล้ว จำนวน 38 เมกะวัตต์ คงเหลือ 12 เมกะวัตต์ คือ โรงไฟฟ้าพลังงานขยะชุมชน 4 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) จำนวน 8 เมกะวัตต์ (2) กกพ. ได้มีประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมรวมจำนวน 50 เมกะวัตต์ แต่มีผู้ที่ผ่านการคัดเลือกและได้รับการพิจารณารับซื้อจำนวน 41.83 เมกะวัตต์ ซึ่งเห็นควรเปิดรับซื้อให้ครบตามเป้าหมายที่เหลือ จำนวน 8.17 เมกะวัตต์ และ (3) กกพ. ได้มีประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโซล่าร์ส่วนราชการและสหกรณ์การเกษตร ซึ่งมีเป้าหมายจำนวน 800 เมกะวัตต์ แบ่งออกเป็น 1) โซล่าร์สหกรณ์การเกษตร จำนวน 400 เมกะวัตต์ ปัจจุบันรับซื้อไฟฟ้าแล้ว จำนวน 281.32 เมกะวัตต์ ยังคงสามารถเปิดรับซื้อไฟฟ้าได้อีก 118.68 เมกะวัตต์ และ 2) โซล่าร์ส่วนราชการ จำนวน 400 เมกะวัตต์ ซึ่งเห็นควรให้ กกพ. พิจารณาเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาความเหมาะสมว่าจะเปิดรับซื้ออีกหรือไม่
4. การเปิดรับซื้อใหม่ในปี 2560 พพ. ได้รับข้อมูลขีดความสามารถของสายส่งไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ที่จะสามารถรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนได้ภายในปี 2562 จึงได้นำมาพิจารณาร่วมกับข้อมูลศักยภาพพลังงานทดแทนในแต่ละพื้นที่ และได้กำหนดเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน ในปี 2560 จำนวนทั้งหมด 651.67 เมกะวัตต์ โดยรับซื้อจาก VSPP จำนวน 291.67 เมกะวัตต์ และจาก SPP จำนวน 360 เมกะวัตต์ โดยมีรายละเอียดดังนี้ (1) สามารถเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) จำนวน 90.09 เมกะวัตต์ จาก VSPP (2) สามารถเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากชีวมวล จำนวน 514.58 เมกะวัตต์ จาก VSPP จำนวน 154.58 เมกะวัตต์ และจาก SPP จำนวน 360 เมกะวัตต์ และ (3) สามารถเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) จำนวน 47 เมกะวัตต์ จาก VSPP ทั้งนี้ พพ. ได้คาดการณ์ว่า ณ สิ้นปี 2560 มีเป้าหมายติดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนสะสม ตามแผน AEDP-2015 เท่ากับ 9,327.15 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้า 33,580.15 ล้านหน่วย ซึ่งคาดว่าจะสามารถติดตั้งได้จริง 10,887.68 เมกะวัตต์ โดยผลิตพลังงานไฟฟ้าได้ 31,354.27 ล้านหน่วย
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาข้อมูลตามที่ พพ. เสนอแล้ว มีความเห็นดังนี้ (1) เนื่องด้วยตัวเลขเป้าหมายของแผนพัฒนาพลังงานทดแทน (AEDP 2015) เป็นตัวเลขที่รวมการผลิตไฟฟ้าทั้งในระบบ และนอกระบบ (Off Grid Power Generation) ดังนั้น การเปรียบเทียบเป้าหมายกับผลการดำเนินการ ควรให้ชัดเจนว่าได้รวมการผลิตไฟฟ้านอกระบบและควรแยกด้วยว่าเป็นการผลิตจากในระบบเท่าไร และนอกระบบเท่าไร (2) ในกรณีของโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำและพลังงานลม ของ พพ. โครงการโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพที่ได้รับการสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และโครงการโรงไฟฟ้าจากโรงงานน้ำตาล เห็นควรมอบหมายให้ พพ. สนพ. และ กกพ. หารือร่วมกันเพื่อให้ได้ข้อสรุปถึงอัตราราคาและแนวทางการรับซื้อ และนำเสนอ กพช. ต่อไป (3) ในส่วนของการเปิดรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา เห็นควรให้มีการเปิดรับซื้อเพิ่มเติม ทั้งนี้ เห็นควรเปิดรับซื้อเฉพาะพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้เท่านั้น และควรเป็นพื้นที่ที่มีความสำคัญ ต่อความมั่นคง เช่น บริเวณชายเขาบูโด (4) ในส่วนของขยะอุตสาหกรรม หากจะมีการเปิดรับซื้อเพิ่มเติมเห็นควรให้ กกพ. และ พพ. ทบทวนหลักเกณฑ์ เงื่อนไข และแนวทาง ตลอดจนประสานกับกระทรวงอุตสาหกรรม เพื่อให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ในการรองรับการดำเนินการโครงการนิคมอุตสาหกรรม บริหารจัดการกากอุตสาหกรรมตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 และมอบหมายให้ พพ. พิจารณาเสนออัตรารับซื้อ (FiT) ที่เหมาะสมต่อ กบง. ต่อไป และ (5) เป้าหมายการเปิดรับซื้อไฟฟ้าปี 2560 ยังขาดไฟฟ้าพลังงานน้ำขนาดเล็กจากภาคเอกชน เห็นควรมอบหมายให้ พพ. และ กกพ. พิจารณาเสนอ กบง. ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบสถานภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนของปี 2559
2. เห็นชอบในหลักการข้อเสนอเป้าหมายและมาตรการที่จะต้องดำเนินการในปี 2560 โดยมอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปทบทวนรายละเอียดการดำเนินการ โดยให้นำความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ ไปประกอบการทบทวนด้วย
3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปทบทวนและกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ประกอบการผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
4. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง รับไปศึกษารายละเอียดการรับซื้อไฟฟ้าแบบ Firm ตามนิยามใหม่ และศึกษารายละเอียดการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar Rooftop) และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบาย พลังงานพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 9 รายงานผลคดีหมายเลขดำที่ 348/2558 เรื่องการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. นายวัชระ เพชรทอง ที่ 1 กับพวกรวม 7 คน ได้ยื่นฟ้องคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ต่อศาลปกครองกลาง เรื่อง คดีพิพาทเกี่ยวกับการที่เจ้าหน้าที่ของรัฐกระทำการโดยไม่ชอบด้วยกฎหมาย กรณีการปรับโครงสร้างราคาเชื้อเพลิงก๊าซแอลพีจี ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 ทำให้ต้นทุนราคา ก๊าซแอลพีจีเพิ่มขึ้น ส่งผลกระทบต่อประชาชนและไม่เป็นธรรมต่อผู้บริโภคทั้งประเทศ โดยผู้ฟ้องคดีมีคำขอ (1) ขอให้เพิกถอนมติ กบง. ที่จะมีผลบังคับใช้ในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 และ (2) ขอให้ศาลไต่สวนและกำหนดวิธีการชั่วคราวเพื่อระงับมติของ กบง. ไว้ชั่วคราวก่อนการพิพากษา ซึ่งศาลมีคำสั่งยกคำขอไต่สวนฉุกเฉินของผู้ฟ้องคดี และต่อมาศาลปกครองกลาง ได้มีหนังสือแจ้งคำสั่งศาล คดีหมายเลขดำที่ 348/2558 คดีหมายเลขแดงที่ 561/2558 ลงวันที่ 2 มีนาคม 2558 ว่าศาลมีคำสั่ง ไม่รับคำฟ้องของผู้ฟ้องคดีทั้งเจ็ดไว้พิจารณาและให้จำหน่ายคดีออกจากสารบบความ ซึ่งต่อมาผู้ฟ้องคดีได้ยื่นอุทธรณ์คำสั่งไม่รับฟ้องต่อศาลปกครองสูงสุด โดยเมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2558 ศาลปกครองสูงสุดได้มีคำสั่งให้รับคำฟ้อง
2. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2559 ศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งเกี่ยวกับวิธีการชั่วคราวก่อนการพิพากษา ว่าศาลได้ตรวจพิจารณาคำฟ้อง คำขอให้ศาลกำหนดวิธีการชั่วคราวก่อนการพิพากษา คำชี้แจงของคู่กรณี และพยานหลักฐานต่างๆ ในสำนวนคดี รวมทั้งได้พิจารณาบทกฎหมายและกฎที่สำคัญประกอบแล้ว พบว่า มติดังกล่าว มีผลบังคับเป็นการทั่วไปไม่มุ่งหมายให้ใช้บังคับแก่กรณีใดหรือบุคคลใดเป็นการเฉพาะ มติของผู้ถูกฟ้องคดีจึงมีลักษณะเป็นกฎตามมาตรา 3 แห่งพระราชบัญญัติจัดตั้งศาลปกครองและวิธีพิจารณาคดีปกครอง พ.ศ. 2542 และเห็นว่ามติของผู้ถูกฟ้องคดีดังกล่าว มีวัตถุประสงค์เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการใช้พลังงานของประเทศ ดังนั้น ในชั้นนี้จึงยังฟังไม่ได้ว่ามติของผู้ถูกฟ้องคดีดังกล่าวจะมีปัญหาของความไม่ชอบด้วยกฎหมายแต่ประการใด ดังนั้น จึงยังไม่มีกรณีที่อาจเกิดความเสียหายอย่างร้ายแรงที่ยากแก่การเยียวยาแก้ไขในภายหลังตามมาตรา 66 แห่งพระราชบัญญัติจัดตั้งศาลปกครองและวิธีพิจารณาคดีปกครอง พ.ศ. 2542 ประกอบข้อ 72 วรรคสาม แห่งระเบียบของที่ประชุมใหญ่ตุลาการในศาลปกครองสูงสุด ว่าด้วยวิธีพิจารณาคดีปกครอง พ.ศ. 2543 จึงมีคำสั่งยกคำขอนี้ของผู้ฟ้องคดีทั้งเจ็ด สำหรับการดำเนินการต่อสู้คดีนี้ ขณะนี้อยู่ในขั้นตอนการแสวงหาข้อเท็จจริงของตุลาการเจ้าของสำนวน ซึ่งหากมีความคืบหน้าของคดีเป็นประการใดจะได้รายงานให้ กบง. ทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 10 รายงานการนำเข้า การจัดหา และสถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 คณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบสัญญาซื้อขาย LNG ด้วยสัญญาระยะยาว (สัญญา LNG SPA) เป็นเวลา 20 ปี กับบริษัท Qatargas ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี ต่อมาเมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2559 คณะรัฐมนตรี มีมติให้ความเห็นชอบผลการเจรจาปรับลดราคา LNG ในสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell และบริษัท BP ทั้งนี้ ปตท. ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell เมื่อวันที่18 พฤศจิกายน 2559 และกับบริษัท BP เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2559 ในปริมาณรายละ 1.0 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนเมษายน 2560 เป็นเวลา 15 ปี และ 20 ปี ตามลำดับ และเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. มีมติเห็นชอบประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ที่ปรับปรุงใหม่ และเห็นชอบการจัดหา LNG ระยะยาวเพิ่มเติมจากบริษัท PETRONAS LNG LTD. ในปริมาณ 1.2 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งมอบในปี 2560 เป็นระยะเวลา 15 ปี พร้อมทั้งอนุมัติให้ ปตท. ลงนามสัญญาฯได้ หลังร่างสัญญาผ่านการพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.)
2. จากประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผน Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ ทำให้ความต้องการ LNG สำหรับปี 2560 อยู่ที่ปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี และเพิ่มเป็นปริมาณ 6.1 ล้านตันในปี 2561 และมากกว่า 20 ล้านตันต่อปีในปี 2568 ดังนั้น จึงมีความจำเป็นต้องจัดหา LNG ในสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการของประเทศ ซึ่งปี 2559 ปตท. ได้นำเข้า LNG ปริมาณรวมทั้งสิ้น 2.90 ล้านตัน โดย ปตท. เริ่มมีการนำเข้า LNG ด้วยสัญญา LNG SPA กับบริษัท Qatargas ปริมาณรวม 2.0 ล้านตัน นอกจากนี้ยังจัดหาเพิ่มเติมจากตลาด Spot ปริมาณรวม 0.90 ล้านตัน ทำให้ราคานำเข้า LNG เฉลี่ยรวม เท่ากับ 6.18 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ซึ่งคิดเป็นราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญาระยะยาว เท่ากับ 6.68 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญา Spot เท่ากับ 5.02 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และในปี 2560 ปตท. มีแผนจัดหา LNG ให้เพียงพอกับความต้องการใช้ LNG ภายในประเทศ ประมาณ 4.6 - 4.9 ล้านตัน โดย ปตท. มีแผนปรับ LNG จากแหล่งต่างๆ ดังนี้ (1) รับจากบริษัท Qatargas ตามสัญญาระยะยาว (ปีสัญญา มกราคม – ธันวาคม) ปริมาณ 2.0 ล้านตัน (2) รับจากบริษัท Shell (ปีสัญญา เมษายน – มีนาคม) ตามสัญญาระยะยาว ปริมาณ 0.375 ล้านตัน (3) รับจากบริษัท BP ตามสัญญาระยะยาว (ปีสัญญา มกราคม– ธันวาคม) ปริมาณ 0.317 ล้านตัน (4) รับจากบริษัท PETRONAS ตามสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม (ปีสัญญา มกราคม – ธันวาคม) ปริมาณ 0.24-0.36 ล้านตัน และ (5) ปตท. คาดว่าจะจัดหา LNG ส่วนเพิ่มปริมาณ 1.6-1.9 ล้านตันจากตลาด Spot โดยมีความต้องการ Spot LNG เริ่มตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2560 เป็นต้นไป
3. จากการวิเคราะห์ปัจจัยด้านอุปสงค์และอุปทานของ LNG ในตลาดโลก ส่งผลให้ราคา LNG มีการปรับตัวสูงขึ้นในช่วงสองเดือนสุดท้ายของ ปี 2559 นักวิเคราะห์จึงคาดการณ์ว่าราคา LNG ในไตรมาสแรกของปี 2560 จะยังคงอยู่ในระดับสูงต่อไป แต่จะเป็นเพียงระยะสั้น และจะปรับตัวลดลงเนื่องจากอุปทานในตลาด ที่ยังคงสูงกว่าอุปสงค์ อย่างไรก็ตาม ราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นในช่วงไตรมาสแรกของปี 2560 อาจส่งผลกระทบต่อแผนการนำเข้า LNG ในปี 2560 โดยหากราคา Spot LNG ปรับตัวขึ้นไปสูงกว่าราคาน้ำมันเตา 2%S (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) ที่ประกาศโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และราคาน้ำมันเตา 0.5%S อาจทำให้โรงไฟฟ้าเปลี่ยนไปใช้น้ำมันเตาที่มีราคาถูกกว่าในการผลิตไฟฟ้าแทน ทั้งนี้ ในปี 2560 ประมาณการราคา LNG นำเข้าเฉลี่ยของ ปตท. คิดเป็น 7.53 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ซึ่งคิดเป็นประมาณการราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญาระยะยาว เท่ากับ 7.77 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และประมาณการราคานำเข้าเฉลี่ยจากสัญญา Spot เท่ากับ 7.00 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง. ครั้งที่ 35 - วันจันทร์ที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 2/2560 (ครั้งที่ 35)
เมื่อวันจันทร์ที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560 เวลา 09.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
4. เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนภายใต้แผน AEDP 2015 ในปี 2560
5. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกุมภาพันธ์ 2560
7. แนวทางดำเนินการโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี
8. แผนการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติ ปี 2560 และมาตรการรองรับผลกระทบด้านพลังงานไฟฟ้า
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในช่วงเดือนธันวาคม 2559 ถึงเดือนมกราคม 2560 มีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากกลุ่ม OPEC และ Non – OPEC ได้ปรับลดปริมาณการผลิตน้ำมันดิบลงและนโยบายคว่ำบาตรอิหร่านของสหรัฐฯ ส่วนแนวโน้มราคาน้ำมันดิบ ในปี 2560 ราคาน้ำมันดิบเบรนท์จะอยู่ในช่วง 55 – 60 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และในปี 2561 คาดว่าจะอยู่ในช่วง 55 – 65 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนกุมภาพันธ์ 2560 ราคา CP (Contract Price) อยู่ที่ 546 เหรียญสหรัฐต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อนหน้า จำนวน 87 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาน้ำมันดิบ ภูมิอากาศที่หนาวเย็นมากขึ้น และความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้น ในหลายประเทศ ทั้งนี้ ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาก๊าซ LPG ลดลง คือการที่ประเทศสหรัฐอเมริกาและประเทศอิรักส่งออกก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น (3) ราคาถ่านหิน โดยระหว่างเดือนธันวาคม 2559 - มกราคม 2560 อยู่ในช่วง 80 – 100 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ทั้งนี้ทิศทางราคาถ่านหินยังไม่แน่นอน โดยมีปัจจัยที่ส่งผลให้ราคาถ่านหินเพิ่มขึ้น คือ ความต้องการใช้ถ่านหินที่เพิ่มขึ้นของประเทศจีนในช่วงเทศกาลตรุษจีน ปริมาณการผลิตที่ลดลงในประเทศอินโดนีเซีย ส่วนปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาถ่านหินลดลง คือ อากาศที่อุ่นขึ้นในทวีปยุโรป ความต้องการใช้ที่ลดลงในประเทศไต้หวันและมาตรการเก็บภาษีนำเข้าเชื้อเพลิงฟอสซิลของประเทศอินเดีย และ (4) ราคา LNG ในเดือนกุมภาพันธ์ 2560 ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ 7.7 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ทั้งนี้หลังจากเดือนกุมภาพันธ์ 2560 ราคามีแนวโน้มลดลงเนื่องจากประเทศต่างๆ ผลิต LNG เพิ่ม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 – 2579 (Energy Efficiency Plan: EEP 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ พร้อมมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้พิจารณาและให้การสนับสนุนการดำเนินงานของแผน EEP 2015 โดยมีเป้าหมาย ลดความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity; EI) ลงร้อยละ 30 ในปี พ.ศ. 2579 (ค.ศ. 2036) เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 (ค.ศ. 2010) โดยจะต้องลดค่าความเข้มการใช้พลังงานจากปีฐาน พ.ศ. 2553 ซึ่งมีค่า 8.54 พันตันน้ำมันดิบเทียบเท่าต่อพันล้านบาท ลดลงให้เหลือ 5.98 พันตันน้ำมันดิบเทียบเท่าต่อพันล้านบาท ในปี พ.ศ. 2579 และตระหนักถึงเจตจำนงค์ของ APEC มีเป้าหมายร่วมในการลด EI ลงร้อยละ 45 ในปี พ.ศ. 2578 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2548 (ค.ศ. 2005) โดยมุ่งเน้นสัดส่วนที่ประเทศไทยจะสามารถมีส่วนร่วมได้เป็นหลัก โดยคำนึงถึงเจตจำนงของ UNFCCC ในการประชุม COP20 ที่ประเทศไทยได้เสนอเป้าหมาย NAMAs ในปี พ.ศ. 2563 จะลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาคขนส่งและภาคพลังงานให้ได้ร้อยละ 7-20 จากปริมาณ ที่ปล่อย ในปี พ.ศ. 2548 ในภาวะปกติ (สาหรับกรณีที่ไม่ได้รับความช่วยเหลือจากชาติอื่น) ทั้งนี้ ได้มียุทธศาสตร์และมาตรการในการขับเคลื่อนการอนุรักษ์พลังงานของประเทศ เป็น 3 ระย ะ: ระยะสั้น 1 - 2 ปี ระยะกลาง 5 ปี และระยะยาว 22 ปี แบ่งกลุ่มเป้าหมาย 4 กลุ่มเศรษฐกิจ : ภาคอุตสาหกรรม ภาคอาคารธุรกิจ อาคารของรัฐ ภาคบ้านอยู่อาศัย และภาคขนส่ง โดยมี 3 กลยุทธ์ 10 มาตรการ ได้แก่ กลยุทธ์ภาคบังคับ (Compulsory Program) เป็นการกำกับดูแลตามกฎหมาย กลยุทธ์ความร่วมมือ (Voluntary Program) และกลยุทธ์สนับสนุน (Complementary Program)
2. ความคืบหน้าของการดำเนินงานในปี 2559 ตามเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานจากทุกมาตรการไว้ที่ 1,892 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) แบ่งเป็นเป้าหมายที่ไม่รวมมาตรการในภาคขนส่ง จำนวน 833 Ktoe และเป้าหมายเฉพาะมาตรการในภาคขนส่ง จำนวน 1,059 ณ สิ้นไตรมาสที่ 4 ปี 2559 สรุปผลการอนุรักษ์พลังงานเฉพาะในส่วนที่เป็นมาตรการที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่งมีผลการอนุรักษ์พลังงานรวมประมาณ 647.03 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือคิดเป็นร้อยละ 77.67 ของเป้าหมายปี 2559 ทั้งนี้ อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบเพิ่มเติมว่าตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 เห็นชอบการแต่งตั้งคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง โดยมีรองนายกรัฐมนตรี (พลอากาศเอก ประจิน จั่นตอง) เป็นประธานกรรมการ และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นกรรมการและเลขานุการ เพื่อผลักดันมาตรการในภาคขนส่งให้บรรลุเป้าหมายที่กำหนดไว้ พพ. จะเสนอให้มีการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการ 2 คณะ โดยคณะแรกช่วยขับเคลื่อนด้านการขนส่งมวลชนและคณะที่สองช่วยขับเคลื่อนด้านประสิทธิภาพการขนส่ง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
เป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนในปี 2559 ตามแผน AEDP 2015 แบ่งเป็น 3 ด้าน ดังนี้ (1) การใช้พลังงานทดแทนผลิตไฟฟ้า โดยให้มีการติดตั้งโรงไฟฟ้า พลังงานทดแทนรายเทคโนโลยี ได้แก่ ขยะชุมชน ขยะอุตสาหกรรม พลังงานน้ำขนาดเล็ก ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ชีวมวล ก๊าซชีวมวล (พืชพลังงาน) พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และพลังงานน้ำขนาดใหญ่ โดยมีเป้าหมายสะสมถึงสิ้นปี 2559 จำนวน 8,543.10 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 30,207.84 ล้านหน่วย และ ณ เดือนพฤศจิกายน 2559 มีผลการดำเนินการสะสม จำนวน 9,814.44 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 22,322.81 ล้านหน่วย และเมื่อพิจารณาการดำเนินการจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบของโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน ปี 2559 พบว่า มีการกำหนดแผนจะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ จำนวน 580.31 เมกะวัตต์ และ ณ เดือนพฤศจิกายน 2559 โรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนสามารถจ่ายไฟเข้าระบบได้แล้ว จำนวน 1,851.65 เมกะวัตต์ (2) การใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน ได้แก่ ขยะชีวมวล ก๊าซชีวภาพ พลังงานแสงอาทิตย์ และพลังงานความร้อนทางเลือกอื่น (เช่น พลังงานจากใต้พิภพ น้ำมันจากยางรถยนต์ที่ใช้แล้ว) จำนวน 6,594.63 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ คิดเป็นร้อยละ 8.32 ของการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมด และ ณ เดือนพฤศจิกายน 2559 มีการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน จำนวน 6,543.96 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ คิดเป็นร้อยละ 9.08 ของการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมด และ (3) การใช้เชื้อเพลิงชีวภาพในภาคขนส่ง รวม 1,787.21 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ได้แก่ เอทานอล จำนวน 3.55 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 660.83 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และไบโอดีเซล จำนวน 3.58 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 1,126.38 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และ ณ เดือนพฤศจิกายน 2559 มีการใช้เอทานอล จำนวน 3.64 ล้านลิตร ต่อวัน (คิดเป็น 675 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และไบโอดีเซล จำนวน 3.37 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 970 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) คิดเป็นร้อยละ 2.28 ของการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ ในภาคขนส่งต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมด โดยสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน ณ เดือนพฤศจิกายน 2559 อยู่ที่ร้อยละ 14.00 และคาดว่า ณ สิ้นปี 2559 จะสามารถเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนได้อยู่ที่ร้อยละ 14.10
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนภายใต้แผน AEDP 2015 ในปี 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 9 มกราคม 2559 กบง. ได้มอบหมายให้ พพ. ทบทวนเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในปี 2560 และให้นำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณา ซึ่ง พพ. ได้ดำเนินการรวบรวมสถานภาพและพิจารณาเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในปี 2560 สรุปได้ว่าโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ลงนามในสัญญาแล้ว และยังไม่ได้ COD ซึ่งครบกำหนดจะต้อง COD ในปี 2559 และ 2560 รวมทั้งสิ้น 1,365.13 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าขยะชุมชน 89.94 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 63.00 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าชีวมวล 486.90 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ 74.15 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าพลังงานลม 651.15 เมกะวัตต์ สำหรับเป้าหมายที่จะเปิดรับซื้อใหม่ในปี 2560 รวมทั้งสิ้น 668.36 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย VSPP จำนวน 286.36 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 96.12 เมกะวัตต์ ชีวมวล 125.25 เมกะวัตต์ และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) 47 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ภายในปี 2562 และ SPP Hybrid System จำนวน 400 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ภายในปี 2563 โดยผลการติดตั้งสะสมถึงเดือนพฤศจิกายน 2559 จำนวน 9,814.44 เมกะวัตต์ และคาดการณ์ว่าสิ้นปี 2560 จะมีจำนวน 11,192.7 เมกะวัตต์ โดยโครงการที่จะ COD ในปี 2560 จำนวน 1,365.13 เมกะวัตต์ และเปิดให้ขายไฟเข้าระบบ จำนวน 13.20 เมกะวัตต์
2. ความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ ต่อโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภท SPP และ VSPP ที่จะเปิดรับซื้อในปี 2560 จำเป็นต้องใช้ข้อมูลศักยภาพพลังงานหมุนเวียนในแต่ละพื้นที่เป็นข้อมูลหลัก ในการพิจารณา เพื่อให้เป็นไปตามเป้าหมาย AEDP เนื่องจากการดำเนินโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภทชีวมวลที่ผ่านมา พบว่า มีปัญหาการร้องเรียนเรื่องศักยภาพเชื้อเพลิง ดังนั้น เห็นควรให้ พพ. และ กกพ. พิจารณาศักยภาพชีวมวลในแต่ละพื้นที่ว่ายังมีคงเหลือเพียงพอสำหรับการเปิดรับซื้อไฟฟ้าในปี 2560 และปีต่อไป ให้ชัดเจน และพิจารณากำหนดเงื่อนไขการปลูกพืชพลังงานเพื่อใช้ในการผลิตไฟฟ้า เพื่อมิให้เกิดการแย่งชิงเชื้อเพลิง และเนื่องจากเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามแผน AEDP 2015 เป็นเป้าหมายรวมทั้งการผลิตไฟฟ้าเพื่อขายเข้าระบบ และการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองนอกระบบ (Off Grid Power Generation) ดังนั้น การรายงานควรนำเสนอข้อมูลให้ครบถ้วนทั้ง 2 ประเภท เพื่อนำมาใช้ประกอบการพิจารณากำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องตามเป้าหมาย AEDP รายปี ต่อไป
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปจัดทำเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในช่วงปี 2560 – 2561 นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
เรื่องที่ 5 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกุมภาพันธ์ 2560
ส่วนที่ 1 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกุมภาพันธ์ 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควตาการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอ ทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของกรมธุรกิจพลังงาน ในส่วนของการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน คือ ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม ส่วนที่ 2 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ โดยให้ ราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง + ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ทั้งนี้ เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ และ (2) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนผลิตและจัดหา โดยยกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซ ที่นำเข้าจากต่างประเทศ โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรของ โรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับ การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกุมภาพันธ์ 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ต้นทุนเดือนกุมภาพันธ์ – เมษายน 2560 เพิ่มขึ้นจากเดือนพฤศจิกายน 2559 – มกราคม 2560 ที่ 0.1777 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.2638 บาทต่อกิโลกรัมเป็น 13.3815 บาทต่อกิโลกรัม (2) โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก ต้นทุนอ้างอิงราคาตลาดโลกที่สูตรราคา CP โดยต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในเดือนกุมภาพันธ์ 2560 เท่ากับ 555 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) การนำเข้า ต้นทุนเดือนกุมภาพันธ์ 2560 อยูที่ 604.0595 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (21.5114 บาทต่อกิโลกรัม) และ (4) บริษัท ปตท.สผ. สยาม จำกัด ต้นทุนเดือนกุมภาพันธ์ – เมษายน 2560 เพิ่มขึ้น 0.20 บาทต่อกิโลกรัม จาก 15.00 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.20 บาทต่อกิโลกรัม โดยสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนกุมภาพันธ์ 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 555 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมกราคม 2560 อยู่ที่ 35.6114 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับเพิ่มขึ้น 3.2078 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 18.3036 บาทต่อกิโลกรัม (508.6869 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 21.5114 บาทต่อกิโลกรัม (604.0595 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ) และราคา ณ โรงกลั่นของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคปิโตรเคมีที่อ้างอิงราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average) ปรับเพิ่มขึ้น 1.1286 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 14.5627 บาทต่อกิโลกรัม (404.7211 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 15.6913 บาทต่อกิโลกรัม (440.6266 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
3. เพื่อไม่ให้การผันผวนของราคาก๊าซ LPG ในตลาดและการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG มีผลกระทบต่อราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศ ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 29 มกราคม 2560 มีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของก๊าซ LPG ทั้งสิ้น 7,120 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอการปรับเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 คงราคาขายปลีกไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ 3.2078 บาทต่อกิโลกรัม จาก 4.9846 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 8.1924 บาทต่อกิโลกรัม จะทำให้กองทุนน้ำมันฯ#2 มีรายจ่าย 2,944 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมันฯ#1 มีรายรับ 2,162 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น กองทุนน้ำมันฯ (#1 และ #2) มีภาระสุทธิ 781 ล้านบาท/เดือน ซึ่งเป็นภาระที่เพิ่มขึ้นจาก เดือนมกราคม 2560 จำนวน 379 ล้านบาท แนวทางที่ 2 ราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 1 บาทต่อกิโลกรัม (15 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม) โดยปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ 2.2732 บาทต่อกิโลกรัม จาก 4.9846 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 7.2578 บาทต่อกิโลกรัม จะทำให้กองทุน#2) มีรายจ่าย 2,608 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมัน#1 มีรายรับ 2,162 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น กองทุนน้ำมันฯ (#1 และ #2) มีภาระสุทธิ 445 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งเป็นภาระที่เพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 2560 จำนวน 43 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือนกุมภาพันธ์ 2560 ดังนี้
(1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 13.3815 บาทต่อกิโลกรัม
(2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 19.7643บาทต่อกิโลกรัม
(3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 21.5114 บาทต่อกิโลกรัม
(4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.2000 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 7.5663 บาท
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 4 พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ ทั้งนี้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 7 กุมภาพันธ์ 2560 เป็นต้นไป
ส่วนที่ 2 การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG กรณีการนำเข้าและส่งออกก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ ในส่วนของการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยในส่วนของมาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน มอบหมายกรมธุรกิจพลังงานสามารถให้มีอำนาจสั่งการให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้า LPG แบบฉุกเฉิน (promt cargo) ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยสามารถได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามต้นทุนจริง รวมถึงศึกษามาตรการเพิ่มสำรอง LPG ใหม่ และมาตรการการปันส่วนก๊าซ LPG (ในภาวะฉุกเฉิน) ให้คุ้มครองราคาภาคครัวเรือน
2. จากการติดตามสถานการณ์และแนวโน้มการจัดหาและความต้องการใช้ก๊าซ LPG พบว่า ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ทุกรายจะต้องแจ้งแผนการจัดหาและความต้องการใช้ในช่วง 3 เดือนถัดไปต่อกรมธุรกิจพลังงาน เพื่อนำแผนดังกล่าวมาวิเคราะห์สถานการณ์การจัดหาก๊าซ LPG ล่วงหน้า จะได้ทราบปริมาณส่วนขาดที่ต้องนำเข้าที่ชัดเจน และกรมธุรกิจพลังงานจะไม่อนุญาตให้เปลี่ยนแปลงปริมาณนำเข้าก๊าซ LPG สำหรับการจำหน่าย ในประเทศในเดือนแรกและเดือนที่ 2 เพื่อให้มีระยะเวลาเพียงพอสำหรับเตรียมการจัดหาจากการนำเข้าเพิ่มเติม ในเดือนที่ 3 โดยจากสถานการณ์ก๊าซ LPG ภายหลังจากการเปิดเสรีการนำเข้าก๊าซ LPG ในเดือนมกราคม 2560 ยังคงขาดก๊าซ LPG สำหรับใช้ในประเทศอยู่ประมาณ 7,987 ตัน และเดือนกุมภาพันธ์ยังขาดอยู่ประมาณ 2,506 ตัน โดยกรมธุรกิจพลังงานให้ผู้ค้าก๊าซบริหารจัดการนำก๊าซ LPG ในสต็อกของตนเองมาใช้
3. มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG แบ่งเป็น (1) การสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมาย ซึ่งปริมาณสำรองตามกฎหมายและสำรองทางการค้าที่มีอยู่จะสามารถใช้ทดแทนการนำเข้าได้ประมาณ 2 เดือน ซึ่งเป็นระยะเวลาที่เพียงพอต่อการจัดหาจากการนำเข้าเพิ่มเติมได้โดยไม่จำเป็นต้องสั่งให้นำเข้าฉุกเฉินแต่เพื่อเพิ่มความมั่นคงในการจัดหา ผู้ค้าน้ำมันควรมีปริมาณก๊าซ LPG สำรองเก็บไว้เพียงพอต่อการจำหน่ายให้ลูกค้าของตนเองในระยะเวลาที่ยาวนานขึ้น ดังนั้นจึงควรจะเพิ่มอัตราการสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมายตามความจำเป็นและเหมาะสม พิจารณาจากความมั่นคง โดยไม่ก่อให้เกิดภาระเกินสมควรต่อผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 และ (2) การสั่งนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน (Prompt Cargo) โดยมีหลักเกณฑ์ในการพิจารณาการสั่งนำเข้าแบบฉุกเฉิน กรณีสั่งให้ ปตท. นำเข้า ให้ ปตท. นำเข้าเช่นเดียวกับในอดีตที่ผ่านมา โดยได้รับความเห็นชอบให้นำเข้าจาก กบง. และ กรณีสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันเอกชนนำเข้า ปัจจุบันยังไม่มีกฎหมายที่ให้อำนาจในการสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันเอกชนนำเข้า ดังนั้น จึงจำเป็นต้องออกกฎหมายเฉพาะเพื่อดำเนินการในเรื่องนี้ โดยที่พระราชบัญญัติการค้าน้ำมันฯ พ.ศ. 2543 และแก้ไขเพิ่มเติมฉบับที่ 2 พ.ศ. 2551 ให้อำนาจรัฐมนตรีสามารถออกประกาศในเรื่องดังกล่าวได้ ตามความในมาตรา 8 ในกรณีที่มีเหตุจําเปนเพื่อประโยชนแหงความมั่นคงของประเทศ การปองกันและแกไขการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้งการกําหนดและควบคุมคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง รัฐมนตรีจะออกประกาศกำหนดเงื่อนไขเกี่ยวกับการดำเนินการใดๆ ตามที่เห็นสมควร เพื่อให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ปฏิบัติตามก็ได้ และมาตรา 36 ผูคาน้ำมันตามมาตรา 7 ผูใดไมปฏิบัติตามเงื่อนไขที่รัฐมนตรีกําหนดตามมาตรา 8 ตองระวางโทษจําคุกไมเกินหกเดือน หรือปรับไมเกินหาหมื่นบาท หรือทั้งจําทั้งปรับ โดยมีการกำหนดระยะเวลา กำหนดปริมาณที่จะสั่ง Prompt Cargo กำหนดหลักเกณฑ์การจ่ายเงินชดเชยการนำเข้า และผลกระทบต่อฐานะกองทุนน้ำมันฯ โดยการสั่งให้นำเข้าแบบฉุกเฉิน กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจะจ่ายเงินชดเชยส่วนต่างราคาตามต้นทุนจริง โดยที่สถานการณ์ที่จะก่อให้เกิดการขาดแคลนจนต้องสั่งนำเข้าแบบฉุกเฉิน อาจเกิดขึ้นได้จากหลายปัจจัยกรณีที่เกิดจากเหตุสุดวิสัย ไม่ควรต้องมีผู้ใดรับผิดชอบต่อค่าใช้จ่ายของกองทุนน้ำมันฯ ที่เกิดขึ้น เนื่องจากกองทุนน้ำมันฯ มีวัตถุประสงค์เพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และสามารถมีค่าใช้จ่ายในการดำเนินการใดๆ ในเรื่องดังกล่าวได้อยู่แล้ว สำหรับผู้นำเข้าที่ไม่นำเข้าตามแผนโดยไม่มีเหตุสุดวิสัย จะถูกลงโทษตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ซึ่งเป็นโทษอาญา มีโทษทั้งจำทั้งปรับ และการกระทำผิดในกรณีนี้ กรมธุรกิจพลังงานจะไม่ใช้อำนาจเปรียบเทียบปรับ แต่จะส่งดำเนินคดีตามกฎหมายสถานเดียว และอาจจะไม่เห็นชอบให้นำเข้ามาจำหน่ายในประเทศอีกตามระยะเวลาที่กรมธุรกิจพลังงานกำหนด
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG
(1) เพิ่มอัตราการสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมายตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยพิจารณาจากความมั่นคง โดยไม่ก่อให้เกิดภาระเกินสมควรต่อผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7
(2) การสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉินหรือ Prompt Cargo ผู้นำเข้ามีสิทธิ์ได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามต้นทุนจริง ทั้งนี้อำนาจในการสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้าแบบฉุกเฉิน แบ่งเป็น 2 กรณี ดังนี้ กรณีสั่งให้ ปตท. นำเข้า จะต้องได้รับความเห็นชอบให้นำเข้าจากคณะกรรมการบริหาร นโยบายพลังงาน แต่ถ้าเป็นกรณีสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันเอกชนนำเข้า รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานสามารถออกประกาศกระทรวงพลังงานให้ผู้ค้าน้ำมันเอกชนนำเข้า ก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน
2. เห็นชอบมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานดำเนินการออกประกาศกระทรวงพลังงานตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เพื่อรองรับแนวทางและวิธีการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG โดยเฉพาะประเด็นการสั่งให้นำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามที่รัฐบาลได้มีนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เพื่อให้มีการใช้ทรัพยากรภายในประเทศให้เกิดประโยชน์สูงสุด ซึ่งจะช่วยลดการพึ่งพาการนำเข้าพลังงาน และเพิ่มความมั่นคงด้านพลังงาน โดย กพช. ได้เห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) ซึ่งมีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558 - 2579 มียุทธศาสตร์ในการกำหนดเป้าหมายการพัฒนาพลังงานหมุนเวียนรายภูมิภาค ให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าและศักยภาพพลังงานหมุนเวียน (Zoning) และมีการเปิดรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมทั้งต่อผู้ผลิตไฟฟ้าและผู้ใช้ไฟฟ้า นั้น สนพ. ได้ดำเนินตามแผนยุทธศาสตร์การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนดังกล่าวข้างต้น และจัดทำนโยบายการรับซื้อไฟฟ้า ในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรายเล็กมาก (VSPP) ซึ่ง สำนักงาน กกพ. ได้ดำเนินการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) ในรูปแบบ FiT สำหรับ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอจังหวัดสงขลา ด้วยกลไกการแข่งขันด้านราคา (FiT Bidding) และเตรียมดำเนินการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากขยะในรูปแบบผสมผสาน ซึ่งจากการดำเนินนโยบายที่ผ่านมา พบว่าการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นการผลิตไฟฟ้าที่ไม่มีความสม่ำเสมอ ไม่มีความเสถียร ซึ่งส่งผลกระทบต่อการบริหารจัดการระบบไฟฟ้า ดังนั้น สนพ. จึงได้ศึกษาแนวคิดการจัดทำนโยบายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มีความสอดคล้องกับศักยภาพในการผลิตไฟฟ้าของพลังงานหมุนเวียน
2. เนื่องจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีการพึ่งพาเชื้อเพลิงเพียงประเภทใดประเภทหนึ่งมีความยากแก่การบริหารจัดการให้มีการผลิตไฟฟ้าให้มีความสม่ำเสมอและแน่นอน ทำให้การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนส่วนใหญ่เป็นสัญญารูปแบบ Non-firm ทั้งนี้ ที่ผ่านมาการพัฒนาโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ Firm จะมีเพียงโรงไฟฟ้าชีวมวลระดับ SPP เท่านั้นที่มีศักยภาพในการรวบรวมเชื้อเพลิงชีวมวลจำนวนมาก เพื่อทำการผลิตไฟฟ้าให้มีความสม่ำเสมอสอดคล้องกับการสั่งการของ กฟผ. ดังนั้น สนพ. จึงได้ศึกษาแนวคิดการจัดทำนโยบายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยใช้เทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบผสมผสาน (Hybrid) ซึ่งจะทำให้สามารถผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Firm ได้ โดย สนพ. ได้ดำเนินการจัดประชุมหารือและรับฟังความคิดเห็นในการจัดทำนโยบายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยใช้เทคโนโลยี Hybrid กับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องประกอบด้วย พพ. สำนักงาน กกพ. การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย และผู้ประกอบการภาคเอกชน โดยพบว่ามีความเป็นไปได้ในการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยใช้เทคโนโลยี Hybrid ทั้งนี้ สามารถเปิดให้มีการผสมผสานพลังงานหมุนเวียนหลายรูปแบบและนำเทคโนโลยีการกักเก็บพลังงานมาร่วมได้ โดยเริ่มจากระดับ SPP ที่มีความสามารถในดำเนินการผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Firm ได้อยู่แล้ว
3. ส่วนการผลิตไฟฟ้าสำหรับ VSPP เชื้อเพลิงชีวภาพนั้น อาจสามารถดำเนินการในรูปแบบ Firm ได้ โดยอาจจะต้องปรับปรุงเงื่อนไขสัญญา Firm ที่มีในปัจจุบัน ให้เหมาะสมกับฤดูกาลของผลิตผลทางการเกษตร และยังคงสามารถรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้า ในช่วงฤดูร้อนที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดได้ โดยการให้มีการผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Firm เฉพาะบางเดือนของปีเท่านั้น (Semi Firm) ซึ่งสามารถสรุปข้อเสนอหลักการการรับซื้อไฟฟ้าได้ ดังนี้ (1) การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP Hybrid Firm มีข้อกำหนด คือ ใช้สำหรับการเปิดรับซื้อรายใหม่เท่านั้น และขายเข้าระบบเป็น SPP สามารถผสมผสานเชื้อเพลิงได้ โดยไม่กำหนดสัดส่วน เป็นสัญญาประเภท Firm กับ กฟผ. เท่านั้น (เดินเครื่องผลิตไฟฟ้า 100% ในช่วง Peak และ 65% ในช่วง Off-peak) มิเตอร์ซื้อขายไฟฟ้าจุดเดียวกัน และจะต้องติดตั้ง Unit Monitoring Meter (UMM) มีบทปรับที่เหมาะสมหากไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ตามสัญญา ไม่เกิดการแย่งชิงเชื้อเพลิงกับโรงไฟฟ้าในพื้นที่เดิม โดยมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิงหรือการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมในพื้นที่ และรับซื้อไฟฟ้าในลักษณะ Competitive Bidding ใช้อัตรา FiT เดียวแข่งกันทุกประเภทเชื้อเพลิง (2) การรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP Semi Firm มีข้อกำหนด คือ ใช้สำหรับการเปิดรับซื้อ FiT-Bidding (Non Solar) ประเภทเชื้อเพลิง ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และต้องเป็นสัญญาประเภท Firm จำนวน 6 เดือน (เดินเครื่องผลิตไฟฟ้า 100% ในช่วง Peak และ 65% ในช่วง Off-peak) โดยจะต้องครอบคลุมเดือนที่คาดว่าจะมีการใช้พลังไฟฟ้าสูงสุด 4 เดือน (มีนาคม – มิถุนายน) และสำหรับ 6 เดือนที่เหลือจะเป็นสัญญา Non-Firm และรับซื้อไฟฟ้าในลักษณะ Competitive Bidding ใช้อัตรา FiT แบ่งตามประเภทเชื้อเพลิง โดยปรับรูปแบบการสนับสนุน อัตรา FiT Premium จากเดิมที่เป็นการอุดหนุนช่วง 8 ปีแรก มาเป็นการอุดหนุนเฉพาะช่วงที่ขายแบบ Firm เท่านั้น ตลอดอายุโครงการ 20 ปี เพื่อเป็นการจูงใจให้มีการผลิตไฟฟ้าในช่วงเดือนที่คาดว่าจะมีความต้องการใช้พลังไฟฟ้าสูงสุด
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 แนวทางดำเนินการโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2559 กบง. ได้มีมติรับทราบแนวทางดำเนินงานโครงการนำร่อง (Pilot Project) การส่งเสริมการการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี โดยหลักการสำคัญ คือ การผลิตไฟฟ้าใช้เองเท่านั้น ซึ่งต่อมา พพ. ได้จัดตั้งคณะทำงานกำหนดแนวทางและประสานงาน กำกับติดตามโครงการนำร่อง (Pilot Project) การส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี (ระบบผลิตไฟฟ้าด้วยแสงอาทิตย์สำหรับบ้านและอาคาร) เมื่อวันที่ 25 มกราคม 2559 และจัดทำหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการเสนอ กกพ. ซึ่ง กกพ. ได้ออกประกาศเข้าร่วมโครงการเมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2559 โดยกำหนดปริมาณรวม 100 เมกะวัตต์ ในพื้นที่ของ กฟน. และ กฟภ. ซึ่งมีผู้เข้าร่วมโครงการรวม 32.72 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการจัดตั้งระบบและเชื่อมต่อกับระบบจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งคณะทำงานฯ ได้เห็นชอบให้ขยายเวลาการเชื่อมต่อจากเดิมภายในวันที่ 31 มกราคม 2560 เป็นภายในวันที่ 31 มีนาคม 2560 โดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณมหาวิทยาลัย เป็นผู้ติดตามข้อมูลการดำเนินงาน และประเมินผลโครงการ
2. เนื่องจาก โครงการนำร่อง (Pilot Project) การส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรีกำหนดให้ติดตั้งโซลาร์รูฟเพื่อผลิตไฟฟ้าใช้เองเป็นสำคัญ และไม่มีการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือใช้แต่อย่างใด ซึ่งโซลาร์รูฟหากติดตั้งใช้งานในพื้นที่ที่ใช้พลังงานไฟฟ้าสูงจะเกิดประโยชน์ในการลด Peak ได้ การส่งเสริมเพื่อเกิดแรงจูงใจโดยพิจารณารับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือใช้ในอัตราที่เหมาะสม และต้องไม่ส่งผลกระทบต่อประชาชนโดยรวม คณะทำงานกำหนดแนวทางดำเนินการฯ ซึ่งประกอบด้วย ผู้แทนจากหน่วยงานต่าง ๆ เช่น สนพ. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน กรมโยธาธิการและผังเมือง การไฟฟ้า 3 แห่ง สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง วิศวกรรมสถานแห่งประเทศไทยฯ เป็นต้น โดย พพ. เป็นประธานคณะทำงาน และเป็นฝ่ายเลขานุการคณะทำงาน ได้ประชุม 2 ครั้ง เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2559 และเมื่อวันที่ 30 มกราคม 2560 เพื่อพิจารณาแนวทางดำเนินการโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี ในระยะขยายผล ซึ่งที่ประชุมคณะทำงานกำหนดแนวทางดำเนินการฯ ได้พิจารณาเห็นชอบแนวทางดำเนินโครงการสรุปได้ ดังนี้ (1) รูปแบบการส่งเสริมสนับสนุน เห็นควรเสนอรูปแบบ Net Billing แบ่งเป็น 2 กรณี คือ กรณีรับซื้อไฟฟ้า ให้นับรอบรายเดือน โดยไม่มีการสะสมเครดิตและให้คิดมูลค่าการซื้อไฟฟ้า และมูลค่าการขายไฟฟ้า โดยมีบิลแสดงอย่างชัดเจน (คณะทำงานฯ เห็นชอบเป็นเอกฉันท์) และกรณีไม่รับซื้อไฟฟ้า ให้สะสมเครดิตแต่ละเดือน โดยคิดมูลค่าหน่วยไฟฟ้าส่วนเกินแต่ละเดือนเป็นจำนวนเงิน และให้สะสมไปหักลบมูลค่าไฟฟ้าที่ใช้ในเดือนถัดไป เมื่อถึงสิ้นปีให้ตัดทิ้งโดยไม่มีการจ่ายเงิน และให้เริ่มต้นใหม่ในปีถัดไป (คณะทำงานฯ บางส่วนเห็นชอบ และบางส่วนไม่เห็นชอบ) (2) การกำหนดโควต้า (Quota) เห็นควรให้กำหนดโควต้าระหว่างบ้านและอาคารธุรกิจ/โรงงาน เป็นสัดส่วน 10 : 90 (3) ปริมาณเป้าหมายและพื้นที่ เห็นควรเสนอปริมาณปี 2560 จำนวน 100 เมกะวัตต์ และเห็นควรให้เปิดในพื้นที่ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ก่อน เนื่องจาก มีศักยภาพสายส่งรองรับและไม่ส่งผลกระทบต่อการจัดทำ RE Zoning (4) อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกิน เห็นควรเสนอแบ่งเป็น 2 กลุ่ม คือ บ้านที่อยู่อาศัย อัตรา 2.50 บาทต่อหน่วย คงที่ 25 ปี และอาคารธุรกิจ/โรงงาน อัตรา 1.50 บาทต่อหน่วย คงที่ 25 ปี เนื่องจาก อาคารธุรกิจ/โรงงาน สามารถขอรับ BOI ได้ และ (5) การกำหนดขนาดกำลังผลิตติดตั้ง (Capacity) เห็นควรเสนอการกำหนดขนาดกำลังผลิตติดตั้ง (Capacity) ตามรูปแบบของโครงการนำร่อง (Pilot Project)
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการขอขยายเวลาการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าของโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี จากเดิมสิ้นสุดภายในวันที่ 31 มกราคม 2560 เป็นภายในวันที่ 31 มีนาคม 2560 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน เร่งดำเนินการติดตามประเมินผลโครงการนำร่อง (Pilot Project) การส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี และนำเสนอผลการประเมินต่อคณะคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อเป็นข้อมูลประกอบการพิจารณาให้ดำเนินโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรีในระยะที่ 2 ต่อไป
เรื่องที่ 8 แผนการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติ ปี 2560 และมาตรการรองรับผลกระทบด้านพลังงานไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 มกราคม 2560 คณะทำงานจัดทำแผนรองรับสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้า ได้รับทราบแผนการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติ ปี 2560 และมาตรการรองรับผลกระทบด้านพลังงานไฟฟ้า และผู้อำนวยการ สนพ.
ในฐานะประธานฯ ได้มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการเตรียมความพร้อมและรองรับผลกระทบที่เกิดขึ้น ทั้งนี้ จากแผนการหยุดจ่ายก๊าซฯ ของ ปตท. ซึ่งไม่สามารถดำเนินการลดผลกระทบได้อยู่ 2 งาน คือ การทำงาน
LCP Tie-in ของแหล่งก๊าซฯ ยาดานา ระหว่างวันที่ 25 มีนาคม 2560 – 2 เมษายน 2560 (9 วัน) ทำให้ไม่สามารถจ่ายก๊าซฯ พม่าได้ทั้งหมด (Total Shutdown) และการทำงานของ TTM (แหล่งก๊าซฯ JDA-A18) ทำให้ไม่สามารถจ่ายก๊าซฯ ไปยังโรงไฟฟ้าจะนะได้ ทั้งนี้ กฟผ. ได้ประเมินผลกระทบต่อระบบไฟฟ้า ดังนี้
1.1 การทำงานแหล่งก๊าซฯ ยาดานา (ฝั่งตะวันตก) ระหว่างวันที่ 25 มีนาคม 2560 – 2 เมษายน 2560 (9 วัน) ทำให้ไม่มีก๊าซฯ จากสหภาพเมียนมาร์ส่งให้โรงไฟฟ้า เนื่องจากแหล่งก๊าซฯ เยตากุน และซอติกา มีค่าความร้อนเฉลี่ยสูงกว่าค่าความร้อนสูงสุดที่โรงไฟฟ้าสามารถใช้งานได้ทำให้ไม่สามารถควบคุมคุณภาพก๊าซฯ ได้ ซึ่งจากการประมาณการความต้องการไฟฟ้าของ กฟผ. ในช่วงการทำงานแหล่งก๊าซฯ ยาดานาดังกล่าว จะเกิดความต้องการไฟฟ้าสูงสุด ณ วันที่ 30 มีนาคม 2560 ช่วงเวลา 14.30 น. ที่ 28,250 เมกะวัตต์ ซึ่งจะผลกระทบต่อระบบผลิตไฟฟ้า คือ กำลังผลิตลดลง รวมทั้งสิ้น 3,394 เมกะวัตต์ ต้องเดินเครื่องโรงไฟฟ้าพระนครเหนือชุดที่ 1 ด้วยเชื้อเพลิงก๊าซฯ ตะวันออก และต้องเดินเครื่องโรงไฟฟ้าฟ้าพลังความร้อนร่วมราชบุรี ชุดที่ 1 ชุดที่ 2 และโรงไฟฟ้าไตรเอนเนอจี้
ด้วยน้ำมันดีเซลอย่างน้อย 1 GT ทั้งนี้ กฟผ. ได้คาดการณ์ผลกระทบต่อระบบผลิต โดยสมมติฐานให้โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมราชบุรี ราชบุรีเพาเวอร์และโรงไฟฟ้าไตรเอนเนอจี้ สามารถเปลี่ยนเชื้อเพลิงดีเซลสำเร็จขั้นต่ำ
ร้อยละ 60 (ผลทดสอบปี 2559 สามารถเปลี่ยนได้สำเร็จร้อยละ 78) และประมาณการราคาเชื้อเพลิง
เดือนกุมภาพันธ์ 2560 โดยให้ราคาน้ำมันดีเซล 23.41 บาทต่อลิตร น้ำมันเตา 0.5%S 14.90 บาทต่อลิตร และน้ำมันเตา 2%S 13.08 บาทต่อลิตร โดยมาตรการรองรับผลกระทบด้านพลังงานไฟฟ้าช่วงการทำงานแหล่งก๊าซฯ ยาดานา จะแบ่งเป็น 2 ด้าน ได้แก่ ด้าน Supply Side เช่น ให้โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครเหนือ ชุดที่ 1 เดินเครื่องด้วยก๊าซฯ ใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซล เดินเครื่องทดแทนปริมาณก๊าซฯ ที่ลดลง และงดการทำงานบำรุงรักษาระบบส่งในเขตนครหลวงช่วงหยุดจ่ายก๊าซฯ เป็นต้น และด้าน Demand Side เช่น รณรงค์ให้ทุกภาคส่วนร่วมกันประหยัดพลังงานในช่วงที่มีการหยุดจ่ายก๊าซฯ และ กกพ. ดำเนินการมาตรการ Demand Response (DR) เพื่อลดการใช้เชื้อเพลิงน้ำมันในการผลิตไฟฟ้า เป็นต้น
1.2 การทำงานแหล่งก๊าซฯ JDA-A18 ระหว่างวันที่ 31 สิงหาคม – 6 กันยายน 2560 (7 วัน) จะไม่มีก๊าซฯ ส่งให้กับโรงไฟฟ้าจะนะ ทำให้โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ต้องเดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซล และโรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 2 หยุดเดินเครื่อง ซึ่งผลกระทบต่อระบบผลิตและระบบส่ง คือ ผลกระทบต่อระบบไฟฟ้าภาคใต้ เช่น ขาดกำลังผลิต
ในภาคใต้ในช่วงการทำงานประมาณ 415 เมกะวัตต์ แต่สามารถจ่ายพลังไฟฟ้าผ่านสายส่งเชื่อมโยง ภาคกลาง-ภาคใต้ เพิ่มได้ 550 เมกะวัตต์ (ไม่เกินมาตรฐาน N-1) และกรณีที่โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 เกิดเหตุขัดข้อง ไม่สามารถเดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซลได้ ระบบส่งจะไม่รองรับมาตรฐานความมั่นคง (N-1 Criteria) เนื่องจากต้องใช้ความสามารถสายส่งเชื่อมโยงภาคกลาง - ภาคใต้ เกิน 550 เมกะวัตต์ เป็นต้น โดยมาตรการรองรับผลกระทบด้านพลังงานไฟฟ้า
ช่วงการทำงานแหล่งก๊าซฯ JDA-A18 จะแบ่งเป็น 3 ด้าน ได้แก่ ด้าน Supply Side เช่น โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1
พร้อมเดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซล ตรวจสอบโรงไฟฟ้าภาคใต้ทั้งหมดให้พร้อมใช้งานก่อนเริ่มหยุดจ่ายก๊าซฯ และงดการหยุดเครื่องบำรุงรักษาโรงไฟฟ้าภาคใต้ในช่วงหยุดจ่ายก๊าซฯ เป็นต้น ด้าน Demand Side คือ ขอความร่วมมือหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง รณรงค์ให้ทุกภาคส่วนร่วมกันประหยัดพลังงานในช่วงที่มีการหยุดจ่ายก๊าซฯ โดยเฉพาะช่วงเวลา 18.00-21.30 น. และกรณีที่โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 เกิดเหตุขัดข้อง ไม่สามารถเดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซล จะมีการเจรจาซื้อไฟฟ้าจากมาเลเซียผ่านทางระบบ HVDC และ HVAC เป็นต้น
2. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า หาก ปตท. สามารถเลื่อนการทำงานแหล่งก๊าซฯ ยาดานา จากเดิมวันที่ 25 มีนาคม – 2 เมษายน 2560 (9 วัน) เป็นวันที่ 9 - 17 เมษายน (9 วัน) ตามที่ กฟผ. เสนอ จะสามารถลดการใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลลงเหลือ 22.2 ล้านลิตร และ 7.8 ล้านลิตร ตามลำดับ คิดเป็นต้นทุนการใช้น้ำมันที่ลดลง 430 ล้านบาท ทั้งนี้ หากไม่สามารถเลื่อนได้ตามที่ กฟผ. เสนอ เห็นสมควรพิจารณาใช้มาตรการ Demand Response รวมถึงการประชาสัมพันธ์ให้เกิดการลดใช้ไฟฟ้าในช่วงเวลาดังกล่าว ซึ่งจะช่วยลดการใช้น้ำมันในระบบและผลกระทบค่าไฟฟ้าลงได้ ทั้งนี้ สำหรับอัตราชดเชยมาตรการ Demand Response ไม่ควรมากกว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลที่ประมาณการไว้ที่ 3.28 - 3.84 บาท/หน่วย และ 4.57 - 4.69 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่เกิดขึ้นเป็นสำคัญ
มติของที่ประชุม
1. รับทราบแผนการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติ ปี 2560 และมาตรการรองรับผลกระทบด้านพลังงานไฟฟ้า
2. มอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการจัดหาและเตรียมเชื้อเพลิงสำรองให้เพียงพอแก่โรงไฟฟ้าตามมาตรการรองรับ ทั้งก่อนและระหว่างการหยุดจ่ายก๊าซฯ รวมทั้งมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินมาตรการ Demand Respond โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าเป็นสำคัญ
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ร่วมกันรณรงค์และประชาสัมพันธ์ลดใช้พลังงานในช่วงการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานา และ JDA-A18 โดยเฉพาะช่วงที่เกิดความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด
กบง. ครั้งที่ 36 - วันอังคารที่ 7 มีนาคม 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2560 (ครั้งที่ 36)
เมื่อวันอังคารที่ 7 มีนาคม 2560 เวลา 14.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
3. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมีนาคม 2560
4. การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG กรณีการนำเข้าและส่งออกก๊าซ LPG
5. การใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมัน
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายประเสริฐ สินสุขประเสริฐ)
แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในเดือนกุมภาพันธ์ 2560 ยังอยู่ในระดับทรงตัว แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปริมาณแหล่งขุดเจาะน้ำมันดิบ และปริมาณน้ำมันดิบสำรองเชิงพาณิชย์ของประเทศสหรัฐฯ มีจำนวนเพิ่มมากขึ้น รวมทั้งปริมาณซื้อขายในตลาดซื้อขายล่วงหน้าสูงเป็นประวัติการณ์ ทั้งนี้ ในภาพรวมคาดการณ์ว่าราคาน้ำมันดิบจะทรงตัวอยู่ที่ประมาณ 50-55 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ส่วนราคาน้ำมันสำเร็จรูปยังทรงตัวตามราคาน้ำมันดิบ แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาน้ำมันสำเร็จรูปปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากเริ่มเข้าสู่ ช่วงเทศกาลถือศีลอดและช่วงท่องเที่ยวของชาวมุสลิม รวมทั้งโรงกลั่นในทวีปเอเชียจะปิดซ่อมบำรุงตามแผน ช่วงเดือนมีนาคม – เมษายน 2560 (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนมีนาคม 2560 ราคา CP (Contract Price) อยู่ที่ 540 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อนหน้า จำนวน 15 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากราคาโพรเพน (C3) ปรับตัวลดลง ทั้งนี้ คาดการณ์ว่าราคา CP เดือนเมษายน 2560 จะยังทรงตัวอยู่ที่ประมาณ 500 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) ราคาถ่านหิน ในภาพรวมยังทรงตัวอยู่ที่ประมาณ 70 - 80 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากประเทศจีนปรับลดปริมาณการผลิตถ่านหินลง รวมทั้งประเทศอังกฤษปิดโรงไฟฟ้าถ่านหินเพิ่มเติมเพื่อให้เป็นไปตามแผนการปรับลดปริมาณก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ของประเทศ และ (4) ราคาก๊าซ LNG ในเดือนกุมภาพันธ์ 2560 ราคาปรับตัวลดลง โดยเฉลี่ยอยู่ที่ 6.8 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียูและในเดือนมีนาคม 2560 ราคา LNG ยังคงมีทิศทางปรับตัวลดลง เนื่องจากหมดช่วงฤดูหนาวของหลายประเทศ ปริมาณการผลิตก๊าซ LNG ของประเทศออสเตรเลียและมาเลเซียเพิ่มสูงขึ้น แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากท่อส่ง LNG ของประเทศไนจีเรียระเบิด แต่ล่าสุดสามารถควบคุมสถานการณ์ได้แล้วและเริ่มส่งออกก๊าซ LNG ได้ตามปกติ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
ความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558 – 2579 (Oil Plan 2015) ไตรมาสที่ 1 ปี 2560 แบ่งเป็น 2 ส่วน คือ (1) ส่วนที่มีความก้าวหน้าในการดำเนินงาน คือ มาตรการที่ 5 สนับสนุนการลงทุนในระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิง ได้แก่ การสนับสนุนระบบโลจิสติกส์ที่มีประสิทธิภาพโดยการพัฒนาระบบขนส่งน้ำมันทางท่อ ปัจจุบันสายเหนืออยู่ระหว่างการพิจารณารายงาน EIA ของคณะกรรมการ ผู้ชำนาญการของสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) ส่วนสายตะวันออกเฉียงเหนือเมื่อเดือนมกราคม 2560 กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้เข้าชี้แจงรายละเอียดโครงการเบื้องต้นต่อผู้ว่าราชการทั้ง 5 จังหวัด (จังหวัดสระบุรี จังหวัดลพบุรี จังหวัดชัยภูมิ จังหวัดนครราชสีมา และจังหวัดขอนแก่น) ขณะนี้อยู่ระหว่างการเตรียมการเพื่อจัดประชุมรับฟังความคิดเห็นของผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในพื้นที่ที่ท่อพาดผ่าน และการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ ปัจจุบัน ธพ. ได้ยกเลิกการคัดเลือกที่ปรึกษา เนื่องจากมูลนิธิเพื่อสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย บริษัทที่ปรึกษาที่ผ่านการคัดเลือกให้เหลือน้อยราย จำนวน 1 ราย ไม่ประสงค์จะดำเนินการศึกษา (เนื่องจากเงื่อนไขเรื่องระยะเวลา และผู้เชี่ยวชาญจากต่างประเทศ) และ (2) ส่วนที่ความก้าวหน้าในการดำเนินงานยังคงเดิม คือ มาตรการที่ 2 บริหารจัดการชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม ได้แก่ การบริหารจัดการชนิดของเชื้อเพลิงให้เหมาะสมกับกลุ่มผู้ใช้ต่างๆ กรณี NGV ซึ่งที่ผ่านมามีการเปิดให้บริการสถานีบริการก๊าซธรรมชาติเฉพาะตามแนวท่อก๊าซ จำนวน 1 สถานี และได้ดำเนินการก่อสร้างศูนย์พักรถขนส่งสินค้าพร้อมสถานีบริการก๊าซธรรมชาติ (NGV Terminal Hub) เฟสแรกแล้วเสร็จและเปิดบริการแล้ว ปัจจุบันอยู่ระหว่างก่อสร้างวางท่อเพื่อเปลี่ยนเป็นสถานีแนวท่อ จำนวน 1 แห่ง ส่วนการลดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิง ธพ. ได้ชะลอการยกเลิกน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 เนื่องจากสถานการณ์ปริมาณเอทานอลเริ่มไม่คงที่จึงต้องรอความชัดเจนของนโยบาย และการกำหนดมาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิงภูมิภาคอาเซียน ปัจจุบันอยู่ระหว่างรอข้อคิดเห็นเกี่ยวกับข้อเสนอการจัดทำร่างมาตรฐานน้ำมันอาเซียนของประเทศสมาชิกอาเซียน จากสำนักความร่วมมือระหว่างประเทศ นอกจากนี้ยังมีในส่วนของมาตรการที่ 4 ผลักดันการใช้เชื้อเพลิง เอทานอลและไบโอดีเซล ตามแผน AEDP 2015 ได้แก่ ศึกษาการกำหนดมาตรฐานน้ำมันดีเซลที่ผสมไบโอดีเซล ในสัดส่วนร้อยละ10 ซึ่งปัจจุบัน ธพ. อยู่ระหว่างดำเนินการศึกษารวบรวมและติดตามข้อมูล
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมีนาคม 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควตาการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPGณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของกรมธุรกิจพลังงาน ในส่วนของการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน คือ ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม ส่วนที่ 2 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ โดยให้ ราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง + ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ทั้งนี้ เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ และ (2) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนผลิตและจัดหา โดยยกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซ ที่นำเข้าจากต่างประเทศ โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรของ โรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับ การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมีนาคม 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ต้นทุนเดือนกุมภาพันธ์ – เมษายน 2560 เพิ่มขึ้นจากเดือนพฤศจิกายน 2559 – มกราคม 2560 ที่ 0.1177 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.2638 บาทต่อกิโลกรัมเป็น 13.3815 บาทต่อกิโลกรัม (2) โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก ต้นทุนอ้างอิงราคาตลาดโลกที่สูตรราคา CP โดยต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในเดือนมีนาคม 2560 เท่ากับ 540 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) การนำเข้า ต้นทุนเดือนมีนาคม 2560 อยู่ที่ 584.7996 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (20.5787 บาทต่อกิโลกรัม) และ (4) บริษัท ปตท.สผ. สยาม จำกัด ต้นทุนเดือนกุมภาพันธ์ – เมษายน 2560 เพิ่มขึ้น 0.20 บาท ต่อกิโลกรัม จาก 15.00 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.20 บาทต่อกิโลกรัม โดยสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนมีนาคม 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 540 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนกุมภาพันธ์ 2560 อยู่ที่ 35.1893 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับลดลง 0.9327 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 21.5114 บาทต่อกิโลกรัม (604.0595 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 20.5787 บาทต่อกิโลกรัม (584.7996 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และราคา ณ โรงกลั่นของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคปิโตรเคมีที่อ้างอิงราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average) ปรับลดลง 0.2624 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 15.6913 บาทต่อกิโลกรัม (440.6266 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 15.4289 บาทต่อกิโลกรัม (438.4531 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
3. เพื่อเป็นการลดภาระการชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ และเตรียมการในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในอนาคต ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2560 มีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของก๊าซ LPG อยู่ที่ 6,961 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.96 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับลดการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ ลง 0.9327 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 7.5663 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 6.6336 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมัน#1) มีรายรับจำนวน 1,887 ล้านบาทต่อเดือน และมีรายจ่ายเพื่อทำการรักษาระดับราคาขายปลีก ก๊าซ LPG (กองทุน#2) จำนวน 2,330 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น กองทุนน้ำมันฯ (#1 และ #2) มีรายจ่ายสุทธิ 443 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งเป็นภาระที่ลดลงจากเดือนกุมภาพันธ์ 2560 จำนวน 47 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือน มีนาคม 2560 ดังนี้
(1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 13.3815 บาทต่อกิโลกรัม
(2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 19.0022 บาทต่อกิโลกรัม
(3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 20.5787 บาทต่อกิโลกรัม
(4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.2000 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร กิโลกรัมละ 6.6336 บาท
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 6 พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 8 มีนาคม 2560 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 4 การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG กรณีการนำเข้าและส่งออกก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 9 มกราคม 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบกำหนดให้ผู้นำเข้าก๊าซ LPG ต้องรายงานปริมาณและราคาจริงของการนำเข้าก๊าซ LPG ให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) รับทราบ โดยให้ ธพ. เป็นหน่วยงานหลัก พร้อมด้วยสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ดำเนินการศึกษามาตรการรองรับความเสียหายอันเกิดจากการชดเชยราคาส่วนต่างจากการนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน และให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ต้องจำหน่ายก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติให้แก่ผู้ค้าทุกรายที่มีความต้องการซื้อ ในช่วงเวลาก่อนการเปิดบริการคลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA) รวมทั้งให้ ธพ. และ สนพ. ทบทวนหลักการ การขออนุญาตส่งออกก๊าซ LPG นอกราชอาณาจักร และทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร กรณีได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักร และนำมาเสนอให้ กบง. พิจารณาอีกครั้ง ซึ่งจากสถานการณ์ก๊าซ LPG ภายหลังจากการเปิดเสรีการนำเข้าก๊าซ LPG เมื่อวันที่ 10 มกราคม 2560 ช่วงเดือนมกราคม – พฤษภาคม 2560 สรุปได้ว่า เดือนมกราคม 2560 ก๊าซ LPG สำหรับใช้ในประเทศยังขาดอยู่ประมาณ 7,987 ตัน และเดือนกุมภาพันธ์ขาดอยู่ประมาณ 2,506 ตัน ทั้งนี้ กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ให้ผู้ค้าก๊าซ LPG บริหารจัดการดึงก๊าซ LPG ในสต็อกของตนเองมาใช้ ตั้งแต่เดือนมีนาคม-พฤษภาคม 2560 ทำให้เดือนมีนาคม 2560 มีปริมาณก๊าซ LPG ส่วนเกิน 48,701 ตัน เดือนเมษายน 2560 มีปริมาณก๊าซ LPG ส่วนเกิน 26,753 ตัน และเดือนพฤษภาคม 2560 มีปริมาณก๊าซ LPG ส่วนเกิน 21,281 ตัน
2. การจัดทำมาตรการรองรับความเสียหายอันเกิดจากการชดเชยราคาส่วนต่างจากการนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน โดย ธพ. ได้ยกร่างประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดเงื่อนไขการนำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลวของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 พ.ศ. .... โดยมีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) ให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่มีปริมาณการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อนำมาจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงในราชอาณาจักรปฏิบัติ ต้องทำสัญญายินยอมชดใช้ค่าเสียหายกรณีไม่นำเข้าตามแผน มีการแจ้งยืนยันการปฏิบัติตามแผนการนำเข้าก่อนเรือนำเข้ามาถึงเขตท่าศุลกากรล่วงหน้าเป็นเวลาไม่น้อยกว่า 3 วัน และแจ้งรายละเอียดเกี่ยวกับปริมาณ ราคา และค่าใช้จ่ายที่เกิดจากการนำเข้าก๊าซ LPG ภายใน 5 วัน นับแต่วันที่เข้ามาในราชอาณาจักรแล้วเสร็จ (2) อธิบดี ธพ. จะพิจารณาสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้าก๊าซ LPG เป็นกรณีฉุกเฉิน เมื่อมีเหตุอันอาจทำให้เกิดภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG และกระทบต่อความมั่นคงของประเทศ จากเหตุอย่างหนึ่งอย่างใด เช่น ได้รับแจ้งว่าผู้ผลิตก๊าซ LPG ภายในประเทศมีปัญหาปิดซ่อมแซมฉุกเฉิน และผู้ค้าน้ำมันไม่นำเข้าตามแผนการนำเข้าที่ได้แจ้งไว้ เป็นต้น ทั้งนี้ ให้เสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบก่อนออกคำสั่ง (3) หากผู้ค้าน้ำมันไม่ดำเนินการตามแผนการนำเข้าก๊าซ LPG จนเป็นเหตุให้จำเป็นต้องสั่งให้มีการนำเข้าเป็นกรณีฉุกเฉิน อธิบดี ธพ. จะออกคำสั่งเป็นหนังสือกำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันชำระเงินชดเชยค่าเสียหายตามที่ได้ให้ความยินยอม ภายใน 30 วันนับแต่วันที่ทราบคำสั่ง (4) หากผู้ค้าน้ำมันไม่ชำระเงินโดยถูกต้องครบถ้วนภายในระยะเวลาที่กำหนด อธิบดี ธพ. จะมีหนังสือเตือนให้ผู้ค้าน้ำมันชำระเงินภายในระยะเวลาที่กำหนดอีกครั้งหนึ่งแต่ต้องไม่น้อยกว่า 7 วัน ถ้าไม่มีการปฏิบัติตามคำเตือนจะพิจารณาใช้มาตรการบังคับทางปกครองโดยการยึดหรืออายัดทรัพย์สินและขายทอดตลาดเพื่อชำระเงินให้ครบถ้วน ตามกฎหมายว่าด้วยวิธีปฏิบัติราชการทางปกครองต่อไป (5) ผู้ค้าน้ำมันที่ไม่ได้นำเข้าก๊าซ LPG ตามแผนที่แจ้งไว้ในเดือนใด ไม่ว่าการไม่นำเข้าตามแผนดังกล่าวจะส่งผลให้มีการสั่งนำเข้าก๊าซ LPG เป็นกรณีฉุกเฉินหรือไม่ก็ตาม ให้ถือว่าเป็นการไม่ปฏิบัติตามเงื่อนไขเกี่ยวกับการดำเนินการค้าที่ออกตามมาตรา 8 แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ซึ่งจะถูกลงโทษตามมาตรา 36 จำคุกไม่เกิน 6 เดือน หรือปรับไม่เกิน 50,000 บาท หรือทั้งจำทั้งปรับ (6) รัฐมนตรีอาจพิจารณาเพิกถอนใบอนุญาตเป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 เมื่อผู้ค้าน้ำมันไม่นำเข้าตามแผน 3 ครั้ง ใน 1 ปีปฏิทิน (7) ผู้ค้าน้ำมันที่ไม่อาจดำเนินการตามแผน การนำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว อันเนื่องมาจากเหตุสุดวิสัย ไม่ต้องรับผิดในค่าเสียหาย และยกเว้นความผิดตามมาตรา 36 ทั้งนี้ ให้ผู้ค้าน้ำมันแจ้งเหตุหรือพฤติการณ์ดังกล่าว พร้อมหลักฐานเป็นหนังสือ ให้อธิบดี ธพ. ทราบภายใน 7 วัน นับถัดจากวันที่เหตุนั้นสิ้นสุดลง และให้เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณา และ (8) การพิจารณายกเลิกประกาศฯ เมื่อเกิดกรณีใดกรณีหนึ่ง ได้แก่ โครงสร้างราคาก๊าซ LPG ถูกกำหนดโดยอุปสงค์และอุปทาน หรือกลไกตลาด สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงและมีการแข่งขันอย่างเสรี ไม่มีการควบคุมการนำเข้าหรือการส่งออกที่เป็นอุปสรรคต่อการค้าก๊าซ LPG ระหว่างประเทศ เมื่อพ้น 3 ปี นับแต่วันที่ประกาศนี้มีผลใช้บังคับ
3. มาตรการเพิ่มสำรองก๊าซ LPG ธพ. ได้ยกร่างประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดชนิดและอัตรา หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการคำนวณปริมาณสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... โดยมีสาระสำคัญ ดังนี้ ระยะที่หนึ่ง (วันที่ 1 กรกฎาคม – 30 กันยายน 2560) เพื่อปรับให้เกิดความมั่นคงทางพลังงานของประเทศเพิ่มขึ้น โดยยกเลิกการให้เงื่อนไขการผ่อนปรนการเก็บสำรอง LPG ในแต่ละวันไว้ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 70 ของปริมาณที่มีหน้าที่ต้องเก็บสำรองส่งผลให้ผู้ค้าต้องสำรอง LPG ในแต่ละวันเท่ากับปริมาณที่มีหน้าที่ต้องสำรอง (ร้อยละ 100) โดยกำหนดอัตราสำรอง LPG ร้อยละ 1 ทั้งจากการผลิตในประเทศและการนำเข้า และคงอัตราสำรองก๊าซธรรมชาติ ที่ร้อยละ 0.5 ระยะที่สอง (วันที่ 1 ตุลาคม 2560 – 31 ธันวาคม 2563) คงอัตราสำรอง LPG ที่ผลิตภายในประเทศและก๊าซธรรมชาติเท่าเดิมที่อัตราร้อยละ 1 และร้อยละ 0.5 ตามลำดับ แต่เพิ่มอัตราสำรอง LPG นำเข้า เป็นร้อยละ 1.5 เพื่อให้เกิดความเสมอภาคระหว่างการจัดหาภายในประเทศ และการนำเข้า และระยะที่สาม (ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 เป็นต้นไป) ปรับเพิ่มอัตราสำรอง LPG ที่มาจากการผลิตภายในประเทศจากร้อยละ 1 เป็นร้อยละ 2.5 และเพิ่มอัตราสำรองก๊าซธรรมชาติจากร้อยละ 0.5 เป็นร้อยละ 1.5 และเพิ่มอัตราสำรอง LPG นำเข้า เป็นร้อยละ 4 ส่งผลให้จำนวนวันที่สำรองก๊าซ LPG เพียงพอใช้ได้เพิ่มขึ้นจาก 5 วัน เป็นประมาณ 15 วัน
4. การส่งออกก๊าซ LPG หลังเปิดเสรีนำเข้า ในส่วนของการเปิดเสรีนำเข้าก๊าซ LPG จำเป็นต้องปรับเปลี่ยนการกำหนดหลักเกณฑ์การส่งออกก๊าซ LPG ของประเทศให้มีความยืดหยุ่นมากขึ้น โดยเห็นควรให้ผู้ค้าสามารถขออนุญาตส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศได้ เพื่อเป็นการรักษาสมดุลการผลิตและจัดหาให้สอดคล้องกับความต้องการภายในประเทศ โดยให้ ธพ. เป็นผู้อนุญาตการส่งออกก๊าซ LPG โดยให้พิจารณาการส่งออกเป็นรายเที่ยว กรณีการขออนุญาตส่งออกก๊าซ LPG จากปริมาณที่ผลิตได้ในประเทศ จะพิจารณาอนุญาตให้ส่งออกได้ในกรณีที่ประเทศมีก๊าซ LPG เพียงพอใช้แล้ว และยังมีส่วนเกินปริมาณจัดหาอยู่ โดยจะอนุญาตให้ส่งออกได้ไม่เกินกว่า ปริมาณจัดหาส่วนที่เกินกว่าความต้องการใช้ภายในประเทศเท่านั้น และหากได้รับอนุญาตให้ส่งออก ผู้ค้ามีหน้าที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามหลักเกณฑ์ที่กำหนด ส่วนการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า รัฐยังคงกำหนดราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกฯ ที่หลักเกณฑ์ของราคา Cost Plus และราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นฯ ที่หลักเกณฑ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) แต่ในบางกรณีราคาที่รัฐกำหนดดังกล่าวอาจจะต่ำกว่าราคาที่ผู้ผลิตควรจะได้หากผู้ผลิตทำการส่งออกเอง ดังนั้น ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ จึงจำเป็นต้องกำหนดเงื่อนไขการส่งออกที่จำเป็นเพิ่มเติมเพื่อให้ผู้ผลิตจำหน่ายก๊าซ LPG เข้าสู่ระบบภายในประเทศเป็นหลัก โดยต้องมีการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับก๊าซที่อนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักรเท่ากับส่วนต่างของราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง (CP+X) และราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (Cost Plus) ดังสูตร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกโดยโรงแยกฯ = (CP+X) – ราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ โรงแยกก๊าซฯ สามารถส่งออกก๊าซ LPG ได้ในกรณีที่กรมธุรกิจพลังงานพิจารณาเห็นชอบแล้วว่าเป็นการส่งออกก๊าซ LPG ในกรณีจำเป็นเท่านั้น ส่วนการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร โดยโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก สำหรับก๊าซที่อนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักร เท่ากับส่วนต่างของ ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง (CP+X) และราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและ โรงอะโรเมติกที่อิงราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) ดังสูตร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกโดยโรงกลั่นฯ = (CP+X) – CP
มติของที่ประชุม
1. รับทราบมาตรการรองรับความเสียหายอันเกิดจากการชดเชยราคาส่วนต่างจากการนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉินของกรมธุรกิจพลังงาน
2. เห็นชอบหลักการการขออนุญาตส่งออกก๊าซ LPG นอกราชอาณาจักร ดังนี้
(1) ให้กรมธุรกิจพลังงานเป็นผู้ควบคุมดูแลการส่งออกเนื้อก๊าซ LPG โดยให้พิจารณาการขออนุญาตส่งออกเป็นรายเที่ยว
(2) อนุญาตให้ส่งออกก๊าซ LPG จากปริมาณที่ผลิตได้ในประเทศ จะพิจารณาอนุญาตเฉพาะผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่เป็นผู้ผลิตก๊าซ LPG และในปริมาณไม่เกินกว่าส่วนที่เกินกว่าความต้องการใช้ภายในประเทศ
3. เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร กรณีได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักร ดังนี้
(1) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรโดย โรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักรตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เท่ากับส่วนต่างของราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง (CP+X) และราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (Cost Plus)
(2) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร โดยโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก สำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักรตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เท่ากับส่วนต่างของราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง (CP+X) และราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติกที่อิงราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP)
โดยที่ ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) คือ ราคาประกาศเปโตรมิน ณ ราสทานูรา ซาอุดิอาราเบีย ด้วยสัดส่วนระหว่างโพรเพนและบิวเทน 50:50 ณ เดือนที่คำนวณราคา
4. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักรตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 กิโลกรัมละ 7.1972 บาท
5. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักร โดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก สำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักรตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 กิโลกรัมละ 1.5765 บาท
6. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินคืนกองทุนสำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักร ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 กิโลกรัมละ 6.6336 บาท
ทั้งนี้ ให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานตามคำแนะนำของผู้แทนจากสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
เรื่องที่ 5 การใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมัน
สรุปสาระสำคัญ
เนื่องจากช่วงเดือนมกราคม - มีนาคม 2560 ราคาน้ำมันตลาดโลกอยู่ในช่วงขาขึ้นที่ประมาณ 50 - 55 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล จึงมีคำถามว่ากองทุนน้ำมันฯ ซึ่งมีฐานะสุทธิอยู่ที่ประมาณ 3.3 หมื่นล้านบาท จะมีบทบาทในการดูแลราคาน้ำมันอย่างไร ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอหลักการ 3 ข้อ ดังนี้
1. หากราคาน้ำมันปรับขึ้นสูงกว่าราคาฐานซึ่งต้องพิจารณาอีกครั้งว่าราคาฐานควรอยู่ระดับใด กองทุนน้ำมันฯ จะเข้าช่วยครึ่งหนึ่งและราคาขายปลีกจะปรับขึ้นครึ่งหนึ่ง (Half – Half Concept) เพื่อไม่ให้ราคาขายปลีกปรับขึ้นในอัตราที่สูงมากเกินไป แต่จะไม่ช่วยทั้งหมดเพราะหากต้องการยกเลิกการช่วยเหลือภายหลังจะดำเนินการ ได้ยาก ตัวอย่างหลักการ Half – Half กรณีน้ำมันดีเซล สมมติว่ากำหนดราคาฐานไว้ที่ 65 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และเมื่อราคาน้ำมันดิบสูงถึงราคาฐาน กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าไปสนับสนุน ในช่วงที่ราคาน้ำมันดิบดูไบ 65 – 79 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยครึ่งหนึ่งตั้งแต่ 0.01 – 1.41 บาทต่อลิตร และอีกครึ่งหนึ่งจะเป็นการปรับขึ้นราคาขายปลีก ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกอยู่ในช่วง 28.59 – 29.99 บาทต่อลิตร
2. กำหนดเพดานราคาขายปลีก เมื่อราคาน้ำมันดิบขึ้นสูงมากอาจต้องมีการกำหนดเพดานราคาขายปลีกขั้นสูงไว้ เช่น ปัจจุบันราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ประมาณ 54 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล หรือเทียบเท่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลที่ประมาณ 26.59 บาทต่อลิตร ดังนั้น อาจจะมีเพดานราคาขายปลีกขั้นที่หนึ่ง ที่ 28.59 บาทต่อลิตร ในระยะเวลา 3 เดือน และจากนั้นอาจจะมีเพดานราคาขายปลีกที่ 29.99 บาทต่อลิตร อีกหนึ่งครั้ง ซึ่งตัวเลขเหล่านี้สามารถปรับเปลี่ยนได้ แต่หลักการคือมีเพดานราคาขายปลีกโดยอาจจะมี 1 ขั้น หรือ 2 ขั้น แล้วแต่การพิจารณา ของ กบง.
3. หากราคาน้ำมันดิบดูไบสูงเกินค่าใดค่าหนึ่ง อาจจะต้องใช้ภาษีสรรพสามิตมาช่วย ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ประมาณการว่ากองทุนน้ำมันฯ จะสามารถช่วยเหลือได้จนราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกสูงถึง 80 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล โดยจะยกตัวอย่าง 2 กรณี ดังนี้ กรณีที่ 1 กำหนดราคาฐานไว้ที่ 65 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และกำหนดเพดานราคาขายปลีกไว้ที่ 29.99 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าช่วยที่ระดับราคาน้ำมันดิบดูไบอยูที่ 65 – 72 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล โดยกองทุนน้ำมันฯ ช่วยตั้งแต่ 0.01 – 0.71 บาทต่อลิตร ซึ่งทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันอยู่ในช่วง 28.59 - 29.29 บาทต่อลิตร ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีภาระที่ 648 ล้านบาทต่อเดือน และหากราคาน้ำมันดิบดูไบปรับขึ้นเป็น 72 – 79 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเข้าไปช่วยตามหลักการ Half – Half โดยจะชนเพดานที่ 79 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยที่ประมาณ 1.4 บาทต่อลิตร ซึ่งจะทำให้มีรายจ่ายที่ประมาณ 2 พันล้านบาทต่อเดือน และหากน้ำมันดิบเพิ่มขึ้นไปถึง 79 เหรียญฯสหรัฐต่อบาร์เรล หรือมากกว่า กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยที่ประมาณ 2 บาทต่อลิตร ซึ่งจะทำให้มีรายจ่ายอยู่ที่ประมาณ 3,600 บาทต่อเดือน สำหรับกรณีน้ำมันดีเซล และส่วนที่เหลือภาษีสรรพสามิตจะต้องลดลง ซึ่งปัจจุบันอัตราภาษีสรรพสามิตอยู่ที่ 5.85 บาทต่อลิตร จากฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในปัจจุบันจะช่วยได้ประมาณ 8-9 เดือน ตามตัวอย่างที่กล่าวแล้วเป็นกรณีน้ำมันดีเซล โดยหลักการนี้จะใช้ทั้งน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซล กรณีการช่วยน้ำมันเบนซินด้วย รายจ่ายทั้งหมดจะอยู่ที่ประมาณ 5 พันล้านบาทต่อเดือน กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยได้ประมาณ 6 เดือน และกรณีที่ 2 ราคาฐานไว้ที่ 55 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และกำหนดเพดานราคาขายปลีกไว้ที่ 26.99 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯ เริ่มเข้าช่วยที่ระดับราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 55 – 59 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยที่ประมาณ 0.40 บาทต่อลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันอยู่ในช่วง 26.59 - 26.99 บาทต่อลิตร และในหลักการเดียวกันหากราคาน้ำมันดิบดูไบขยับขึ้น กองทุนน้ำมันฯ จะเข้าช่วยครึ่งหนึ่งจนถึงเพดาน และหากราคาน้ำมันดิบดูไบสูงกว่า 70 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเข้าช่วยที่ประมาณ 3 บาทต่อลิตร ซึ่งจะทำให้ภาระกองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ประมาณ 5,400 ล้านบาทต่อเดือนสำหรับกรณีน้ำมันดีเซล และส่วนที่เหลือภาษีสรรพสามิตจะต้องลดลง และหากรวมน้ำมันเบนซินด้วยซึ่งจะมีค่าใช้จ่ายอยู่ที่ประมาณ 2,500 ล้านบาทต่อเดือน ทำให้มีค่าใช้จ่ายรวมทั้งหมดประมาณ 8,000 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานจัดทำข้อเสนอการใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมันและให้นำเสนอในการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานครั้งต่อไป
กบง. ครั้งที่ 37 - วันจันทร์ที่ 3 เมษายน 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 4/2560 (ครั้งที่ 37)
เมื่อวันจันทร์ที่ 3 เมษายน 2560 เวลา 14.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
4. การใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมัน
5. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนเมษายน 2560
8. รายงานสรุปงานหยุดจ่ายก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก ระหว่างวันที่ 25 มีนาคม - 2 เมษายน 2560
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในเดือนมีนาคม 2560 มีการปรับตัวลดลง เนื่องจากปริมาณสำรองน้ำมันดิบของประเทศสหรัฐฯ อยู่ในปริมาณที่สูง ทั้งนี้ ยังมีปัจจัยที่ส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบเริ่มปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น ได้แก่ เหตุความไม่สงบในประเทศลิเบียซึ่งขัดขวางการขนส่งน้ำมันทางท่อ และกลุ่มโอเปคอาจจะขยายระยะเวลาการลดปริมาณการผลิตน้ำมันดิบออกไปอีก 6 เดือน รวมทั้งโรงกลั่นในประเทศสหรัฐฯ เริ่มเข้าสู่ช่วงการปิดซ่อมบำรุง โดยคาดการณ์ว่าในช่วงครึ่งหลังของปี 2560 ราคาน้ำมันดิบจะเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 54 – 55 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ส่วนราคาน้ำมันสำเร็จรูปยังทรงตัวตามราคาน้ำมันดิบ แต่ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาน้ำมันสำเร็จรูปปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากเริ่มเข้าสู่ช่วงฤดูการท่องเที่ยวของประเทศสหรัฐฯ (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนเมษายน 2560 ราคา CP (Contract Price) อยู่ที่ 460 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อนหน้า จำนวน 80 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากราคาก๊าซบิวเทน (C4) ปรับลดลง 110 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และหลายประเทศเริ่มหมดช่วงฤดูหนาว โดยคาดการณ์ว่าในเดือนพฤษภาคม 2560 ราคาก๊าซ LPG จะทรงตัวอยู่ที่ประมาณ 400 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) ราคาถ่านหิน มีแนวโนมปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากประเทศออสเตรเลียลดปริมาณการส่งออกชั่วคราวเพราะประสบปัญหาภัยธรรมชาติ และ (4) ราคาก๊าซ LNG ในเดือนมีนาคม 2560 มีการปรับตัวลดลง โดยราคาเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 5 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เนื่องจากประเทศสหรัฐอเมริกา ออสเตรเลีย อังกฤษ และมาเลเซีย เริ่มดำเนินโครงการผลิตก๊าซ LNG ทำให้ปริมาณก๊าซ LNG ในตลาดโลกเพิ่มขึ้น สำหรับราคาก๊าซ LNG ในเดือนเมษายน 2560 คาดการณ์ว่าจะอยู่ในช่วง 5 – 6 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2560 นายกรัฐมนตรีได้มีข้อสั่งการให้กระทรวงพลังงาน (พน.) เป็นหน่วยงานหลักร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น กระทรวงมหาดไทย กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (ทส.) สร้างการรับรู้ความเข้าใจแก่สาธารณชนเกี่ยวกับเรื่องพลังงานในภาพรวมของประเทศ สถานการณ์พลังงานโลก และการบริหารจัดการพลังงานของต่างประเทศ โดยอาจพิจารณาจัดเวทีรับฟังความคิดเห็นจากทุกภาคส่วนทั้งภาครัฐ เอกชน ท้องถิ่น และกลุ่มองค์กรไม่แสวงหากำไร (NGO) ในพื้นที่ที่เหมาะสมหรือในแต่ละกลุ่มจังหวัด เพื่อให้สามารถร่วมกันพิจารณากำหนดแนวทางการบริหารจัดการพลังงานที่มีความสอดคล้องกับความต้องการของพื้นที่ พร้อมกับสร้างความมั่นคงด้านพลังงานต่อไป และต่อมา รองนายกรัฐมนตรี (พลเอก ประวิตร วงษ์สุวรรณ) สั่งการให้ดำเนินการสร้างความรู้ ความเข้าใจ และรับทราบความคิดเห็นเกี่ยวกับสถานการณ์พลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ให้แล้วเสร็จภายใน 1 เดือน โดยจะนำความคิดเห็นของประชาชนรายงานต่อหัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติต่อไป ซึ่งต่อมาคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) ได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการการสร้างความรู้ ความเข้าใจ และรับทราบความคิดเห็นเกี่ยวกับสถานการณ์พลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ (คณะกรรมการฯ) เพื่อดำเนินการสร้างความรู้ ความเข้าใจ และรับทราบความคิดเห็นเกี่ยวกับสถานการณ์พลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ โดยมีผู้บัญชาการทหารบก/เลขาธิการคณะรักษาความสงบแห่งชาติ เป็นประธานกรรมการ มีหน่วยงานด้านความมั่นคง และหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง เป็นกรรมการ และมี พล.ท.ณัฐพล นาคพาณิชย์ รองเสนาธิการทหารบก/หัวหน้า ส่วนอำนวยการ สำนักเลขาธิการคณะรักษาความสงบแห่งชาติเป็นกรรมการและเลขานุการ
2. เมื่อวันที่ 27 มีนาคม 2560 คณะกรรมการฯ และกองทัพภาคที่ 4 ได้จัดกิจกรรมสร้างความรู้ ความเข้าใจ และรับทราบความคิดเห็นเกี่ยวกับสถานการณ์พลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ ซึ่งมีผู้บัญชาการทหารบก (พล.อ.เฉลิมชัย สิทธิสารท) เป็นประธานจัดงาน โดยกิจกรรมได้จัดขึ้นพร้อมกัน 3 เวที ครอบคลุมพื้นที่ 14 จังหวัดภาคใต้ โดยมีผู้เข้าร่วมงานจากภาคส่วนต่างๆ อาทิ ฝ่ายปกครอง ผู้ว่าราชการจังหวัด กำนัน ผู้ใหญ่บ้าน ตลอดจนผู้แทนประชาชนในสาขาอาชีพต่างๆ และภาคประชาสังคม รวมทั้งสิ้น 3,485 คน โดยสรุปสาระสำคัญกิจกรรม ดังนี้ ช่วงเช้าเป็นการสร้างการรับรู้ สร้างความเข้าใจเกี่ยวกับสถานการณ์ไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ โดยผู้แทนจาก พน. นำเสนอสถานการณ์การใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ ผู้แทนจาก กฟผ. นำเสนอทางเลือกที่เหมาะสม/เป็นไปได้/ยอมรับได้ และผู้แทนจาก ทส. นำเสนอข้อพิจารณาผลกระทบต่อทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ช่วงบ่ายเป็นการรับทราบความคิดเห็น โดยมีการสรุปประเด็นในช่วงเช้าก่อน แล้วจึงให้ตัวแทนภาคประชาสังคมจากจังหวัดต่างๆ นำเสนอข้อคิดเห็น สำหรับรายละเอียดของสถานที่และจำนวนผู้เข้าร่วม สรุปได้ดังนี้ เวทีที่ 1 จังหวัดสุราษฎร์ธานี จัดที่โรงแรมไดมอนด์พลาซ่า จังหวัดสุราษฎร์ธานี ครอบคลุมพื้นที่ 4 จังหวัด ได้แก่ จังหวัดชุมพร ระนอง สุราษฎร์ธานี และนครศรีธรรมราช มีผู้เข้าร่วมกิจกรรมทั้งสิ้น จำนวน 1,167 คน เป็นผู้เข้าร่วมภาคประชาชน จำนวน 973 คน โดยมีผู้แทนภาคประชาชนร่วมแสดงความคิดเห็น 15 คน เวทีที่ 2 จังหวัดกระบี่ จัดที่โรงแรมเมอริไทม์ ครอบคลุมพื้นที่ 4 จังหวัด ได้แก่ จังหวัดพังงา ภูเก็ต กระบี่ และตรัง มีผู้เข้าร่วมกิจกรรมทั้งสิ้น จำนวน 1,182 คน เป็นผู้เข้าร่วมภาคประชาชน จำนวน 899 คน โดยมีผู้แทนภาคประชาชนร่วมแสดงความคิดเห็น 25 คน และเวทีที่ 3 จังหวัดสงขลา จัดที่ศูนย์ประชุมนานาชาติฉลองสิริราชสมบัติครบ 60 ปี มหาวิทยาลัยสงขลานครินทร์ จังหวัดสงขลา ครอบคลุมพื้นที่ 6 จังหวัด คือ จังหวัดพัทลุง สตูล สงขลา ปัตตานี ยะลา และนราธิวาส มีผู้เข้าร่วมกิจกรรมทั้งสิ้น จำนวน 1,136 คน เป็นผู้เข้าร่วมภาคประชาชน จำนวน 1,020 คน โดยมีผู้แทนภาคประชาชนร่วมแสดงความคิดเห็น 24 คน สรุปภาพรวมการจัดงาน บรรยากาศในแต่ละเวทีเป็นไปด้วยความเรียบร้อย ไม่มีเหตุการณ์ความรุนแรง การแสดงสัญลักษณ์ การคัดค้านการจัดงาน หรือการก่อความไม่สงบแต่อย่างใด อย่างไรก็ตาม เวทีจังหวัดสงขลากลุ่มผู้คัดค้าน โครงการต่างๆ ในภาคใต้มีการรวมตัวกัน ไม่เข้าร่วมรับฟังการสัมมนาในครั้งนี้ สำหรับการแสดงความคิดเห็นจากตัวแทนภาคประชาสังคมต่างๆ พบว่า ส่วนใหญ่มีความเห็นตรงกันว่าภาคใต้จำเป็นต้องมีโรงไฟฟ้าเพื่อมารองรับความต้องการที่เพิ่มสูงขึ้น แต่สำหรับกรณีที่มีแผนก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหินในพื้นที่ภาคใต้ยังมีทั้งส่วนที่เห็นด้วยและ ไม่เห็นด้วย โดยฝ่ายที่เห็นด้วยมีความเห็นว่าโรงไฟฟ้าจะช่วยทำให้คุณภาพชีวิตของคนในพื้นที่ดีขึ้น ส่วนฝ่ายที่ไม่เห็นด้วยมีความเห็นว่าโครงการจะส่งผลกระทบต่อการท่องเที่ยวของจังหวัดและส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม รวมทั้งประชาชนในพื้นที่ยังไม่ได้มีส่วนร่วมในกระบวนการรับฟังความคิดเห็นเท่าที่ควร นอกจากนี้ ยังต้องการให้ภาครัฐส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มากขึ้น เนื่องจากเห็นว่าภาคใต้มีศักยภาพในการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงดังกล่าวสูง ทั้งนี้ คสช. จะสรุปผลการจัดกิจกรรม เสนอนายกรัฐมนตรี ภายในวันที่ 31 มีนาคม 2560 และจัดทำรายงานผลการดำเนินงานฉบับสมบูรณ์ รวมทั้งจัดทำข้อเสนอแนะเพื่อเป็นข้อมูลประกอบการพิจารณาแก่รัฐบาลภายในวันที่ 28 เมษายน 2560
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. การดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 และตามการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผน Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 โดยกำหนดการดำเนินงานใน 4 ด้าน ดังนี้ (1) ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG (2) รักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศให้ยาวนานขึ้น (3) การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ และ (4) มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขันทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access; TPA)
2. ความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผน Gas Plan 2015 ไตรมาสที่ 1 ปี 2560 สรุปได้ดังนี้ การลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ พบว่าอัตราการใช้ก๊าซฯ เฉลี่ย 2 เดือนแรกของปี 2560 อยู่ที่ระดับ 4,618 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ในแผนร้อยละ 8 สำหรับสัดส่วนการใช้ก๊าซฯ ในภาคการผลิตไฟฟ้าเทียบกับเชื้อเพลิงอื่นในเดือนมกราคม 2560 อยู่ที่ร้อยละ 63 สำหรับการรักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) การบริหารจัดการแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุ ในปี 2565 – 2566 ซึ่งสภานิติบัญญัติแห่งชาติ (สนช.) ได้มีมติเห็นชอบร่าง พ.ร.บ. ปิโตรเลียมและ พ.ร.บ. ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม แล้วเมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2560 และ ชธ. อยู่ระหว่างดำเนินการยกร่างกฎหมายลำดับรอง ประกอบด้วย กฎกระทรวง 5 ฉบับ และประกาศคณะกรรมการปิโตรเลียม 1 ฉบับ รวมทั้งอยู่ระหว่างการเตรียมการในส่วนของข้อมูลที่ต้องใช้ในการเปิดประมูล การกำหนดเงื่อนไขและเกณฑ์การคัดเลือก รวมถึงการพิจารณาประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง (2) การเปิดให้ยื่นขอสิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ ซึ่ง ชธ. อยู่ระหว่างยกร่างกฎหมายลำดับรองที่จำเป็น ในเบื้องต้นคาดว่าจะเปิดให้ยื่นภายหลังจากการดำเนินการเกี่ยวกับแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุในปี 2565 – 2566 เสร็จสิ้นแล้ว (3) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากอ่าวไทยให้มีประสิทธิภาพ ลดก๊าซฯ จากอ่าวไทยที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ เพื่อใช้ให้เกิดประโยชน์สูงสุด ทั้งนี้ อัตราก๊าซฯ ที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ ในเดือนมกราคม – กุมภาพันธ์ 2560 อยู่ที่ระดับ 387 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยเฉลี่ย ต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ และต่ำกว่าค่าเฉลี่ยในช่วงเดียวกันของปีก่อน ในส่วนของการหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG อย่างมีประสิทธิภาพ โดย ชธ. ได้ดำเนินโครงการศึกษานโยบายด้านราคาและองค์ประกอบของ LNG ที่เหมาะสมกับประเทศไทย ซึ่งมีการศึกษาสัดส่วนที่เหมาะสมของ LNG และองค์ประกอบ/คุณภาพก๊าซฯ สำหรับประเทศไทย คาดว่าจะแล้วเสร็จภายในเดือนพฤษภาคม 2560 และมิถุนายน 2560 ตามลำดับ และสามารถนำเสนอผลการศึกษาต่อผู้บริหารได้ประมาณเดือนกรกฎาคม – สิงหาคม 2560 นอกจากนั้น สำหรับโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน ประกอบด้วย (1) โครงการที่ กพช. เห็นชอบแล้ว เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 และวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้แก่ การขยายกำลังผลิตของ LNG Terminal ที่มีอยู่เดิมของ ปตท. เพิ่ม 1.5 ล้านตันต่อปี การก่อสร้าง LNG Terminal แห่งใหม่ ของ ปตท. ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี ให้เสร็จสิ้นภายในปี 2565 และการก่อสร้างและติดตั้ง FSRU ในอ่าวไทยตอนบนของ กฟผ. ขนาด 5 ล้านตันต่อปี ภายในปี 2567 สำหรับโรงไฟฟ้าพระนครเหนือและพระนครใต้ (2) โครงการที่อยู่ระหว่างศึกษา และต้องรายงาน กพช. ภายในพฤษภาคม 2560 ได้แก่ โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ (ที่อำเภอจะนะหรือบริเวณอื่น) โดยกำหนดที่จะเข้าระบบภายในปี 2571 และโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดเข้าระบบภายในปี 2570
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 การใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมัน
สรุปสาระสำคัญ
1. เนื่องจากช่วงเดือนมกราคม - มีนาคม 2560 ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ประมาณ 51 - 55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จากการคาดการณ์ของบริษัทน้ำมันระบุว่าปี 2560 ราคาน้ำมันเฉลี่ยจะอยู่ที่ประมาณ 55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ประกอบกับกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในส่วนของน้ำมันสำเร็จรูป มีฐานะอยู่ประมาณ 3.4 หมื่นล้านบาท ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้กำหนดหลักการใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการบริหารจัดการราคาน้ำมัน เพื่อรองรับสถานการณ์ในอนาคตกรณีราคาน้ำมันมีความผันผวนทั้งจากปัจจัยภายในและภายนอกประเทศ ดังนี้ (1) กองทุนน้ำมันฯ ช่วยครึ่งหนึ่งและราคาขายปลีกรับภาระฝ่ายละกึ่งหนึ่ง (Half – Half Concept) โดย เมื่อราคาน้ำมันดิบดูไบปรับตัวสูงขึ้นจนกระทั่งแตะราคาเริ่มต้น (Trigger Point) ที่ 55, 60 หรือ 65 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าไปบริหารจัดการ ดังนี้ ครั้งที่ 1 ราคาขายปลีกเริ่มปรับขึ้นที่ 0.40 – 0.60 บาทต่อลิตร เพื่อให้กลไกตลาดเสรีทำงาน ครั้งที่ 2 ถ้าราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับเพิ่มขึ้น กองทุนน้ำมันฯ จะเข้าไปช่วยที่ 0.40 – 0.60 บาทต่อลิตร และครั้งที่ 3 กรณีราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง ราคาขายปลีกจะขยับขึ้นและกองทุนน้ำมันฯ จะเข้าช่วยสลับกันเช่นนี้ไปเรื่อยๆ (2) กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยเหลือน้ำมันดีเซลและน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 สูงสุดที่ไม่เกิน 3 บาทต่อลิตร ขณะที่น้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอลชนิดอื่น ให้กองทุนน้ำมันฯ รักษาระดับราคาขายปลีกเพื่อส่งเสริมการใช้เอทานอล (3) กำหนดเพดานราคาขายปลีกน้ำมัน โดยกำหนดเพดานราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลที่ 29.99 บาทต่อลิตร เนื่องจากหากราคาขายปลีกสูงกว่านี้อาจส่งผลกระทบต่อภาคขนส่ง รถโดยสารสาธารณะ ภาคอุตสาหกรรม และประชาชน หากราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงมีแนวโน้มสูงขึ้นเรื่อยๆ จะต้องมีการปรับเพดานราคาทุกๆ 3 เดือน สำหรับน้ำมันกลุ่มแก๊สโซฮอลไม่ต้องกำหนดเพดานราคาขายปลีก เนื่องจากไม่ส่งผลกระทบต่อผู้บริโภคในภาคดังกล่าวข้างต้น (4) กรอบวงเงินการช่วยเหลือตามร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... กำหนดให้กองทุนน้ำมันฯ มีเงินกองทุนได้ไม่เกิน 40,000 ล้านบาท และกู้เงินได้ไม่เกิน 20,000 ล้านบาท ซึ่งจำนวนเงินดังกล่าวมีไว้สำหรับแก้ไขวิกฤตราคาน้ำมันเชื้อเพลิง รักษาเสถียรภาพราคา ส่งเสริมพลังงานทดแทน และช่วยเหลือประชาชนผู้มีรายได้น้อยที่ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาพลังงาน ดังนั้น การใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาจึงควรกำหนดกรอบวงเงินไว้ไม่เกิน 15,000 ล้านบาท แบ่งเป็น กรอบวงเงินการช่วยเหลือกลุ่มน้ำมันดีเซลที่ 10,000 ล้านบาท และกรอบวงเงินการช่วยเหลือกลุ่มน้ำมันแก๊สโซฮอลที่ 5,000 ล้านบาท (5) การปรับอัตราภาษีสรรพสามิต จะใช้การลดภาษีสรรพสามิตมาช่วย เมื่อกองทุนน้ำมันฯ ช่วยเหลือจนถึง 3 บาทต่อลิตร หรือระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลแตะ 29.99 บาทต่อลิตร หรือช่วยเหลือจนเต็มกรอบวงเงิน และ (6) การถอนกองทุนน้ำมันฯ (Exit Strategy) กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มทยอยลดการช่วยเหลือ ในกรณีที่ 1 หากราคาน้ำมันดิบดูไบทรงตัวอยู่ในระดับสูงหรือปรับเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยกองทุนน้ำมันฯ ช่วยเหลือจนถึง 3 บาทต่อลิตร หรือเต็มกรอบวงเงิน และลดอัตราภาษีสรรพสามิตแล้ว จะปรับราคาขายปลีกพร้อมๆ กับปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ จนกระทั่งการช่วยเหลือเป็นศูนย์ โดยจะต้องมีวงเงินช่วยเหลือประมาณ 15,000 ล้านบาท เพื่อให้การถอนกองทุนน้ำมันฯ ทำอย่างค่อยเป็นค่อยไป และกรณีที่ 2 หากราคาน้ำมันดิบดูไบเริ่มปรับตัวลดลง ราคาขายปลีกจะขยับลงก่อนตามกลไกตลาด จากนั้นกองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มถอนการช่วยเหลือ โดยหากราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับลดลงอย่างต่อเนื่อง ราคาขายปลีกจะขยับลงก่อนและกองทุนน้ำมันฯ จะถอนการช่วยเหลือเช่นนี้สลับกันไปเรื่อยๆ จนกระทั่งการช่วยเหลือเป็นศูนย์
2. หากราคาน้ำมันดิบดูไบแตะ Trigger Point ที่ 55, 60, 65 หรือ 70 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าช่วยเหลือ ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีภาระ ดังนี้ (1) หากราคาน้ำมันดิบดูไบแตะ Trigger Point ที่ 55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าช่วยเหลือโดยรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 1,332 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 857 ล้านบาทต่อเดือน และหากกำหนดเพดานการช่วยเหลือไว้ที่ 2.99 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ จะรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 5,382 ล้านบาทต่อเดือน และ ในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 2,512 ล้านบาทต่อเดือน (2) หากราคาน้ำมันดิบดูไบแตะ Trigger Point ที่ 60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าช่วยเหลือโดยรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 1,332 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 832 ล้านบาทต่อเดือน และหากกำหนดเพดานการช่วยเหลือไว้ที่ 2.99 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ จะรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 5,382 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 2,512 ล้านบาทต่อเดือน (3) หากราคาน้ำมันดิบดูไบแตะ Trigger Point ที่ 65 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าช่วยเหลือโดยรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 882 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 857 ล้านบาทต่อเดือน และหากกำหนดเพดานการช่วยเหลือไว้ที่ 2.99 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ จะรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 5,382 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 2,512 ล้านบาทต่อเดือน และ (4) หากราคาน้ำมันดิบดูไบแตะ Trigger Point ที่ 70 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าช่วยเหลือโดยรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 1,152 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 773 ล้านบาทต่อเดือน และหากกำหนดเพดานการช่วยเหลือไว้ที่ 2.99 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ จะรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 5,382 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 2,512 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานจัดทำข้อเสนอการใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมันกรณีราคาน้ำมันตลาดโลกในช่วงขาลง และให้นำเสนอในการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานครั้งต่อไป
เรื่องที่ 5 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนเมษายน 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควตาการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPGณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ในส่วนของการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน คือ ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม ส่วนที่ 2 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ โดยให้ ราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง +ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ทั้งนี้ เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ และ (2) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนผลิตและจัดหา โดยยกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศ โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนเมษายน 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ เดือนกุมภาพันธ์-เมษายน 2560 เพิ่มขึ้นจากเดือนพฤศจิกายน 2559 – มกราคม 2560 ที่ 0.1177 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.2638 บาทต่อกิโลกรัมเป็น 13.3815 บาทต่อกิโลกรัม (2) โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก ต้นทุนอ้างอิงราคาตลาดโลกที่สูตรราคา CP โดยต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในเดือนเมษายน 2560 เท่ากับ 460 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) การนำเข้า ต้นทุนเดือนเมษายน 2560 อยู่ที่ 503.7363 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (17.6648 บาทต่อกิโลกรัม) และ (4) บริษัท ปตท.สผ. สยาม จำกัด ต้นทุนเดือนกุมภาพันธ์ – เมษายน 2560 เพิ่มขึ้น 0.20 บาทต่อกิโลกรัม จาก 15.00 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.20 บาทต่อกิโลกรัม โดยสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนเมษายน 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 460 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมีนาคม 2560 อยู่ที่ 35.0676 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของ ก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับลดลง 2.9139 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 20.5787 บาทต่อกิโลกรัม (584.7996 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 17.6648 บาทต่อกิโลกรัม (503.7363 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และราคา ณ โรงกลั่น ของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคปิโตรเคมีที่อ้างอิงราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average) ปรับลดลง 0.9247 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 15.4289 บาทต่อกิโลกรัม (438.4531 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 14.5042 บาทต่อกิโลกรัม (413.6065 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
3. เพื่อเป็นการลดภาระการชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ และเตรียมการในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในอนาคต ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 2 เมษายน 2560 มีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของก๊าซ LPG อยู่ที่ 6,514 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.96 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับลดการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ ลง 2.9139 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 6.6336 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 3.7197 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมัน#1) มีรายรับจำนวน 1,165 ล้านบาทต่อเดือน และมีรายจ่ายเพื่อทำการรักษาระดับราคาขายปลีก ก๊าซ LPG (กองทุน#2) จำนวน 1,286 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น กองทุนน้ำมันฯ (#1 และ #2) มีรายจ่ายสุทธิ 121 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งเป็นภาระที่ลดลงจากเดือนมีนาคม 2560 จำนวน 322 ล้านบาท
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้รายงานความก้าวหน้าการกำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility และ TPA คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา โดยมีรายละเอียดดังนี้ เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบเพิ่มขีดความสามารถการนำเข้า การจ่ายและระบบขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อรองรับปริมาณการใช้ก๊าซ LPG ที่เพิ่มสูงขึ้น ต่อมาเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 ครม. มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility และมอบหมายให้ กบง. พิจารณากำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility รวมทั้งวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุน ต่อมา วันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทาง การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG และเห็นชอบมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการจัดทำระเบียบการใช้คลังจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ซึ่งการลงทุน LPG ให้แก่บุคคลที่สามใช้ได้ (Third Party Access: TPA) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนเมษายน 2560 ซึ่งการลงทุนสร้าง LPG Facility เป็นส่วนหนึ่งของโครงการดังกล่าวด้วย วันที่ 29 มีนาคม 2560 ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีการประชุมร่วมกับ ธพ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) โดยมีพลเอกสุรศักดิ์ ศรีศักดิ์ กรรมการผู้ช่วยรัฐมนตรีประจำกระทรวงพลังงานเป็นประธานการประชุม ซึ่งที่ประชุมมีความเห็นว่า เนื่องจากปัจจุบันระบบการค้าก๊าซ LPG เป็นระบบการค้าแบบเสรี ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เป็นต้นมา และการลงทุนสร้าง LPG Facility เป็นส่วนหนึ่งของโครงการ TPA การพิจารณาผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility รวมทั้งวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหนดเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 ควรต้องเปลี่ยนแปลงให้สอดคล้องกับนโยบายการเปิดเสรีธุรกิจดังกล่าว ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอรับไปศึกษาหลักเกณฑ์การพิจารณาผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility ให้สอดคล้องกับนโยบายการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เพื่อเสนอให้ กบง. พิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือนเมษายน 2560 ดังนี้
(1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 13.3815 บาท ต่อกิโลกรัม
(2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 16.1311 บาทต่อกิโลกรัม
(3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 17.6648 บาทต่อกิโลกรัม
(4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.2000 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร กิโลกรัมละ 3.7197 บาท
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 10 พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 4 เมษายน 2560 เป็นต้นไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 เห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร โดยให้ปรับเปลี่ยนการดำเนินงานจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้งในพื้นที่ชุมชนเป็นโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รับไปกำหนดหลักเกณฑ์ ระเบียบการคัดเลือกโครงการ และพิจารณารับซื้อไฟฟ้าโดยคำนึงถึงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์และความสามารถรองรับของระบบสายส่ง ต่อมาสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ออกประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 โดยลงประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2558 ซึ่งแบ่งเป้าหมายการรับซื้อเป็นหน่วยงานราชการ ไม่เกิน 400 เมกะวัตต์ และสหกรณ์ภาคการเกษตร ไม่เกิน 400 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ในระยะที่ 1 กำหนดเป้าหมายรับซื้อ 600 เมกะวัตต์
2. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ได้เห็นชอบให้ขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) ของโครงการฯ จากเดิมภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 เห็นชอบให้เลื่อน SCOD ของโครงการฯ โดยให้มีการทยอยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ เป็นระยะๆ โดยมีกำหนด SCOD ครั้งแรกภายในวันที่ 30 กันยายน 2559 สำหรับพื้นที่ที่มีความพร้อมด้านระบบส่งไฟฟ้า และไม่เกินภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 สำหรับพื้นที่ที่เหลือ โดยให้มีการปรับปรุงการกำหนดเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามกลุ่มเป้าหมายให้ชัดเจน เช่น 400 เมกะวัตต์ สำหรับกลุ่มสหกรณ์ภาคการเกษตร และอีก 400 เมกะวัตต์ สำหรับหน่วยงานราชการ หรือกลุ่มละประมาณกึ่งหนึ่งของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าโดยรวมของโครงการ รวมทั้ง กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 เห็นชอบให้เลื่อน SCOD ของโครงการฯ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในระยะที่ 1 ออกไปอีก 3 เดือน เป็นภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือ (ระยะที่ 2) ยังคงเป็นไปตามกำหนดระยะเวลาเดิม คือ ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561
3. สรุปสถานะของโครงการฯ ณ วันที่ 30 ธันวาคม 2559 มีผู้เข้าร่วมโครงการทั้งหมด 67 ราย ปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้า จำนวน 281.32 เมกะวัตต์ โดยแบ่งออกเป็น 5 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่มที่ 1 ได้รับใบอนุญาตครบและ COD ตามกำหนด มีจำนวน 52 ราย รวม 217.87 เมกะวัตต์ กลุ่มที่ 2 กกพ. ได้มีมติให้ขยาย SCOD ตามเงื่อนไขสัญญา จำนวน 3 ราย รวม 15 เมกะวัตต์ กลุ่มที่ 3 อยู่ระหว่างก่อสร้างและขอรับใบอนุญาต จำนวน 8 ราย รวม 33.95 เมกะวัตต์ โดยมีความก้าวหน้าในการพัฒนาโครงการมากกว่าร้อยละ 80 และพร้อมจ่ายไฟฟ้า อย่างไรก็ตาม มีอุปสรรคบางประการที่ทำให้ไม่สามารถเริ่ม COD ได้ทันภายในสิ้นปี 2559 กลุ่มที่ 4 ติดปัญหาที่ตั้งโครงการ ไม่สามารถออกใบอนุญาตได้ จำนวน 3 ราย รวม 9.50 เมกะวัตต์ โดยที่ตั้งโครงการติดปัญหา เช่น พื้นที่ชุ่มน้ำ พื้นที่ป่าสงวน และติดผังเมือง ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือแจ้งผลการพิจารณาไม่เห็นชอบการออกใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงานไปแล้ว และกลุ่มที่ 5 ปฏิเสธการตอบรับซื้อ จำนวน 1 ราย 5 เมกะวัตต์ เนื่องจากสหกรณ์การเช่าซื้อที่ดินลำลูกกา (บมจ. ไทย แอพพลายแอนซ์ อินดัสตรี้) เปลี่ยนแปลงโฉนดที่ดินไม่ตรงกับคำขอขายไฟฟ้า
4. กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2560 ได้มีมติให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายแจ้งบอกเลิกสัญญากับผู้ผลิตไฟฟ้าที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ โดยเป็นกลุ่มที่ 3 จำนวน 8 ราย และกลุ่มที่ 4 จำนวน 3 ราย ซึ่งต่อมาในเดือนมีนาคม 2560 กลุ่มที่ 3 ได้ยื่นอุทธรณ์ยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้ามายังสำนักงาน กกพ. สำหรับกลุ่มที่ 4 ได้ยื่นอุทธรณ์คำสั่งไม่ออกใบอนุญาต 2 ราย และยื่นฟ้องศาลปกครอง 1 ราย ดังนั้น เพื่อบรรเทาผลกระทบแก่ผู้ประกอบกิจการที่ได้ลงทุนติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้า และสหกรณ์ซึ่งเป็นคู่สัญญา ตลอดจนการดำเนินตามนโยบายรัฐบาลในการส่งเสริมรายได้ให้แก่เกษตรกร สำนักงาน กกพ. จึงเสนอแนวทางแก้ไขปัญหาสำหรับโครงการที่ไม่สามารถ SCOD และยังไม่ได้รับการพิจารณาขยาย SCOD จำนวน 11 ราย ซึ่งได้มีการยื่นคำขออุทธรณ์ไว้แล้วภายในกำหนด และการพิจารณาเห็นชอบตามคุณสมบัติเป็นไปตามประกาศและหลักเกณฑ์ โดยกลุ่มที่ 3 อยู่ระหว่างก่อสร้างและขอรับใบอนุญาต จำนวน 8 ราย ขยายวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) จากเดิมวันที่ 30 ธันวาคม 2559 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2560 โดยกำหนดเงื่อนไขว่าต้องมีความพร้อมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (ก่อสร้างมากกว่าร้อยละ 80 และไม่ขัดข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้อง) ได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT เดิมที่ 5.66 บาทต่อหน่วย และระยะเวลาขายไฟฟ้าลดลง ทั้งนี้อายุสัญญาสิ้นสุดวันที่ 30 ธันวาคม 2584 (25 ปี นับจากวันที่ 30 ธันวาคม 2559) เช่นเดียวกับโครงการอื่น และหากพ้นวันที่ 30 มิถุนายน 2560 ยังไม่สามารถ COD ได้ ให้ถือว่าสัญญาสิ้นสุด และกลุ่มที่ 4 ติดปัญหาข้อกฎหมาย ที่ปรากฏขึ้นภายหลัง ไม่สามารถออกใบอนุญาตได้ จำนวน 3 ราย ขยายวัน COD จากเดิมวันที่ 30 ธันวาคม 2559 เป็นภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2560 โดยกำหนดเงื่อนไขว่าต้อง COD ภายในระยะเวลา 6 เดือน นับจากได้รับแจ้งผลการพิจารณาอุทธรณ์ ได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT เดิมที่ 5.66 บาทต่อหน่วย และระยะเวลาขายไฟฟ้าลดลง ทั้งนี้ อายุสัญญาสิ้นสุดวันที่ 30 ธันวาคม 2584 (25 ปี นับจากวันที่ 30 ธันวาคม 2559) เช่นเดียวกับโครงการอื่น และหากไม่สามารถ COD ภายใน 6 เดือน นับจากได้รับแจ้งผลการพิจารณาอุทธรณ์ ให้ถือว่าสัญญาสิ้นสุด
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาการยื่นอุทธรณ์ของผู้ประกอบการ กลุ่มสหกรณ์ภาคการเกษตร จำนวน 11 ราย ภายใต้โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 1 ให้แล้วเสร็จ และนำมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. ในการประชุม เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 เห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตรขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ได้เห็นชอบให้ขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) ของโครงการฯ จากเดิมภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 เห็นชอบให้เลื่อน SCOD ของโครงการฯ โดยให้มีการทยอยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ เป็นระยะๆ โดยมีกำหนด SCOD ครั้งแรกภายในวันที่ 30 กันยายน 2559 สำหรับพื้นที่ที่มีความพร้อมด้านระบบส่งไฟฟ้า และไม่เกินภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 สำหรับพื้นที่ที่เหลือ โดยให้มีการปรับปรุงการกำหนดเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามกลุ่มเป้าหมายให้ชัดเจน เช่น 400 เมกะวัตต์ สำหรับกลุ่มสหกรณ์การเกษตร และอีก 400 เมกะวัตต์ สำหรับหน่วยงานราชการ หรือกลุ่มละประมาณกึ่งหนึ่งของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าโดยรวมของโครงการ รวมทั้ง กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 เห็นชอบให้เลื่อน SCOD ของโครงการฯ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในระยะที่ 1 ออกไปอีก 3 เดือน เป็นภายในวันที่30 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้ ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือ (ระยะที่ 2) ยังคงเป็นไปตามกำหนดระยะเวลาเดิม คือ ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561
2. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่ 4.12 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี และเห็นชอบ FiT Premium สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนใต้ (ตลอดอายุโครงการ) ที่อัตรา 0.50 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ ให้ใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้านี้สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตรรอบถัดไป และการประกาศรับซื้อไฟฟ้าครั้งต่อๆ ไปจนกว่า กพช. จะมีมติเห็นชอบอัตราใหม่
3. การดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 1 โดย กกพ. ได้ติดตามผลการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการฯ ระยะที่ 1 ซึ่งมีผู้ผ่านการคัดเลือกรวม 67 ราย (สหกรณ์การเกษตรทั้งหมด) กำลังผลิตติดตั้ง 281.32 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ เป้าหมายการรับซื้อที่ได้รับตามมติ กพช. จำนวน 800 เมกะวัตต์ เมื่อหักในส่วนของการรับซื้อระยะที่ 1 จึงมีเป้าหมายคงเหลือ 518.68 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นส่วนราชการ 400 เมกะวัตต์ สหกรณ์ภาคการเกษตร 118.68 เมกะวัตต์
4. การดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 2 โดย กกพ. ได้มอบหมายให้ สำนักงาน กกพ. หารือสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) ในประเด็นข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับแนวทางการดำเนินโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการ ซึ่ง สคก. ได้แจ้งความเห็น สรุปได้ว่า (1) กรณีส่วนราชการ ไม่มีกฎหมายให้อำนาจส่วนราชการในการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ย่อมไม่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ (2) กรณีมหาวิทยาลัยในกำกับรัฐ หากกฎหมายจัดตั้งมหาวิทยาลัยในกำกับรัฐไม่ได้กำหนดวัตถุประสงค์และอำนาจหน้าที่ในเรื่องดังกล่าวไว้อย่างชัดเจนแล้ว ย่อมไม่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ (3) กรณีองค์การที่รัฐจัดตั้งขึ้น หากกฎหมายจัดตั้งให้อำนาจองค์การในการประกอบกิจการอันมีลักษณะในทางการค้า องค์การนั้นย่อมสามารถเข้าร่วมโครงการนี้ได้ เช่น กรณีขององค์การสงเคราะห์ทหารผ่านศึก และ (4) กรณีองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) แม้ว่ากฎหมายจะกำหนดให้อำนาจ อปท. ในการดำเนินกิจการในลักษณะที่เป็นการพาณิชย์ได้ แต่การดำเนินกิจการเชิงพาณิชย์ต้องเป็นการดำเนินการประกอบกิจการค้าขายภายในท้องถิ่นอันเป็นไปเพื่อประโยชน์ของประชาชนในท้องถิ่นโดยตรงเท่านั้น อปท. จึงไม่มีอำนาจเข้าร่วมโครงการฯ ได้ นอกจากนี้ สำนักงาน กกพ. ได้ตรวจสอบ พ.ร.บ. มหาวิทยาลัย จำนวน 25 แห่ง ไม่พบว่ามีมหาวิทยาลัยในกำกับของรัฐที่มีวัตถุประสงค์ตามกฎหมายให้ประกอบกิจการในเชิงพาณิชย์โดยตรง จึงไม่สามารถดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าในโครงการฯ ดังนั้นจึงมีเพียงกรณีองค์การที่รัฐจัดตั้งขึ้น คือ องค์การสงเคราะห์ทหารผ่านศึก เท่านั้นที่สามารถเข้าร่วมโครงการได้ ต่อมา เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2560 กกพ. ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อแจ้งความเห็นของคณะกรรมการกฤษฎีกาเกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการว่า หน่วยงานของรัฐที่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้โดยไม่ขัดหรือแย้งกับบทบัญญัติแห่งกฎหมายอื่นที่เกี่ยวข้องมีจำกัด และไม่สามารถดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าในโครงการฯ ได้ครบถ้วนตามเป้าหมายที่ กพช. กำหนด
5. กกพ. ได้ประชุมหารือร่วมกับกระทรวงพลังงาน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2560 เพื่อกำหนดเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับสหกรณ์ภาคการเกษตร ในระยะที่ 2 จำนวน 119 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นส่วนที่เหลือจากระยะที่ 1 จำนวน 19 เมกะวัตต์ ในพื้นที่ประกาศเดิม (ภาคเหนือ ภาคตะวันออก ภาคตะวันตก และภาคกลาง) และระยะที่ 2 จำนวน 100 เมกะวัตต์ ในพื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือและภาคใต้ สำหรับส่วนราชการ จัดสรรเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ และต่อมา กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2560 ได้พิจารณาแนวทางการดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 2 และได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อทราบแนวทางการดำเนินโครงการฯ ดังนี้ (1) อยู่ระหว่างจัดทำระเบียบ ประกาศ และหลักเกณฑ์ที่เกี่ยวข้อง ซึ่งต้องผ่านกระบวนการรับฟังความคิดเห็น โดยคาดว่าจะประกาศลงราชกิจจานุเบกษาได้ภายในต้นเดือนเมษายน 2560 (2) รูปแบบการดำเนินโครงการฯ แบ่งเป็น 3 ขั้นตอน โดยขั้นตอนแรก หน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ยื่นคำขอสิทธิในการจับสลาก พร้อมแสดงพื้นที่ตั้งโครงการและจุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ขั้นตอนที่สอง จับสลากเพื่อจัดสรรจุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า โดยคาดว่าจะประกาศผลประมาณต้นเดือนพฤษภาคม 2560 และขั้นตอนที่สาม รับคำขอขายไฟฟ้าและพิจารณาเงื่อนไขคุณสมบัติของผู้ที่ผ่านการจับสลาก คาดว่าจะแล้วเสร็จประมาณต้นเดือนพฤศจิกายน 2560 (3) อยู่ระหว่างรวบรวมข้อมูลเพื่อกำหนดเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้าสำหรับหน่วยงานราชการที่เหมาะสม โดยไม่เกินเกณฑ์จัดสรร 100 เมกะวัตต์ (4) อัตรารับซื้อไฟฟ้า อยู่ที่ 4.12 บาทต่อหน่วย ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 และ (5) ขยายกำหนด SCOD จากเดิมวันที่ 30 มิถุนายน 2561 เป็นภายในวันที่ 28 ธันวาคม 2561 ทั้งนี้ ในการประชุมหารือข้อราชการกระทรวงพลังงาน ประจำเดือนมีนาคม 2560 เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2560 ที่ประชุมได้สรุปเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับหน่วยงานราชการ 100 เมกะวัตต์ และสหกรณ์ภาคการเกษตร 119 เมกะวัตต์ ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้ประสานแจ้งเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้าดังกล่าว ให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ใช้เป็นข้อมูลประกอบการจัดสรรการผลิตไฟฟ้าจากแหล่งพลังงานทดแทนเชิงพื้นที่ (RE Zoning) และประสานแจ้งให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายดำเนินการจัดทำศักยภาพระบบไฟฟ้า (Grid Capacity) เพื่อใช้เป็นเอกสารแนบท้ายประกาศจัดหาไฟฟ้าต่อไป
6. สำนักงาน กกพ. จึงได้เสนอ กบง. เพื่อขอความเห็นชอบเป้าหมายและพื้นที่รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ดังนี้ (1) สหกรณ์ภาคการเกษตร เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้า 119 เมกะวัตต์ โดยแบ่งสัดส่วนเชิงพื้นที่ เป็นภาคตะวันออกเฉียงเหนือและภาคใต้ 100 เมกะวัตต์ และพื้นที่ประกาศเดิม (ภาคเหนือ ภาคตะวันออก ภาคตะวันตก และภาคกลาง) 19 เมกะวัตต์ สำหรับส่วนราชการ (ที่มีคุณสมบัติเข้าร่วมโครงการได้) เป้าหมายการรับซื้อ 100 เมกะวัตต์ (2) การพัฒนาโครงการฯ จำเป็นต้องดำเนินการตามขั้นตอนทางกฎหมายให้แล้วเสร็จภายในเดือนพฤศจิกายน 2560 เพื่อดำเนินการลงนามสัญญาซื้อขายกับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายซึ่งใช้ระยะเวลา 120 วัน และดำเนินการก่อสร้างซึ่งใช้ระยะเวลาอีกประมาณ 9 เดือน จึงทำให้เจ้าของโครงการไม่สามารถพัฒนาโครงการและ COD ได้ทันกำหนด ดังนั้น จึงขอเลื่อน SCOD สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในระยะที่ 2 จากเดิมภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 เป็นภายในวันที่ 28 ธันวาคม 2561 ได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ที่ 4.12 บาทต่อหน่วย โดยมีอายุสัญญา 25 ปี สิ้นสุดวันที่ 28 ธันวาคม 2586
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 2 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ ทั้งในส่วนของสหกรณ์ภาคการเกษตร เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้า 119 เมกะวัตต์ และส่วนราชการ (ที่มีคุณสมบัติเข้าร่วมโครงการได้) เป้าหมายการรับซื้อ 100 เมกะวัตต์ สำหรับรายละเอียดการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าในแต่ละพื้นที่ มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และ กกพ. ร่วมกันหารือแนวทางและรายละเอียด ที่เหมาะสมในการดำเนินโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 2 และเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานหรือคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
เรื่องที่ 8 รายงานสรุปงานหยุดจ่ายก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก ระหว่างวันที่ 25 มีนาคม - 2 เมษายน 2560
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้รายงานสรุปผลการดำเนินงานตามมาตรการรองรับผลกระทบด้านพลังงานไฟฟ้า ในช่วงการหยุดจ่ายก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก (แหล่งยาดานา) ระหว่างวันที่ 25 มีนาคม – 2 เมษายน 2560 ได้ดังนี้ (1) ปริมาณการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงทดแทนก๊าซฯ ต่ำกว่าแผน โดยแผนการใช้เชื้อเพลิงในช่วงการทำงานวันที่ 24 มีนาคม – 3 เมษายน 2560 คาดการณ์ว่าจะมีการใช้น้ำมันเตา และน้ำมันดีเซลในปริมาณ 102 และ 13.9 ล้านลิตร ตามลำดับ แต่ระหว่างวันที่ 24 มีนาคม – 2 เมษายน 2560 มีปริมาณการใช้จริงของน้ำมันเตาอยู่ที่ 28.98 ล้านลิตร ส่วนน้ำมันดีเซลไม่มีการใช้ (2) ความต้องการใช้ไฟฟ้าจริงต่ำกว่าแผน โดยได้มีการคาดการณ์ว่า ในวันที่ 30 มีนาคม 2560 จะปริมาณการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) อยู่ที่ระดับ 28,250 เมกะวัตต์ แต่ค่าที่เกิดขึ้นจริงในระบบของ กฟผ.อยู่ที่ระดับ 26,220 เมกะวัตต์ และค่าที่เกิดขึ้นจริงในระบบของทั้ง 3 การไฟฟ้าที่อยู่ระดับ 27,051 เมกะวัตต์ (3) ภาพรวมระบบไฟฟ้ามีความมั่นคงตลอดช่วงการหยุดจ่ายก๊าซฯ เนื่องจาก 4 สาเหตุหลัก คือ สภาพอากาศที่มีฝนตก และอุณหภูมิต่ำลงจากพายุฤดูร้อน มาตรการความร่วมมือลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) ระหว่างวันที่ 27 - 31 มีนาคม 2560 ปตท. สามารถจ่ายก๊าซฯ ฝั่งตะวันออกเพื่อทดแทนก๊าซฯ ฝั่งตะวันตกได้มากกว่าแผน และ ปตท.สามารถทำงานแล้วเสร็จก่อนแผนประมาณ 1 วัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง. ครั้งที่ 38 - วันจันทร์ที่ 1 พฤษภาคม 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 5/2560 (ครั้งที่ 38)
เมื่อวันจันทร์ที่ 1 พฤษภาคม 2560 เวลา 14.00 น.
1. สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
5. การใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมัน
6. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนพฤษภาคม 2560
7. รายงานความก้าวหน้าร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
8. หลักการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานเรื่องอัตราการขยายตัวของเศรษฐกิจโลกให้ทราบว่ากองทุนการเงินระหว่างประเทศ (IMF) ได้ประมาณการว่าอัตราการขยายตัวของเศรษฐกิจโลกในปี 2560 จะอยู่ที่ ร้อยละ 3.5 จากที่เคยประมาณการไว้ว่าอยู่ที่ร้อยละ 3.4 โดยปัจจัยสำคัญมาจากการขยายตัวอย่างต่อเนื่อง ของเศรษฐกิจประเทศจีน และอินเดีย สำหรับสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกได้รายงานให้ ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในเดือนเมษายน 2560 โดยเฉลี่ยมีการปรับตัวลดลง เนื่องจากปริมาณการผลิตน้ำมันดิบ ในประเทศสหรัฐฯ เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง และประมาณการว่าในเดือนพฤษภาคม 2560 ราคาน้ำมันดิบยังคงมีทิศทางปรับตัวลดลง สำหรับในช่วงครึ่งหลังของปี 2560 มีปัจจัยที่จะส่งผลต่อทิศทางราคาน้ำมันดิบว่าจะเพิ่มขึ้นหรือลดลง ได้แก่ ผลการประชุมของกลุ่มโอเปคที่จะจัดขึ้นระหว่างวันที่ 24 – 25 พฤษภาคม 2560 ความต้องการใช้พลังงาน ที่เพิ่มขึ้นของประเทศสหรัฐฯ ท่าทีที่จะไม่ลดกำลังการผลิตน้ำมันดิบของประเทศรัสเซีย ระดับความรุนแรงของความขัดแย้งในคาบสมุทรเกาหลี และนโยบายของประธานาธิบดีคนใหม่ของประเทศฝรั่งเศสที่จะเลือกตั้งในเดือนพฤษภาคม 2560 อย่างไรก็ตาม คาดการณ์ว่าในช่วงครึ่งหลังของปี 2560 ราคาน้ำมันดิบจะเฉลี่ยอยู่ที่ 50 – 55 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนพฤษภาคม 2560 ราคา CP (Contract Price) อยู่ที่ 387.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อนหน้า จำนวน 72.5 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากในภูมิภาคเอเชีย มีการปิดซ่อมบำรุงอุตสาหกรรมปิโตรเคมีบางส่วน ทำให้ความต้องการใช้ก๊าซ LPG ในภาคปิโตรเลียมลดลง และหลายประเทศหมดช่วงฤดูหนาว (3) ราคา LNG ในเดือนเมษายน 2560 มีการปรับตัวลดลง โดยราคาเฉลี่ย ในภูมิภาคเอเชียอยู่ที่ 5.5 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เนื่องจากประเทศแองโกลา และสหรัฐอเมริกา ผลิต LNG เพิ่มขึ้น และอียิปต์นำเข้า LNG ลดลง สำหรับราคา LNG ในเดือนพฤษภาคม 2560 คาดการณ์ว่าจะอยู่ที่ 6 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และ (4) ราคาถ่านหิน ช่วงปลายเดือนเมษายน 2560 มีการปรับตัวลดลงโดยอยู่ที่ระดับต่ำกว่า 80 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากประเทศรัสเซีย โคลัมเบีย มีการส่งออกเพิ่มขึ้น และคาดการณ์ว่าราคา ถ่านหินในเดือนพฤษภาคม 2560 ยังคงมีแนวโน้มที่จะลดลง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. ความคืบหน้าการดำเนินการตามแผน PDP 2015 ไตรมาสที่ 1 ปี 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) การจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในช่วง 2 เดือนแรกของปี 2560 สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติอยู่ที่ร้อยละ 62 มากกว่าแผนฯ ซึ่งอยู่ที่ร้อยละ 60 ส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนอยู่ที่ร้อยละ 8 ต่ำกว่าแผนฯ ที่ตั้งไว้ที่ร้อยละ 11 (2) การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน โดยโครงการเซเปียนและโครงการน้ำเงี๊ยบ 1 มีการดำเนินการเร็วกว่า แผน การเจรจาความร่วมมือด้านพลังงานกับ สปป.ลาว เป็นไปตามแผน ส่วนโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเกาะกง ประเทศกัมพูชา การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ประชุมกับผู้ร่วมพัฒนาทั้ง 2 ราย เพื่อชี้แจงแนวทางการจัดทำข้อเสนอขายไฟฟ้า (3) โครงการระบบสายส่งไฟฟ้า ส่วนใหญ่เป็นไปตามแผนงาน มีบางโครงการที่ล่าช้า ได้แก่ โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าระยะที่ 12 มีการคัดค้านจากชุมชน โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันตกและภาคใต้เพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า งานก่อสร้างสายส่ง 500 เควี สุราษฎร์ธานี 2 – ภูเก็ต 3 อยู่ระหว่างการกำหนดราคาค่าทดแทนที่ดินและทรัพย์สิน และต้องใช้ระยะเวลาในการขออนุญาตใช้พื้นที่ (4) แผนการสื่อสารและสร้างความรู้ความเข้าใจ โดยนายกรัฐมนตรีได้มีข้อสั่งการเมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2560 ให้กระทรวงพลังงานเป็นหน่วยงานหลักร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง สร้างการรับรู้ความเข้าใจแก่สาธารณชนเกี่ยวกับเรื่องพลังงานในภาพรวมของประเทศ สถานการณ์พลังงานโลก และการบริหารจัดการพลังงานของต่างประเทศ โดยจัดเวทีรับฟังความคิดเห็นจากทุกภาคส่วน ในพื้นที่ที่เหมาะสมหรือในแต่ละกลุ่มจังหวัด เพื่อให้สามารถร่วมกันพิจารณากำหนดแนวทางการบริหารจัดการพลังงานที่สอดคล้องกับความต้องการของพื้นที่และสร้างความมั่นคง ด้านพลังงาน
2. เมื่อวันที่ 16 มีนาคม 2560 คณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) ได้แต่งตั้งคณะกรรมการการสร้างความรู้ ความเข้าใจ และรับทราบความคิดเห็นเกี่ยวกับสถานการณ์พลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ เพื่อสร้างความรู้ ความเข้าใจ และรับทราบความคิดเห็นเกี่ยวกับสถานการณ์พลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ เสริมสร้างความมั่นคง ด้านพลังงานไฟฟ้า ซึ่งคณะกรรมการฯ โดย คสช. และกองทัพภาคที่ 4 ได้จัดกิจกรรมในวันจันทร์ที่ 27 มีนาคม 2560 ในพื้นที่ 3 จังหวัด ได้แก่ จังหวัดสงขลา จังหวัดกระบี่ และจังหวัดสุราษฎร์ธานี มีผู้เข้าร่วมสัมมนาทั้งสิ้น 3,485 คน บรรยากาศแต่ละเวทีเป็นไปด้วยความเรียบร้อย ไม่มีเหตุการณ์การก่อความไม่สงบ มีเพียงเวทีจังหวัดสงขลา ที่กลุ่มผู้คัดค้านโครงการต่างๆ ในภาคใต้ไม่เข้าร่วมการสัมมนา ทั้งนี้ ผู้แสดงความคิดเห็นมีความเห็นส่วนใหญ่ตรงกันว่าภาคใต้จำเป็นต้องมีโรงไฟฟ้าเพื่อมารองรับความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้น สำหรับแผนก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหิน ในพื้นที่ภาคใต้ ฝ่ายที่เห็นด้วยมีความเห็นว่าโรงไฟฟ้าจะช่วยทำให้คุณภาพชีวิตของคนในพื้นที่ดีขึ้น ส่วนฝ่ายที่ไม่เห็นด้วยมีความเห็นว่าโครงการจะส่งผลกระทบต่อการท่องเที่ยวและสิ่งแวดล้อม รวมถึงประชาชนในพื้นที่ยังไม่ได้มีส่วนร่วมในกระบวนการรับฟังความคิดเห็นเท่าที่ควร ต่อมาเมื่อวันที่ 31 มีนาคม 2560 คสช. ได้จัดทำสรุปผลการจัดกิจกรรมเสนอนายกรัฐมนตรี และจะจัดทำรายงานผลการดำเนินงานฉบับสมบูรณ์พร้อมข้อเสนอแนะเพื่อเป็นข้อมูลประกอบการพิจารณาแก่รัฐบาลต่อไป
3. การดำเนินการตามข้อสั่งการของรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและปลัดกระทรวงพลังงานเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพของระบบไฟฟ้า โดยมีผลการดำเนินการในช่วงเดือนมกราคมถึงมีนาคม 2560 ดังนี้ (1) กฟผ. ได้ปรับปรุงกระบวนการวางแผนการผลิตและวิเคราะห์ระบบไฟฟ้าเพื่อลดการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าประเภทจำเป็น (Must Run) ในเขตนครหลวง โดยสามารถลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าลงได้ประมาณ 265 ล้านบาท และ (2) การลดการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมราชบุรี โดยเดินเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมอื่นๆ ทดแทน เนื่องจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมมีความสามารถในการเปลี่ยนเชื้อเพลิงสูงถึงร้อยละ 73 ช่วยลดผลกระทบจากการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซฯ ในฝั่งตะวันตก โดยสามารถลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 314 ล้านบาท (3) การปรับปรุงระบบการคำนวณความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ใหม่ โดยใช้ระบบของ 3 การไฟฟ้าที่รวมการผลิตไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ด้วย
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 – 2579 (EEP 2015) พร้อมมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้พิจารณาและให้การสนับสนุนการดำเนินงานของแผน EEP 2015 โดยมีเป้าหมายลดความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity; EI) ลงร้อยละ 30 ในปี 2579 เมื่อเทียบกับปี 2553 โดยต้องลดค่าความเข้มการใช้พลังงานจากปีฐาน (ปี 2553) ซึ่งมีค่า 8.54 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อพันล้านบาท ลดลงให้เหลือ 5.98 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อพันล้านบาท ในปี 2579 และในการประชุม COP20 ประเทศไทยได้เสนอเป้าหมาย NAMAs ในปี 2563 จะลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาคขนส่งและภาคพลังงานให้ได้ร้อยละ 7-20 จากปริมาณที่ปล่อยในปี 2548 ในภาวะปกติ (สำหรับกรณีที่ไม่ได้รับความช่วยเหลือจากชาติอื่น) โดยมียุทธศาสตร์และมาตรการในการขับเคลื่อนการอนุรักษ์พลังงานของประเทศ เป็น 3 ระยะ ได้แก่ ระยะสั้น 1 - 2 ปี ระยะกลาง 5 ปี และระยะยาว 22 ปี แบ่งกลุ่มเป้าหมาย 4 กลุ่มเศรษฐกิจ ได้แก่ ภาคอุตสาหกรรม ภาคอาคารธุรกิจ อาคารของรัฐ ภาคบ้านอยู่อาศัย และภาคขนส่ง โดยมี 3 กลยุทธ์ (10 มาตรการ) ได้แก่ กลยุทธ์ภาคบังคับ (Compulsory Program) เป็นการกำกับดูแลโดยใช้กฎหมาย กลยุทธ์ ความร่วมมือ (Voluntary Program) เป็นการสนับสนุนด้านการเงิน การอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่งและการศึกษาวิจัย และกลยุทธ์สนับสนุน (Complementary Program) เป็นการพัฒนาบุคลากรและการสร้างจิตสำนึกการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ
2. เป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานจากทุกมาตรการในปี 2560 กำหนดไว้ที่ 1,270 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) แบ่งเป็นเป้าหมายที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่ง จำนวน 703 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และเป้าหมายเฉพาะมาตรการในภาคขนส่ง จำนวน 567 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ โดยในปี 2560 ในส่วนของมาตรการที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่ง (การจัดการโรงงานและอาคารควบคุม การใช้เกณฑ์มาตรฐานอาคาร การใช้เกณฑ์มาตรฐานและติดฉลากอุปกรณ์ การสนับสนุนด้านการเงิน และการส่งเสริมการใช้หลอด LED) มีเป้าหมายผลประหยัดตามแผนและผลประหยัดที่คาดว่าจะได้รับอยู่ที่ 703 และ 787 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ตามลำดับ และหากรวมมาตรการในภาคขนส่ง จะมีเป้าหมายผลประหยัดตามแผนและผลประหยัดที่คาดว่าจะได้รับอยู่ที่ 1,270 และ 1,303 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ตามลำดับ ทั้งนี้ ความคืบหน้าในภาคขนส่ง ในช่วง 2 เดือนแรกของปี 2560มีการติดฉลากแสดงประสิทธิภาพยานยนต์ (Eco-sticker) แล้วจำนวน 86,047 ฉบับ คิดเป็นผลประหยัด 49 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) อยู่ระหว่างจัดทำแผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่งระยะ 4 ปี (Action Plan 2561 - 2564) และได้เตรียมจัดประชุมคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง ในช่วงปลายเดือนพฤษภาคม 2560
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
เป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนในปี 2560 ตามแผน AEDP 2015 แบ่งเป็น 3 ด้าน ดังนี้ (1) การใช้พลังงานทดแทนผลิตไฟฟ้า โดยมีการติดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนรายเทคโนโลยี ได้แก่ ขยะชุมชน ขยะอุตสาหกรรม พลังงานน้ำขนาดเล็ก ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และพลังน้ำขนาดใหญ่ มีเป้าหมายสะสมถึงสิ้นปี 2560 อยู่ที่ 9,327.15 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 33,580.65 ล้านหน่วย และ ณ เดือนมกราคม 2560 มีการติดตั้งสะสม 10,111.77 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 2,581.85 ล้านหน่วย และมีแผนจ่ายไฟเข้าระบบ 1,192.70เมกะวัตต์ ทั้งนี้ คาดการณ์ว่า ณ สิ้นปี 2560 จะมีการกำลังติดตั้งสะสมรวม 11,304.48 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 32,545.86 ล้านหน่วย (2) การใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน ได้แก่ ขยะ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ พลังงานแสงอาทิตย์ และพลังงานความร้อนทางเลือกอื่น (เช่น พลังงานจากใต้พิภพ น้ำมันจากยางรถยนต์ที่ใช้แล้ว) จำนวน 7,115.10 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ คิดเป็นร้อยละ 8.70 ของการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย โดย ณ เดือนมกราคม 2560 มีการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน จำนวน 631.76 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ คิดเป็นร้อยละ 9.43 ของการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย และ (3) การใช้เชื้อเพลิงชีวภาพในภาคขนส่ง มีเป้าหมายอยู่ที่ 1,869.51 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ได้แก่ เอทานอล 3.84 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 714.82 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และไบโอดีเซล 3.67 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 1,154.69 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) ในเดือนมกราคม 2560มีการใช้เอทานอล 3.73 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 58.97 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และไบโอดีเซล 3.17 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 84.71 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) โดยสรุปในปี 2560 มีเป้าหมายเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนตามแผน AEDP 2015 อยู่ที่ร้อยละ 14.48 ในเดือนมกราคม 2560 ดำเนินการได้อยู่ที่ร้อยละ 14.86 และคาดว่า ณ สิ้นปี 2560 จะสามารถเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนได้อยู่ที่ร้อยละ 14.50
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 การใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมัน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 3 เมษายน 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติรับทราบ และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำข้อเสนอการใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมันกรณีราคาน้ำมันตลาดโลกในช่วงขาลง และให้นำเสนอในการประชุม กบง. ครั้งต่อไป
2. สถานการณ์ราคาตลาดโลก ณ วันที่ 27 เมษายน 2560 น้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 50.52 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 65.51 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 63.20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรลอัตราแลกเปลี่ยน ณ วันที่ 26 เมษายน 2560 อยู่ที่ 34.5930 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ โดยกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 23 เมษายน 2560 มีฐานะสุทธิ 40,091 ล้านบาท โดยแยกเป็นของน้ำมัน 33,647 ล้านบาท และก๊าซ LPG 6,444 ล้านบาท
3. หลักการการใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการบริหารจัดการราคาน้ำมัน มีดังนี้ (1) กองทุนน้ำมันฯ ช่วยครึ่งหนึ่งและราคาขายปลีกรับภาระฝ่ายละกึ่งหนึ่ง (Half – Half Concept) โดยเมื่อราคาน้ำมันดิบดูไบปรับตัวสูงขึ้นจนกระทั่งแตะราคาเริ่มต้น (Trigger Point) ที่ 60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าไปบริหารจัดการ ดังนี้ ครั้งที่ 1 กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าไปช่วยที่ 0.40 – 0.60 บาทต่อลิตร ครั้งที่ 2 ถ้าราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับเพิ่มขึ้น ราคาขายปลีกปรับขึ้นที่ 0.40 – 0.60 บาทต่อลิตร เพื่อให้กลไกตลาดเสรีทำงาน และครั้งที่ 3 กรณีราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง ราคาขายปลีกจะขยับขึ้นและกองทุนน้ำมันฯ จะเข้าช่วยสลับกันเช่นนี้ไปเรื่อยๆ (2) กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยเหลือน้ำมันดีเซลและน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 สูงสุดที่ไม่เกิน 3 บาทต่อลิตร ขณะที่น้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอลชนิดอื่น ให้กองทุนน้ำมันฯ รักษาระดับราคาขายปลีกเพื่อส่งเสริมการใช้เอทานอลต่อไป (3) กำหนดเพดานราคาขายปลีกน้ำมัน เพื่อให้ภาคขนส่ง รถโดยสารสาธารณะ ภาคอุตสาหกรรม รวมถึงประชาชนมีเวลาเตรียมพร้อมรับผลกระทบที่จะเกิดขึ้นเมื่อราคาน้ำมันปรับเพิ่มขึ้น โดยมีหลักการ คือ กำหนดเพดานราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลที่ 29.99 บาทต่อลิตร เนื่องจากหากราคาขายปลีกสูงกว่านี้อาจส่งผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน แต่หากราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงมีแนวโน้มสูงขึ้นเรื่อยๆ จะต้องมีการปรับเพดานราคาทุกๆ 3 เดือน แต่ทั้งนี้จะไม่กำหนดเพดานราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มแก๊สโซฮอล เนื่องจากไม่ส่งผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน อีกทั้งผู้บริโภคมีทางเลือกและศักยภาพที่สามารถจ่ายได้ (4) กรอบวงเงินการช่วยเหลือ ตามร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ... กำหนดให้กองทุนน้ำมันฯ มีเงินได้ไม่เกิน 40,000 ล้านบาท และกู้เงินได้ไม่เกิน 20,000 ล้านบาท ซึ่งจำนวนเงินดังกล่าวมีไว้สำหรับแก้ไขวิกฤตราคาน้ำมันเชื้อเพลิง รักษาเสถียรภาพราคา ส่งเสริมพลังงานทดแทน และช่วยเหลือประชาชนผู้มีรายได้น้อยที่ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาพลังงาน ดังนั้น การใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาจึงควรกำหนดกรอบวงเงินไว้ไม่เกิน 15,000 ล้านบาท แบ่งเป็น กรอบวงเงินการช่วยเหลือกลุ่มน้ำมันดีเซลที่ 10,000 ล้านบาท และกรอบวงเงินการช่วยเหลือกลุ่มน้ำมันแก๊สโซฮอลที่ 5,000 ล้านบาท (5) การปรับอัตราภาษีสรรพสามิต โดยใช้การลดอัตราภาษีสรรพสามิต เมื่อกองทุนน้ำมันฯ ช่วยเหลือจนถึง 3 บาทต่อลิตร หรือระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลแตะ 29.99 บาทต่อลิตร หรือช่วยเหลือจนเต็มกรอบวงเงินตามที่กำหนด และ (6) การถอนกองทุนน้ำมันฯ (Exit Strategy) โดยจะเริ่มทยอยลดการช่วยเหลือเมื่อ กรณีที่ 1 หากราคาน้ำมันดิบดูไบทรงตัวอยู่ในระดับสูงหรือปรับเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง และกองทุนน้ำมันฯ ช่วยเหลือจนถึง 3 บาทต่อลิตร หรือเต็มกรอบวงเงิน รวมทั้งลดอัตราภาษีสรรพสามิตแล้ว จะปรับราคาขายปลีกขึ้นพร้อมกับปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ จนกระทั่งการช่วยเหลือเป็นศูนย์ โดยจะต้องมีวงเงินช่วยเหลือเพิ่มเติมอีกประมาณ 15,000 ล้านบาท เพื่อให้การถอนกองทุนน้ำมันฯ เป็นไปอย่างค่อยเป็นค่อยไป และกรณีที่ 2 หากราคาน้ำมันดิบดูไบเริ่มปรับตัวลดลง กองทุนน้ำมันฯ จะใช้หลักการ Half – Half Concept โดยให้ตัวที่ปรับล่าสุดเริ่มปรับลงก่อน และหากราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับลดลงอย่างต่อเนื่อง จะทยอยถอนการช่วยเหลือเช่นนี้สลับกันไปเรื่อยๆ จนกระทั่งการช่วยเหลือเป็นศูนย์
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ยกตัวอย่างการใช้กองทุนน้ำมันฯ บริหารจัดการราคาน้ำมันดีเซล เมื่อราคาน้ำมันดูไบแตะ Trigger Point ที่ 60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามสมมติฐาน ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบดูไบเปลี่ยนแปลง 1 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลเปลี่ยนแปลง 0.20 บาทต่อลิตร (2) ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 (ม.7) ปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลครั้งละประมาณ 0.30 - 0.60 บาทต่อลิตร (3) ณ วันที่ 24 เมษายน 2560 ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 51.30 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 5.85 บาทต่อลิตร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 0.01 บาทต่อลิตร และราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 25.49 บาทต่อลิตร และ (4) ถ้าราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 57.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลจะอยู่ที่ 26.73 บาทต่อลิตร ซึ่งการใช้กองทุนน้ำมันฯ บริหารจัดการราคาน้ำมัน มีดังนี้ (1) หากราคาน้ำมันดิบดูไบแตะ Trigger Point (60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล) จะต้องปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ลง 0.50 บาทต่อลิตร (ทำให้กองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.49 บาทต่อลิตร) เพื่อคงราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลไว้ที่ 26.73 บาทต่อลิตร (2) หากราคาน้ำมันดิบดูไบปรับตัวขึ้นจนแตะ 62.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ราคาขายปลีกจะปรับเพิ่มขึ้น 0.50 บาทต่อลิตร ทำให้ราคาขายปลีกเป็น 27.23 บาทต่อลิตร (3) หากราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับตัวขึ้นอย่างต่อเนื่อง ในทุกๆ 2.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะปรับลดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ 0.50 บาทต่อลิตร และปรับเพิ่มราคาขายปลีก 0.50 บาทต่อลิตร และทำเช่นนี้สลับกันไปเรื่อยๆ จนกระทั่งกองทุนน้ำมันฯ ช่วยเหลือถึง 3 บาทต่อลิตร หรือเต็มกรอบวงเงินที่ 10,000 ล้านบาทแล้ว มีความจำเป็นต้องปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตเพื่อคงราคาขายปลีกไม่ให้เกิน 29.99 บาทต่อลิตร (4) หากราคาน้ำมันดิบดูไบเริ่มปรับตัวลดลง ให้ปรับเพิ่มอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ หรือปรับลดราคา ขายปลีกลง โดยขึ้นกับการช่วยเหลือครั้งสุดท้ายในช่วงราคาน้ำมันขาขึ้นว่าเป็นวิธีใดให้ใช้วิธีนั้นเริ่มต้นถอนการช่วยเหลือ และ (5) หากราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่อง ในทุกๆ 2.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะปรับเพิ่มอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ 0.50 บาทต่อลิตร และปรับลดราคาขายปลีก 0.50 บาทต่อลิตร โดยทำเช่นนี้สลับกันไปเรื่อยๆ ตามหลักการ Half – Half Concept จนอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ กลับมาเท่ากับก่อนการช่วยเหลือ ที่ 0.10 บาทต่อลิตร
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนพฤษภาคม 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควตาการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของ ทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ในส่วนของการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน คือ ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ - ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม ส่วนที่ 2 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ โดยให้ ราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง +ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ทั้งนี้ เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ และ (2) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนผลิตและจัดหา โดยยกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศ โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคา ก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG พฤษภาคม 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ เดือนพฤษภาคม - กรกฎาคม 2560 เพิ่มขึ้นจากเดือนกุมภาพันธ์ – เดือนเมษายน 2560 ที่ 0.0551 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.3815 บาทต่อกิโลกรัมเป็น 13.4366 บาทต่อกิโลกรัม (2) โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก ต้นทุนอ้างอิงราคาตลาดโลกที่สูตรราคา CP โดยต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในเดือนพฤษภาคม 2560 เท่ากับ 387.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) การนำเข้า ต้นทุนเดือนพฤษภาคม 2560 อยู่ที่ 436.3049 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (15.1018 บาทต่อกิโลกรัม) และ (4) บริษัท ปตท.สผ. สยาม จำกัด ต้นทุนเดือนพฤษภาคม - กรกฎาคม 2560 เพิ่มขึ้น 0.10 บาทต่อกิโลกรัม จาก 15.20 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.10 บาทต่อกิโลกรัม โดยสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนพฤษภาคม 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 387.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนเมษายน 2560 อยู่ที่ 34.6130 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับลดลง 2.5630 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 17.6648 บาท ต่อกิโลกรัม (503.7363 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 15.1018 บาทต่อกิโลกรัม (436.3049 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และราคา ณ โรงกลั่นของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคปิโตรเคมีที่อ้างอิงราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average) ปรับลดลง 0.9637 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 14.5042 บาทต่อกิโลกรัม (413.6065 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 13.5405 บาทต่อกิโลกรัม (391.1977 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
3. จากมติ กบง. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบและราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก อัตราแลกเปลี่ยน ส่งผลให้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ/ชดเชย ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุน#1) ณ เดือนพฤษภาคม 2560 เป็นดังนี้ ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯที่ขายภาคปิโตรเคมี ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.1039 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯที่ขายเป็นเชื้อเพลิง ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 1.6652 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขายภาคปิโตรเคมี ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.1280 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขายเป็นเชื้อเพลิง ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 1.6893 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากปตท.สผ.สยามฯ ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 1.2321 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจากอัตราเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าวส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมัน#1) มีรายรับ 552 ล้านบาท ต่อเดือน ดังนั้น เพื่อเป็นการลดภาระการชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ และเตรียมการในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในอนาคต ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 30 เมษายน 2560 มีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของก๊าซ LPG 6,422 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงใคร่ขอเสนอการปรับเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมัน 3 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 คงราคาขายปลีกไว้ที่ 20.96 บาทต่อกิโลกรัม โดยกองทุนน้ำมันฯ ปรับลดอัตราเงินชดเชย 2.5630 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 3.7197 บาทต่อกิโลกรัม เป็นชดเชย 1.1567 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับ 153 ล้านบาทต่อเดือน แนวทางที่ 2 ปรับลดราคาขายปลีกลดลง 7 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยกองทุนน้ำมันฯ ปรับลดอัตราเงินชดเชย 2.1201 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 3.7197 บาทต่อกิโลกรัม เป็นชดเชย 1.5996 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกลดลง 0.47 บาทต่อกิโลกรัม จาก 20.96 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 20.49 บาทต่อกิโลกรัม (หรือ 7 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม) ส่งผลให้รายรับและรายจ่ายกองทุนฯ เมื่อหักลบกันแล้วเกือบเป็นศูนย์ แนวทางที่ 3 ปรับลดราคาขายปลีกลดลง 10 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยกองทุนน้ำมันฯ ปรับลดอัตราเงินชดเชย 1.9369 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 3.7197 บาทต่อกิโลกรัม เป็นชดเชย 1.7828 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกลดลง 0.67 บาทต่อกิโลกรัม จาก 20.96 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 20.29 บาทต่อกิโลกรัม (หรือ 10 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม) ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย 63 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือน พฤษภาคม 2560 ดังนี้
(1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 13.4366 บาทต่อกิโลกรัม
(2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 13.4125 บาทต่อกิโลกรัม
(3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 15.1018 บาทต่อกิโลกรัม
(4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.1000 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบตามที่ฝ่ายเลขานุการฯเสนอใน แนวทางที่ 2 กำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนฯ สำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 1.5996 บาท
3. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 12 พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินคืนกองทุนสำหรับก๊าซที่ส่งออกนอกราชอาณาจักร
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 2 พฤษภาคม 2560 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 7 รายงานความก้าวหน้าร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2559 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้เห็นชอบร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้นำข้อคิดเห็นของกระทรวงต่างๆ ไปปรับปรุงในขั้นตอนการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ต่อมาในวันที่ 4 เมษายน 2560 ครม. ได้เห็นชอบแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย ที่สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรีร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาจัดทำขึ้น พร้อมหลักเกณฑ์ในการตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย และมติ ครม. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2559 เรื่อง นโยบายการปฏิรูปกฎหมายในส่วนที่เกี่ยวกับฝ่ายบริหาร โดยให้เป็นหลักเกณฑ์ในการตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติท้ายระเบียบว่าด้วยหลักเกณฑ์และวิธีเสนอเรื่องต่อคณะรัฐมนตรี พ.ศ. 2548 และให้หน่วยงานของรัฐถือปฏิบัติอย่างเคร่งครัดต่อไป โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ได้มีการชี้แจงรายละเอียดร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ต่อคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ซึ่งได้มีการพิจารณาเสร็จสิ้นแล้ว เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2560
2. ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... มี 7 หมวด (มาตรา 1-45) และบทเฉพาะกาล (มาตรา 46-55) จำนวนทั้งหมด 55 มาตรา สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้ (1) วัตถุประสงค์ของกองทุน (มาตรา 5) ให้จัดตั้งกองทุนขึ้นกองทุนหนึ่ง เรียกว่า “กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง” ในสำนักงานกองทุนน้ำมันฯ มีวัตถุประสงค์ ดังนี้ 1) รักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม 2) สนับสนุนเชื้อเพลิงชีวภาพให้มีส่วนต่างราคาที่สามารถแข่งขันกับน้ำมันเชื้อเพลิงได้ 3) บรรเทาผลกระทบจากการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับผู้มีรายได้น้อยและผู้ด้อยโอกาส 4) สนับสนุนการลงทุนการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ เพื่อป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และเพื่อประโยชน์ความมั่นคงทางด้านพลังงาน และ 5) สนับสนุนการลงทุนระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อประโยชน์แก่ ความมั่นคงทางด้านพลังงาน ทั้งนี้ การดำเนินการตามวัตถุประสงค์ตามวรรคหนึ่ง ให้อยู่ภายใต้กรอบนโยบายที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนด (2) คณะกรรมการ (มาตรา 9) ให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันฯ มีองค์ประกอบคณะกรรมการทั้งหมด 15 คน โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เป็นประธาน และมีผู้อำนวยการสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นกรรมการและเลขานุการ (3) อำนาจหน้าที่คณะกรรมการ (มาตรา 14) อาทิ เสนอแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันฯ กำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนหรือได้รับเงินชดเชย และกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน หรืออัตราเงินชดเชย อัตราเงินที่ส่งเข้ากองทุนคืนจากกองทุน และอัตราเงินชดเชยคืนกองทุน เป็นต้น (4) สถานะสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (มาตรา 18) ให้มีสำนักงานกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะเป็นหน่วยงานของรัฐที่เป็นนิติบุคคล และไม่เป็นส่วนราชการตามกฎหมายว่าด้วยระเบียบบริหารราชการแผ่นดิน หรือรัฐวิสาหกิจตามกฎหมายว่าด้วยวิธีการงบประมาณหรือกฎหมายอื่น และให้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (5) อำนาจหน้าที่สำนักงาน (มาตรา 19) ได้แก่ จัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันฯ รวมทั้งรายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติการตามแผนดังกล่าว เสนอต่อคณะกรรมการ และกู้ยืมเงินโดยความเห็นชอบของคณะกรรมการและโดยอนุมัติของคณะรัฐมนตรี เพื่อดำเนินงานตามวัตถุประสงค์ของกองทุนตามมาตรา 5 (1) (2) หรือ (3) ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหน (6) การดำเนินงานของกองทุน (มาตรา 26) กองทุนต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้ตามวรรคสองแล้วต้องไม่เกินจำนวนสี่หมื่นล้านบาท เมื่อกองทุนมีจำนวนเงินไม่เพียงพอเพื่อดำเนินงานตามวัตถุประสงค์ของกองทุนตามมาตรา 5 (1) (2) หรือ (3) ให้สำนักงานโดยความเห็นชอบของคณะกรรมการและโดยอนุมัติของคณะรัฐมนตรีมีอำนาจกู้ยืมเงินตามมาตรา 19 (3) เป็นจำนวนไม่เกินสองหมื่นล้านบาท ตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหนด ทั้งนี้ การเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินที่กองทุนต้องมีตามวรรคหนึ่ง และกรอบวงเงินกู้ตามวรรคสองให้สอดคล้องกับสถานการณ์ทางเศรษฐกิจให้กระทำได้โดยการตราพระราชกฤษฎีกา และ (7) บทกำหนดโทษ (หมวด 7 มาตรา 40 - 45) เพื่อให้การบังคับใช้พระราชบัญญัติเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ มีการกำหนดบทลงโทษสำหรับผู้ไม่ส่งเงินเข้ากองทุน ผู้ส่งเงินเข้าไม่ครบถ้วนตามจำนวน ผู้ไม่ให้ถ้อยคำหรือไม่ส่งเอกสารหรือหลักฐาน ผู้แจ้งความเท็จหรือให้ถ้อยคำเท็จ
3. เพื่อให้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. …. มีการดำเนินการตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมาย กระทรวงพลังงานจึงต้องดำเนินการตามหลักเกณฑ์และแนวทางดังต่อไปนี้ (1) หน่วยงานเจ้าของเรื่อง (ในกรณีนี้คือ สนพ. และ สบพน.) จะต้องจัดทำความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญ แห่งราชอาณาจักรไทยโดยเฉพาะขั้นตอนในการจัดรับฟังความคิดเห็นและจัดทำรายละเอียดการวิเคราะห์ผลกระทบ ที่อาจเกิดขึ้นจากกฎหมาย (Regulatory Impact Assessment : RIA) และจัดส่งให้คณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาตรวจสอบ และ (2) คณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) และสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาจะนำเสนอ ครม. และ สนช. ต่อไป โดยการดำเนินการในระยะต่อไป ได้แก่ (1) จัดทำรายละเอียดการวิเคราะห์ผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากกฎหมาย (Regulatory Impact Assessment : RIA) ตามหลักเกณฑ์การตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) ที่สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรีร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาปรับปรุงขึ้น เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย (2) จัดการรับฟังความคิดเห็นตามหลักเกณฑ์ในข้อ 10 ของ Checklist โดยนำร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ที่ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ไปรับฟังความคิดเห็น (3) จัดทำกฎหมายลำดับรองตามหลักเกณฑ์ในข้อ 9 ของ Checklist และ (4) การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. เพื่อแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547
มติของที่ประชุม
1. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ประสานการเตรียมการกับสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาให้สอดคล้องกับรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และสถาบันบริหารกองทุนพลังงานเตรียมการดำเนินงาน ดังนี้
(1) จัดทำรายละเอียดการวิเคราะห์ผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากกฎหมาย (Regulatory Impact Assessment : RIA) ตามหลักเกณฑ์การตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) ที่สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรีร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาปรับปรุงขึ้น เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย
(2) จัดการรับฟังความคิดเห็นตามหลักเกณฑ์ในข้อ 10 ของ Checklist โดยนำร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ที่ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ไปรับฟังความคิดเห็น ดังนี้
1) รับฟังความคิดเห็นผ่านเว็บไซต์สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน หรือผ่านเว็บไซต์ www.lawamendment.go.th ทั้งนี้ระยะเวลาการรับฟังความคิดเห็นต้องไม่น้อยกว่า 15 วัน
2) จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็น ในวันที่ 1 มิถุนายน 2560 โดยมีจำนวนผู้เข้าร่วมสัมมนารับฟังความคิดเห็นไม่น้อยกว่า 200 คน และเผยแพร่ผลการรับฟังความคิดเห็นผ่านเว็บไซต์ของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและสถาบันบริหารกองทุนพลังงานต่อไป
(3) จัดทำกฎหมายลำดับรองตามหลักเกณฑ์ในข้อ 9 ของ Checklist
3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เตรียมการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. เพื่อแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547
เรื่องที่ 8 หลักการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP Hybrid Firm) เพื่อให้การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนต้องช่วยสร้างความมั่นคงให้แก่ระบบไฟฟ้า ต่อมา องค์การบริหารส่วนจังหวัดนนทบุรี (อบจ.นนทบุรี) ได้มีหนังสือมายังกระทรวงพลังงาน (พน.) แจ้งว่า อบจ. นนทบุรีได้ดำเนินโครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการระบบขยะมูลฝอย โดยจัดเป็นโครงการนำร่องระยะเร่งด่วนตามแผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) เมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2557 รวมทั้งเป็นโครงการในกิจการพัฒนาระบบจัดการขยะมูลฝอยที่รัฐส่งเสริมให้เอกชนมีส่วนร่วมในการลงทุนภายใต้แผนยุทธศาสตร์การให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2558-2562 ลักษณะโครงการจะให้สิทธิเอกชนลงทุนก่อสร้าง บริหารจัดการ และบำรุงรักษาระบบกำจัดขยะมูลฝอย โดยพลังงานความร้อนที่เกิดขึ้นจากกระบวนการกำจัดขยะมูลฝอยจะนำไปใช้ผลิตเป็นพลังงานไฟฟ้า โดยมีเป้าหมายในการกำจัดขยะมูลฝอยไม่ต่ำกว่า 1,000 ตันต่อวัน และผลิตไฟฟ้าขนาด 20 เมกะวัตต์
2. เมื่อวันที่ 12 มกราคม 2559 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบโครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการระบบกำจัดขยะมูลฝอยโดยให้ อบจ.นนทบุรี ดำเนินโครงการตามขั้นตอนแห่งพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 (พระราชบัญญัติฯ) อบจ.นนทบุรี จึงได้มีหนังสือขอให้กระทรวงพลังงานกำหนดนโยบายอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรายเล็ก (SPP) สำหรับพลังงานประเภทขยะมูลฝอยชุมชน โดย สนพ. วิเคราะห์แล้วว่า โครงการของ อบจ.นนทบุรี มีความสอดคล้องและเป็นโครงการนำร่องระยะเร่งด่วนตามแผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย ซึ่งได้รับความเห็นชอบ จาก คสช. นอกจากนี้ อาจยังมีโครงการในลักษณะเดียวกันที่มีศักยภาพในอนาคตที่สามารถดำเนินการได้ตาม Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย เช่น ในเทศบาลขนาดใหญ่ที่มีปริมาณขยะหรือกลุ่มเทศบาลที่มีการรวบรวมขยะได้มากกว่า 500 ตันต่อวัน ดังนั้น หากจะมีการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการขยะ ประเภท SPP เป็นการทั่วไป เห็นสมควรที่จะนำเสนอ ให้ กบง. พิจารณาเห็นชอบในหลักการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชนต่อไป
3. ข้อเสนอหลักในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) มีดังนี้ (1) ขนาดโครงการ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน กำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ (2) ส่งเสริม ในลักษณะ Non-firm เนื่องจากฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่าปัญหาเรื่องการจัดหาเชื้อเพลิงขยะที่ไม่แน่นอน อาจส่งผลให้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้อย่างสม่ำเสมอในรูปแบบ Firm (3) อัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน ไม่ควรสูงไปกว่าเพดานของอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการประเภท SPP Hybrid Firm (ในปัจจุบันคือ 3.66 บาท ต่อหน่วย ตามมติ กพช. ครั้งที่ 1/2560 (ครั้งที่ 11) เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560) เพื่อไม่ให้เป็นการเพิ่มภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้า โดยผู้พัฒนาโครงการอาจสามารถเสนอให้กระทรวงมหาดไทยพิจารณาแนวทางการสนับสนุนให้หน่วยงานท้องถิ่นจัดเก็บค่าธรรมเนียมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย (Tipping Fee) ตามพระราชบัญญัติ รักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 เพื่อให้สามารถสนับสนุน ค่า Tipping Fee ให้สอดคล้องกับกรอบอัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชนที่เสนอให้ กพช. พิจารณากำหนดต่อไป (4) การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) สอดคล้องตามมติ กพช. ในการประชุมครั้งที่ 5/2558 (ครั้งที่ 5) เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยจะต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmap หรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล และ (5) กำหนดให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 เช่นเดียวกับการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ SPP Hybrid Firm
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ หารือกับกระทรวงมหาดไทย เกี่ยวกับการจัดทำอัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน เพื่อเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ร่วมกับคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ตามความเหมาะสม ยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้า (FiT) ที่หากจะมีการเปลี่ยนแปลงจะต้องนำเสนอ กพช. ทั้งนี้ การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามกรอบเป้าหมายที่ กพช. ได้เห็นชอบไว้แล้ว อาจมีความจำเป็นต้องปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าในบางส่วน เพื่อให้สอคล้องกับสถานการณ์และเป็นไปตามเป้าหมายที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบไว้ อีกทั้งการเปิดรับซื้อไฟฟ้าในแต่ละรอบอาจจะไม่สามารถรับซื้อได้ครบตามเป้าหมายที่กำหนด รวมถึงขั้นตอนในการปฏิบัติตามกฎหมายของหน่วยงานต่างๆ ที่ทำให้การเปิดรับซื้ออาจไม่เป็นไปตามกรอบเวลาที่ กพช. กำหนด ดังนั้น เพื่อลดภาระงานของ กพช. ให้เกิดความชัดเจนในการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 จึงเห็นควรเสนอให้ กพช. มอบอำนาจให้ กบง. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้
2. ต่อมา ที่ปรึกษา รมว.พน. (ณัฐติพล กนกโชติ) มีหนังสือถึง สนพ. แจ้งว่า ไม่ควรนำเสนอเรื่องดังกล่าว เข้าที่ประชุม กพช. ในวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 แต่สมควรพิจารณาตัดข้อความในวงเล็บท้ายข้อ 3 ออก เพื่อมอบอำนาจการปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยรวมพลังงานแสงอาทิตย์เข้าไปในมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธธันวาคม 2558 (ข้อ 3) เพื่อให้ กบง. สามารถพิจารณาโครงการพลังงานหมุนเวียนได้ทุกเชื้อเพลิง โดยยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรา FiT ที่ต้องนำเข้า กพช. ดังนั้น เพื่อให้ กบง. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน จากเดิมที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอให้มีการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เพิ่มเติมจนครบเป้าหมายตามที่ กพช. กำหนดได้ และให้ กบง. สามารถพิจารณากำหนดปริมาณรับซื้อโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรายพื้นที่ ภายใต้กรอบเป้าหมายที่ กพช. กำหนด
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน จากเดิมที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ ดังนี้
1. ให้ความเห็นชอบเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เพิ่มเติมจนครบเป้าหมายตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติกำหนดได้
2. สามารถพิจารณากำหนดปริมาณรับซื้อโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรายพื้นที่ ภายใต้กรอบเป้าหมายที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติกำหนด
3. มอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียน จากเดิมที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนได้เฉพาะในกรณีที่โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า หรือมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว แต่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนดในกรอบระยะเวลาที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กำหนด เนื่องจากเหตุสุดวิสัย โดยให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน สามารถพิจารณาเลื่อนกำหนด SCOD ใหม่ได้ โดยให้กรอบการขยายระยะเวลา SCOD เท่ากับระยะเวลาที่เกิดเหตุสุดวิสัยจริง และจะต้องรายงานผลการดำเนินการให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ทราบเป็นระยะๆ
กบง. ครั้งที่ 39 - วันพุธที่ 7 มิถุนายน 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 6/2560 (ครั้งที่ 39)
เมื่อวันพุธที่ 7 มิถุนายน 2560 เวลา 14.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
2. รายงานความก้าวหน้าโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี
4. รายงานผลการดำเนินงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ประจำปีบัญชี 2559
5. รายงานเบื้องต้นผลการจัดรับฟังความคิดเห็นร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
6. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมิถุนายน 2560
7. อัตราการรับซื้อไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในเดือนพฤษภาคม 2560 โดยเฉลี่ยมีการปรับตัวลดลงเนื่องจากการลดปริมาณการผลิตของกลุ่มโอเปคและการตัดสัมพันธ์ทางการทูตระหว่างประเทศกาตาร์และประเทศกลุ่มสมาชิก GCC (Gulf Copperation Council) ในภูมิภาคตะวันออกกลาง รวมทั้งการถอนตัวของประเทศสหรัฐอเมริกาออกจากความตกลงปารีส (COP 21) จะส่งผลให้ปริมาณการผลิตน้ำมันดิบในประเทศสหรัฐฯเพิ่มขึ้น สำหรับในช่วงครึ่งปีหลังของปี 2560 ราคาน้ำมันดิบมีทิศทางปรับตัวลดลงโดยจะอยู่ในช่วง 53 – 57 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และในปี 2561 ราคาจะอยู่ในช่วง 55 – 58 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนมิถุนายน 2560 ราคา CP (Contact Price) อยู่ที่ 387.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และราคามีทิศทางปรับตัวลดลง เนื่องจากเริ่มเข้าสู่ฤดูร้อนทำให้ความต้องการใช้ในหลายประเทศลดลง (3) ราคาถ่านหินมีทิศทางปรับตัวสูงขึ้น เนื่องจากอากาศที่ร้อนขึ้นทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้ามีมากขึ้น รวมทั้งหากประเทศกาตาร์ไม่สามารถส่งออก LNG ได้จะทำให้ความต้องการใช้ถ่านหินมาทดแทนในการผลิตไฟฟ้ามีมากขึ้น และ (4) ราคา LNG ในช่วงครึ่งเดือนหลังของเดือนพฤษภาคม 2560 ได้ปรับตัวลดลงจาก 5.5 เป็น 5.3 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เนื่องจากปริมาณการผลิต LNG ในประเทศออสเตรเลียเพิ่มขึ้นมากและมีการส่งออกมากขึ้น แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจจะส่งผลกระทบต่อราคา LNG คือการตัดสัมพันธ์ทางการทูตของกลุ่ม GCC กับประเทศกาตาร์ และการปิดโรงไฟฟ้าถ่านหินจำนวน 8 โรงเป็นเวลา 30 วันของประเทศเกาหลีใต้ อย่างไรก็ตามความขัดแย้งในกลุ่ม GCC ยังไม่ส่งผลกระทบต่อการส่งออก LNG ของประเทศกาตาร์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานความก้าวหน้าโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2558 สภาปฏิรูปแห่งชาติ (สปช.) ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอโครงการปฏิรูปเร็ว (Quick win) เรื่อง โครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี เมื่อวันที่ 7 พฤษภาคม 2558 ที่ประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบหลักการการดำเนินโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี และเมื่อวันที่ 5 มกราคม 2559 กบง. ได้มีมติรับทราบแนวทางดำเนินงานโครงการนำร่อง (Pilot Project) การส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี โดยหลักการสำคัญ คือ การผลิตไฟฟ้าใช้เองเท่านั้น โดยให้ พพ. จัดตั้งคณะทำงานกำหนดแนวทางและประสานงาน กำกับติดตามโครงการนำร่องการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี (ระบบผลิตไฟฟ้าด้วยแสงอาทิตย์สำหรับบ้านและอาคาร) ต่อมาเมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2559 กบง. ได้มีมติรับทราบการจัดตั้งคณะทำงานฯ และรับทราบหลักเกณฑ์และแนวทางการดำเนินโครงการนำร่องฯ ซึ่งหลังจากคณะทำงานฯ ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการฯ แล้ว ได้นำส่งให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาออกระเบียบและออกประกาศ รวมทั้ง พพ. ได้จัดจ้างจุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ดำเนินการศึกษาวิเคราะห์ ติดตาม และประเมินผลการดำเนินโครงการนำร่องฯ ต่อมาเมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2559 กกพ. ได้ออกประกาศการเข้าร่วมโครงการนำร่องฯ โดยกำหนดปริมาณรวม 100 เมกะวัตต์ ในพื้นที่ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และกำหนดให้ระบบโซลาร์รูฟต้องเชื่อมต่อเข้าระบบจำหน่ายของ กฟน. และ กฟภ. ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 31 มกราคม 2560 และเมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560 กบง. รับทราบการขอขยายระยะเวลาเชื่อมต่อโครงข่ายไฟฟ้าจากวันที่ 31 มกราคม 2560 เป็นวันที่ 31 มีนาคม 2560 โดย สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ออกประกาศขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อ เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2560
2. หลังจาก สำนักงาน กกพ. ประกาศขยายเวลาการเชื่อมต่อระบบโซลาร์รูฟเข้ากับระบบจำหน่าย ของการไฟฟ้าจากเดิม ภายในวันที่ 31 มกราคม 2560 เป็นภายในวันที่ 31 มีนาคม 2560 มีผู้เข้าร่วมโครงการ ยื่นหนังสือไปยัง สำนักงาน กกพ. เพื่อขอเลื่อนขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าจากวันที่ 31 มีนาคม 2560 ออกไปอีกจำนวน 15 ราย รวมกำลังการผลิต 1,931.36 กิโลวัตต์ คณะทำงานฯ ในการประชุม ครั้งที่ 2/2560 (ครั้งที่ 7) เมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2560 ได้พิจารณาเรื่อง การขยายระยะเวลาเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าโครงการนำร่อง (Pilot Project) การผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาอย่างเสรีโดยได้รับทราบสถานะการเชื่อมต่อไฟฟ้าเข้าระบบการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ณ วันที่ 5 พฤษภาคม 2560 ว่ามีผู้เข้าร่วมโครงการ ที่ได้ขออนุญาตติดตั้งระบบและยื่นขอรับใบอนุญาตเรียบร้อยแล้ว จำนวน 184 ราย กำลังการผลิตรวม 5,673.9 กิโลวัตต์ (5.67 เมกะวัตต์) เชื่อมต่อเข้าระบบโครงข่ายไฟฟ้าแล้ว รวม 75 ราย กำลังการผลิตรวม 3,094.5 กิโลวัตต์ (3.09 เมกะวัตต์) และยังไม่ได้เชื่อมต่อเข้าระบบไฟฟ้ารวม 109 ราย ปริมาณรวม 2,579.4 กิโลวัตต์ (รวม 2.58 เมกะวัตต์) แบ่งเป็น (1) เขตพื้นที่ กฟน. มีผู้ที่ได้รับใบอนุญาตจากสำนักงาน กกพ. จำนวน 154 ราย กำลังการผลิต 3,967.9 กิโลวัตต์ (3.97 เมกะวัตต์) เชื่อมต่อเข้าระบบแล้ว 48 ราย กำลังการผลิต 1,397.2 กิโลวัตต์ (1.40 เมกะวัตต์) ยังไม่ได้เชื่อมต่อ 106 ราย (รวม 2.57 เมกะวัตต์) และ (2) เขตพื้นที่ กฟภ.มีผู้ที่ได้รับอนุญาตจาก สำนักงาน กกพ. จำนวน 30 ราย กำลังการผลิต 1,706 กิโลวัตต์ (1.71 เมกะวัตต์) เชื่อมต่อเข้าระบบแล้ว 27 ราย กำลังการผลิต 1,697.31 กิโลวัตต์ (1.70 เมกะวัตต์) ยังไม่ได้เชื่อมต่อ 3 ราย (รวม 9 กิโลวัตต์) และคณะทำงานฯ ได้เห็นชอบ ดังนี้ (1) ให้ขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าโครงการนำร่อง (Pilot Project) การผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาอย่างเสรี จากวันที่ 31 มีนาคม 2560 เป็นวันที่ 30 มิถุนายน 2560 โดยขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อระบบเฉพาะผู้ที่ได้รับใบแจ้งยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตแล้ว และ (2) เมื่อสิ้นสุดการขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อระบบแล้ว ให้การไฟฟ้านครหลวงและการไฟฟ้าส่วนภูมิภาคแจ้งสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเพื่อเพื่อยกเลิกใบแจ้งยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาต สำหรับผู้ที่ไม่ได้ดำเนินการต่อไป ซึ่งปัจจุบัน พพ. อยู่ระหว่างการดำเนินโครงการศึกษาวิเคราะห์โครงการนำร่องการส่งเสริมติดตั้งโซลาร์รูฟเสรี โดยจุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ซึ่งในการดำเนินโครงการฯ ได้กำหนดจำนวนกลุ่มเป้าหมายตรวจวัดข้อมูลติดตามผล 300 ราย แต่จากผลการดำเนินโครงการฯ มีผู้เข้าร่วมไม่เป็นไปตามจำนวนที่กำหนด ดังนั้น คณะทำงานฯ จึงเห็นชอบให้จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ตรวจวัดข้อมูลจากโครงการโซลาร์รูฟฯ กลุ่มที่ได้รับ Feed-in Tariff และกลุ่มที่ขนานเครื่อง เพื่อใช้เป็นข้อมูลประกอบในการวิเคราะห์โครงการนำร่องการส่งเสริมติดตั้งโซลาร์รูฟเสรี
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าโครงการนำร่อง (Pilot Project) การผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาอย่างเสรี จากวันที่ 31 มีนาคม 2560 เป็นวันที่ 30 มิถุนายน 2560 โดยขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อระบบเฉพาะผู้ที่ได้รับใบแจ้งยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาต โดยเมื่อสิ้นสุดการขยายระยะเวลาการเชื่อมระบบโครงข่ายไฟฟ้าแล้วให้การไฟฟ้านครหลวงและการไฟฟ้าส่วนภูมิภาคแจ้งต่อสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเพื่อยกเลิกใบแจ้งยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตสำหรับผู้ที่ไม่ได้ดำเนินการต่อไป
2. รับทราบการมอบหมายให้จุฬากรณ์มหาวิทยาลัยตรวจวัดข้อมูลที่เกี่ยวข้องจากโครงการโซลาร์รูฟ โดยเพิ่มกลุ่มที่ได้รับ Feed-in Tariff และกลุ่มที่ขนานเครื่อง เพื่อใช้เป็นข้อมูลประกอบวิเคราะห์โครงการนำร่องฯ เพื่อเสนอแนวทางการส่งเสริมโซลาร์รูฟเสรีในระยะต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
การดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558 – 2579 (Oil Plan 2015) ไตรมาสที่ 2 ปี 2560 สรุปได้ดังนี้ ส่วนที่มีความก้าวหน้า ได้แก่ มาตรการที่ 5 สนับสนุนการลงทุนในระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิง ได้แก่การสนับสนุนระบบโลจิสติกส์ที่มีประสิทธิภาพโดยการพัฒนาระบบขนส่งน้ำมันทางท่อมีความคืบหน้าดังนี้ (1) โครงการระบบท่อขนส่งน้ำมันสายเหนือ คณะกรรมการผู้ชำนาญการพิจารณารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (คชก.) ได้พิจารณารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) แล้วเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2560 และมีมติไม่ให้ความเห็นชอบและมอบหมายบริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จำกัด (FPT) นำกลับไปแก้ไขเพิ่มเติมตามรายละเอียดที่ คชก. กำหนด ซึ่งบริษัทฯ ได้แก้ไขรายงานเสร็จแล้วและอยู่ระหว่างตรวจสอบความสมบูรณ์ครบถ้วน ในส่วนของการก่อสร้างคลังน้ำมันในจังหวัดพิจิตรมีความก้าวหน้าอยู่ที่ร้อยละ 20 (2) โครงการระบบท่อขนส่งน้ำมันสายตะวันออกเฉียงเหนือ เมื่อเดือนมกราคม 2560 กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และบริษัท ไทย ไปป์ไลน์ เน็ตเวิร์ค จำกัด (TPN) ได้มีการชี้แจงรายละเอียดโครงการเบื้องต้นต่อผู้ว่าราชการจังหวัดทั้ง 5 จังหวัด (จังหวัดสระบุรี จังหวัดลพบุรี จังหวัดชัยภูมิ จังหวัดนครราชสีมา และจังหวัดขอนแก่น) คาดว่าจะดำเนินการรับฟังความคิดเห็นของประชาชน ครั้งที่ 1 ในช่วงเดือนพฤษภาคม – มิถุนายน 2560 รวมทั้ง ได้ดำเนินการออกแบบระบบท่อขนส่งน้ำมันและคลังน้ำมันเบื้องต้นแล้วเสร็จ และเมื่อวันที่ 23 พฤษภาคม 2560 ได้มีการลงนามบันทึกข้อตกลงความร่วมมือ (MOU) การเชื่อมต่อและการดำเนินงานส่วนขยายระบบขนส่งน้ำมันทางท่อระหว่างบริษัท ไทยไปป์ไลน์ เน็ตเวิร์ค จำกัด (TPN) และบริษัท ท่อส่งปิโตรเลียมไทย จำกัด (THAPPLINE) ทั้งนี้ การดำเนินงานอาจล่าช้ากว่าแผนงานเดิมที่กำหนดไว้ เนื่องจากพื้นที่เดิมที่ได้มีการวางแผนไว้ว่าจะสร้างคลังน้ำมันจังหวัดขอนแก่นติดข้อกำหนด ผังเมือง โดยจะส่งผลต่อการเปิดใช้งานคลังน้ำมันจากแผนเดิมที่วางไว้ในปลายปี 2563 เป็นภายในปี 2564 ส่วนมาตรการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ ธพ. ได้ยกเลิกการคัดเลือกที่ปรึกษา เนื่องจากมูลนิธิเพื่อสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย บริษัทที่ปรึกษาที่ผ่านการคัดเลือกให้เหลือน้อยราย จำนวน 1 ราย ไม่สามารถดำเนินการศึกษาตามที่ TOR กำหนด ซึ่ง ธพ. ได้มีการปรับ TOR และจะเสนอให้คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงพิจารณาอีกครั้ง และมาตรการที่ 2 การบริหารจัดการชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม ได้แก่ การบริหารจัดการชนิดของเชื้อเพลิงให้เหมาะสมกับกลุ่มผู้ใช้ต่างๆ กรณี NGV ซึ่งที่ผ่านมามีการเปิดให้สถานีบริการก๊าซธรรมชาติเฉพาะตามแนวท่อก๊าซฯ จำนวน 1 สถานี และได้ดำเนินการก่อสร้างศูนย์พักรถขนส่งสินค้าพร้อมสถานีบริการก๊าซธรรมชาติ (NGV Terminal Hub) เฟสแรกแล้วเสร็จและเปิดบริการแล้ว ปัจจุบันอยู่ระหว่างก่อสร้างวางท่อเพื่อเปลี่ยนเป็นสถานีแนวท่อ จำนวน 1 สถานี ส่วนที่สถานะความก้าวหน้าการดำเนินงานยังคงเดิม ได้แก่ มาตรการที่ 2 การบริหารจัดการชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม ธพ. ได้บริหารจัดการชนิดของเชื้อเพลิงให้เหมาะสมกับกลุ่มผู้ใช้ต่างๆ (NGV) สนับสนุนให้มีสถานีบริการก๊าซธรรมชาติเฉพาะตามแนวท่อก๊าซ โดยเปิดให้บริการสถานีบริการก๊าซธรรมชาติเฉพาะตามแนวท่อก๊าซ จำนวน 1 สถานี ส่วนการลดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิง ธพ. ได้ชะลอการยกเลิกน้ำมันแก๊สโซออล 91 เนื่องจากสถานการณ์ปริมาณเอทานอลเริ่มไม่คงที่จึงต้องรอความชัดเจนของนโยบาย และการกำหนดมาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิงภูมิภาคอาเซียน ปัจจุบันอยู่ระหว่างรอข้อคิดเห็นเกี่ยวกับข้อเสนอการจัดทำร่างมาตรฐานน้ำมันอาเซียน ของประเทศสมาชิกอาเซียนจากสำนักความร่วมมือระหว่างประเทศ นอกจากนี้ในส่วนของมาตรการที่ 4 ผลักดัน การใช้เชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล ตามแผน AEDP 2015 ได้แก่ ศึกษาการกำหนดมาตรฐานน้ำมันดีเซล ที่ผสมไบโอดีเซลในสัดส่วนร้อยละ 10 ซึ่งปัจจุบัน ธพ. อยู่ระหว่างการศึกษารวบรวมและติดตามข้อมูล
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 รายงานผลการดำเนินงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ประจำปีบัญชี 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 30 กันยายน 2546 เห็นชอบให้หน่วยงานต่างๆ ที่มีเงิน นอกงบประมาณถือปฏิบัติตามมาตรการกำกับดูแลเงินนอกงบประมาณตามที่กระทรวงการคลังเสนออย่างเคร่งครัด ซึ่งรวมถึงการนำระบบประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนที่เป็นมาตรฐานสากล และมีการกำหนดตัวชี้วัดการดำเนินงาน (KPI) มาใช้เพื่อวัดประสิทธิภาพและประสิทธิผลการดำเนินงานของทุนหมุนเวียนด้วย ซึ่งกรมบัญชีกลางได้พิจารณาเห็นชอบให้ทุนหมุนเวียนที่อยู่ในกำกับของกระทรวงพลังงาน คือ กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เข้าสู่ระบบประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนตั้งแต่ปีบัญชี 2551 เป็นต้นไป ทั้งนี้ การกำกับดูแลและประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนจะดำเนินการโดยคณะกรรมการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน โดยมีการกำหนดกรอบหลักเกณฑ์การประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน 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. การกำหนดเกณฑ์การประเมินผลกองทุนน้ำมันฯ กรมบัญชีกลางและที่ปรึกษา (ในปี 2559 คือ บริษัท ทริส คอร์ปอเรชั่น จำกัด) ได้มีการหารือร่วมกับสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) เพื่อกำหนดเกณฑ์ชี้วัดการประเมินผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ ภายใต้กรอบ 4 ด้าน จากนั้นกรมบัญชีกลางจะนำเกณฑ์ชี้วัดดังกล่าวเสนอต่อคณะกรรมการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน พิจารณาให้ความเห็นชอบและประเมินผลการดำเนินงานเมื่อสิ้นปีงบประมาณต่อไป ทั้งนี้ ระหว่างปี 2552 – 2559 กองทุนน้ำมันฯ มีผลการดำเนินงานสรุปผลได้ ดังนี้ ปี 2555 อยู่ที่ระดับ 3.5989 ปี 2556 อยู่ที่ระดับ 3.8245 ปี 2557 อยู่ที่ระดับ 3.8346 และปี 2558 อยู่ที่ระดับ 3.7130
3. เมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2560 กรมบัญชีกลาง ได้มีหนังสือถึง สนพ. แจ้งว่า คณะกรรมการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน กรมบัญชีกลาง กระทรวงการคลัง ได้พิจารณาและให้ความเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ ประจำปีบัญชี 2559 โดยอยู่ที่ระดับ 4.5791 คะแนน ซึ่งอยู่ในระดับดี – ดีมาก (4.0000 – 5.0000 คะแนน) ซึ่งดีขึ้นเมื่อเทียบกับปีบัญชี 2558 ที่มีคะแนน 3.7130 อยู่ในระดับปกติ – ดี (3.0000 – 3.9999 คะแนน) เนื่องจากกองทุนฯ สามารถดำเนินการตามเกณฑ์วัดผลการดำเนินงานได้ดีขึ้นในทุกด้าน โดยเฉพาะด้านการปฏิบัติการ ได้คะแนนเต็ม ประกอบด้วย ด้านการเบิกจ่ายเงินสามารถดำเนินการได้ตามที่ได้รับอนุมัติ สามารถส่งรายงานการรับจ่ายและการใช้จ่ายเงินให้กับกรมบัญชีกลางภายใน 60 วันนับจากวันสิ้นปีงบประมาณ และสามารถรักษามาตรฐานระยะเวลาเบิกจ่ายเงินให้หน่วยงานที่เบิกภายในกำหนด 5 วัน หลังจากได้รับเอกสาร เบิกจ่ายเงินครบถ้วนสมบูรณ์ รวมทั้งสามารถดำเนินการได้จริงตามแผนประชาสัมพันธ์และสร้างภาพลักษณ์ ของกองทุนน้ำมันฯ และแผนปรับปรุงพัฒนาการดำเนินงานกองทุนน้ำมันฯ และไม่มีข้อสังเกตจากคณะกรรมการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนต่อการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม 2560 ได้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) นำร่าง พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ฉบับที่ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ไปจัดทำรายละเอียดการวิเคราะห์ผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากกฎหมาย ตามหลักเกณฑ์ การตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) พร้อมทั้งจัดให้มีการรับฟัง ความคิดเห็นต่อร่าง พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... และเผยแพร่ผลการรับฟังความคิดเห็นผ่านเว็บไซต์ของ สนพ. และ สบพน. เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทยต่อไป
2. สนพ. ได้ดำเนินการตามหลักเกณฑ์และแนวทางการรับฟังความคิดเห็นประกอบการจัดทำร่างกฎหมาย โดย สนพ. ได้มีประกาศสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเรื่อง การรับฟังความคิดเห็นร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย โดยมีวิธีการรับฟังความคิดเห็น 3 ช่องทาง คือ 1) ผ่านเว็บไซต์ www.eppo.go.th ตั้งแต่วันที่ 2 พฤษภาคม – 1 มิถุนายน 2560 และ www.lawamendment.go.th ตั้งแต่วันที่ 17 พฤษภาคม – 1 มิถุนายน 2560 2) การแสดงความคิดเห็นเป็นเอกสารไปรษณีย์/อีเมล์ ตั้งแต่วันที่ 2 พฤษภาคม – 1 มิถุนายน 2560 ส่งทางไปรษณีย์ลงทะเบียนมาที่ สนพ. หรือ โทรสาร 0 2612 1391 และ 3) การจัดสัมมนารับฟังความคิดเห็น เมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2560 โดยมีผู้เข้าร่วมสัมมนาจากหน่วยงานภาครัฐ ผู้ค้าน้ำมัน โรงกลั่นน้ำมัน สมาคม มูลนิธิ ภาควิชาการ รวมถึงประชาชนทั่วไป ซึ่งสรุปจำนวนผู้เกี่ยวข้องที่แสดงความคิดเห็น ทั้งหมด จำนวน 336 คน โดยผ่านทาง www.eppo.go.th จำนวน 29 คน เอกสารไปรษณีย์/อีเมล์ จำนวน 5 คน เข้าร่วมการสัมมนารับฟังความคิดเห็นเมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2560 จำนวน 302 คน
3. จากการเปิดรับฟังความเห็นต่อร่าง พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... จากช่องทางดังกล่าว ส่วนใหญ่มีความเห็นด้วยกับร่าง พ.ร.บ. ฉบับดังกล่าว แต่ยังมีผู้มีความเห็นแย้ง ซึ่งสรุปประเด็นหลักๆ ได้ดังนี้ (1) ความจำเป็นของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยร้อยละ 97 ของผู้เข้าร่วมสัมมนามีความเห็นว่ากองทุนน้ำมันฯ ยังมีความจำเป็น เพื่อเป็นกลไกในการช่วยป้องกันและบรรเทาภาวะขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงและรักษาระดับราคา ขายปลีกน้ำมันในประเทศจากความผันผวนของตลาดโลก ช่วยลดผลกระทบต่อประชาชน และระบบเศรษฐกิจ ของประเทศ ส่วนร้อยละ 3 มีความเห็นว่ากองทุนน้ำมันฯ ไม่มีความจำเป็นเนื่องจากขัดมาตรา 77 รัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย เป็นการเพิ่มภาระให้กับประชาชนในการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุน ประกอบกับไม่สอดคล้องกับสภาวการณ์ในตลาดโลกที่เปลี่ยนแปลง (2) วัตถุประสงค์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง มาตรา 5 โดยร้อยละ 75 เห็นด้วยในหลักการของวัตถุประสงค์ คือ (1) รักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม ในกรณีที่เกิดวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงไป (2) สนับสนุนราคาเชื้อเพลิงชีวภาพให้มีส่วนต่างราคาที่สามารถแข่งขันกับน้ำมันเชื้อเพลิงได้ และ (3) บรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับผู้มีรายได้น้อยและผู้ด้อยโอกาส ส่วนร้อยละ 25 ให้กระทรวงพลังงานทบทวนความจำเป็นของวัตถุประสงค์ข้อ (4) และ (5) เนื่องจากได้กำหนดให้กองทุนน้ำมันฯ มีจำนวนเงินไม่เกิน 40,000 ล้านบาท ซึ่งเป็นวงเงินที่ไม่เพียงพอ หากจะเรียกเก็บเพิ่มจะเป็นการสร้างภาระให้กับประชาชน (3) คณะกรรมการ โดยร้อยละ 100 เห็นด้วยในหลักการให้มีการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงโดยคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง แต่องค์ประกอบในมาตรา 9(4) กรรมการผู้ทรงคุณวุฒิที่รัฐมนตรีแต่งตั้งจากผู้มีความรู้ความเชี่ยวชาญ และประสบการณ์ในด้านการเงิน และด้านธุรกิจน้ำมันเชื้อเพลิง อย่างน้อยด้านละหนึ่งคน เสนอให้เพิ่มด้านสังคมและคุ้มครองผู้บริโภคอีก 1 คน (4) วงเงินกองทุน โดยร้อยละ 100 เห็นด้วยในหลักการ ในการกำหนดวงเงินสูงสุดของกองทุนพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนอย่างมีประสิทธิภาพไม่เกิน 40,000 ล้านบาท เพราะไม่สร้างภาระให้กับประชาชนมากเกินไป และ (5) บทกำหนดโทษโดย ร้อยละ 80 ไม่เห็นด้วยกับการให้มีการกำหนดโทษจำคุก ซึ่งเป็นคดีอาญา เนื่องจาก มีการกำหนดเงินเพิ่มในอัตราร้อยละ 1.5 และร้อยละ 3 แล้ว แต่หากกระทรวงพลังงานพิจารณาแล้วเห็นว่า ยังเป็นเรื่องที่จำเป็น ขอเสนอเพิ่มถ้อยคำว่า “จะต้องมีเจตนา” ในส่วนของการดำเนินงานในระยะต่อไป สนพ. กำลังจัดทำรายงานสรุปผลการรับฟังความคิดเห็น และจะมีการเปิดเผยผลการรับฟังความคิดเห็นต่อประชาชนบนเว็บไซต์ของ สนพ. www.eppo.go.th และ www.lawamendment.go.th ต่อไป เพื่อประกอบการจัดทำคำชี้แจงตามหลักเกณฑ์การตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) โดยเมื่อดำเนินการดังกล่าวแล้วเสร็จจะนำเสนอต่อคณะกรรมการกฤษฎีกา คณะรัฐมนตรี และสภานิติบัญญัติแห่งชาติต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมิถุนายน 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควตาการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของ ทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอ ทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ในส่วนของการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน คือ ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ - ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม ส่วนที่ 2 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ โดยให้ ราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง +ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ทั้งนี้ เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ และ (2) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนผลิตและจัดหา โดยยกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศ โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมิถุนายน 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ เดือนพฤษภาคม - กรกฎาคม 2560 เพิ่มขึ้นจากเดือนกุมภาพันธ์ – เดือนเมษายน 2560 ที่ 0.0551 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.3815 บาทต่อกิโลกรัมเป็น 13.4366 บาทต่อกิโลกรัม (2) โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก ต้นทุนอ้างอิงราคาตลาดโลกที่สูตรราคา CP โดยต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในเดือนมิถุนายน 2560 เท่ากับ 387.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) การนำเข้า ต้นทุนเดือนมิถุนายน 2560 อยู่ที่ 434.6940 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และ (4) บริษัท ปตท. สผ. สยาม จำกัด ต้นทุนเดือนพฤษภาคม - กรกฎาคม 2560 ลดลง 0.10 บาทต่อกิโลกรัม จาก 15.20 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.10 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ ศาลปกครองสูงสุดมีคำพิพากษาให้เพิกถอนระเบียบคณะกรรมการปฏิรูปที่ดินเพื่อเกษตรกรรม เรื่องการให้ความยินยอมในการนำทรัพยากรธรรมชาติในเขตปฏิรูปที่ดินไปใช้ประโยชน์ตามกฎหมายอื่น พ.ศ. 2541 ซึ่งเดิมเป็นระเบียบปฏิบัติที่ผู้รับสัมปทานปิโตรเลียมดำเนินการขออนุญาตเพื่อเข้าดำเนินกิจกรรมสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในพื้นที่เขตปฏิรูปที่ดินฯ ทำให้การอนุญาตใช้ประโยชน์ในเขตปฏิรูปที่ดินเพื่อเกษตรกรรมตามระเบียบพิพาทเป็นโมฆะ เมื่อวันที่ 2 มิถุนายน 2560 กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ได้มีหนังสือแจ้งบริษัท ปตท. สผ. สยาม จำกัด ให้หยุดการผลิตปิโตรเลียมในพื้นที่เขตปฏิรูปที่ดินเพื่อเกษตรกรรม จนกว่าจะได้รับอนุญาตให้เข้าไปใช้ประโยชน์ในที่ดินดังกล่าวได้ เพื่อมิให้ขัดต่อข้อกฎหมายและคำพิพากษาของศาลปกครองสูงสุด ส่งผลให้ปริมาณก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ลดลงเหลือร้อยละ 60 ของปริมาณการผลิตเดิม โดยสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนมิถุนายน 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 387.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนพฤษภาคม 2560 อยู่ที่ 34.6199 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับลดลง 0.0527 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 15.1018 บาทต่อกิโลกรัม (436.3049 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 15.0491 บาทต่อกิโลกรัม (434.6940 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และราคา ณ โรงกลั่นของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคปิโตรเคมีที่อ้างอิงราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average) ปรับเพิ่มขึ้น 0.0031 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.5405 บาทต่อกิโลกรัม (391.1977 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 13.5436 บาทต่อกิโลกรัม (391.2074 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
3. จากมติ กบง. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบและราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก อัตราแลกเปลี่ยน ส่งผลให้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ/ชดเชย ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุน#1) ณ เดือนมิถุนายน 2560 เป็นดังนี้ ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ที่ขายภาคปิโตรเคมี ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.1070 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ที่ขายเป็นเชื้อเพลิง ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 1.6125 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขายภาคปิโตรเคมี ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.1284 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขายเป็นเชื้อเพลิง ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 1.6339 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจาก ปตท. สผ. สยามฯ ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.7892 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจากอัตราเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าวส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมัน#1) มีรายรับ 520 ล้านบาท ต่อเดือน ดังนั้น เพื่อเป็นการลดภาระการชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ และเตรียมการในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในอนาคต ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 4 มิถุนายน 2560 มีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของก๊าซ LPG จำนวน 6,430 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.49 บาทต่อกิโลกรัม โดยกองทุนน้ำมันฯ ปรับลดการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ ลง 0.0527 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 1.5996 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 1.5469 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับเท่ากับรายจ่าย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือน มิถุนายน 2560 ดังนี้
(1) ราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 13.4366 บาทต่อกิโลกรัม
(2) ราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 13.4152 บาทต่อกิโลกรัม
(3) ราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 15.0491 บาทต่อกิโลกรัม
(4) ราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.1000 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 1.5469 บาท
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 14 พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินคืนกองทุนสำหรับก๊าซที่ส่งออกนอกราชอาณาจักร
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 8 มิถุนายน 2560 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 7 อัตราการรับซื้อไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาเรื่องแนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ” สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบในหลักการให้ การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และบริษัท พีอีเอ เอ็นคอม อินเตอร์ เนชั่นแนล จำกัด ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐสำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ (โครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ) ในส่วนของการผลิตไฟฟ้าชีวมวล โดยมีปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 12 เมกะวัตต์ โดยร่วมกับบริษัทชุมชนประชารัฐ/วิสาหกิจชุมชน ทั้งนี้ให้รายงานผลการดำเนินงานต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และมอบให้ กบง. พิจารณาในการดำเนินการในส่วนของการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) โดยมีปริมาณการรับซื้อไม่เกิน 30 เมกะวัตต์ (2) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานและคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) โดยความเห็นชอบของ กบง. กำหนดอัตราราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ โดยคำนึงถึงความเป็นธรรมและเพียงพอในการรองรับวัตถุประสงค์ของแนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ”(3) มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) บริหารต้นทุนการผลิตไฟฟ้าเพื่อให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ โดยให้มีผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าน้อยที่สุด ทั้งนี้ ให้รับความเห็นของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปประกอบการพิจารณาดำเนินการต่อไป
2. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้จัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้โดยมีหลักการ ดังนี้ (1) อัตรารับซื้อไฟฟ้าต้องเป็นธรรมและเพียงพอที่จะทำให้โครงการสามารถดำเนินการได้อย่างยั่งยืน และทำให้บริษัทชุมชนประชารัฐ/วิสาหกิจชุมชน มีรายได้อย่างต่อเนื่อง และเป็นธรรมกับผู้ประกอบการในพื้นที่ใกล้เคียง (2) สร้างรายได้ในส่วนของการจัดหาเชื้อเพลิงอย่างมั่นคง เพื่อให้เกิดการสร้างงาน เพิ่มรายได้ของชุมชน (3) สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558-2579 (AEDP 2015) ที่มีเป้าหมายจะผลิตพลังงานไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนให้ได้ร้อยละ 20 ของการผลิตไฟฟ้าทั้งหมด และในการจัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ มีขั้นตอน ดังนี้ (1) การทบทวนสมมติฐานต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าชีวมวลสำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ เพื่อกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff ของชีวมวล โดยพิจารณาการเปลี่ยนแปลงต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าโดยใช้ค่า k ตามวิธีการคิดของสำนักงบประมาณ พบว่า ต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าชีวมวล ณ เดือนพฤษภาคม 2560 เทียบกับเดือนธันวาคม 2557 จะลดลงร้อยละ 0.3 และตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 18 มกราคม 2548 ได้กำหนดว่าราคากลางงานก่อสร้างของทางราชการ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ให้คำนวณราคากลางงานก่อสร้างตามหลักเกณฑ์ปกติแล้วบวกเพิ่มเป็นค่าตอบแทนพิเศษเพื่อจูงใจในการปฏิบัติงาน จำนวนร้อยละ 5 ของราคากลางที่คำนวณได้เป็นราคากลางงานก่อสร้าง โดยสามารถสรุปเงินลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าชีวมวล ที่จะใช้ในการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากชีวมวลในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ ได้เท่ากับ 78.513 ล้านบาทต่อเมกะวัตต์ (2) การกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้า ได้พิจารณาจากแนวทางการจัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ดังนี้
2.1 การพิจารณาอัตรารับซื้อในส่วนคงที่ (FiTF) เป็นอัตรารับซื้อส่วนที่สะท้อนเงินลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าชีวมวลสำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ โดยมีผลตอบแทนโครงการตามนโยบายที่กำหนด มีแนวทางพิจารณาตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 โดยกำหนดผลตอบแทนโครงการ (Project IRR ร้อยละ 10) ซึ่งเป็นผลตอบแทนที่อยู่ในระดับที่เพียงพอ และผู้ลงทุนยังมีความสามารถในการจัดหาสินเชื่อเพื่อพัฒนาโครงการได้ และทำการวิเคราะห์ผลตอบแทนส่วนเพิ่มของโครงการประชารัฐ/วิสาหกิจชุมชน พบว่า โครงการในระดับชุมชนจะมีศักยภาพในการจัดหาเงินทุนต่ำ (สัดส่วนอัตราหนี้สินต่อทุนประมาณ 50:50) และมีต้นทุนอัตราดอกเบี้ยเงินกู้ที่สูง (มากกว่าโครงการที่พัฒนาโดยภาคเอกชนทั่วไปอีกประมาณร้อยละ 0.5 -1.0) ส่งผลให้ต้นทุนทางการเงินเฉลี่ยของกิจการ (Weighted Average Cost of Capital: WACC) เพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 1.0 ดังนั้น โครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐควรกำหนดผลตอบแทนโครงการส่วนเพิ่มเพื่อชดเชยต้นทุนทางการเงินอีกร้อยละ 1.0 เพื่อรักษาระดับผลตอบแทนส่วนทุน (Equity IRR) ให้เท่ากับโครงการทั่วไป นอกจากนี้ จากการประสานสถาบันการเงินให้แนวทางว่า ควรกำหนดผลตอบแทนเพื่อรองรับความเสี่ยงสำหรับโครงการขนาดเล็กมาก (น้อยกว่า 3 เมกะวัตต์) อีกร้อยละ 1.0 เพื่อรองรับการพิจารณาผลตอบแทนส่วนเพิ่ม รองรับความเสี่ยงในการดำเนินโครงการในระยะยาวที่สูงกว่าปกติ (Risk Premium) ในการพิจารณาสินเชื่อของสถาบันการเงิน จากแนวทางดังกล่าวสรุปผลตอบแทนโครงการที่เหมาะสมในการจัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้ดังนี้ โรงไฟฟ้ากำลังผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 3 เมกะวัตต์ Project IRR อยู่ที่ร้อยละ 12 และโรงไฟฟ้ากำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 3 เมกะวัตต์ อยู่ที่ร้อยละ 11
2.2 การพิจารณาอัตรารับซื้อในส่วนแปรผัน (FiTV) ซึ่งสะท้อนราคารับซื้อเชื้อเพลิง พพ. ได้กำหนดอัตราเท่ากับ อัตรารับซื้อไฟฟ้าพื้นฐาน (FiTV) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ซึ่งเป็น อัตรา FiTV เดียวกันกับอัตรารับซื้อ FiTV VSPP Semi-Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 ซึ่งเมื่อนำสมมติฐานเงินลงทุนและแนวทางการกำหนดผลตอบแทนโครงการที่กล่าวมาข้างต้นมาประเมินร่วมกับแบบจำลองทางการเงินที่ใช้สำหรับการกำหนด FiT จะสามารถสรุปข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากชีวมวลสำหรับโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้ดังนี้ กำลังผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 3 เมกะวัตต์ FiT อยู่ที่ 5.14 บาทต่อหน่วย และกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 3 เมกะวัตต์ FiTอยู่ที่ 4.45 บาทต่อหน่วย โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี ทั้งนี้ อัตรา FiT จะเพิ่มขึ้นต่อเนื่องตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557
2.3 การพิจารณาเรื่องความเป็นธรรมของอัตรารับซื้อกับผู้ประกอบการในพื้นที่ใกล้เคียง เพื่อให้เป็นไปตามหลักการในการจัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้า ควรกำหนดหลักเกณฑ์ในการเดินเครื่องโดยต้องมี Plant factor ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 80 จึงจะได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้าดังกล่าว หากไม่สามารถทำได้ควรได้อัตราเท่ากับค่าเฉลี่ยที่ผู้ประกอบการในพื้นที่เดียวกันที่ประมูลมาครั้งล่าสุด ทั้งนี้ สรุปข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้ดังนี้
3. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า (1) อัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ตามที่เสนอในข้อ 2.3 มีอัตรารับซื้อที่สูงกว่าเมื่อเปรียบเทียบกับอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชีวมวลที่ชนะการแข่งขันทางด้านราคาในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ที่ผ่านมา ซึ่งประเด็นดังกล่าวอาจส่งผลให้เกิดการร้องเรียนหรือการฟ้องร้องเรื่องความไม่เป็นธรรมได้ (2) ควรกำหนดพื้นที่ตั้งโครงการโดยพิจารณาจากความเหมาะสมศักยภาพระบบไฟฟ้า ความต้องการใช้ไฟฟ้า และศักยภาพเชื้อเพลิงชีวมวลในพื้นที่ที่เพียงพอ และจะต้องส่งผลกระทบต่อการรับซื้อเชื้อเพลิงโครงการพลังงานหมุนเวียนที่อยู่ระหว่างดำเนินการอยู่ในพื้นที่ใกล้เคียงน้อยที่สุด เพื่อหลีกเลี่ยงปัญหาการฟ้องร้องเรื่องความไม่เป็นธรรมในอนาคต (3) ควรมีการส่งเสริมการพัฒนาเชื้อเพลิงชีวมวลภายในบริเวณโครงการและกลุ่มแนวร่วมของชุมชนในพื้นที่ เพื่อเป็นการสร้างรายได้ในส่วนของการจัดหาเชื้อเพลิงที่จะป้อนเข้าสู่โรงไฟฟ้า รองรับการจัดตั้ง โครงการพาคนกลับบ้าน ของ กอ.รมน.ภาค 4 สน. และโครงการรองรับมวลชน หมู่บ้านสันติสุข เพื่อให้เกิดการสร้างงาน เพิ่มรายได้ ส่งเสริมระบบป้องกันตนเองจากมวลชนในพื้นที่ตน ตามวัตถุประสงค์ของโครงการที่ กพช. มีมติเห็นชอบไว้ (4) ควรมีแนวทางการกำหนดผลตอบแทนที่กลับคืนสู่ชุมชนในพื้นที่ที่แน่นอน เช่น การรับประกันการจัดสรรผลตอบแทนขั้นต่ำกลับคืนสู่ชุมชนในพื้นที่ไม่ต่ำกว่าข้อเสนอต่อ กพช. (ร้อยละ 10 ของกำไรสุทธิในแต่ละปี) การรับประกันราคาและปริมาณรับซื้อเชื้อเพลิงจากชุมชนในพื้นที่ที่กำหนด เป็นต้น และ (5) ควรให้ บริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ นำเสนอแผนการดำเนินงานในการเชิญชวนให้บริษัทชุมชนประชารัฐ/วิสาหกิจชุมชนเข้าร่วมลงทุนให้ครบตามสัดส่วนที่ได้เสนอในหลักการต่อ กพช. ไว้ เพื่อให้ทันตามระยะเวลาการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ทั้งนี้ ควรให้ กฟภ. จัดกระบวนการคัดเลือกผู้เข้าร่วมโครงการอย่างเป็นธรรมและโปร่งใส ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากชีวมวลในรูปแบบ Feed - in Tariff (FiT) ของโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ดังนี้
ทั้งนี้ การคำนวณอัตรา Plant Factor (PF) ประจำเดือนจะไม่รวมในกรณีที่มีเหตุสุดวิสัยจากระบบส่งไฟฟ้า
2. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค กำหนดจุดพัฒนาโครงการให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ และอยู่ในพื้นที่ที่มีศักยภาพชีวมวลที่เหมาะสม โดยพื้นที่ตั้งโครงการจะต้องเป็นพื้นที่ที่มีความเสี่ยงพิเศษ หรือพื้นที่เพื่อความมั่นคงพิเศษที่ผู้แทนพิเศษของรัฐบาลในการแก้ไขปัญหาจังหวัดชายแดนภาคใต้เป็นผู้กำหนด
3. มอบหมายให้การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคและบริษัท พีอีเอ เอ็นคอม อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด รับความเห็น และข้อสังเกตของที่ประชุมไปดำเนินการและรายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อทราบต่อไป
4. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ โดยมีเงื่อนไขว่าต้องรับซื้อไม้ในพื้นที่เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าเป็นลำดับแรก และต้องเป็นไม้ที่ไม่ได้มาจากการตัดไม้ทำลายป่า
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ ภาคการเกษตร (โครงการฯ) โดยมีขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ซึ่งแต่งตั้งโดย กพช. รับไปกำหนดหลักเกณฑ์ ระเบียบการคัดเลือกโครงการ และพิจารณารับซื้อไฟฟ้าโดยคำนึงถึงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์และความสามารถรองรับของระบบสายส่ง ต่อมาเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 กพช. เห็นชอบให้เลื่อนวัน SCOD ของโครงการฯ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในระยะที่ 1 ออกไป เป็นภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้ ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือ (ระยะที่ 2) ยังคงเป็นไปตามกำหนดระยะเวลาเดิม คือ ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 และต่อมาเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 กพช. เห็นชอบการมอบอำนาจให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาขยายระยะเวลา SCOD ของโครงการฯ พร้อมบทกำหนดโทษปรับลดอัตราค่าไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ลดลงไม่เกินร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย และหักระยะเวลาการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามข้อเท็จจริงแห่งเหตุอุทธรณ์ ทั้งนี้อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น โดยระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ กำหนดเงื่อนไขการพิจารณาอุทธรณ์ตามสัญญาว่า ในกรณีคู่สัญญามีปัญหาปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า ให้เป็นอำนาจของ กกพ. วินิจฉัยหาข้อยุติ โดยให้ถือว่าคำวินิจฉัยของ กกพ. เป็นที่สุด และหากผู้ผลิตไฟฟ้าไม่พอใจในคำวินิจฉัยของ กกพ. ให้ฟ้องคดีต่อศาลไทย
2. จากการดำเนินงานมีสหกรณ์ภาคการเกษตรผ่านการพิจารณาคัดเลือกรวม 67 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 281.32 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนดจำนวน 55 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 232.87 เมกะวัตต์ แต่เนื่องจากระยะเวลานับจากวันลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) มีกำหนดประมาณปลายเดือนสิงหาคม 2559 จึงเหลือระยะเวลาดำเนินโครงการเพื่อ COD เพียง 4 เดือน ส่งผลให้บางโครงการไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ภายในกำหนด การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟน. หรือ กฟภ. ซึ่งเป็นคู่สัญญา) ได้มีหนังสือถึงบริษัทฯ แจ้งยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยหนังสือดังกล่าวมีการแจ้งสิทธิในการยื่นคำอุทธรณ์ต่อ กกพ. ภายใน 30 วันนับจากวันที่บริษัทฯ ได้รับหนังสือบอกเลิกสัญญาซื้อไฟฟ้าและบริษัทฯ ได้ยื่นอุทธรณ์จำนวน 11 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 43.45 เมกะวัตต์ และ มี 1 โครงการที่ปฏิเสธการตอบรับซื้อ กำลังผลิตติดตั้ง 5 เมกะวัตต์ โดยโครงการที่ยังไม่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบและยื่นอุทธรณ์ต่อ กกพ. จำนวน 11 โครงการ 3 รายแรกอยู่ระหว่างการพิจารณาอุทธรณ์ และอีก 8 ราย การไฟฟ้า ฝ่ายจำหน่ายได้บอกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้าซึ่งบริษัทฯ ได้มีหนังสืออุทธรณ์การยกเลิกสัญญาซื้อไฟฟ้าของ กฟน. และ กฟภ. ต่อ กกพ. ระหว่างเดือนกุมภาพันธ์ - เดือนมีนาคม 2560 โดยมีประเด็นอุทธรณ์ ดังนี้ (1) พื้นที่ตั้งโครงการประสบปัญหาเกี่ยวกับสภาพอากาศ โดยมีฝนตกหนักระหว่างเดือนกันยายน – เดือนตุลาคม 2559 ทำให้เป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาโครงการ (2) ระยะเวลาในการก่อสร้างนับจากวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าถึงกำหนดวัน SCOD ไม่เพียงพอ (3) บริษัทฯ ต้องจัดทำรายงานเกี่ยวกับการศึกษามาตรการป้องกันและแก้ไขผลกระทบต่อคุณภาพสิ่งแวดล้อมและความปลอดภัย (ESA) ตามประกาศกระทรวงอุตสาหกรรมฯ เมื่อเดือนกันยายน 2559 ซึ่งเป็นขั้นตอนที่กำหนดเพิ่มเติมภายหลังจากการประกาศรับซื้อไฟฟ้าในโครงการดังกล่าว ทำให้กระบวนการในการขออนุญาตต้องใช้ระยะเวลาเพิ่มมากขึ้น จึงไม่สามารถก่อสร้างโรงงานได้ตามกำหนด และ (4) สัญญาซื้อขายไฟฟ้ากำหนดให้คู่สัญญาสามารถพิจารณาเลื่อนกำหนดวัน SCOD ได้ หากมีเหตุอันสมควร
3. เมื่อวันที่ 24 พฤษภาคม 2560 กกพ. ได้พิจารณาอุทธรณ์ของบริษัทฯ จำนวน 8 ราย และเห็นว่าอุทธรณ์ของบริษัทฯ ฟังขึ้นโดยมีเหตุผลประกอบ ดังนี้ (1) บริษัทฯ จะต้องดำเนินการยื่นขอรับใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงาน และใบอนุญาตที่เกี่ยวข้องกับการประกอบกิจการโรงงานผลิตพลังงานไฟฟ้า โดยมีระยะเวลาในการขอรับใบอนุญาตประเภทต่างๆ อ้างอิงตามคู่มือสำหรับประชาชนตามพระราชบัญญัติการอำนวยความสะดวกในการพิจารณาอนุญาตของทางราชการ พ.ศ. 2558 (2) เนื่องจากระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร กำหนดให้แบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้เป็นไปตามที่ กกพ. กำหนด โดยเมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2559 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด และสำนักงาน กกพ. ได้จัดส่งร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าดังกล่าวให้กับการไฟฟ้าเมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2559 จากข้อเท็จจริงการไฟฟ้าและบริษัทฯ ได้เข้าทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าช่วงปลายเดือนสิงหาคม 2559 บริษัทฯ จึงมีระยะเวลาดำเนินการประมาณ 4 เดือน นับจากวันลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าถึงกำหนดวัน SCOD (วันที่ 30 ธันวาคม 2559)
4. เมื่อพิจารณาจากข้อเท็จจริงแล้วเห็นได้ว่าระยะเวลาที่ได้มีการเลื่อนจากกำหนดเดิมตามประกาศ กกพ. กำหนดการจับสลากเดือนธันวาคม 2558 ได้ถูกเลื่อนออกไปเนื่องจากปัญหาการอุทธรณ์ร้องเรียนประกอบกับตามคำสั่ง คสช. ที่ 4/2559 ทำให้ระยะเวลาจับสลากเลื่อนไป 4 เดือน ถึงเดือนเมษายน 2559 ประกอบกับกำหนดระยะเวลาลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายใน 120 วัน ทำให้เมื่อลงนามแล้วระยะเวลาก่อสร้างเข้าสู่ช่วงฤดูฝนและระยะเวลาก่อสร้างโรงไฟฟ้าเหลือเพียง 4 เดือน ถึงกำหนดวัน SCOD ในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ทำให้มีระยะเวลาในการก่อสร้างมีอุปสรรคและไม่เพียงพอ ประกอบกับบริษัทฯ ไม่สามารถดำเนินการขอรับใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงาน และใบอนุญาตที่เกี่ยวข้องได้ภายในกำหนดวัน SCOD (วันที่ 30 ธันวาคม 2559) บริษัทฯ ทั้ง 8 โครงการได้อุทธรณ์กรณีที่การไฟฟ้าใช้สิทธิบอกเลิกสัญญาเนื่องจากระยะเวลาได้ล่วงเลยกำหนดวัน SCOD ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ในประเด็นดังกล่าว กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าจากการเลื่อนกำหนดการจับสลากออกไปจากเดิมทำให้ระยะเวลาดำเนินการน้อยลงกว่าเดิมประกอบกับช่วงเวลาที่เลื่อนทำให้ตรงกับฤดูฝนเป็นอุปสรรคต่อการดำเนินการประกอบกับโครงการของบริษัทฯ ทั้ง 8 รายได้ดำเนินการก่อสร้างเสร็จแล้ว ข้ออุทธรณ์ของบริษัทฯ จึงรับฟังได้ เนื่องจากความล่าช้าในการก่อสร้างมิได้เกิดจากความผิดของบริษัทฯ อย่างเดียว จึงเห็นควรให้ขยายกำหนดวัน SCOD ออกไปให้กับโครงการของผู้อุทธรณ์ทั้ง 8 ราย และปรับลดอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลงร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย เหลือ 5.377 บาทต่อหน่วย ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า การพิจารณาขยายระยะเวลา SCOD โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 1 จำนวน 8 โครงการ จะต้องพิจารณาให้สอดคล้อง ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ที่เห็นชอบมอบกรอบอำนาจให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาขยายระยะเวลา SCOD พร้อมกำหนดบทลงโทษ ปรับลดอัตราค่าไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ลดลงไม่เกินร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย และหักระยะเวลาการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามข้อเท็จจริงแห่งเหตุอุทธรณ์ ทั้งนี้อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 1 ให้กับโครงการ ของผู้ผ่านการอุทธรณ์ จำนวน 8 รายรวมกำลังผลิตติดตั้ง 33.95 เมกะวัตต์ จากเดิมกำหนดวัน SCOD ภายในเดือนธันวาคม 2559 เป็นภายในเดือนสิงหาคม 2560 อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น โดยให้ปรับลดอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลงร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย เหลือ 5.377 บาทต่อหน่วย
กบง. ครั้งที่ 40 - วันพุธที่ 5 กรกฎาคม 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 7/2560 (ครั้งที่ 40)
เมื่อวันพุธที่ 5 กรกฎาคม 2560 เวลา 14.00 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
3. การปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง และค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง
4. หลักเกณฑ์การคำนวณราคาเชื้อเพลิงชีวภาพ
5. รายงานผลการศึกษาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว
6. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2560
7. การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เต็มรูปแบบ
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในเดือนพฤษภาคม 2560 โดยเฉลี่ยมีการปรับตัวลดลงเนื่องจากการลดปริมาณการผลิตของกลุ่มโอเปคและการตัดสัมพันธ์ทางการทูตระหว่างประเทศกาตาร์และประเทศกลุ่มสมาชิก GCC (Gulf Copperation Council) ในภูมิภาคตะวันออกกลาง รวมทั้งการถอนตัวของประเทศสหรัฐอเมริกาออกจากความตกลงปารีส (COP 21) จะส่งผลให้ปริมาณการผลิตน้ำมันดิบในประเทศสหรัฐฯเพิ่มขึ้น สำหรับในช่วงครึ่งปีหลังของปี 2560 ราคาน้ำมันดิบมีทิศทางปรับตัวลดลงโดยจะอยู่ในช่วง 53 – 57 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และในปี 2561 ราคาจะอยู่ในช่วง 55 – 58 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนมิถุนายน 2560 ราคา CP (Contact Price) อยู่ที่ 387.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และราคามีทิศทางปรับตัวลดลง เนื่องจากเริ่มเข้าสู่ฤดูร้อนทำให้ความต้องการใช้ในหลายประเทศลดลง (3) ราคาถ่านหินมีทิศทางปรับตัวสูงขึ้น เนื่องจากอากาศที่ร้อนขึ้นทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้ามีมากขึ้น รวมทั้งหากประเทศกาตาร์ไม่สามารถส่งออก LNG ได้จะทำให้ความต้องการใช้ถ่านหินมาทดแทนในการผลิตไฟฟ้ามีมากขึ้น และ (4) ราคา LNG ในช่วงครึ่งเดือนหลังของเดือนพฤษภาคม 2560 ได้ปรับตัวลดลงจาก 5.5 เป็น 5.3 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เนื่องจากปริมาณการผลิต LNG ในประเทศออสเตรเลียเพิ่มขึ้นมากและมีการส่งออกมากขึ้น แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจจะส่งผลกระทบต่อราคา LNG คือการตัดสัมพันธ์ทางการทูตของกลุ่ม GCC กับประเทศกาตาร์ และการปิดโรงไฟฟ้าถ่านหินจำนวน 8 โรงเป็นเวลา 30 วันของประเทศเกาหลีใต้ อย่างไรก็ตามความขัดแย้งในกลุ่ม GCC ยังไม่ส่งผลกระทบต่อการส่งออก LNG ของประเทศกาตาร์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. การดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 และตามการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผน Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 โดยกำหนดการดำเนินงานใน 4 ด้าน ดังนี้ (1) ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG (2) รักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศให้ยาวนานขึ้น (3) การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ และ (4) มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขันทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access; TPA)
2. ความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผน Gas Plan 2015 ไตรมาสที่ 2 ปี 2560 สรุปได้ดังนี้ การลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ พบว่าอัตราการใช้ก๊าซฯ เฉลี่ย 5 เดือนแรกของปี 2560 อยู่ที่ระดับ 4,693 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ในแผนร้อยละ 6 สัดส่วนการใช้ก๊าซฯ ในภาคการผลิตไฟฟ้าเทียบกับเชื้อเพลิงอื่นในช่วงเดือนมกราคมถึงพฤษภาคม 2560 เฉลี่ยอยู่ที่ร้อยละ 58 สำหรับการรักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) การบริหารจัดการแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุ ในปี 2565 – 2566 ซึ่งพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 7) พ.ศ. 2560 และพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ 7) พ.ศ. 2560 มีผลบังคับใช้แล้วเมื่อวันที่ 23 มิถุนายน 2560 และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) อยู่ระหว่างยกร่างกฎหมายลำดับรองประกอบด้วย กฎกระทรวง 5 ฉบับ และประกาศคณะกรรมการปิโตรเลียม 1 ฉบับ รวมทั้งอยู่ระหว่างการเตรียมการในส่วนของข้อมูลที่ต้องใช้ในการเปิดประมูล การกำหนดเงื่อนไขและเกณฑ์การคัดเลือก รวมถึง การพิจารณาประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง (2) การเปิดให้ยื่นขอสิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ อยู่ระหว่างยกร่างกฎหมายลำดับรองที่จำเป็น คาดว่าจะเปิดให้ยื่นภายหลังจากการดำเนินการเกี่ยวกับแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุในปี 2565 – 2566 เสร็จสิ้นแล้ว (3) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากอ่าวไทยให้มีประสิทธิภาพ ลดก๊าซจากอ่าวไทยที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ เพื่อใช้ให้เกิดประโยชน์สูงสุด โดยอัตราก๊าซฯ ที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ ในเดือนมกราคมถึงพฤษภาคม 2560 อยู่ที่ระดับ 375 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยเฉลี่ยต่ำกว่าแผน ที่คาดการณ์ไว้ และต่ำกว่าค่าเฉลี่ยในช่วงเดียวกันของปี 2558 ในส่วนของการหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG อย่างมีประสิทธิภาพ โดย ชธ. ได้ศึกษาสัดส่วนที่เหมาะสมของ LNG และองค์ประกอบ/คุณภาพก๊าซฯ สำหรับประเทศไทย คาดว่าจะนำเสนอผู้บริหารกระทรวงได้ในช่วงเดือนสิงหาคมหรือกันยายน 2560 นอกจากนั้น สำหรับโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน ประกอบด้วย (1) โครงการที่ กพช. เห็นชอบแล้ว เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม และวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้แก่ การขยายกำลังผลิตของ LNG Terminal ที่มีอยู่เดิมของ ปตท. เพิ่ม 1.5 ล้านตันต่อปี การก่อสร้าง LNG Terminal แห่งใหม่ ของ ปตท. ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี ให้เสร็จสิ้นภายในปี 2565 และการก่อสร้างและติดตั้ง FSRU ในอ่าวไทยตอนบนของการไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) ขนาด 5 ล้านตันต่อปี ภายในปี 2567 สำหรับโรงไฟฟ้าพระนครเหนือและพระนครใต้ (2) โครงการที่อยู่ระหว่างศึกษาและต้องรายงาน กพช. ได้แก่ โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ (ที่อำเภอจะนะหรือบริเวณอื่น) กำหนดเข้าระบบภายในปี 2571 และโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดเข้าระบบภายในปี 2570 โดยทั้ง 2 โครงการจะนำเสนอ กบง. เพื่อทราบในการประชุมครั้งนี้
3. สรุปสถานการณ์ผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติแหล่ง JAD-A18 หยุดจ่ายก๊าซธรรมชาตินอกแผนการทำงาน ตั้งแต่วันที่ 24 มิถุนายน 2560 เนื่องจากเกิดเหตุขัดข้องที่ Flare Tips ทำให้ไม่สามารถจ่ายก๊าซธรรมชาติปริมาณ 400 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันได้ โดยปริมาณก๊าซฯ ดังกล่าวสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ สถานีบริการ NGV และส่งเข้าระบบในภาคตะวันออกในปริมาณ 180 5 และ 255 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ตามลำดับ โดยส่งผลกระทบดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ต้องเปลี่ยนไปใช้น้ำมันดีเซลแทนตั้งแต่วันที่ 24 มิถุนายน 2560 โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 2 หยุดเดินเครื่อง (2) สถานีบริการ NGV ในพื้นที่ภาคใต้หยุดให้บริการ 6 แห่ง จากทั้งหมด 16 แห่ง และต้องขนส่งก๊าซจากภาคกลางมาเสริม 65 ตันต่อวัน และ (3) สำหรับระบบส่งก๊าซฯ ตะวันออก ปตท. เรียกรับก๊าซฯ จากผู้ผลิตก๊าซแหล่งอื่นๆ ในอ่าวไทยและเพิ่มการจ่าย LNG เข้าระบบ ในช่วงระหว่างวันที่ 24 มิถุนายน 2560 ถึงวันที่ 7 กรกฎาคม 2560 ความต้องการใช้ไฟฟ้าในภาคใต้อยู่ที่ 2,350 เมกะวัตต์ กำลังผลิตไฟฟ้าในภาคใต้อยู่ที่ 2,254 เมกะวัตต์ ทำให้ต้องส่งไฟฟ้าจากภาคกลางและรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากประเทศมาเลเซีย โดย ณ วันที่ 4 กรกฎาคม 2560 ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของภาคใต้ เกิดขึ้นเมื่อเวลา 19.27 น. อยู่ที่ 2,413.2 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ จะดำเนินการซ่อมบำรุงแหล่ง JDA-A18 แล้วเสร็จในวันที่ 12 กรกฎาคม 2560
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ประกอบด้วย เนื้อน้ำมัน ภาษี กองทุน และค่าการตลาด ซึ่งรวมกันเป็นราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล สำหรับต่างจังหวัดจะมีการบวกค่าขนส่งไปยังจังหวัดนั้นๆ โดยภาษีและกองทุนจะกำหนดจากนโยบายรัฐบาลและนโยบายท้องถิ่น ซึ่งภาษีและค่าขนส่งจะไม่เปลี่ยนแปลงบ่อย ขณะที่ค่าการตลาดจะเปลี่ยนแปลงขึ้นลงตามการแข่งขันในตลาดน้ำมัน ส่วนที่มีการเปลี่ยนแปลงบ่อยที่สุดคือ ราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง เนื่องจากสะท้อนการเปลี่ยนแปลงราคาน้ำมันในตลาดโลกซึ่งมีความผันผวนตลอดเวลา อย่างไรก็ตาม โครงสร้างราคา ณ โรงกลั่นฯ ถูกใช้มาเป็นเวลานาน องค์ประกอบที่ใช้ในการคำนวณหลายส่วนไม่ได้มีการปรับปรุงหรือมีที่มาไม่ชัดเจน อีกทั้งสถานการณ์การกลั่นน้ำมันในประเทศเปลี่ยนแปลงไปจากอดีต สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จึงได้ศึกษาปรับปรุงโครงสร้างราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อทบทวนให้มีความโปร่งใสและเหมาะสมสอดคล้องกับภาวะตลาดน้ำมันของประเทศในปัจจุบัน รวมทั้งได้ศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมกับสภาพการดำเนินธุรกิจสถานีบริการน้ำมันและไม่เป็นภาระต่อผู้บริโภค และได้แต่งตั้งคณะทำงานศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมสำหรับการแข่งขันเสรีในธุรกิจน้ำมันเชื้อเพลิง (คณะทำงาน) เพื่อทบทวนหลักเกณฑ์และศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง
2. จากผลการศึกษา สามารถสรุปแนวทางการปรับปรุงการกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ตามวิธีปัจจุบัน (Import Parity) ได้ดังนี้ (1) การใช้ราคา MOPS (Mean of Platts Singapore) เป็นราคา FOB (Free on Board) ณ สิงคโปร์ ปัจจุบันราคา MOPS ที่อ้างอิงในประเทศไทยจะใช้ราคา MOPS เฉลี่ย 3 วันย้อนหลังของน้ำมันทุกชนิดที่ 60 องศาฟาเรนไฮต์ หากปริมาณน้ำมันสำเร็จรูปที่ซื้อในแต่ละวันใกล้เคียงกันและมีการนำเข้าอย่างต่อเนื่อง การใช้ราคาน้ำมันที่ซื้อขายจริงในวันก่อนหน้า 1 วัน มาเป็นราคาอ้างอิง ไม่เกิด ความได้เปรียบเสียเปรียบ เพราะผู้นำเข้าทุกรายสั่งซื้อน้ำมันสำเร็จรูปทุกวัน จึงควรใช้ราคาน้ำมันที่ซื้อขายจริง วันก่อนหน้า 1 วัน เป็นราคา MOPS อ้างอิง (2) ค่าขนส่งน้ำมันจากสิงคโปร์มายังไทย ควรปรับเดือนละหนึ่งครั้ง ตามข้อมูลล่าสุดของ London Tanker Brokers Panel (LTBP) ซึ่งเป็นผู้ออกประกาศอัตราค่าขนส่งทางเรือ (3) ขนาดเรือบรรทุกน้ำมันควรเป็นขนาด Long Range 1 (LR1) และควรเป็นแบบ long term charter (4) การสูญเสียน้ำมันในระหว่างการขนส่งจากสิงคโปร์มายังไทย ปัจจุบันกำหนดไว้ที่ร้อยละ 0.5 ของราคา CIF (Cost Insurance Freight) ของน้ำมันทุกชนิด ทั้งนี้ ในประเทศแอฟริกาใต้ได้กำหนดความสูญเสียจากการติดค้างก้นเรือและการระเหยตามปกติ ไว้ที่ร้อยละ 0.3 ของราคา CIF ดังนั้น หากคำนึงถึงระยะทางขนส่งและเปรียบเทียบการสูญเสียน้ำมันระหว่างการขนส่งในกรณีประเทศไทยและประเทศแอฟริกาใต้ การสูญเสียน้ำมันควรใช้ค่าเดียวกับประเทศแอฟริกาใต้ (5) ค่าเสียเวลาเรือ (Demurrage) สำหรับน้ำมันดีเซล กำหนดไว้ที่ 0.16 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และ 0.1 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล สำหรับน้ำมันเบนซิน ทั้งนี้ หากการขนถ่ายน้ำมันใช้เวลามากกว่า 72 ชั่วโมง ซึ่งเป็นกรณีไม่ปกติ เกิดจากความบกพร่องของโรงกลั่นและ/หรือเรือบรรทุก จึงไม่มีเหตุผลที่ผู้ใช้น้ำมันต้องรับภาระในส่วนนี้ (6) การกำหนดปริมาณสำรองน้ำมัน การสั่งซื้อน้ำมันดิบจากตะวันออกกลางใช้เวลาขนส่งและขนถ่ายน้ำมันประมาณ 21 วัน หรือร้อยละ 6 ของความต้องการน้ำมันดิบต่อปี ในกรณีวิกฤต จะนำเข้าน้ำมันดิบจากตะวันออกไกลใช้เวลาขนส่งและขนถ่ายอย่างน้อย 10 วัน หรือร้อยละ 3 ของความต้องการน้ำมันดิบต่อปี สำหรับการนำเข้าก๊าซ LPG จะต้องสำรองปริมาณ LPG ที่ร้อยละ 1 ของปริมาณที่นำเข้า ซึ่งคงไม่เพียงพอเมื่อเกิดวิกฤตพลังงาน ดังนั้น ผู้นำเข้าน้ำมันดิบหรือก๊าซ LPG จะต้องนำเข้าน้ำมันสำรองเพื่อความมั่นคงที่ร้อยละ 3 ของปริมาณที่นำเข้าในทั้งสองกรณี (7) ค่าบริการอื่นๆ (ค่าใช้จ่ายคลังและค่าลำเลียง) ปัจจุบันกำหนดค่าคลังและค่าลำเลียงอื่นๆ ไว้ที่ 0.67 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล สำหรับน้ำมันเบนซิน และไม่มีการกำหนดสำหรับน้ำมันดีเซล ซึ่งปกติการกลั่นน้ำมันจะพยายามกลั่นให้ได้ตามปริมาณที่ได้รับคำสั่งซื้อเพื่อหลีกเลี่ยงการเก็บคงคลัง จึงไม่ควรกำหนดค่านี้ในค่าพรีเมียม (8) ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน (Qa) น้ำมันเบนซิน 95 ปัจจุบันกำหนดไว้ที่ 3.86 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เป็นปรับคุณภาพจาก 1,000 ppm เป็น 500 ppm (ก่อน EURO 4) ที่ 1.4 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งส่วนนี้จะเสนอให้ยกเลิกเนื่องจากปัจจุบันใช้ 500 ppm แล้ว และอีกส่วนเป็นค่าปรับคุณภาพน้ำมันเป็น EURO 4 ที่ 2.46 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เสนอให้คงไว้ตามเดิม ดังนั้น ค่าปรับคุณภาพน้ำมันเบนซิน 95 จะเท่ากับ 2.46 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ส่วนน้ำมันเบนซิน 91 ปัจจุบันกำหนดค่าปรับคุณภาพไว้ที่ 1.66 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล คำนวณจากค่าปรับคุณภาพน้ำมันเบนซิน 95 ลบด้วยค่าส่วนต่างคุณภาพน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันเบนซิน 91 (เป็นค่าคงที่เท่ากับ 2.2 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล) ดังนั้น ค่าปรับคุณภาพน้ำมันเบนซิน 91 ที่ปรับปรุงแล้วจะเท่ากับ 0.26 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (9) ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน (Qa) ของดีเซล ปัจจุบันกำหนดไว้ที่ 2.88 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เสนอให้ใช้ MOPS Gasoil 50 ppm แทน 500 ppm ซึ่งตรงกับมาตรฐานของไทย ทำให้ราคาอ้างอิงแพงขึ้นประมาณ 0.4 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ในปี 2560 และให้ยกเลิกค่าพรีเมียมน้ำมันดีเซลทั้งหมด และ (10) ค่าพรีเมียมน้ำมันเตา 600 (2%S) เสนอให้ใช้ราคา MOPS Gasoil 50 ppm แทน 500 ppm และยกเลิกค่าพรีเมียมในสูตรเดิม ส่วนน้ำมันเตา 1500 (2%S) เสนอให้ใช้ราคา FO 180 (2%) แทน FO 180 และยกเลิกค่าพรีเมียมในสูตรเดิม
3. ข้อเสนอจากผลการศึกษา ทำให้ต้องปรับปรุงสูตรกำหนดราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 น้ำมัน แก๊สโซฮอล 91 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันเตา 600 (2%S) และน้ำมันเตา 1500 (2%S) และปรับปรุงค่าพรีเมียมน้ำมันเบนซิน 95 จากปัจจุบันที่ 5.7657 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับลดลงมาอยู่ที่ 3.7581 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 91 ปัจจุบันอยู่ที่ 3.5575 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับลดลงมาอยู่ที่ 1.5511 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และเสนอให้ยกเลิกค่าปรับคุณภาพก่อนการประกาศใช้ EURO4 จำนวน 1.400 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เนื่องจากเป็นค่าปรับคุณภาพที่ 1000 ppm เป็น 500 ppm ของไทย ซึ่งปัจจุบันเป็น 500 ppm อยู่แล้ว ส่วนค่าพรีเมียมน้ำมันดีเซล ปัจจุบันอยู่ที่ 4.27 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับลดลงมาอยู่ที่ 1.3844 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และเสนอให้ใช้ MOPS Gasoil 50 ppm แทน MOPS Gasoil 500 ppm
4. ผลการศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม สรุปได้ดังนี้ (1) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมัน ประกอบด้วย ค่าขนส่งน้ำมันจากคลังมายังสถานีบริการในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล อยู่ที่ 0.09 บาทต่อลิตร ค่าจ้างและค่าใช้จ่ายสำนักงานให้ปรับเพิ่มค่าที่ดินตามราคาประเมินที่ดินในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑลที่ร้อยละ 13.06 ค่าสาธารณูปโภคคงเดิมอยู่ที่ 0.14 บาทต่อลิตร ภาษีและค่าซ่อมบำรุงคงเดิมอยู่ที่ 0.08 บาทต่อลิตร สรุปค่าใช้จ่ายในการดำเนินการจากเดิม 0.87 บาทต่อลิตร ข้อเสนอคณะทำงานอยู่ที่ 0.89 บาทต่อลิตร (2) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ประกอบด้วย ค่าจ้าง ค่าสวัสดิการและค่าใช้จ่ายสำนักงานปรับเพิ่มจาก 0.15 เป็น 0.24 บาทต่อลิตร เนื่องจากธุรกิจน้ำมันต้องอาศัยบุคลากรที่มีความเชี่ยวชาญ และมีค่าใช้จ่ายสำนักงานหลายรายการ ค่าประกันภัยและค่าใช้จ่ายคลังน้ำมันคงเดิมที่ 0.17 บาท ต่อลิตร ค่าใช้จ่ายฝึกอบรมคงเดิมที่ 0.01 บาทต่อลิตร และค่าสำรองน้ำมันฯ ตามกฎหมายปรับลดลงหลือร้อยละ 3 สรุปค่าใช้จ่ายของผู้ค้า ม.7 เสนอให้ปรับลดลงจาก 0.58 เหลือ 0.54 บาทต่อลิตร และ (3) ค่าลงทุนสถานีบริการ เสนอให้ปรับเพิ่มจาก 0.35 บาทต่อลิตร เป็น 0.43 บาทต่อลิตร จากค่าลงทุนที่อยู่ระหว่าง 18 - 25 ล้านบาทเฉลี่ยอยู่ที่ 22 ล้านบาท และให้คงผลตอบแทนการลงทุนไว้ที่ร้อยละ 8 สรุปค่าลงทุนสถานีบริการเสนอให้ปรับเพิ่มจาก 0.40 เป็น 0.49 บาทต่อลิตร ดังนั้น ค่าการตลาดน้ำมันฯ จากการศึกษาของคณะทำงานฯ จะเท่ากับ 1.92 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ จะทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันทุก 4 ปี ตามการเปลี่ยนแปลงราคาประเมินที่ดินของสำนักประเมินราคาทรัพย์สิน กรมธนารักษ์ กระทรวงการคลัง
5. จากผลการศึกษา หากมีการทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นฯ และค่าการตลาดตามที่เสนอ จะทำให้ราคา ณ โรงกลั่นฯ ปรับลดลงประมาณ 0.25 - 0.44 บาทต่อลิตร ในขณะที่ค่าการตลาดเฉลี่ยของน้ำมันฯ จะปรับเพิ่มขึ้นจากเดิมประมาณ 0.40 บาทต่อลิตร ซึ่งจะไม่ทำให้ราคาขายปลีกเปลี่ยนแปลงไปจากเดิม แต่จะส่งผลให้โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงมากขึ้น มีความเหมาะสมกับสภาวะตลาดในปัจจุบัน โปร่งใสและเป็นธรรมต่อทั้งผู้ผลิตและผู้บริโภค และเกิดประสิทธิภาพต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานในฐานะฝ่ายเลขานุการ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เริ่มกระบวนการสื่อสารกับกลุ่มผู้มีส่วนได้ส่วนเสียให้เป็นที่รับทราบและเข้าใจร่วมกันก่อนนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 4 หลักเกณฑ์การคำนวณราคาเชื้อเพลิงชีวภาพ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2550 กบง. เห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดราคาเอทานอล โดยใช้ราคาตลาดโลกจากประเทศบราซิล บวกค่าขนส่งเป็นราคาอ้างอิงเอทานอล เพื่อนำไปใช้เป็นเกณฑ์ในการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล แต่ภายหลังไม่มีรายงานข้อมูลการส่งออกเอทานอล ในตลาดบราซิลส่งมอบ ณ เมืองท่า Santos สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จึงใช้ระบบการคำนวณต้นทุนการผลิต (Cost Plus) เป็นราคาอ้างอิงและปรับเปลี่ยนต่อมาจนถึงหลักเกณฑ์ปัจจุบัน คือใช้ราคา เอทานอลอ้างอิงจากการเปรียบเทียบราคาต่ำสุดระหว่างที่ผู้ผลิตเอทานอลรายงานต่อกรมสรรพสามิตกับราคา เอทานอลที่ผู้ค้ามาตรา 7 รายงานต่อ สนพ. ซึ่งมีผลใช้บังคับตั้งแต่เดือนธันวาคม 2558
2. ราคาเอทานอลเฉลี่ยปี 2558 และ 2559 อยู่ที่ 26.51 และ 23.12 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่วนราคาเอทานอลเฉลี่ยปี 2560 อยู่ที่ 24.60 บาทต่อลิตร โดยมีราคากากน้ำตาลส่งออกและราคามันสำปะหลังอยู่ที่ 3.70 และ 2.00 บาทต่อกิโลกรัม ตามลำดับ โดยในปี 2560 กำลังการผลิตติดตั้งเอทานอลอยู่ที่ 4.79 ล้านลิตรต่อวัน ผลิตจริงประมาณ 3.34 ล้านลิตรต่อวัน แบ่งเป็นจากกากน้ำตาล 2.25 ล้านลิตรต่อวัน และจากมันสำปะหลัง 1.09 ล้านลิตรต่อวัน คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 33 ต่อ 67
3. หลักเกณฑ์การคำนวณราคาเอทานอลในปัจจุบัน ราคาเอทานอลจากกรมสรรพสามิตเป็นข้อมูลราคาซื้อขายหน้าโรงงานที่ผู้ผลิตจะขายให้กับผู้ค้าในเดือนถัดไป ซึ่งผู้ผลิตจะรายงานพร้อมกับปริมาณ เพื่อการคิดยกเว้นภาษีของสรรพสามิตที่ใช้เอทานอลเพื่อผลิตเป็นน้ำมันเชื้อเพลิง โดยมิได้มีกฎหมายตรวจสอบความถูกต้องของราคา ในส่วนของปริมาณที่แจ้งก็มิได้เป็นปริมาณต่อยอดขายของเดือนนั้นๆ ครบทั้งเดือน ส่วนราคาเอทานอลที่ สนพ. ขอความร่วมมือให้ผู้ค้าน้ำมันฯ รายงาน อาจมีการแจ้งราคาไม่ตรงกับความเป็นจริง รวมทั้งราคาเอทานอลที่คำนวณจากต้นทุนกากน้ำตาล ใช้ราคากากน้ำตาลส่งออกจากกรมศุลกากร เป็นข้อมูลย้อนหลังสองเดือน ทำให้ไม่สะท้อนราคาตลาดภายในประเทศ ณ เวลานั้น การเปรียบเทียบราคาเอทานอลนำเข้าจากบราซิลกับราคาเอทานอลอ้างอิงประเทศไทย พบว่าราคาอ้างอิงมีแนวโน้มผันแปรตามกัน แต่ราคาตลาดบราซิลจะต่ำกว่าประเทศไทย และบางช่วงที่สูงกว่าประเทศไทย การใช้ราคาอ้างอิงการนำเข้าจากตลาดบราซิลเป็นการตั้ง benchmark เพื่อไม่ให้ผู้ผลิตในประเทศตั้งราคาสูงเกินจริง ซึ่งอาจเกิดจากการรวมกลุ่มของผู้ผลิตทุกราย ทั้งนี้ผู้ผลิตต้องไปปรับปรุงผลผลิตและลดต้นทุนในการผลิตให้เหมาะสมกับราคา
4. เมื่อวันที่ 4 เมษายน 2554 กบง. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซล โดยการใช้ราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักจากราคาไบโอดีเซล โดยคำนึงถึงวัตถุดิบหลักในการผลิตไบโอดีเซล 3 ชนิด ได้แก่ น้ำมันปาล์มดิบ (CPO) ไขปาล์ม (Stearin, ST) และ น้ำมันปาล์มกึ่งบริสุทธิ์ (RBD) ในปี 2560 โรงงานไบโอดีเซลมีกำลังการผลิตรวมทั้งหมด 6,518,600 ลิตรต่อวัน และผลิตจริง 3,310,000 ลิตรต่อวัน โดยใช้วัตถุดิบจาก RBD เป็นหลัก คิดเป็นร้อยละ 60 ทั้งนี้ ราคาไบโอดีเซลเฉลี่ย B100 อยู่ที่ 32.78 บาทต่อลิตร ในขณะที่ราคา Stearin RBD PO และ CPO ของไทย อยู่ที่ 29.38 32.20 และ 29.20 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
5. ในการคำนวณราคาไบโอดีเซล สนพ. ได้เก็บข้อมูลราคาจากการสอบถามผู้ค้าและผู้ผลิตไบโอดีเซล 6 ราย จากทั้งหมด 12 ราย พบว่าราคาซื้อขายเปลี่ยนแปลงไปตามราคา CPO ราคาซื้อขายจะต่ำกว่าราคาไบโอดีเซลที่คำนวณตามสูตรปัจจุบันที่ กบง. เห็นชอบ ประมาณ 2 บาท และในการผลิตไบโอดีเซลของ โรงงานดำเนินการเพียงร้อยละ 45 ของกำลังการผลิตทั้งหมด ทั้งนี้ ในการผลิตไบโอดีเซลโรงงานต้องรับภาระค่าใช้จ่ายทั้งต้นทุนคงที่ (Fixed cost) และต้นทุนในการดำเนินการ (Operational cost) การที่โรงงานจะลดราคาเพื่อให้ยังคงมีการผลิตและสามารถรองรับค่าใช้จ่ายหลักในโรงงานทำให้โรงงานยังคงมีการผลิตต่อไปได้ บางครั้งจึงมีการต่อรองราคาโดยให้ราคาต่ำเพื่อให้ขายได้ หากการจัดหายังคงมากกว่าความต้องการใช้ ตลาดก็คงยังจะเป็นของผู้ค้าที่สามารถกำหนดราคาให้ผู้ผลิตขายได้ ซึ่งหากใช้ราคาที่ผู้ค้า/ผู้ผลิตแจ้งต่อ สนพ. อาจจะทำให้ไม่เกิดการผลิตที่มีประสิทธิภาพ เพราะอย่างไรก็ขายได้ที่ราคาที่แจ้งอีกทั้งหากมีการรวมกลุ่มกันเพื่อตั้งราคาที่สูงขึ้นก็สามารถทำได้ จึงเห็นว่าวิธีนี้ไม่เหมาะสม เมื่อเปรียบเทียบกับราคาไบโอดีเซลนำเข้าจากตลาดมาเลเซีย ราคาไบโอดีเซลตลาดมาเลเซียเป็นข้อมูลรายวันจาก Platts บวกค่าขนส่ง โดยคิดค่าขนส่ง 0.66 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ค่าสูญเสียร้อยละ 0.5 ของ ค่าคลัง 0.67 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ในอดีตราคาไบโอดีเซลมาเลเซียจะใกล้เคียงและต่ำกว่าราคาประเทศไทย แต่ต่อมาหลังปี 2557 ราคาไบโอดีเซลประเทศไทยแตกต่างกับราคามาเลเซียค่อนข้างมาก โดยราคาของประเทศไทยจะเป็นตามฤดูกาล ทั้งนี้ การใช้ราคาตลาดโลกมาเลเซีย บวกค่าขนส่งเป็นราคาอ้างอิงไบโอดีเซลของประเทศไทยจะทำให้สะท้อนราคาตลาดโลกมากขึ้น ช่วยให้เกิดการแข่งขันได้ในตลาดและผลผลิตมีประสิทธิภาพมากขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานผลการศึกษาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2559 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 โดยเห็นชอบกรอบการลงทุนส่วนที่ 2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) ตามแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง โดยมีมติมอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ร่วมกับ สนพ. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ไปศึกษาโครงการ [F-2] : Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา หรือมาบตาพุด จังหวัดระยอง) โครงการ [T-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 3) และ โครงการ [T-4 หรือ F-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 4) หรือ FSRU ที่ประเทศเมียนมา ให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี และนำกลับมาเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบ ต่อมาเมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 คณะรัฐมนตรีเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ที่เห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา [F-3] ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2570 โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปศึกษาในรายละเอียดความจำเป็นของโครงการ ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และนำเสนอผลการศึกษาต่อ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. การศึกษาโครงการ [F-2] : FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา) เพื่อรองรับการจัดหาและจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้โรงไฟฟ้าจะนะของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จากกำหนดการเดินเครื่องและปลดโรงไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1 และชุดที่ 2 มีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติสูงสุดอยู่ที่ 240 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือเทียบเท่า LNG ในปริมาณประมาณ 1.7 ล้านตันต่อปี พบว่าก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 ที่ส่งก๊าซธรรมชาติให้โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1 และ ชุดที่ 2 จะหมดลงในปี 2570 ในขณะที่โรงไฟฟ้าจะนะทั้งชุดที่ 1 และ ชุดที่ 2 ยังต้องเดินเครื่องอยู่ (โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1 และชุดที่ 2 มีแผนจะปลดในปี 2577 และ 2583 ตามลำดับ) ดังนั้น จึงจำเป็นต้องนำเข้า LNG มาทดแทนสำหรับใช้ในโรงไฟฟ้าจะนะทั้งสองชุด
3. สรุปผลการศึกษา แนวทางในการก่อสร้างโครงสร้างพื้นฐาน [F-2] ที่เหมาะสมที่สุดได้แก่ ดำเนินโครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) เพื่อรองรับการแปรสภาพ LNG ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี สถานที่ตั้งโครงการอยู่ที่บริเวณอ่าวไทยในพื้นที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา ห่างจากฝั่งประมาณ 15 กิโลเมตร (ออกแบบให้มีระยะปลอดภัยรัศมีประมาณ 1 ไมล์ทะเล) โครงการประกอบด้วย 3 ส่วน ได้แก่ (1) ท่าเทียบเรือ FSRU อยู่ห่างจากชายฝั่งประมาณ 15 กิโลเมตร มีระดับน้ำลึกมากกว่า15 เมตร ไม่จำเป็นต้องขุดร่องน้ำ มีรูปแบบเป็น Single Berth Jetty สำหรับให้เรือ FSRU เทียบท่า และเรือขนส่ง LNG จะจอดเทียบกับเรือ FSRU เพื่อขนถ่าย LNG แบบ Side-by-Side (Ship To Ship Transfer) (2) เรือ FSRU ออกแบบให้ขนาด 263,000 ลูกบาศก์เมตร เพื่อรองรับการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี มีปริมาณ กักเก็บ LNG สำรอง 3 วัน และ (3) ท่อส่งก๊าซธรรมชาติจาก FSRU จะต้องก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลไปขึ้นฝั่งซึ่งมีระยะทางประมาณ 15 กิโลเมตร และวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกไปสถานีรับก๊าซธรรมชาติบนบกระยะทางประมาณ 3 กิโลเมตร เพื่อเชื่อมต่อกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเดิมและส่งต่อไปยังโรงไฟฟ้าจะนะ รวมระยะทางวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติทั้งสิ้นประมาณ 18 กิโลเมตร ทั้งนี้ จำเป็นต้องก่อสร้างกำแพงกันคลื่น (Breakwater) ยาวประมาณ 600 เมตร ประมาณการเงินลงทุนรวม 740 ล้านเหรียญสหรัฐฯ (ประมาณ 26,270 ล้านบาท ที่อัตราแลกเปลี่ยน 35.5 บาท ต่อ 1 เหรียญสหรัฐฯ) กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2571
4. การศึกษาโครงการ [F-3] : FSRU ในประเทศเมียนมา เพื่อรองรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติทดแทนแหล่งก๊าซธรรมชาติที่นำเข้าจากประเทศเมียนมาที่มีปริมาณลดลง และบริหารจัดการคุณภาพก๊าซธรรมชาติ ในพื้นที่ฝั่งตะวันตกของประเทศไทย โดยประเทศไทยได้ประโยชน์ดังนี้ (1) กระจายความเสี่ยงของพื้นที่ตั้ง LNG Receiving Terminal โดยไม่พึ่งพิง LNG Receiving Terminal จากพื้นที่ฝั่งตะวันออกของประเทศไทย (2) ลดระยะเวลาการขนส่ง LNG จากตะวันออกกลางและแอฟริกา (3) ลดความเสี่ยงจากการขนส่ง LNG ผ่านช่องแคบมะละกา ที่มีแนวโน้มการจราจรหนาแน่นขึ้น (4) ประหยัดเงินลงทุนและค่าใช้จ่ายในการดำเนินการด้านพลังงานได้ในอนาคต (5) รองรับความต้องการก๊าซธรรมชาติในพื้นที่ที่มีศักยภาพในการตั้งโรงไฟฟ้า เนื่องจากมีสายส่งไฟฟ้าและระบบสาธารณูปโภคต่างๆ รองรับ รวมทั้งได้รับการยอมรับจากประชาชนในพื้นที่ที่มีโรงไฟฟ้า ก๊าซธรรมชาติอยู่ในปัจจุบัน (6) ลดระยะทางการจัดส่งก๊าซธรรมชาติมายังพื้นที่ฝั่งตะวันตก จากการจัดส่ง ก๊าซธรรมชาติมาจากฝั่งตะวันออก (7) ลดการลงทุนในสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติได้ประมาณ 3,100 ล้านบาท (8) ลดการใช้พลังงานในการจัดส่งก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันออก จากการเดินเครื่องสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติประมาณ 150 ล้านบาทต่อปี (8) เป็นการประสานความร่วมมือทางพลังงานระหว่างประเทศ และ (9) ช่วยส่งเสริมความมั่งคั่งทางการเงินให้กับประเทศไทยจากผลตอบแทนการลงทุนของโครงการ และประเทศเมียนมา ได้ประโยชน์ โดยสามารถใช้ LNG Receiving Terminal ร่วมกับประเทศไทย ได้รับผลตอบแทนจากการร่วมลงทุนในโครงการ และมีรายได้จากการจัดเก็บภาษี ช่วยสนับสนุนให้เกิดการขยายการลงทุนธุรกิจ ขยายโอกาสการสร้างงานในพื้นที่ และพัฒนาเศรษฐกิจ รวมทั้งได้เรียนรู้การทำธุรกิจ LNG จากประเทศไทย
5. สรุปผลการศึกษา แนวทางในการก่อสร้างโครงสร้างพื้นฐาน [F-3] โครงการตั้งอยู่ในพื้นที่เมือง Kanbauk ภาคใต้ของประเทศเมียนมา เขตการปกครองตะนาวศรี ห่างจากเมืองทวายไปทางทิศเหนือประมาณ 60 กิโลเมตร ซึ่งเป็นบริเวณที่มีท่อส่งก๊าซธรรมชาติ 3 เส้น ความยาวประมาณ 75 กิโลเมตร มาเชื่อมต่อกับระบบท่อก๊าซธรรมชาติของประเทศไทย บริเวณชายแดนบ้านอีต่อง ตำบลปิล็อก อำเภอทองผาภูมิ จังหวัดกาญจนบุรี โครงการประกอบด้วย 3 ส่วน ได้แก่ (1) ท่าเทียบเรือ FSRU อยู่ห่างจากชายฝั่งประมาณ 4 กิโลเมตร มีระดับน้ำลึกประมาณ 10 เมตร มีรูปแบบเป็น Single Berth Jetty สำหรับให้เรือ FSRU เทียบท่า และเรือขนส่ง LNG จะจอดเทียบกับเรือ FSRU เพื่อขนถ่าย LNG แบบ Ship To Ship Transfer ทั้งนี้ จะต้องขุดลอกร่องน้ำให้ได้ระดับความลึกที่ 15 เมตร (2) เรือ FSRU ขนาด 170,000 ลูกบาศก์เมตร เพื่อรองรับการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซในปริมาณ 3 ล้านตันต่อปี มีปริมาณกักเก็บ LNG สำรอง 2.5 วัน และ (3) ท่อส่งก๊าซธรรมชาติจาก FSRU จะต้องก่อสร้างท่อส่งก๊าซในทะเลเพื่อส่งก๊าซธรรมชาติที่แปรสภาพแล้วไปขึ้นฝั่งระยะทางประมาณ 13 กิโลเมตร และวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกประมาณ 15 กิโลเมตร เพื่อเชื่อมต่อกับระบบท่อเดิมบริเวณศูนย์ปฏิบัติการระบบท่อ (Operation Center) ในเมือง Kanbauk ประมาณการเงินลงทุนโครงการฯ รวม 587 ล้านเหรียญสหรัฐ (ประมาณ 20,838.5 ล้านบาท ที่อัตราแลกเปลี่ยน 35.5 บาทต่อ 1 เหรียญสหรัฐฯ) กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2570 โครงสร้างทางธุรกิจที่เหมาะสมคือรูปแบบ Tolling Model มีค่าใช้จ่ายดำเนินการน้อยที่สุดและใช้เงินทุนหมุนเวียนต่ำ ซึ่งบริษัทจะเป็นผู้ให้บริการจัดเก็บและแปรสภาพ LNG เท่านั้น มีรายได้จากค่าบริการจัดเก็บและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากเจ้าของเนื้อ LNG โดยการเช่า FSRU จากผู้ให้บริการ ทำให้เงินลงทุนรวมลดลงไปเหลือประมาณ 317 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ในส่วน LNG Receiving Terminal จะเป็นบริษัทที่จดทะเบียนในประเทศเมียนมา เป็นการร่วมทุนระหว่าง ปตท. และ Myanma Oil and Gas Enterprise (MOGE) ซึ่งเป็นรัฐวิสาหกิจในสังกัดกระทรวงไฟฟ้าและพลังงานเมียนมา ปัจจุบัน รัฐบาลเมียนมากำลังอยู่ในระหว่างการพิจารณาสัดส่วนการร่วมทุน ในส่วนการนำเข้า LNG เพื่อส่งออกไปยังประเทศไทย จะรับผิดชอบโดย ปตท. ซึ่งต้องทำสัญญาการใช้ท่อกับเจ้าของท่อในประเทศเมียนมา เพื่อลำเลียงก๊าซธรรมชาติจาก LNG Receiving Terminal มายังชายแดนไทยที่บ้านอีต่อง จังหวัดกาญจนบุรี โดยโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติที่ชายแดนไทย จะประกอบด้วยค่าเนื้อ LNG และค่าบริการแปรสภาพและค่าผ่านท่อในประเทศเมียนมา ซึ่งค่าผ่านสถานี LNG Receiving Terminal และค่าผ่านท่อในประเทศเมียนมาที่รวมกัน จะเทียบเคียงได้กับค่าผ่านสถานี LNG Receiving Terminal อื่นๆ ในประเทศไทย ทั้งนี้ โครงการสามารถส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2570 โดย ปตท. จะต้องได้รับอนุมัติให้ดำเนินโครงการภายในปี 2564 ทั้งนี้ โครงการสามารถเร่งดำเนินการให้แล้วเสร็จได้ในกลางปี 2566 โดย ปตท. จะต้องได้รับอนุมัติให้ดำเนินโครงการภายในปี 2560 โดยสิ่งที่ภาครัฐต้องอนุมัติ ได้แก่ ปีที่เริ่มรับก๊าซธรรมชาติ และปริมาณการรับก๊าซธรรมชาติที่แปรสภาพผ่านสถานี LNG Receiving Terminal ที่แน่นอนตามหลักการ Ship or Pay และสูตรราคาก๊าซธรรมชาติ ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย-เมียนมา ทั้งนี้เพื่อให้ดำเนินการขออนุมัติโครงการต่อรัฐบาลเมียนมา จัดทำผลศึกษาผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม (EIA) และชุมชน (SIA) และดำเนินการก่อสร้างได้ทันตามกำหนด
6. หน่วยงานที่เกี่ยวข้องมีความเห็นดังนี้ (1) ชธ. มีความเห็นว่าโครงการ [F-2] ช่วยส่งเสริมความมั่นคงด้านพลังงานในพื้นที่ภาคใต้และช่วยบริหารทรัพยากรในอ่าวไทยได้อย่างมีประสิทธิภาพ เห็นควรสนับสนุนการดำเนินการ ส่วนโครงการ [F-3] ช่วยรองรับปริมาณก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตกจากแหล่งผลิตของประเทศเมียนมาที่จะหมดลงในปี 2571 ซึ่ง ปตท. ได้เสนอ 2 แนวทางคือ การระบบตามแผนในปี 2570 หรือเร่งรัดดำเนินการให้เข้าระบบในปี 2567 ซึ่งจำเป็นต้องพิจารณาและศึกษารายละเอียดเพิ่มเติมเกี่ยวกับความสามารถในการจัดหาก๊าซของฝั่งตะวันตก เพื่อให้สอดคล้องกับกำหนดการปลดโรงไฟฟ้าฝั่งตะวันตก (2) สนพ. มีความเห็นว่าโครงการ [F-2] จะช่วยทดแทนก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA แต่ควรศึกษาเพิ่มเติมถึงความมั่นคงของพลังงานในภาคใต้โดยรวมกรณีโรงไฟฟ้าถ่านหินไม่เป็นไปตามแผน นอกจากนี้ เห็นควรเปิดให้เอกชนสามารถเข้ามาประมูลเพื่อก่อสร้างสำหรับโครงการดังกล่าว ส่วนโครงการ [F-3] การนำเข้าก๊าซธรรมชาติต้องคำนึงถึงความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในฝั่งตะวันตกของประเทศไทย โดยเฉพาะเรื่องแผนการปลดโรงไฟฟ้าในภาคตะวันตก ซึ่งความต้องการก๊าซธรรมชาติที่ลดลงจากโรงไฟฟ้าฝั่งตะวันตกที่ปลดไปนั้นอาจทำให้การนำเข้าก๊าซธรรมชาติผ่านโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมาต้องถูกส่งไปยังพื้นที่อื่นแทนและอาจส่งผลให้ไม่มีความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์ได้ และ (3) กกพ. มีความเห็นว่า โครงการ [F-2] การเลือกใช้ Onshore LNG Terminal หรือ FSRU จะต้องคำนึงถึงความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตไฟฟ้าในเขตพื้นที่ภาคใต้ที่จะเพิ่มขึ้น หากกำหนดให้อำเภอจะนะ เป็นแหล่งผลิตไฟฟ้าหลักของพื้นที่ภาคใต้ ควรพิจารณาการก่อสร้าง Onshore LNG Terminal แทนการสร้าง FSRU เนื่องจากมีเสถียรภาพสูงกว่าและสามารถขยายเพิ่มเติมเพื่อรองรับความต้องการก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มสูงขึ้นในอนาคต นอกจากนี้ ควรพิจารณาความเป็นไปได้ที่จะผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 เพิ่มเติมจากปัจจุบันและเรื่องสัญญาใช้ท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลจากแหล่ง JDA-A18 มายังโรงแยกก๊าซธรรมชาติ TTM ซึ่งจะหมดอายุสัญญาลงในปี 2568 ในขณะที่ก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 จะหมดในปี 2571 ประกอบการพิจารณาดำเนินโครงการ และให้ศึกษาข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งควรให้ชุมชนมีส่วนร่วมเพื่อให้เกิดการยอมรับก่อนเริ่มการก่อสร้างและพัฒนาโครงการ ส่วนโครงการ [F-3] ราคาก๊าซธรรมชาติที่จุดซื้อขายชายแดนไทย-เมียนมา จะต้องมีราคาที่แข่งขันได้กับการจัดหา LNG ทางฝั่งตะวันออกของประเทศไทยและควรศึกษากฎหมายที่เกี่ยวข้องในประเทศเมียนมาเพื่อไม่ให้เป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาและการดำเนินโครงการในอนาคต
7. การดำเนินการต่อไป ชธ. ร่วมกับ สนพ. กกพ. และ ปตท. จะนำผลการศึกษาโครงการ [F-2] และโครงการ [F-3] และความเห็นที่เกี่ยวข้องไปใช้ประกอบในการปรับปรุงแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas plan) สำหรับโครงการ [F-2] ชธ. อยู่ระหว่างการประสานงานกับหน่วยงานต่างๆ เพื่อขอความชัดเจนเรื่องปริมาณก๊าซธรรมชาติส่วนที่เพิ่มจากแหล่ง MTJDA สำหรับใช้ประกอบการตัดสินใจในการดำเนินโครงการ ในส่วนโครงการ [F-3] ปตท. จะประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องของประเทศเมียนมาอย่างใกล้ชิดเพื่อให้เกิดความชัดเจนโดยเร็ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควตาการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอ ทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ในส่วนของการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน คือ ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ - ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม ส่วนที่ 2 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมี ซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ โดยให้ ราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง +ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ทั้งนี้ เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ และ (2) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนผลิตและจัดหา โดยยกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศ โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ เดือนพฤษภาคม - กรกฎาคม 2560 เพิ่มขึ้นจากเดือนกุมภาพันธ์ – เดือนเมษายน 2560 ที่ 0.0551 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.3815 บาทต่อกิโลกรัมเป็น 13.4366 บาทต่อกิโลกรัม (2) โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก ต้นทุนอ้างอิงราคาตลาดโลกที่สูตรราคา CP โดยต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในเดือนกรกฎาคม 2560 เท่ากับ 355 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ลดลงจากเดือนก่อน 32 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) การนำเข้า ต้นทุนเดือนกรกฎาคม 2560 อยู่ที่ 398.73 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และ (4) บริษัท ปตท. สผ. สยาม จำกัด ต้นทุนเดือนพฤษภาคม - กรกฎาคม 2560 ลดลง 0.10 บาทต่อกิโลกรัม จาก 15.20 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.10 บาทต่อกิโลกรัม สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 355.00 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมิถุนายน 2560 อยู่ที่ 34.1655 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับลดลง 1.4262 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 15.0491 บาทต่อกิโลกรัม (434.6940 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 13.6229 บาทต่อกิโลกรัม (398.7336 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และราคา ณ โรงกลั่นของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคปิโตรเคมีที่อ้างอิงราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก ปรับลดลง 0.4871 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.5436 บาทต่อกิโลกรัม (391.2074 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 13.0565 บาทต่อกิโลกรัม (382.1536 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
3. จากมติ กบง. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบและราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก อัตราแลกเปลี่ยน ส่งผลให้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ/ชดเชย ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุน#1) ณ เดือนกรกฎาคม 2560 เป็นดังนี้ ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ที่ขายภาคปิโตรเคมี ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.3801 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ที่ขายเป็นเชื้อเพลิง ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.1863 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขายภาคปิโตรเคมี ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.9277 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขายเป็นเชื้อเพลิง ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 1.4941 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจาก ปตท. สผ. สยามฯ ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.7892 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจากอัตราเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าวส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมัน#1) มีรายรับ 173 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น เพื่อลดภาระการชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ และเตรียมการในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในอนาคต ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ณ วันที่ 2 กรกฎาคม 2560 อยู่ที่ 6,448 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.49 บาทต่อกิโลกรัม โดยกองทุนน้ำมันฯ ปรับลดการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ ลง 1.4262 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 1.5469 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.1207 บาทต่อกิโลกรัม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือน กรกฎาคม 2560 ดังนี้
(1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 13.4366 บาทต่อกิโลกรัม
(2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 12.1288 บาทต่อกิโลกรัม
(3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 13.6229 บาทต่อกิโลกรัม
(4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.1000 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.1207 บาท
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 16 พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินคืนกองทุนสำหรับก๊าซที่ส่งออกนอกราชอาณาจักร
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 6 กรกฎาคม 2560 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 7 การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เต็มรูปแบบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 กพช. ได้พิจารณาเรื่อง หลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG และได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG facility ประกอบด้วย ผลตอบแทนการลงทุน เงินลงทุนรวม ระยะเวลาโครงการ ค่าใช้จ่ายดำเนินงาน ปริมาณ LPG ค่าเสื่อมราคา และภาษี และได้มอบหมายให้ กบง. พิจารณากำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility ตามหลักเกณฑ์ดังกล่าว และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุน
2. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2559 วันที่ 9 มกราคม 2560 วันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560 และวันที่ 7 มีนาคม 2560 ได้มีมติที่เกี่ยวกับการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ดังนี้ (1) แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ แบ่งเป็นระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่าน เปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันและโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของ ธพ. (2) การกำหนดราคาก๊าซ LPG จากการผลิตและการจัดหา ประกอบด้วย ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) แบ่งเป็นส่วนที่จำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 และส่วนที่ไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และบริษัท ปตท.สผ.สยามฯ ใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนที่แท้จริง (cost plus) ราคา โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติกกำหนดราคาเท่ากับ CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และราคานำเข้าที่ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดราคานำเข้าที่ CP บวกค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (CP+X) (3) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักร ของส่วนผลิต จัดหา ประกอบด้วยที่ผลิตโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และที่ผลิตโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก และในส่วนที่ส่งออกจะกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และที่ผลิตโดยโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติกที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออก (4) มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG โดยกำหนดให้ผู้นำเข้าก๊าซ LPG ต้องรายงานปริมาณและราคาจริงของการนำเข้าก๊าซ LPG ให้ ธพ. รับทราบ และ ปตท. ต้องจำหน่ายก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติให้ผู้ค้าทุกรายที่ต้องการซื้อ ในช่วงเวลาก่อนการเปิดบริการคลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ให้บุคคลที่สามสามารถใช้คลังได้ (Third Party Access: TPA) สามารถเพิ่มอัตราการสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมายตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยพิจารณาจากความมั่นคงและไม่ก่อให้เกิดภาระเกินสมควรต่อผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 นอกจากนี้ การสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน หรือ Prompt Cargo ผู้นำเข้ามีสิทธิ์ได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันฯ ตามต้นทุนจริง
3. ความพร้อมในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ได้แก่ (1) สถานการณ์การผลิต การจัดหา และการใช้ก๊าซ LPG ภายหลังจากการเปิดเสรีการนำเข้าเมื่อวันที่ 10 มกราคม 2560 ในช่วงเดือนมกราคมถึงพฤษภาคม 2560 พบว่ามีส่วนขาดก๊าซ LPG สำหรับใช้ในประเทศอยู่ประมาณเดือนละ 28,716 - 39,520 ตัน ยกเว้นเดือนกุมภาพันธ์ผลิตได้สูงกว่าความต้องการใช้ 12,066 ตัน เนื่องจากความต้องการใช้ในภาคปิโตรเคมีลดลง ปริมาณส่วนขาดนี้ทดแทนด้วยการนำเข้าโดย ปตท. และสยามแก๊ส ส่วนยูนิคแก๊สนำเข้ามาเพื่อการส่งออกเท่านั้น สำหรับแผนในช่วงเดือนมิถุนายนถึงธันวาคม 2560 ปริมาณการผลิตภายในประเทศไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ทุกเดือน โดยในเดือนธันวาคมขาดก๊าซ LPG ภายในประเทศประมาณ 25,694 ตัน ชดเชยด้วยการนำเข้าทดแทนส่วนที่ขาด สำหรับปริมาณการส่งออกเพิ่มสูงขึ้นจาก 26,850 ตัน ในเดือนมิถุนายนเป็น 35,900 ตัน ในเดือนธันวาคม และในเดือนกรกฎาคม ปตท. มีแผนจะนำเข้า 66,000 ตัน เป็นการนำเข้ามาเพื่อการส่งออกทดแทนการส่งออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติปริมาณ 59,000 ตัน (2) ตลาดก๊าซ LPG มีการแข่งขันสูงขึ้น โดยมีผู้ค้าน้ำมันรายใหม่ 1 รายคือ บริษัท มิตซูบิชิ (ประเทศไทย) จำกัด เพื่อนำเข้าก๊าซ LPG มาจำหน่ายในประเทศ มีปริมาณการค้าก๊าซ LPG 10 ล้านตันต่อปี และมีเรือขนส่งก๊าซ LPG ขนาดบรรทุกกว่า 40,000 ตัน จำนวนมากกว่า 20 ลำ จากการนำเข้าก๊าซ LPG ที่เพิ่มสูงขึ้น ส่งผลให้ในภาพรวมมีปริมาณจัดหาสูงกว่าความต้องการใช้ ตลาดเริ่มมีการแข่งขันด้านราคามากขึ้น และ (3) แผนการก่อสร้างโครงสร้างพื้นฐาน (คลังเก็บและจ่ายก๊าซบนบก และท่าเทียบเรือนำเข้า) โดยบริษัท สยามแก๊ส แอนด์ ปิโตรเคมีคัลส์ จำกัด (มหาชน) ผู้นำเข้าที่ได้รับอนุญาตให้ใช้คลังลอยน้ำเป็นการชั่วคราวระหว่างก่อสร้างคลังนำเข้า ได้แจ้งแผนการก่อสร้างต่อ ธพ. โดยจะสร้างถังเก็บและจ่ายก๊าซ ขนาด 3,000 ตัน จำนวน 15 ใบ ความจุรวม 45,000 ตัน ปัจจุบันอยู่ระหว่างการเจรจาขอซื้อที่ดิน (4) การดำเนินการเพื่อป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG ประกอบด้วย การยกร่างประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดเงื่อนไขการนำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลวของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 พ.ศ. .... เพื่อรองรับแนวทางและวิธีการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG โดยให้อธิบดี ธพ. โดยความเห็นชอบของ กบง. มีอำนาจสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 นำเข้าก๊าซ LPG เป็นกรณีฉุกเฉิน เมื่อเกิดภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG และกระทบต่อความมั่นคงของประเทศ ให้ผู้ค้าฯ ที่นำเข้าก๊าซ LPG เพื่อจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงทำสัญญายินยอมชดใช้ค่าเสียหาย กรณีไม่นำเข้าตามแผน รวมถึงการกำหนดมาตรการรองรับความเสียหายอันเกิดจากการชดเชยราคาส่วนต่างจากการนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน และการออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดชนิดและอัตรา หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการคำนวณปริมาณสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 ลงวันที่ 20 มิถุนายน 2560 เพื่อปรับเพิ่มการสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมาย โดยกำหนดระยะเวลาการบังคับใช้เป็น 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1 (วันที่ 1 มกราคม 2561 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563) ให้คงอัตราสำรองก๊าซ LPG ไว้ที่ร้อยละ 1 และอัตราสำรองก๊าซธรรมชาติที่ผลิตก๊าซ LPG ร้อยละ 0.5 โดยยกเลิกข้อผ่อนปรนที่ให้เก็บสำรองในแต่ละวันได้ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 70 เป็นต้องเก็บไม่ต่ำกว่าร้อยละ 100 ของปริมาณสำรองทุกวัน ประเทศจะมีปริมาณก๊าซ LPG ที่เพียงพอใช้ 5 วันตลอดเวลา และระยะที่ 2 (ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564) ปรับเพิ่มอัตราสำรองจากร้อยละ 1.5 เป็นร้อยละ 2.5 โดยมีปริมาณสำรองเพียงพอใช้ได้ 9 วัน เมื่อพิจารณาจากระยะเวลาการจัดหาจากประเทศจีนและญี่ปุ่น (ระยะเวลาการจัดหาจากประเทศจีนใช้เวลา 5 - 7 วัน และประเทศญี่ปุ่นใช้เวลา 9 วัน)
4. ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้ตั้งข้อสังเกตต่อร่างประกาศกระทรวงฯ 2 ประเด็น คือ การกำหนดเงื่อนไขให้ทำสัญญายินยอมชดใช้ค่าเสียหาย สามารถกระทำได้หรือไม่ อาศัยกฎหมายใด และสัญญาจะมีผลใช้บังคับหรือไม่ ซึ่ง ธพ. มีความเห็นว่า ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 มาตรา 6 และมาตรา 8 รัฐมนตรีมีอำนาจกำหนดเงื่อนไขเกี่ยวกับการดำเนินการค้าใดๆ ตามที่เห็นสมควร เพื่อให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ปฏิบัติตาม ในกรณีมีเหตุจำเป็นเพื่อการป้องกันและแก้ไขการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และเงื่อนไขที่รัฐมนตรีสามารถกำหนดได้นั้น มีหลายลักษณะ โดยเป็นมาตรการเท่าที่จำเป็นเพื่อให้บรรลุวัตถุประสงค์ของประกาศฯ และไม่สร้างภาระให้ผู้ที่ต้องปฏิบัติตามเกินสมควร นอกจากนี้ สัญญายินยอมชดใช้ค่าเสียหายในร่างประกาศฯ เป็นสัญญาทางปกครอง และเป็นสัญญาที่มีข้อกำหนดซึ่งมีลักษณะพิเศษที่แสดงถึงเอกสิทธิ์ของรัฐเพื่อให้การจัดให้มีก๊าซ LPG แก่ประชาชนเป็นไปอย่างเพียงพอตามภารกิจของกระทรวงพลังงาน สัญญาจึงมีผลใช้บังคับ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการนำเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานลงนามในร่างประกาศกระทรวงฯ
5. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ใน ปี 2559 ราคา CP อยู่ในช่วงระหว่าง 287 – 410 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยราคาได้ปรับเพิ่มขึ้นในช่วงเดือนมกราคมถึงเมษายน 2560 เนื่องจากเข้าสู่ฤดูหนาว โดยมีราคาระหว่าง 460 – 555 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และในเดือนพฤษภาคมและมิถุนายน 2560 ราคา CP ได้ปรับลดลงมาอยู่ที่ 388 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติอยู่ในช่วงระหว่าง 374 – 437 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน มีแนวโน้มลดลง โดยในช่วงเดือนมกราคมถึงเมษายน 2560 อยู่ระหว่าง 369 – 382 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และในเดือนพฤษภาคมและมิถุนายน 2560 ปรับเพิ่มมาอยู่ที่ 388 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และราคานำเข้าก๊าซ LPG อยู่ในช่วงระหว่าง 372 - 495 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคา CP ในช่วงเดือนมกราคมถึงเมษายน 2560 อยู่ที่ 504 – 604 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และในเดือนพฤษภาคมและมิถุนายน 2560 ลดลงมาอยู่ที่ 435 – 436 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
6. แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้นำเสนอแนวทางการดำเนินการซึ่งประกอบด้วย (1) ยกเลิกการกำหนดราคา ณ แหล่งผลิตก๊าซ LPG ภายในประเทศ (ราคาซื้อตั้งต้น) โรงแยก ก๊าซธรรมชาติ ปตท.สผ.สยาม โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก รวมทั้งนำเข้า (2) สนพ. จะประกาศราคาอ้างอิงสำหรับเป็นข้อมูลในการกำกับดูแลราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศเท่านั้น (3) ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของการผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท.สผ. สยาม รวมทั้งโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก (ยกเลิกกองทุน#1) (4) ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ (5) ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกองทุนน้ำมันฯ เพื่อวัตถุประสงค์รักษาเสถียรภาพราคาเท่านั้น (6) มอบให้ สนพ. ธพ. และกรมการค้าภายในศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ที่เหมาะสมและบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีก ก๊าซ LPG ระหว่างกรุงเทพฯ และส่วนภูมิภาค และ (7) สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้า LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ เช่น อาจมีการเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ หากราคา CP+X สูงกว่าต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเกิน 50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน หรือกองทุนฯจะจ่ายชดเชยกรณีราคา CP+X ต่ำกว่าต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเกิน 50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เป็นตั้น ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามความเห็นชอบของ กบง.
7. ในส่วนคลังก๊าซ ปตท. จังหวัดชลบุรี ปตท.จะดำเนินธุรกิจโครงการ LIFE (LPG Integrated Facility Enhancement Project (LIFE Project)) ในเชิงพาณิชย์เมื่อมีการเปิดเสรีเต็มรูปแบบตามข้อ 6 โดย ปตท. จะต้องนำเสนอคณะกรรมการ ปตท. เพื่อขอความเห็นชอบการดำเนินการ ก่อนที่ สนพ. จะนำเสนอ กพช. เพื่อยกเลิกการกำหนดอัตราผลตอบแทนและวิธีจ่ายผลตอบแทนการลงทุนโครงการ LIFE ตามที่ กพช. มีมติเห็นชอบไว้เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 และ ปตท. จะกำหนดกติกาที่ทำให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสามารถเข้ามาใช้บริการคลังนำเข้าก๊าซ LPG ของ ปตท. ที่เขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี บนหลักการที่ผู้ค้าก๊าซ LPG ทุกรายมีสิทธิใช้อย่างเป็นธรรมและเท่าเทียมกันและให้มีการเจรจาอัตราค่าบริการเป็นเชิงพาณิชย์ จนกว่าจะมีผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสร้าง/ขยายคลังก๊าซ LPG นำเข้าขนาดใหญ่ แล้วเสร็จ โดยกติกาการใช้คลังจะเผยแพร่ให้สาธารณชนทราบด้วย ในส่วนการจำหน่าย LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท. เมื่อการผลิตก๊าซ LPG จากโรงแยก ก๊าซธรรมชาติลดลงอันเป็นผลมาจากปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยลดลง ปตท. จะให้ความสำคัญกับการจำหน่ายก๊าซ LPG ในภาคเชื้อเพลิงเป็นลำดับแรกและจะไม่ทำการต่ออายุสัญญาซื้อ-ขายวัตถุดิบปิโตรเคมีเดิม (ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559) ที่จะทยอยหมดอายุลง โดยจะจำหน่ายเฉพาะเท่าที่สัญญาซื้อ-ขายยังคงมีผลบังคับอยู่ และ เพื่อส่งเสริมให้มีการจำหน่ายก๊าซ LPG ภายในประเทศเป็นลำดับแรก การส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาตต่อ ธพ. และการส่งออก LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้านั้นได้มีการแจ้งแผนให้ ธพ. ทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ โดยจะเริ่มให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 เป็นต้นไป ดังนี้
1.1 ยกเลิกการกำหนดราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก รวมทั้งการนำเข้า
1.2 ยกเลิกการกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะประกาศราคาอ้างอิงสำหรับเป็นข้อมูลในการกำกับดูแลราคาขายปลีก LPG ในประเทศเท่านั้น
1.3 ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนการผลิตจาก โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท.สผ.สยาม รวมทั้ง โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก (ยกเลิกกองทุน#1)
1.4 ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ
1.5 ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพราคา
1.6 มอบหมายให้ สนพ. กรมธุรกิจพลังงาน และกรมการค้าภายในศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ที่เหมาะสมและบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ระหว่างกรุงเทพมหานครและส่วนภูมิภาค
1.7 สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยก ก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ
1.8 คลังก๊าซ ปตท. LPG Facility (LPG Integrated Facility Enhancement : LIFE ) จังหวัดชลบุรี ปตท.จะดำเนินธุรกิจโครงการ LIFE ในเชิงพาณิชย์เมื่อมีการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ โดย ปตท. จะมีการกำหนดกติกาให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสามารถเข้ามาใช้บริการคลังนำเข้าก๊าซ LPG ของ ปตท. ที่เขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี บนหลักการที่ผู้ค้าก๊าซ LPG ทุกรายมีสิทธิใช้อย่างเป็นธรรมและเท่าเทียมกันและให้มีการเจรจาอัตราค่าบริการเป็นเชิงพาณิชย์ จนกว่าจะมีผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสร้าง/ขยายคลังก๊าซ LPG นำเข้าขนาดใหญ่ แล้วเสร็จ โดยกติกาการใช้คลังจะเผยแพร่ให้สาธารณชนทราบด้วย
1.9 การจำหน่ายก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท. จะให้ความสำคัญกับการจำหน่ายก๊าซ LPG ในภาคเชื้อเพลิงเป็นลำดับแรกและจะไม่ทำการต่ออายุสัญญาซื้อ-ขายวัตถุดิบปิโตรเคมีเดิม (ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559) ที่จะทยอยหมดอายุลง โดยจะจำหน่ายเฉพาะเท่าที่สัญญาซื้อ-ขายยังคงมีผลบังคับอยู่
1.10 การส่งออกก๊าซ LPG เพื่อส่งเสริมให้มีการจำหน่ายก๊าซ LPG ภายในประเทศเป็นลำดับแรกการส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาตต่อกรมธุรกิจพลังงาน และการส่งออกก๊าซ LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้าได้มีการแจ้งแผนให้กรมธุรกิจพลังงานทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export)
2. เห็นชอบมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง กำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility (LPG Integrated Facility Enhancement : LIFE ) และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนโดยให้ ปตท. ดำเนินโครงการนี้เป็นเชิงพาณิชย์แทน
3. เห็นชอบแนวทางการดำเนินโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ดังนี้
3.1 ให้กรมบัญชีกลางเป็นผู้ดำเนินการภายใต้นโยบายบัตรสวัสดิการ และใช้เงินกองทุน ประชารัฐแทนระบบปัจจุบันทั้งหมด
3.2 การให้สวัสดิการรวมเข้าไปในส่วนของค่าไฟฟ้า ลักษณะเป็นการช่วยเหลือค่าครองชีพเพิ่มขึ้น เนื่องจากเป็นการช่วยเหลือด้านพลังงานเหมือนกัน
3.3 ใช้ฐานข้อมูลของกรมบัญชีกลาง จากผู้มาลงทะเบียนรับสิทธิสวัสดิการ
3.4 เตรียมนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณายกเลิกการช่วยเหลือในส่วนของร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร เนื่องจากเป็นการช่วยเหลือค่าครองชีพของประชาชนโดยทั่วไป โดยให้ผู้ค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ยังสามารถได้รับสิทธิตามเงื่อนไขของนโยบายบัตรสวัสดิการ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยมีรายละเอียดที่เกี่ยวข้องกับโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ดังนี้ (1) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก (2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก จาก CP-20 เป็น CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ทั้งนี้ สนพ. ได้ออกประกาศ กบง. ฉบับที่ 14 พ.ศ. 2560 ตามมติดังกล่าว ต่อมาบริษัท พีทีที โกลบอล เคมิคอล จำกัด (มหาชน) (บริษัท PTTGC) ได้มีหนังสือสอบถามเกี่ยวกับการนำส่งเงินกองทุนและขอรับเงินชดเชยกรณีผลิตก๊าซ LPG จากโรงโอเลฟินส์ เนื่องจากโรงโอเลฟินส์ สาขา 3 โรงโอเลฟินส์ ไอ-สี่ หยุดซ่อมบำรุงตามแผนประจำปี ตั้งแต่วันที่ 24 พฤษภาคม 2560 ถึงวันที่ 7 กรกฎาคม 2560 เป็นระยะเวลา 45 วัน บริษัท PTTGC จึงได้นำบิวทาไดอีนเหลว (เดิมจัดส่งเป็นวัตถุดิบให้โรงโอเลฟินส์ สาขา 3 โรงโอเลฟินส์ ไอ-สี่) มาผลิตเป็นก๊าซ LPG ประมาณ 5,000 ตัน ในเดือนมิถุนายนและกรกฎาคม 2560 เพื่อจำหน่ายให้แก่ลูกค้าเป็นครั้งแรก (ในอดีตหากมีการหยุดซ่อมบำรุงตามแผนงาน จะนำบิวทาไดอีนเหลวไปเผาที่หอเผา) ทั้งนี้ บริษัท PTTGC ขอสอบถามความชัดเจนว่า กรณีที่บริษัท PTTGC นำก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงงานอุตสาหกรรมปิโตรเคมีประเภทโรงโอเลฟินส์ และนำไปจำหน่ายแก่ภาคเชื้อเพลิงในประเทศและลูกค้าเพื่อนำใช้เป็นวัตถุดิบในโรงงานอุตสาหกรรมปิโตรเคมี เข้าข่ายที่จะต้องนำส่งเงินกองทุนน้ำมันฯ ตามข้อ 3 และได้รับเงินชดเชยตามข้อ 5 ในประกาศ กบง. ฉบับที่ 14 พ.ศ. 2560 หรือไม่ ซึ่งหากต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ และได้รับเงินชดเชยจะต้องนำส่งและได้รับอัตราใดของประกาศ กบง. ซึ่งบริษัท PTTGC ยินดีที่จะส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไปก่อนตาม ข้อ 3(2) ประกาศ กบง. ฉบับที่ 14 พ.ศ. 2560 รวมทั้ง บริษัท PTTGC ขอสงวนสิทธิ์ในการขอคืนเงินจากกองทุนน้ำมันฯ หากทราบความชัดเจนว่าไม่ต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ
2. แนวทางการแก้ไขปัญหา มีดังนี้ (1) ก๊าซ LPG ที่บริษัท PTTGC นำไปจำหน่ายให้แก่ลูกค้า เป็นไปตามประกาศ กบง. ฉบับที่ 14 พ.ศ. 2560 ข้อ 1 ซึ่ง ก๊าซ หมายความถึง ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ก๊าซโปรเปน และก๊าซบิวเทน (2) ประกาศ กบง. ฉบับที่ 14 พ.ศ. 2560 ข้อ 3 กำหนดเฉพาะโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติกไม่รวมถึงโรงโอเลฟินส์ ซึ่งโรงโอเลฟินส์เป็นโรงอุตสาหกรรมเคมีปิโตรเลียมและสารละลายประเภทหนึ่งที่สามารถผลิตก๊าซ LPG ได้เช่นเดียวกับโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก และ (3) เพื่อไม่ให้เกิดความได้เปรียบเสียเปรียบในการส่งเงินเข้าหรือการขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นสมควรกำหนดให้โรงโอเลฟินส์ มีหน้าที่นำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ หรือขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ เช่นเดียวกับโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก โดยกำหนดหลักเกณฑ์ ดังนี้ (1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงโอเลฟินส์ เท่ากับ CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และ (2) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรืออัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงโอเลฟินส์ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และโรงโอเลฟินส์ อย่างไรก็ตาม ในเบื้องต้นได้รับการประสานด้วยวาจากับกรมสรรพสามิต หากจะให้มีความชัดเจนมากยิ่งขึ้น กบง. สามารถที่จะพิจารณากำหนดให้บริษัท PTTGC นำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้ภายในเมื่อไร โดยกรมสรรพสามิต เห็นว่าสามารถนำส่งเงินกองทุนน้ำมันฯ ย้อนหลังได้ 10 วัน นับตั้งแต่บริษัท PTTGC รับทราบมติจาก กบง. ว่ามีหน้าที่ต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงโอเลฟินส์ เท่ากับ CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรืออัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงโอเลฟินส์ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และโรงโอเลฟินส์
3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักร จากโรงโอเลฟินส์ โดยให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 6 กรกฎาคม ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2560
4. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน หารือประเด็นปัญหาข้อกฎหมายไปยังสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา เกี่ยวกับการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรจากโรงโอเลฟินส์ โดยให้มีผลย้อนหลังไปตั้งแต่วันที่ 15 มิถุนายน 2560 ถึงวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 อันมีผลทำให้โรงโอเลฟินส์มีหน้าที่ส่งเงินเข้ากองทุนและมีสิทธิได้รับเงินชดเชยในช่วงระยะเวลาดังกล่าวได้หรือไม่
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 1 กันยายน 2558 ได้มีมติเห็นชอบให้การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ดำเนินโครงการตามแผนงานเปลี่ยนระบบสายไฟฟ้าอากาศเป็นสายไฟฟ้าใต้ดินเพื่อรองรับการเป็นมหานครแห่งอาเซียน จำนวน 39 เส้นทาง ระยะทาง 127.3 กิโลเมตร กรอบวงเงินลงทุน 48,717.2 ล้านบาท ระยะเวลาดำเนินการ 10 ปี (ปี 2559-2568) ต่อมานายกรัฐมนตรีได้มีนโยบายเร่งรัดให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายใน 5 ปี และให้กระทรวงมหาดไทย เป็นหน่วยงานหลักในการบูรณาการแผนพัฒนาสาธารณูปโภคในภาพรวม และได้แต่งตั้ง คณะกรรมการอำนวยการโครงการเปลี่ยนระบบสายไฟฟ้าอากาศเป็นสายไฟฟ้าใต้ดินเพื่อรองรับการเป็นมหานครแห่งอาเซียน (คณะกรรมการอำนวยการฯ) โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย เป็นประธานฯ เพื่อทำหน้าที่กำหนดนโยบาย แนวทาง และจัดลำดับความสำคัญของพื้นที่ที่จะดำเนินโครงการ อำนวยการและประสานการดำเนินโครงการให้เป็นไปด้วยความเรียบร้อย รวมทั้งเสนอแนวทางแก้ไขปัญหา และรายงานต่อคณะรัฐมนตรีทราบ
2. เมื่อวันที่ 9 มิถุนายน 2560 กฟน. ได้รายงานความก้าวหน้าการดำเนินการตามมติคณะกรรมการอำนวยการฯ ต่อปลัดกระทรวงพลังงาน ในฐานะคณะกรรมการอำนวยการฯ เพื่อทราบ และฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญและผลการดำเนินงานโครงการฯ เพื่อให้ กบง. รับทราบโครงการพัฒนาและปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้าที่รัฐบาลให้ความสำคัญ โดยมีขอบเขตการดำเนินโครงการ แบ่งเป็น (1) โครงการฯ เดิม ระยะเวลา 10 ปี แบ่งพื้นที่ตามความเห็นของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เป็น 3 กลุ่มพื้นที่ คือ พื้นที่เมืองชั้นในและศูนย์กลางเศรษฐกิจของกรุงเทพฯ พื้นที่เชื่อมโยงระบบส่งระหว่างสถานีไฟฟ้าต้นทาง เพื่อสนับสนุนพื้นที่พื้นที่เมืองชั้นในและศูนย์กลางเศรษฐกิจ และพื้นที่ร่วมกับหน่วยงานสาธารณูปโภคอื่น จำนวนรวม 39 เส้นทาง ระยะทางรวม 127.3 กิโลเมตร (2) กรณีเร่งรัดโครงการ ระยะเวลา 5 ปี แบ่งตามความสอดคล้องกับแผนงานหน่วยงานสาธารณูปโภคและ กฟน. ความพร้อมทางกายภาพของพื้นที่ และความเสี่ยงการปฏิบัติงาน เป็น 8 กลุ่มโครงการ ได้แก่ โครงการสามเสน-รอบพระตำหนักจิตรดารโหฐาน โครงการวงเวียนใหญ่-อรุณอัมรินทร์ โครงการลาดพร้าว-เทพารักษ์ โครงการติวานนท์-แจ้งวัฒนะ โครงการพหลโยธิน-สุขุมวิท โครงการรามคำแหง-เพชรบุรี โครงการเขตพื้นที่เมืองชั้นใน และโครงการจรัญสนิทวงศ์-ประชาราษฎร์สาย 2 จำนวนรวม 39 เส้นทาง ระยะทางรวม 127.3 กิโลเมตร
3. ความก้าวหน้าการดำเนินโครงการฯ ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ (1) ในพื้นที่จังหวัดนนทบุรี และจังหวัดสมุทรปราการ มีการแต่งตั้งคณะทำงานแยกตามจังหวัด โดยมีผู้ว่าราชการจังหวัดเป็นประธานฯ เพื่อปรับแผนงานให้สอดคล้องกับแผนงานของ กฟน. โดยจังหวัดนนทบุรีได้แต่งตั้งคณะทำงานเพื่อหาแนวทางบริหารจัดการพื้นที่บริเวณก่อสร้างโครงการรถไฟฟ้าสายสีชมพู ช่วงแคราย – มีนบุรี ที่ได้รับผลกระทบให้เป็นไปด้วยความเรียบร้อย และจังหวัดสมุทรปราการ ได้ปรับหรือชะลอการดำเนินการแผนงานในระดับท้องถิ่นและระดับจังหวัดที่เกี่ยวข้องให้สอดคล้องกับแผนของ กฟน. (2) กรุงเทพมหานคร เป็นเจ้าภาพจัดประชุมหารือร่วมกับทุกหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อบูรณาการแผนงานของทุกหน่วยงานกับแผนงานของ กฟน. เพื่อใช้จัดสรรงบประมาณ โดยใช้แผนงานของ กฟน. เป็นหลัก (3) สำนักงานคณะกรรมการกิจการกระจายเสียง กิจการโทรทัศน์และกิจการโทรคมนาคมแห่งชาติ (กสทช.) เป็นผู้ประสานงานกับผู้ประกอบการในการพิจารณาการเช่าท่อสายสื่อสารในพื้นที่โครงการฯ เพื่อให้มีการนำสายสื่อสารลงดินและรื้อถอนเสาไฟฟ้าให้แล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2560
4. กฟน. ร่วมกับ กสทช. บริษัท ทีโอที จำกัด (มหาชน) บริษัท กสท โทรคมนาคม จำกัด (มหาชน) ติดตามแผนการนำสายสื่อสารลงดินในพื้นที่โครงการฯ โดยแบ่งเป็น 3 ส่วนงาน ดังนี้ (1) โครงการก่อนมหานครแห่งอาเซียน ระยะทาง 41.9 กิโลเมตร มีกำหนดการรื้อถอนสายสื่อสารภายในกันยายน 2560 รื้อถอนเสาไฟฟ้าภายในธันวาคม 2560 ปัจจุบันดำเนินการได้ตามแผน (2) โครงการก่อนมหานครแห่งอาเซียน จำนวน 6 โครงการ ระยะทางรวม 45.4 กิโลเมตร มีกำหนดรื้อถอนสายสื่อสารตั้งแต่เดือนเมษายน 2560 ถึงธันวาคม 2564 ปัจจุบันอยู่ระหว่างดำเนินการและเป็นไปตามแผน และ (3) โครงการมหานครแห่งอาเซียน ระยะทางรวม 127.3 กิโลเมตร แบ่งเป็น โครงการรอบพระตำหนักจิตรลดารโหฐาน อยู่ระหว่างก่อสร้างท่อหลัก โครงการตามแนวรถไฟฟ้าสายสีน้ำเงินและโครงการตามแนวรถไฟฟ้าสายสีเขียว อยู่ระหว่างออกแบบ และโครงการอื่น ที่เหลืออยู่ระหว่างหาที่ปรึกษาออกแบบ โดยภาพรวมการดำเนินงานเป็นไปตามแผนงาน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง. ครั้งที่ 41 - วันพุธที่ 2 สิงหาคม 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 8/2560 (ครั้งที่ 41)
เมื่อวันพุธที่ 2 สิงหาคม 2560 เวลา 13.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
4. ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ารายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ของโครงการ SPP Hybrid Firm
5. การรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ SPP Hybrid Firm
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบช่วงสัปดาห์สุกท้ายของเดือนกรกฎาคม 2560 มีทิศทางปรับตัวเพิ่มสูงขึ้นกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งนับว่าสูงสุดในรอบ 2 เดือน เนื่องจากเมื่อวันที่ 24 กรกฎาคม 2560 กลุ่มโอเปคมีการประชุมหารือเกี่ยวกับการกำหนดโควต้าการผลิตน้ำมันดิบ แต่ทั้งนี้ในการประชุมยังหาข้อตกลงที่แน่ชัดไม่ได้ จึงจะมีการประชุมเรื่องดังกล่าวอีกครั้งในวันที่ 7 – 8 สิงหาคม 2560 นอกจากนี้ปริมาณน้ำมันดิบสำรองของประเทศสหรัฐฯ ลดลงติดต่อกัน 4 สัปดาห์ที่ผ่านมา รวมเป็นปริมาณที่ลดลงจำนวน 24 ล้านบาร์เรล และเหตุความไม่สงบในประเทศสมาชิกของกลุ่มโอเปค ทั้งนี้คาดการณ์ว่าในเดือนสิงหาคม 2560 ราคาน้ำมันดิบ จะปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนสิงหาคม 2560 ราคา CP (Contract Price) อยู่ที่ 440 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนกรกฎาคม 2560 จำนวน 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากปริมาณสำรองก๊าซ LPG ของประเทศสหรัฐฯ และในช่วงไตรมาสที่ 3 และ 4 ยังเป็นช่วงฤดูกาลท่องเที่ยวและอุณหภูมิเริ่มต่ำลงทำให้ความต้องการของประเทศสหรัฐฯ เพิ่มสูงขึ้น รวมทั้งประเทศซาอุดิอาระเบียลดปริมาณการผลิตก๊าซ LPG ลง แต่ทั้งนี้หากพิจารณาจากอดีตที่ผ่านมาจะเห็นว่าช่วงเดือนสิงหาคมราคาก๊าซ LPG จะปรับตัวลดลง แต่เนื่องจากหลายประเทศเริ่มเข้าสู่ช่วงฤดูหนาวจึงคาดว่าราคาก๊าซ LPG จะยังมีความผันผวน (3) ราคาถ่านหินมีทิศทางปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากประเทศออสเตรเลียประสบปัญหาด้านเทคนิคในการผลิตถ่านหิน ประเทศจีนมีการนำเข้าเพิ่มขึ้นจากสภาพภูมิอากาศที่ร้อนขึ้น ประกอบกับเป็นช่วงมรสุมของทวีปยุโรปและแอฟริกาทำให้กระทบต่อตลาดถ่านหิน และ (4) ราคาก๊าซ LNG ในเดือนกรกฎาคม 2560 ราคาปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยเฉลี่ยอยู่ที่ 5.4 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เนื่องจากประเทศญี่ปุ่น เกาหลี และจีน ประสบกับสภาพภูมิอากาศที่ร้อนขึ้นทำให้ความต้องการก๊าซ LNG เพิ่มขึ้น รวมทั้งท่อส่งก๊าซ LNG ของประเทศจีนเกิดระเบิด ทั้งนี้คาดการณ์ว่าก๊าซ LNG ยังมีแนวโน้มที่จะปรับเพิ่มขึ้นอีก เนื่องจากภาครัฐของประเทศจีนมีนโยบายให้ใช้ก๊าซ LNG ผลิตไฟฟ้าแทนถ่านหิน ทำให้จีนนำเข้าก๊าซ LNG เพิ่มขึ้นกว่าร้อยละ 41 จากปีที่ 2559 แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคา LNG ปรับตัวลดลง เนื่องจากหมดช่วงฤดูหนาวของหลายประเทศ และปริมาณการผลิตก๊าซ LNG ของประเทศออสเตรเลียและมาเลเซียเพิ่มสูงขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
ความคืบหน้าการดำเนินการตามแผน PDP 2015 ไตรมาสที่ 2 ปี 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) การกระจายแหล่งเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าโดยลดสัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า ซึ่งจากข้อมูลจริงในช่วง 5 เดือนแรกของปี 2560 พบว่า สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติอยู่ที่ร้อยละ 61 ขณะที่ในแผน PDP 2015 อยู่ที่ร้อยละ 60 ทั้งนี้ ในส่วนของการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน อยู่ที่ร้อยละ 8 ต่ำกว่าแผน PDP 2015 ซึ่งอยู่ที่ร้อยละ 10 (ปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนต่ำกว่าแผน 2,050 ล้านหน่วย หรือคิดเป็นร้อยละ 24.5) ส่งผลให้การผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติ ถ่านหินนำเข้า และลิกไนต์ในประเทศ มีสัดส่วนที่สูงกว่าแผน PDP 2015 โดยกำลังผลิตไฟฟ้าที่จะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2560 ตาม PDP2015 จะมีปริมาณ 2,512 เมกะวัตต์ ซึ่ง ณ เดือนมิถุนายน 2560 มีการผลิตไฟฟ้าจ่ายเข้าระบบแล้วประมาณ 604 เมกะวัตต์ สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กมาก (VSPP) ตามแผน PDP 2015 จะมีกำลังผลิตไฟฟ้าสะสมเท่ากับ 4,360 เมกะวัตต์ แต่ปัจจุบันสามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้แล้วประมาณ 3,659 เมกะวัตต์ สำหรับกำลังผลิตไฟฟ้าของพลังงานทดแทนสะสม ณ เดือนมิถุนายน 2560 กำหนดตามแผนเท่ากับ 10,648 เมกะวัตต์ แต่สามารถผลิตได้จริงเท่ากับ 8,336 เมกะวัตต์ ซึ่งพลังงานลมและแสงอาทิตย์จะมีปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ตามแผนค่อนข้างสูง นอกจากนี้ การดำเนินงานก่อสร้างโรงไฟฟ้าทั้งของภาครัฐ (โดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย) และเอกชน ส่วนใหญ่โครงการดำเนินการเป็นไปตามแผน มีบางโครงการที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามแผน เนื่องจากต้องเลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Scheduled Commercial Operation Date: SCOD) เพราะต้องเลื่อนให้สอดคล้องกับความพร้อมของระบบส่งไฟฟ้าที่จะมารองรับ (2) การติดตามการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน โดยโครงการที่อยู่ระหว่างก่อสร้าง มีความคืบหน้าเร็วกว่าแผนที่กำหนดไว้ และการเจรจาความร่วมมือด้านพลังงานกับประเทศเพื่อนบ้านมีความคืบหน้ามาโดยลำดับ ทั้งนี้ โครงการเกาะกง (กัมพูชา) ซึ่งมีบริษัทที่ได้รับสิทธิ์ในการพัฒนาโครงการจากรัฐบาลกัมพูชาจำนวน 2 บริษัท คือ บริษัท สามารถคอร์ปเรชั่น (Samart Corporation) จำกัด (มหาชน) และบริษัท เกาะกง ยูทิลิตี้ (Koh Kong Utilities) จำกัด โดยเมื่อวันที่ 3 กรกฎาคม 2560 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ได้เห็นชอบแนวทางทางการคัดเลือกผู้เสนอขายไฟฟ้าเพื่อเจรจาราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเกาะกง (กัมพูชา) รวมทั้งมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวต่อไป และเมื่อวันที่ 7 กรกฎาคม 2560 การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยได้แต่งตั้งคณะทำงานคัดเลือกผู้เสนอขายไฟฟ้าจากโครงการเกาะกง (กัมพูชา) โดยในขั้นตอนต่อไปการไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยจะเชิญผู้พัฒนาโครงการมารับฟังการชี้แจงรายละเอียดในการคัดเลือกผู้เสนอขายไฟฟ้าเพื่อเจรจาราคารับซื้อไฟฟ้า และให้ผู้พัฒนายื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าต่อไป และ (3) การติดตามโครงการระบบส่งไฟฟ้า โดยการดำเนินโครงการส่วนใหญ่เป็นไปตามแผนงานซึ่งการก่อสร้างมีความคืบหน้าเร็วกว่าแผนที่กำหนดไว้ แต่ทั้งนี้ มีบางโครงการที่การดำเนินโครงการล่าช้ากว่าแผนงานเนื่องจากสาเหตุหลายประการ ได้แก่ การคัดค้านของชุมชนในพื้นที่ที่ระบบส่งไฟฟ้าพาดผ่าน การขออนุญาตเข้าใช้พื้นที่จากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต้องใช้ระยะเวลาการอนุญาตจากหน่วยงานอนุญาตเป็นระยะเวลานาน เช่น แนวสาย 230 kV คลองแงะ – สตูล มีกลุ่มประชาคมรักษ์ป่าต้นน้ำผาดำ อำเภอคลองหอยโข่ง จังหวัดสงขลา คัดค้านโครงการก่อสร้างฯ ส่วนที่พาดผ่านพื้นที่ป่าอนุรักษ์ (เพิ่มเติม) ระยะทางประมาณ 7.8 กิโลเมตร
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบ แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ดังนี้ (1) แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ โดยเริ่มให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียด ดังนี้ 1) ยกเลิกการกำหนดราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก รวมทั้งการนำเข้า 2) ยกเลิกการกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะประกาศราคาอ้างอิงสำหรับเป็นข้อมูลในการกำกับดูแลราคาขายปลีก LPG ในประเทศเท่านั้น 3) ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของส่วนการผลิตจากโรงแยกฯ โรงกลั่นฯ (ยกเลิกกองทุน#1) 4) ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ 5) ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกองทุนน้ำมันฯ เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพราคา 6) มอบหมายให้ สนพ. กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และกรมการค้าภายในศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ที่เหมาะสมและบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ระหว่างกรุงเทพมหานครและส่วนภูมิภาค 7) สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกฯ อย่างมีนัยสำคัญ 8) คลังก๊าซ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (บริษัท ปตท.) จังหวัดชลบุรี (โครงการ LIFE) บริษัท ปตท. จะดำเนินธุรกิจโครงการ LIFE ในเชิงพาณิชย์เมื่อมีการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ โดยบริษัท ปตท. จะมีการกำหนดกติกาให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสามารถเข้ามาใช้บริการคลังนำเข้าก๊าซ LPG ของ บริษัท ปตท. ที่เขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี บนหลักการที่ผู้ค้าก๊าซ LPG ทุกรายมีสิทธิใช้อย่างเป็นธรรมและ เท่าเทียมกันและให้มีการเจรจาอัตราค่าบริการเป็นเชิงพาณิชย์ จนกว่าจะมีผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสร้าง/ขยายคลังก๊าซ LPG นำเข้าขนาดใหญ่ แล้วเสร็จ โดยกติกาการใช้คลังจะเผยแพร่ให้สาธารณชนทราบด้วย 9) การจำหน่ายก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ บริษัท ปตท. จะให้ความสำคัญกับการจำหน่ายก๊าซ LPG ในภาคเชื้อเพลิงเป็นลำดับแรกและจะไม่ทำการต่ออายุสัญญาซื้อ-ขายวัตถุดิบปิโตรเคมีเดิม (ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559) ที่จะทยอยหมดอายุลง โดยจะจำหน่ายเฉพาะเท่าที่สัญญาซื้อ-ขายยังคงมีผลบังคับอยู่ และ 10) การส่งออกก๊าซ LPG เพื่อส่งเสริมให้มีการจำหน่ายก๊าซ LPG ภายในประเทศเป็นลำดับแรก การส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาต ต่อ ธพ. และการส่งออกก๊าซ LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือ ก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้าได้มีการแจ้งแผนให้ ธพ. ทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export) (2) ยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง กำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility (LPG Integrated Facility Enhancement : LIFE ) และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนโดยให้ บริษัท ปตท. ดำเนินโครงการนี้เป็นเชิงพาณิชย์แทน
2. สถานการณ์ก๊าซ LPG สำหรับแผนในช่วง 6 เดือนถัดไป (ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 ถึงเดือน มกราคม 2561) สรุปได้ดังนี้ ปริมาณการผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณเดือนละ 467,636 – 521,987 ตัน ความต้องการใช้ภายในประเทศอยู่ที่ประมาณเดือนละ 515,466 – 543,302 ตัน ทำให้มีส่วนที่ขาดอยู่ประมาณเดือนละ 13,643 – 47,830 ตัน ซึ่งชดเชยด้วยการนำเข้าโดยมีปริมาณนำเข้าอยู่ประมาณเดือนละ 44,000 ตัน ในจำนวนนี้เป็นการนำเข้ามาเพื่อการส่งออก (re-export) เดือนละ 3,500 - 25,500 ตัน และเป็นการผลิตภายในประเทศเพื่อการส่งประมาณเดือนละ 7,900- 21,400 ตัน สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ในเดือนสิงหาคม 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 440 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือน ก่อนหน้า 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน บวกค่าใช้จ่ายนำเข้า 39.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ส่งผลให้ราคา ก๊าซ LPG นำเข้า อยู่ที่ 479.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกฯ อยู่ที่ 392.3060 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 0.9738 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนกรกฎาคม 2560 อยู่ที่ 33.9146 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากเดือนก่อนหน้า 0.2509 บาท ต่อเหรียญสหรัฐฯ และราคา ณ โรงกลั่น (อ้างอิงราคานำเข้า) อยู่ที่ 16.2581 บาทต่อกิโลกรัม
3. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 กพช. เห็นชอบเรียกเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ (Export Surcharge) ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐต่อตัน สำหรับก๊าซ LPG ที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออก แต่เนื่องจากตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 จะเปิดเสรีก๊าซ LPG เต็มรูปแบบโดยปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพ จึงไม่มีความจำเป็นต้องประชุม กบง. เพื่อเปลี่ยนแปลงอัตราการส่งเงินหรือขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ทุกๆ เดือน ประกอบกับอัตราแลกเปลี่ยนมีการเปลี่ยนแปลงทุกวัน ดังนั้นเห็นควรกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกจาก 20 เหรียญสหรัฐต่อตัน เป็น 0.70 บาทต่อกิโลกรัม
4. จากสถานการณ์ก๊าซ LPG และแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับเพิ่มขึ้น 2.6352 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.6229 บาทต่อกิโลกรัม (398.7336 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ) เป็น 16.2581 บาท ต่อกิโลกรัม (479.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้ขอเสนอแนวทางการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ตรึงราคาขายปลีกที่ 20.49 บาทต่อกิโลกรัม (กองทุนน้ำมันฯ ชดเชยเพิ่มขึ้น 2.63 บาทต่อกิโลกรัม) เพื่อให้ช่วงเปลี่ยนผ่านการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบสามารถดำเนินการด้วยความราบรื่น อีกทั้งกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนก๊าซ LPG ยังคงมีเงินสะสมอยู่ 6,367 ล้านบาท เห็นสมควรให้ปรับเพิ่มการชดเชยเพื่อส่งสัญญานให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG คงที่ 20.49 บาทต่อกิโลกรัม โดยเสนอให้ปรับเพิ่มการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ 2.6352 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.1207 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 2.7559 บาทต่อกิโลกรัม ประกอบกับมติ กบง. เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 เห็นชอบให้ สนพ. มีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งพบว่าในเดือนสิงหาคม 2560 ต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติมีราคาอยู่ที่ 392.3060 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (ลดลง 0.9738 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ซึ่งต่ำกว่าราคานำเข้า (479.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) 87.0785 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นทรัพยากร ในประเทศมาผลิตก๊าซ LPG ทำให้ก๊าซ LPG ที่ผลิตได้มีต้นทุนต่ำกว่าก๊าซ LPG ที่นำเข้าอย่างมีนัยสำคัญ กล่าวคือ โรงแยกก๊าซธรรมชาติมีต้นทุน 392.3060 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน แต่อาจสามารถทำการตลาดได้โดยขายในราคานำเข้าที่ 479.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ซึ่งจะทำให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติมีกำไรจากส่วนต่างราคาที่ 87.0785 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ซึ่งจะทำให้ผู้นำเข้าก๊าซ LPG ไม่สามารถสู้ราคากับโรงแยกก๊าซธรรมชาติได้ ดังนั้น เพื่อให้ต้นทุนก๊าซ LPG จากทุกแหล่งจัดหามีต้นทุนที่ใกล้เคียงกันและแข่งขันกันได้ภายใต้ระบบการค้าเสรี ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรเก็บส่วนต่างราคากรณีราคา CP+X สูงกว่าต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงก๊าซธรรมชาติเกิน 0.67 บาทต่อกิโลกรัม (10 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม หรือเทียบเท่าประมาณ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เฉพาะในส่วนที่โรงแยกก๊าซธรรมชาติจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงในประเทศเท่านั้น จากอัตราดังกล่าวข้างต้นส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ จะมีรายรับจากส่วนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ (กองทุนน้ำมัน#1) มีรายรับประมาณ 426 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมัน#2 จะมีภาระชดเชย 937 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น กองทุนน้ำมันฯ สุทธิ เป็น มีรายจ่าย 511 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 2 คงอัตราเงินชดเชยกองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.1207 บาทต่อกิโลกรัม เนื่องจากราคา CP เดือนสิงหาคม 2560 มีความผันผวนมากโดยปรับตัวเพิ่มขึ้น 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน มาอยู่ที่ระดับ 440 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ซึ่งส่งผลให้ต้นทุนก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น 2.63 บาทต่อกิโลกรัม อย่างไรก็ตามจากข้อมูลเบื้องต้น พบว่า ปัจจุบันผู้นำเข้าได้นำเข้าก๊าซ LPG แล้วบางส่วนและอีกทั้งต้นทุนการผลิตในประเทศจากโรงแยกก๊าซฯ ก็ไม่เปลี่ยนแปลงมากนัก ดังนั้นในช่วงเวลาเริ่มต้นของการดำเนินการเปิดเสรี เพื่อให้ กบง. มีเวลาพิจารณาการปรับตัวของตลาดก๊าซ LPG ก่อน ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้คงอัตราเงินชดเชยที่ 0.1207 บาทต่อกิโลกรัม ไปพลางก่อน แล้วเสนอให้มีการประชุม กบง. อีกครั้งในช่วงกลางเดือนสิงหาคม 2560 ซึ่งจากอัตราดังกล่าวจะส่งผลให้กองทุนน้ำมัน#2 มีภาระชดเชย 41 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับกรณีการส่งออกก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศหรือก๊าซ LPG นำเข้า ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) จาก 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เป็น 0.70 บาทต่อกิโลกรัม ไม่รวมถึงก๊าซ LPG ที่นำเข้าจากต่างประเทศ และ/หรือ ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากก๊าซ LPG ที่นำเข้าจากต่างประเทศตามที่ได้แจ้งขอส่งออกไว้ต่อกรมธุรกิจพลังงานก่อนนำเข้า ตามแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ
2. เห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
(1) ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง กิโลกรัมละ 2.2832 บาท
(2) ให้กำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง กิโลกรัมละ 2.7559 บาท ไม่รวมถึงก๊าซที่นำออกจากโรงแยกก๊าซบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร
(3) ให้กำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซที่นำออกจากโรงแยกก๊าซบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร กิโลกรัมละ 0.3689 บาท
(4) กรณีก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนกิโลกรัมละ 0.70 บาท แต่ทั้งนี้ไม่รวมถึงก๊าซที่นำเข้ามาในราชอาณาจักรหรือก๊าซที่ผลิตจากก๊าซที่นำเข้ามาใช้ในราชอาณาจักรตามที่ได้แจ้งต่อกรมธุรกิจพลังงานก่อนนำเข้ามาในราชอาณาจักร
(5) กรณีก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 และได้รับเงินชดเชยจากองทุนน้ำมันแล้วให้ส่งเงินชดเชยคืนกองทุน กิโลกรัมละ 2.7559 บาท
3. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 19 พ.ศ. 2560 เรื่องการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนกองทุน สำหรับก๊าซ
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 3 สิงหาคม 2560 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 4 ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ารายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ของโครงการ SPP Hybrid Firm
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติให้รับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm ในปริมาณ 300 เมกะวัตต์ ก่อน หลังจากนั้นให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm 269 เมกะวัตต์ โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าแบ่งเป็นรายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ และนำเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบ ก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm
2.กกพ. และ พพ. ได้ร่วมกันพิจารณาแนวทางการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าแบ่งเป็นรายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm จำนวน 300 เมกะวัตต์ โดยมีหลักเกณฑ์ในการใช้พิจารณา 2 เรื่อง คือ การพิจารณาเรื่องความมั่นคงของระบบไฟฟ้าจากกำลังผลิตที่มีอยู่ในระบบและความต้องการใช้ไฟฟ้าของประชาชน (Supply/Demand) ดังนี้(1) พิจารณาจากศักยภาพของสายส่ง (Grid capacity) ที่ได้รับจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) (2) พิจารณาการกระจายให้ทั่วทุกภูมิภาค และ (3) พิจารณาจาก Demand และ Supply ของแต่ละภูมิภาคโดยถ้าปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve) มีค่ามากกว่าร้อยละ 15 จัดสรรให้ 20 เมกะวัตต์ และถ้าReserve มีค่าน้อยกว่าร้อยละ 15 จัดสรรให้ 60 เมกะวัตต์ ซึ่งจากการพิจารณาเบื้องต้นตามหลักเกณฑ์ความมั่นคงของระบบไฟฟ้าจากกำลังผลิตที่มีอยู่ในระบบและความต้องการใช้ไฟฟ้าของประชาชน พบว่า เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm จำนวน 300 เมกะวัตต์ สามารถแบ่งตามรายภูมิภาค ได้ 2 กลุ่ม ดังนี้ (1) ภาคกลาง ภาคตะวันออก และภาคตะวันตก ภูมิภาคละ 20 เมกะวัตต์ รวม 60 เมกะวัตต์ และ (2) กรุงเทพฯและปริมณฑล ภาคใต้ ภาคเหนือ และภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ภูมิภาคละ 60 เมกะวัตต์ รวม 240 เมกะวัตต์ ส่วนการพิจารณาเรื่องปริมาณโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนในพื้นที่ที่มีอยู่แล้วและศักยภาพของเชื้อเพลิงในพื้นที่ ซึ่งเมื่อพิจารณาจากขข้อเสนอเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm ดังกล่าวแล้ว ร่วมกับการพิจารณาข้อมูลกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแต่ละภูมิภาค ศักยภาพของเชื้อเพลิงชีวมวล และความเป็นไปได้เชิงพื้นที่ พบว่า ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าโครงการ SPP Hybrid Firm ในภาคกลาง ภาคตะวันออก ภาคตะวันตก และภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ยังคงมีเป้าหมายในการรับซื้อไฟฟ้าเท่าเดิมตามที่เสนอในเบื้องต้น ส่วนในกรุงเทพฯและปริมณฑล ภาคใต้ ภาคเหนือ จะมีเป้าหมายเปลี่ยนแปลงไปจากเดิม โดยปรับลดเป้าหมายพื้นที่กรุงเทพฯ และปริมณฑล จาก 60 เหลือ 15 เมกะวัตต์ เนื่องจากมีศักยภาพเชื้อเพลิงไม่เพียงพอ และนำปริมาณที่เหลือจากการปรับลดไปเพิ่มให้กับภาคใต้จาก 60 เป็น 100 เมกะวัตต์ และภาคเหนือจาก 60 เป็น 65 เมกะวัตต์ ซึ่งจากการพิจารณากำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าแบ่งเป็นรายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้า โครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm จำนวน 300 เมกะวัตต์ ตามหลักเกณฑ์ทั้ง 2 เรื่อง สามารถสรุปเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าโครงการ SPP Hybrid Firm แบ่งเป็นรายภูมิภาค ได้ดังนี้ ภาคกลาง 20 เมกะวัตต์ กรุงเทพฯ และปริมณฑล 15 เมกะวัตต์ ภาคตะวันออก 20 เมกะวัตต์ ภาคใต้ 100 เมกะวัตต์ ภาคตะวันตก 20 เมกะวัตต์ ภาคเหนือ 65 เมกะวัตต์ และภาคตะวันออกเฉียงเหนือ 60 เมกะวัตต์
3. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 กพช. ได้เห็นชอบอัตราและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP โดยมีเงื่อนไขต้องเป็นโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี หรือเป็นโครงการภายใต้แผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของกระทรวงมหาดไทย ที่ผ่านกระบวนการคัดเลือกโดยคณะกรรมการกลางจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย ให้ครอบคลุมตั้งแต่ขั้นตอนการกำจัดขยะจนถึงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ตามกฎหมายของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ดังนั้น พพ. จึงเห็นควรยกเว้นการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP Hybrid Firm ในครั้งนี้ แต่อนุญาตให้ผู้ประกอบการ SPP Hybrid Firm ที่จะยื่นข้อเสนอในครั้งนี้สามารถใช้เชื้อเพลิง RDF เป็นเชื้อเพลิงร่วมได้ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า จากการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามศักยภาพในพื้นที่ภาคใต้ 100 เมกะวัตต์ ควรมีการกำหนดพื้นที่เป้าหมายเป็นการเฉพาะ เช่น พื้นที่ที่มีความจำเป็นเร่งด่วน พื้นที่ที่ต้องสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อเสริมความมั่นคงบริเวณปลายสายส่งไฟฟ้าที่ได้เกิดปัญหาไฟฟ้าดับบ่อยครั้ง รวมถึงเพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ที่เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็วในอนาคต เช่น จังหวัดภูเก็ต (20 เมกะวัตต์) หรือ เกาะสมุย (15 เมกะวัตต์) เป็นต้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า SPP Hybrid Firm รายภูมิภาค ดังนี้
ทั้งนี้หากจังหวัดภูเก็ต และอำเภอเกาะสมุย ได้ไม่ครบตามเป้าหมาย ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานนำส่วนที่เหลือไปเป็นโควต้าของภาคใต้ก่อน และหากภูมิภาคใดได้ไม่ครบตามเป้าหมาย ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานนำส่วนที่เหลือไปให้ภูมิภาคอื่นได้ โดยให้พิจารณาจากราคารับซื้อไฟฟ้าที่ต่ำสุดเรียงตามลำดับและต้องมีศักยภาพของสายส่ง (Grid capacity) ที่รองรับได้ แต่รวมแล้วต้องไม่เกินจำนวน 300 เมกะวัตต์
2. เห็นชอบให้ยกเว้นการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP Hybrid Firm ในครั้งนี้ แต่อนุญาตให้โรงไฟฟ้าชีวมวลที่จะยื่นข้อเสนอในครั้งนี้ สามารถใช้เชื้อเพลิง RDF (Refuse Derived Fuel) เป็นเชื้อเพลิงร่วมได้
3. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานนำมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานไปดำเนินการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP Hybrid Firm ได้ทันทีโดยไม่ต้องรอรับรองรายงานการประชุม
เรื่องที่ 5 การรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ SPP Hybrid Firm
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบหลักการการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm โดยมอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา นั้น โดยให้รับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm ในปริมาณ 300 เมกะวัตต์ ก่อน หลังจากนั้นให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm 269 เมกะวัตต์ ซึ่งโครงการ SPP Hybrid Firm มีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในปี 2563
2. ความคืบหน้าโครงการ SPP Hybrid Firm มีดังนี้ (1) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า กกพ. ได้ออกระเบียบคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ Feed-in Tariff พ.ศ. 2560 (ระเบียบฯ) และได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 6 กรกฎาคม 2560 แล้ว โดย กกพ. จะออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าและกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าโครงการ SPP Hybrid Firm ภายใต้ระเบียบฯ และ (2) ร่างประกาศและหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้า กกพ. ได้จัดทำร่างประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ SPP Hybrid Firm พ.ศ. .... (ร่างประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าฯ) และได้เปิดรับฟังความคิดเห็นผ่านเว๊บไชต์ของสำนักงาน กกพ. 2 ครั้งในช่วงเดือนมิถุนายนและกรกฎาคม 2560 ที่ผ่านมา รวมทั้งได้จัดรับฟังความเห็นกลุ่มย่อย (Focus Group) สรุปประเด็นสำคัญได้ ดังนี้ 1) แผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติม มติ กพช. กำหนดหลักการไว้ว่าต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิง และต้องมีแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมใช้พื้นที่ร่วมด้วย เช่น การปลูกพืชพลังงาน เป็นต้น ในสัดส่วนที่จะมีการกำหนดต่อไป สำนักงาน กกพ. จึงได้หารือกับกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ในการจัดทำร่างประกาศ โดย พพ. ได้ให้ความเห็นว่า ผู้ยื่นเสนอขอขายไฟฟ้าจะต้องมีการจัดทำแผนการจัดหาเชื้อเพลิงให้เพียงพอสำหรับโรงไฟฟ้า และแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมในพื้นที่ร่วมด้วย ส่วนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่ให้หมายถึง การผลิตเชื้อเพลิงโดยผู้ประกอบการเอง เช่น โรงไฟฟ้าชีวมวลต้องมีการปลูกพืชพลังงาน และมีความหมายรวมถึงไม้โตเร็วด้วย และเห็นควรกำหนดสัดส่วนของการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่อยู่ที่ร้อยละ 20 ของปริมาณเชื้อเพลิงที่ใช้ทั้งหมดสำหรับโรงไฟฟ้า ส่วนผลที่ได้จากการรับฟังความคิดเห็น อาทิเช่น รูปแบบ แผนการพัฒนาเชื้อเพลิงเพิ่มเติมมีแนวทางดำเนินการใดได้อีกบ้างนอกเหนือจากการปลูก และกรณีปลูกพืชพลังงานเพื่อเป็นเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติม (ร้อยละ 20) จะต้องให้ผู้ประกอบการ SPP เป็นผู้ปลูกเท่านั้น เป็นต้น ส่วนผลการหารือ พพ. เพิ่มเติมภายหลังจากการรับฟังความคิดเห็น พพ. ยืนยันสัดส่วนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมร้อยละ 20 และให้ใช้กับเชื้อเพลิงชีวมวล และ ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) โดยผู้ประกอบการ SPP ไม่จำเป็นต้องเป็นผู้ปลูกเอง สามารถให้เกษตรกรปลูกสำหรับโครงการของที่ยื่นเสนอขายไฟฟ้าได้ ส่วนแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติม ให้ผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าจัดส่งข้อมูล ประกอบด้วย จำนวนพื้นที่ที่ปลูก (ไร่) ตำบล อำเภอ และจังหวัดของพื้นที่ที่ปลูก รวมถึงพิกัด (GPS) ของพื้นที่ที่ปลูก ประมาณการพื้นที่ที่ปลูก (ไร่) ต่อเชื้อเพลิงหนึ่งตัน และบันทึกข้อตกลงระหว่างผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้ากับบุคคลหรือนิติบุคคลที่ดำเนินการปลูกพืชเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงให้กับโครงการ (กรณีที่ไม่ได้ปลูกพืชเอง) สำหรับกรณีที่ผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้ารายเล็กปลูกพืชเองให้จัดส่งหนังสือรับรองตนเองในการปลูกพืชดังกล่าว ซึ่งในร่างประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าฯ (ข้อ 22 (1)(ค)) กกพ. ได้กำหนดหลักเกณฑ์แผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมตามผลการหารือจาก พพ. และได้กำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมไว้ว่า การดำเนินการตามแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงเพิ่มเติมข้างต้น ให้ผ่านการรับรองจาก พพ. และ 2) กรอบระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้า ซึ่ง มติ กพช. ได้กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการ SPP Hybrid Firm ภายในปี 2563 ส่วนผลการรับฟังความเห็น ได้มีข้อคิดเห็นเกี่ยวกับกำหนดวัน SCOD ที่กำหนดไว้ภายในปี 2563 มีความกระชั้นชิดในการดำเนินโครงการ เนื่องจากโครงการ SPP พลังความร้อนซึ่งมีขนาดมากกว่า 10 เมกะวัตต์ เข้าข่ายที่ต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) และต้องได้รับอนุมัติรายงาน EIA ก่อนการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งโดยทั่วไปใช้เวลาดำเนินการรายงาน EIA ประมาณ 1-2 ปี ภายหลังจากได้รับอนุมัติรายงาน EIA จึงสามารถเริ่มก่อสร้างได้ และการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าใหม่จะใช้ระยะเวลามากกว่า 2 ปี โดยเริ่มตั้งการดำเนินการด้านที่ดินที่ตั้งโรงไฟฟ้า การขอสินเชื่อจากธนาคารหรือสถาบันทางการเงิน การออกแบบ การก่อสร้าง และการขอใบอนุญาตต่างๆ ต้องใช้เวลามากกว่า 2 ปี จึงอาจไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนดในปี 2563 กกพ. จึงเสนอให้ขยายกรอบระยะเวลากำหนดวัน SCOD โครงการ SPP Hybrid Firm ตามที่ กพช. กำหนดไว้จากภายในปี 2563 เป็นภายในปี 2564 โดยใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ที่ กพช. ได้เห็นชอบไว้ในวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560
มติของที่ประชุม
1. รับทราบความคืบหน้าการจัดทำระเบียบและประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าโครงการ SPP Hybrid Firm และหลักเกณฑ์การจัดทำแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมสำหรับโครงการ SPP Hybrid Firm ดังนี้
1.1 สัดส่วนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมร้อยละ 20 และให้ใช้กับเชื้อเพลิงชีวมวล และ ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน)
1.2 ผู้ประกอบการ SPP ไม่จำเป็นต้องเป็นผู้ปลูกพืชเชื้อเพลิงเอง สามารถให้เกษตรกร ปลูกพืชเชื้อเพลิงสำหรับโครงการที่ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าได้
1.3 การจัดทำแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติม ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ตรวจสอบหลักฐาน โดยให้ผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าจัดส่งข้อมูล ดังนี้
(1) จำนวนพื้นที่ที่ปลูก (ไร่)
(2) ตำบล อำเภอ และจังหวัดของพื้นที่ที่ปลูก รวมถึงพิกัด (GPS) ของพื้นที่ที่ปลูก
(3) ประมาณการพื้นที่ที่ปลูก (ไร่) ต่อเชื้อเพลิงหนึ่งตัน
(4) บันทึกข้อตกลงระหว่างผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้ากับบุคคลหรือนิติบุคคลที่ดำเนินการปลูกพืชเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงให้กับโครงการ (กรณีที่ไม่ได้ปลูกเอง)
(5) สำหรับกรณีที่ผู้ประกอบการ SPP ปลูกพืชเชื้อเพลิงเองให้จัดส่งหนังสือรับรองตนเองในการปลูกพืช
2. เห็นชอบให้ขยายกรอบระยะเวลากำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ที่ระบุในสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) โครงการ SPP Hybrid Firm ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติกำหนดไว้ จากภายในปี 2563 เป็นภายในปี 2564 โดยใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ที่คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้เห็นชอบเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560
กบง. ครั้งที่ 42 - วันศุกร์ที่ 18 สิงหาคม 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 9/2560 (ครั้งที่ 42)
เมื่อวันศุกร์ที่ 18 สิงหาคม 2560 เวลา 13.30 น.
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบ แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ดังนี้ (1) แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ โดยเริ่มให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียด ดังนี้ 1) ยกเลิกการกำหนดราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก รวมทั้งการนำเข้า 2) ยกเลิกการกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะประกาศราคาอ้างอิงสำหรับเป็นข้อมูลในการกำกับดูแลราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศเท่านั้น 3) ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของส่วนการผลิตจากโรงแยกฯ โรงกลั่นฯ (ยกเลิกกองทุน#1) 4) ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ 5) ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกลไกรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพราคา 6) มอบหมายให้ สนพ. กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และกรมการค้าภายในศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ที่เหมาะสมและบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ระหว่างกรุงเทพมหานครและส่วนภูมิภาค 7) สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนกลุ่มโรงแยกฯ อย่างมีนัยสำคัญ 8) คลังก๊าซ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (บริษัท ปตท.) จังหวัดชลบุรี (โครงการ LIFE) บริษัท ปตท. จะดำเนินธุรกิจโครงการ LIFE ในเชิงพาณิชย์เมื่อมีการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ โดยบริษัท ปตท. จะมีการกำหนดกติกาให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสามารถเข้ามาใช้บริการคลังนำเข้าก๊าซ LPG ของ บริษัท ปตท. ที่เขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี บนหลักการที่ผู้ค้าก๊าซ LPG ทุกรายมีสิทธิใช้อย่างเป็นธรรมและเท่าเทียมกันและให้มีการเจรจาอัตราค่าบริการเป็นเชิงพาณิชย์ จนกว่าจะมีผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสร้าง/ขยายคลังก๊าซ LPG นำเข้าขนาดใหญ่ แล้วเสร็จ โดยกติกาการใช้คลังจะเผยแพร่ให้สาธารณชนทราบด้วย 9) การจำหน่ายก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ บริษัท ปตท. จะให้ความสำคัญกับการจำหน่ายก๊าซ LPG ในภาคเชื้อเพลิงเป็นลำดับแรกและจะไม่ทำการต่ออายุสัญญาซื้อ-ขายวัตถุดิบปิโตรเคมีเดิม (ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559) ที่จะทยอยหมดอายุลง โดยจะจำหน่ายเฉพาะเท่าที่สัญญาซื้อ-ขายยังคงมีผลบังคับอยู่ และ 10) การส่งออกก๊าซ LPG เพื่อส่งเสริมให้มีการจำหน่ายก๊าซ LPG ภายในประเทศเป็นลำดับแรก การส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาตต่อ ธพ. และการส่งออกก๊าซ LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้าได้มีการแจ้งแผนให้ ธพ. ทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export)
2. การผลิตก๊าซ LPG จากก๊าซรรมชาติของประเทศไทยมาจากแหล่งผลิต 2 แหล่ง คือ (1) แหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติในทะเล โดยบริษัท ปตท. ได้รับสิทธิเป็นผู้รับซื้อก๊าซธรรมชาติ และนำไปดำเนินการแยกเป็น ก๊าซ LPG ซึ่งในเดือนมิถุนายน 2560 มีปริมาณการผลิตก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ของ ปตท. ที่ จังหวัดระยอง และอำเภอขนอม รวม 317,912 ตัน (2) แหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติบนบก ได้แก่ แหล่งสิริกิติ์ โครงการเอส 1 ซึ่งบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด เป็นผู้รับสัมปทาน โดย ปตท.เป็นผู้ซื้อก๊าซ LPG ที่ผลิตได้จากแหล่งนี้ โดยในเดือนมิถุนายน 2560 มีปริมาณการผลิตก๊าซ LPG จากโครงการเอส 1 ของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ที่ 4,811 ตัน และแหล่งบูรพาที่มีบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด และ บ.สยาม โอเมโกะ เป็นผู้รับสัมปทาน โดย บริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) (UAC) ได้ซื้อก๊าซธรรมชาติจาก บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด และ บ.สยาม โอเมโกะ เพื่อไปทำการแยกเป็นก๊าซ LPG เอง โดยในเดือนมิถุนายน 2560 มีปริมาณการผลิตก๊าซ LPG จาก UAC ที่ 261 ตัน
3. การใช้กลไกการกำกับการแข่งขันในธุรกิจก๊าซ LPG กรณีโรงแยกก๊าซฯ อื่น ยกเว้นโรงแยกก๊าซฯ ของ ปตท. มีดังนี้ (1) ก๊าซ LPG ที่บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ซึ่งใช้ก๊าซธรรมชาติจากแหล่งบนบกเป็นทรัพยากรในประเทศมาผลิตก๊าซ LPG ทำให้เป็นราคาต้นทุนก๊าซ LPG ในประเทศ ดังนั้น เพื่อให้ต้นทุนก๊าซ LPG จากทุกแหล่งจัดหามีต้นทุนที่ใกล้เคียงกันและแข่งขันกันได้ภายใต้ระบบการค้าเสรี ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอแนวทาง โดยการเก็บส่วนต่างราคากรณีราคา CP+X สูงกว่าหรือต่ำกว่าต้นทุนก๊าซ LPG จากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด เกิน 0.67 บาทต่อกิโลกรัม (ประมาณ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เช่นเดียวกันกับการใช้กลไกกำกับการแข่งขันของโรงแยกก๊าซฯ ของปตท. โดยมีทางเลือกการคำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#1) 2 ทางเลือก คือ 1) ให้คำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยคำนวณเสมือนว่า บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ใช้ต้นทุนของการผลิตของตนเอง (Cost Plus) และ 2) ให้คำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยคำนวณ เสมือนว่า บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ใช้ต้นทุนของโรงแยกก๊าซฯ ของ ปตท. และ (2) ก๊าซ LPG ที่บริษัท UAC ผลิต เป็นก๊าซที่ซื้อมาจากแหล่งของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด เพื่อไปทำการแยกเป็นก๊าซ LPG และผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมและทำการขายต่อให้กับ ปตท. และ ผู้ค้าอื่นๆ โดยฝ่ายเลขานุการฯ เสนอแนวทางกำหนดทางเลือกต้นทุนราคาก๊าซ LPG จาก UAC 3 ทางเลือกคือ 1) ให้คำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยคำนวณเสมือนว่า บริษัท UAC ใช้ต้นทุนของการผลิตของตนเอง (Cost Plus) โดยในระหว่างนี้ให้ใช้ต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG เท่ากับต้นทุนของโรงแยกก๊าซฯ ของ ปตท. ไปก่อน 3 เดือน 2) ให้คำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยคำนวณเสมือนว่า บริษัท UAC ใช้ต้นทุนของโรงแยกก๊าซฯ ของ ปตท. 3) ให้คำนวณอัตรา การเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยคำนวณเสมือนว่า บริษัท UAC ใช้ราคาต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG ของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้มีกลไกการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกอย่างมีนัยสำคัญ โดยการคำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของ บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ให้ใช้ต้นทุนการผลิตของตนเอง (Cost Plus) ตามการคำนวณของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ
2. เห็นชอบให้มีกลไกการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ โดยการคำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของ บริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) (UAC) ให้ใช้ราคาต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG ของ โรงแยกก๊าซธรรมชาติของตนเอง (Cost Plus) โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ศึกษาต้นทุนให้แล้วเสร็จภายใน 3 เดือน โดยในระหว่างนี้ให้ใช้ต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG เท่ากับต้นทุนของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ไปพลางก่อน
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 20 พ.ศ. 2560 เรื่องการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนกองทุน สำหรับก๊าซ ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 19 สิงหาคม 2560 เป็นต้นไป