![มติกบง.](/epposite/components/com_k2/images/placeholder/category.png)
มติกบง. (344)
กบง. ครั้งที่ 31 - วันจันทร์ที่ 7 พฤศจิกายน 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 2/2562 (ครั้งที่ 9)
วันศุกร์ที่ 9 สิงหาคม พ.ศ. 2562 เวลา 11.00น.
1. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีประกาศ กบง. เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ฉบับที่ 4 กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ที่ 0.20 บาทต่อลิตร และอัตราเงินชดเชยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ที่ 4.50 บาทต่อลิตร มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 31 มกราคม 2562 และฉบับที่ 12 กำหนดอัตราเงินชดเชยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ที่ 0.65 บาทต่อลิตร มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2562 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 กบง. มีมติเห็นชอบขยายระยะเวลาให้ระดับราคา ขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) 5 บาทต่อลิตร ต่อไปอีก 2 เดือน จากเดิมสิ้นสุดวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 เป็นสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2562 โดยคงอัตราเงินชดเชยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไว้ที่ 4.50 บาทต่อลิตร
2. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกมีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนื่อง ราคาน้ำมันตลาดโลก ปิดตลาด ณ วันที่ 8 สิงหาคม 2562 น้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 56.80 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 68.78 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และน้ำมันดีเซล (10 PPM) อยู่ที่ 72.66 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล อัตราแลกเปลี่ยน ณ วันที่ 8 สิงหาคม 2562 อยู่ที่ 30.9432 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันวันที่ 5 – 11 สิงหาคม 2562 ลิตรละ 21.14 บาท ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของกลุ่มน้ำมัน ณ วันที่ 4 สิงหาคม 2562 มีสินทรัพย์รวม 50,361 ล้านบาท หนี้สินรวม 13,409 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 36,952 ล้านบาท ซึ่งแยกเป็นบัญชีน้ำมัน 43,140 ล้านบาท และบัญชี LPG ติดลบ 6,188 ล้านบาท
3.โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 9 สิงหาคม 2562 ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นดังนี้ (1) อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 8.0800 2.1200 2.1200 -0.7800 -6.3800 0.2000 -0.6500 และ -4.5000 บาทต่อลิตร ตามลำดับ (2) ค่าการตลาด อยู่ที่ 2.9396 1.9841 2.1215 2.0023 3.7021 2.4778 2.4555 และ 2.6118 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และ (3) ราคาขายปลีก อยู่ที่ 34.66 27.25 26.98 24.24 19.79 25.99 24.99 และ 20.99 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ประมาณการสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ในเดือนสิงหาคม 2562 ในกลุ่มดีเซลมีรายจ่าย 387 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับจากกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล 1,238 ล้านบาทต่อเดือน และรายรับจากน้ำมันเตา 11 ล้านบาทต่อเดือน โดยภาพรวมกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องรายได้ 862 ล้านบาทต่อเดือน
4.ในช่วงนี้ราคาน้ำมันตลาดโลกอยู่ในช่วงขาลง ส่งผลให้ค่าการตลาดกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว อยู่ในระดับสูงเกินเกณฑ์ค่าการตลาดที่เหมาะสม ดังนั้น เพื่อรักษาสมดุลสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และเป็นการเตรียมพร้อมในด้านราคาให้มีการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ทดแทนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ในช่วงเดือนตุลาคม 2562 ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นสมควรปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วทุกชนิดเพิ่มขึ้น 0.30 บาทต่อลิตร โดยราคาขายปลีกไม่เปลี่ยนแปลง ทั้งนี้ หลังปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าว จะส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ กลุ่มน้ำมันดีเซลมีรายรับเพิ่มขึ้น 621 ล้านบาทต่อเดือน (จากเดิมมีรายจ่าย 387 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายรับ 234 ล้านบาทต่อเดือน) และส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ของกลุ่มน้ำมันมีรายได้อยู่ที่ 1,483 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ปัจจุบัน (9 ส.ค. 62) อยู่ที่ 0.20 บาท/ลิตร ใหม่ 0.50 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.30 บาท/ลิตร
น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 ปัจจุบัน (9 ส.ค. 62) อยู่ที่ -0.65 บาท/ลิตร ใหม่ -0.35 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.30 บาท/ลิตร
น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 ปัจจุบัน (9 ส.ค. 62) อยู่ที่ -4.50 บาท/ลิตร ใหม่ -4.20 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.30 บาท/ลิตร
2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2562 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 10 สิงหาคม 2562 เป็นต้นไป
กบง. ครั้งที่ 30 - วันพุธที่ 5 ตุลาคม 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 18/2559 (ครั้งที่ 30)
เมื่อวันพุธที่ 5 ตุลาคม 2559 เวลา 14.00 น.
3. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนตุลาคม 2559
4. แผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560
5. การพัฒนาข้อมูลภาพรวมการผลิตไฟฟ้าของประเทศ
6. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแนวทางการจัดทำแผน PDP 2015 โดยให้มีระยะเวลาของแผนสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) พร้อมทั้งจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Development Plan: EEDP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558-2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015
2. การดำเนินงานของโครงการตามแผน PDP 2015 ไตรมาสที่ 3/2559 มีดังนี้
2.1 PDP1 การติดตามแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ประกอบด้วย (1) PDP1-1: โครงการพัฒนาโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จำนวน 7 โครงการ ดังนี้ 1) โครงการพระนครเหนือ ชุดที่ 2 กำลังการผลิต 828 เมกะวัตต์ จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 2) โครงการเขื่อนบางลาง หน่วยที่ 1 – 3 3) โครงการพลังแสงอาทิตย์เขื่อนสิรินธร 4) โครงการแสงอาทิตย์ กฟผ. 5) โครงการเขื่อนป่าสักชลสิทธิ์ 6) โครงการเขื่อนแม่กลอง หน่วยที่ 1 - 2 และ 7) โครงการแสงอาทิตย์ทับสะแก กำลังการผลิต 12 0.25 10 6.7 12 และ 5 เมกะวัตต์ อยู่ระหว่างดำเนินการ (2) PDP1 - 2 ประกอบด้วย 3 กุล่ม ดังนี้ กลุ่มที่ 1 กลุ่ม IPP 2 โครงการ คือ โครงการโรงไฟฟ้าของเอกชน IPP จำนวน 2 โครงการ ดังนี้ 1) โครงการโรงไฟฟ้าทดแทนขนอม ชุดที่ 1 กำลังการผลิต 930 เมกะวัตต์ มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 2) โครงการเนชันแนล พาวเวอร์ ซัพพลาย เครื่องที่ 1 - 2 กำลังการผลิต 270 เมกะวัตต์บริษัทฯ มีหนังสือถึงคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ขอเลื่อนกำหนด SCOD เป็นเดือนพฤศจิกายน 2564 และเดือนมีนาคม 2565 กลุ่มที่ 2 กลุ่มโครงการโรงไฟฟ้าของเอกชน SPP Firm มีทั้งหมด10 โครงการ มีโครงการที่ COD ทันกำหนด จำนวน 6 โครงการ คือ บีกริม บีไอพี พาวเวอร์ 2 ท็อป เอสพีพี โครงการ 1 ท็อป เอสพีพี โครงการ 2 ผลิตไฟฟ้า นวนคร โครงการ 1 อมตะ บีกริม พาวเวอร์ โครงการ 5 และบ่อวิน คลีน เอนเนอจี มีโครงการที่ COD ล่าช้ากว่ากำหนดการ จำนวน 4 โครงการ คือ โครงการพีพีทีซี อ่างทอง เพาเวอร์ (เดิม คือ สยามเพียวไรซ์) เอสเอสยูที โครงการ 1 และเอสเอสยูที โครงการ 2 และ กลุ่มที่ 3 กลุ่มโครงการโรงไฟฟ้าของเอกชน SPP NonFirm จำนวน 11 โครงการ เป็นโครงการที่ SCOD ทันกำหนด จำนวน 3 โครงการ คือ พัฒนาพลังงานลม (วายุวินด์ฟาร์ม) ชัยภูมิ วินด์ฟาร์ม และโคราชวินด์เอ็นเนอร์ยี (มิตรภาพวินด์ฟาร์ม) และเป็นโครงการที่ SCOD ล่าช้ากว่ากำหนดการ จำนวน 2 โครงการ คือ อีเอ วินด์ หาดกังหัน 3 โครงการ 3 และอีเอ วินด์ หาดกังหัน 3 โครงการ 2 และโครงการที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2558 จำนวน 7 โครงการ คือ กรีโนเวชั่น เพาเวอร์ (สราญลมวินด์ฟาร์ม) โครงการไทยเอกลักษณ์เพาเวอร์ เขาค้อวินด์ พาวเวอร์ อีเอ โซล่า พิษณุโลก วะตะแบก วินด์ และอีเอ วินด์ หาดกังหัน 3 โครงการ 1 (2) PDP2 การติดตามการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ประกอบด้วย 1) PDP2 - 1 การติดตามการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ มีโครงการจำนวน 4 โครงการ กำลังการผลิตรวม 2,334 เมกะวัตต์ เป็นโครงการที่สามารถดำเนินการได้ตามแผนจำนวน 2 โครงการ คือ หงสา เครื่องที่ 3 และไซยะบุรี และเป็นโครงการที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนจำนวน 2 โครงการ คือ เซเปียน และน้ำเงี้ยบ 1 PDP2-2 2) ติดตามการเจรจาความร่วมมือด้านพลังงานกับประเทศเพื่อนบ้าน สปป.ลาว มี 3 โครงการ คือ น้ำเทิน 1 ปากเบ่ง เซกอง กำลังการผลิตรวม 1,903 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการยื่นเอกสารหรือเจรจาหาข้อตกลง ส่วนประเทศกัมพูชา คือ โครงการเกาะกง แบ่งเป็น 3 โครงการ คือ Samart Corporation, Koh Kong Utilities และ Phongsabthavy Road & Bridge Construction กำลังการผลิตรวม 5,400 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการเจรจาหาข้อตกลง (3) PDP3 ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวมรับซื้อไฟฟ้าประมาณ 2,063 เมกะวัตต์ คาดว่าการดำเนินการจะเสร็จสิ้นประมาณปี 2562 (4) PDP4 ติดตามโครงการระบบส่งไฟฟ้า ประกอบด้วย 1) PDP 4 - 1 โครงการพัฒนาระบบส่งเพื่อรองรับความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น มีทั้งหมด 4 โครงการ เป็นโครงการที่ดำเนินการได้ตามเป้าหมาย 2 โครงการ คือ โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ระยะที่ 3 และโครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าระยะที่ 12 ส่วนอีก 2 โครงการ คือ โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ระยะที่ 2 และโครงการพัฒนาระบบเคเบิ้ลใต้ทะเลไปยังบริเวณอำเภอเกาะสมุย จังหวัดสุราษฎร์ธานี อยู่ระหว่างการศึกษาความเหมาะสม 2) PDP 4 - 2 โครงการพัฒนาระบบส่งเพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า มีทั้งหมด 5 โครงการ เป็นโครงการที่ดำเนินการได้ตามเป้าหมาย 1 โครงการ คือ โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันออก ส่วนโครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันตกและภาคใต้ ไม่สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมายที่กำหนด ส่วนโครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ภาคเหนือตอนล่าง ภาคกลาง และกรุงเทพมหานคร บริเวณภาคเหนือตอนบน และบริเวณภาคใต้ตอนล่าง อยู่ระหว่างการสำรวจหรือออกแบบ 3) PDP 4 - 3 โครงการปรับปรุงและขยายระบบส่งที่เสื่อมสภาพตามอายุการใช้งานมีจำนวน 3 โครงการ เป็นโครงการที่สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมายจำนวน 2 โครงการ คือ โครงการปรับปรุงและขยายระบบ ส่งไฟฟ้าที่เสื่อมสภาพตามอายุการใช้งาน ระยะที่ 1 : ส่วนสถานีไฟฟ้าแรงสูง และระยะที่ 1 : ส่วนสายส่งไฟฟ้าแรงสูง ส่วนโครงการที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมาย คือ โครงการปรับปรุงและขยายระบบส่งไฟฟ้า ที่เสื่อมสภาพตามอายุการใช้งาน ระยะที่ 2 และ 4) PDP 4 -4 โครงการพัฒนาระบบส่งเพื่อรองรับการเชื่อมต่อโรงไฟฟ้า มีจำนวน 7 โครงการ เป็นโครงการที่ดำเนินการได้ตามเป้าหมาย 4 โครงการ คือ โครงการระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำเขื่อนน้ำงึม 3 - น้ำเทิน 1 โครงการระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP 2007) โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าหลักเพื่อรองรับโรงไฟฟ้าผู้ผลิตเอกชน รายเล็กระบบ Cogeneration ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า และโครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าบริเวณจังหวัดเลย หนองบัวลำภู และขอนแก่น เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการใน สปป. ลาว ส่วนโครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้า บริเวณจังหวัดอุบลราชธานี ยโสธร และอำนาจเจริญ เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการใน สปป. ลาว มีการ ดำเนินการล่าช้ากว่าเป้าหมายที่กำหนด และโครงการระบบส่งไฟฟ้าสำหรับโครงการโรงไฟฟ้าเพื่อทดแทนโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 4-7 และโครงการระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่(IPP 2012) อยู่ระหว่างการออกแบบและศึกษาความเหมาะสม (5) PDP5 แผนการสื่อสารและสร้างความรู้ความเข้าใจ ได้แก่ PDP5-1 แผนงานสื่อสารการจัดทำแผน PDP มีการจัดทำแผนงานสื่อสารผ่านสื่อต่างๆ และ(6) PDP6 การศึกษาแผนและนโยบายในระยะยาว มีการศึกษาทั้งหมด 3 ส่วน ดังนี้ 1) PDP6-1 Smart Grid 2) PDP6 - 2 ค่าไฟฟ้า SEZ และ 3) PDP6-3 ยานยนต์ไฟฟ้า (EV)
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ทั้งนี้ ควรมีการทบทวน แผนฯ เมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องใช้ดำเนินการต่อไป โดยมอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนฯ ต่อ กบง. ทุก 3 เดือน และเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนฯ ตามมติ กพช. ดังกล่าว
2. การจัดทำแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas Plan 2015) ให้รองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้มีเพียงพอในอนาคต ได้วางเป้าหมายการดำเนินงาน 4 ด้านสำคัญ คือ (1) ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG (2) ยืดอายุแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติโดยกระตุ้นการสำรวจและพัฒนาแหล่ง ในประเทศและการใช้เทคโนโลยี เพื่อรักษาระดับการจัดหาให้ยาวนานขึ้น (3) การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ และ (4) มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน ทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access; TPA) และเพื่อให้สอดคล้องกับแผน PDP 2015 จึงได้จัดทำคาดการณ์การใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ภายใต้แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 ใน 3 กรณี คือ (1) กรณีฐาน - คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยยังคงขยายตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยคาดว่าจะเพิ่มขึ้นจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต (ที่ค่าความร้อน 1,000 บีทียู ต่อก๊าซธรรมชาติ1 ลูกบาศก์ฟุต) ในปี 2558 เป็น 5,099 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562 แต่ในระยะยาวคาดว่าลดลงมาอยู่ที่ระดับวันละ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579 (2) กรณีคิดความเสี่ยงด้านความต้องการใช้จากการชะลอโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน และความสำเร็จของการดำเนินงานตามแผน AEDP และ EEDP ทำได้ร้อยละ 70 คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ จะเพิ่มขึ้นจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2558 เป็น 5,528 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562 และในระยะยาวคาดว่าสูงขึ้นอีกเล็กน้อย มาอยู่ที่ระดับวันละ 5,658 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579 (3) กรณีสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุในปี 2565 และ 2566 ผลิต ไม่ต่อเนื่อง คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติจะลดลงจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2558 เป็น 4,688 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2562 และการใช้ระยะยาวอยู่ที่วันละ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579
3. ความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 (Gas Plan 2015) ไตรมาสที่ 3 ในส่วนของการบริหารจัดการด้านการใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศ แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558-2579 (Gas Plan 2015) ประกอบด้วย (1) G1 การคาดการณ์ ความต้องการใช้ก๊าซปี 59 เพื่อติดตามการใช้ก๊าซให้เป็นไปตามแนวทางการชะลอการเติบโตของความต้องการ ใช้ก๊าซ ผลการดำเนินงานคือ อัตราการใช้ก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย 7 เดือนแรกของปี 2559 อยู่ที่ระดับ 4,745 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ในแผนเล็กน้อย (ร้อยละ 1) (2) G2 รักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ 1) G2-1 การบริหารจัดการแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุ ในปี 2565-2566 เพื่อให้การผลิตก๊าซธรรมชาติเป็นไปอย่างต่อเนื่อง ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนของการเตรียมการด้านกฎหมาย ทั้งร่าง พ.ร.บ.ปิโตรเลียม และพ.ร.บ.ภาษีเงินได้ปิโตรเลียมที่ขณะนี้อยู่ในการพิจารณาของสภานิติบัญญัติแห่งชาติ (สนช.) ควบคู่กับการยกร่างกฎกระทรวงที่จำเป็น จากนั้นจึงจะกำหนดเงื่อนไข/หลักเกณฑ์เตรียมเปิดประมูลต่อไป แต่เนื่องจาก สนช. ได้ขอขยายเวลาพิจารณาร่าง พ.ร.บ. ทั้งสองฉบับถึงเดือนตุลาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) จึงได้มีมติเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 ให้กระทรวงพลังงานขยายระยะเวลาในการคัดเลือกผู้ดำเนินการโดยการเปิดประมูลแข่งขันยื่นข้อเสนอจากเดิมให้แล้วเสร็จภายใน1 ปี นับจาก กพช. มีมติเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 เป็นให้แล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2560 2) G2-2 การเปิดให้ยื่นขอสิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ อยู่ระหว่างการดำเนินการเตรียมการด้านกฎหมายทั้งร่าง พ.ร.บ. ปิโตรเลียมและร่าง พ.ร.บ. ภาษีเงินได้ปิโตรเลียมที่ สนช. กำลังพิจารณา และยกร่างกฎหมายลำดับรองที่จำเป็น 3) G2-3 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากอ่าวให้มีประสิทธิภาพ ลดก๊าซฯ จากอ่าวที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ เพื่อใช้ให้เกิดประโยชน์สูงสุด ผลการดำเนินงาน คือ อัตราก๊าซที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ เฉลี่ย 7 เดือน (มกราคม – กรกฎาคม 2559) อยู่ที่ระดับวันละ 686 ล้าน ลบ.ฟุต ต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ (ประมาณร้อยละ 6) และต่ำกว่าค่าเฉลี่ยของปี 2558 ซึ่งอยู่ที่วันละ 710 ล้านลบ.ฟุต (3) G3 หาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG อย่างมีประสิทธิภาพ ดังนี้ 1) G3-2การศึกษาแนวทางการกำกับดูแลด้าน LNG เพื่อให้มีแนวทางการบริหารจัดการและกำกับดูแล LNG อย่างเหมาะสม และสนับสนุนให้เกิดการแข่งขันในธุรกิจ LNG อยู่ระหว่างการปรับแก้รายละเอียดโครงการ (Scope of Work) เพื่อจัดทำ TOR คาดว่า จะเริ่มโครงการในเดือนพฤศจิกายน 2559 และ (4) G4 มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน ดังนี้ 1) G4-2 LNG Terminal โดย กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 เห็นชอบให้ (1) ขยายกำลังผลิตของ LNG Terminal ที่มีอยู่เดิมของ ปตท. เพิ่ม 1.5 ล้านตันต่อปี และพัฒนา LNG Terminal แห่งใหม่ ขนาด 5 ล้านตันต่อปี ภายในปี 2565 (2) มอบหมายการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยศึกษาความเป็นไปได้ในการพัฒนา FSRU ในอ่าวไทยตอนบน และ (3) มอบหมาย พน. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทำการศึกษาและจัดทำแผนโครงสร้างพื้นฐานด้าน LNG ของประเทศให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี
4. ปัญหาและอุปสรรค ประกอบด้วย G2-1 แนวทางในการบริหารสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุ กฎหมายแม่บท 2 ฉบับ ที่ใช้ในการบริหารจัดการยังอยู่ระหว่างการพิจารณาของ สนช. ซึ่งได้มีการขอขยายระยะเวลาพิจารณาออกไปจนถึงวันที่ 21 ตุลาคม 2559 ทำให้ พน. ต้องขยายกรอบการดำเนินงานตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ออกไปจนถึงเดือนกันยายน 2560 นอกจากนั้นยังมีกฎหมายลำดับรองที่จะต้องยกร่างเพิ่มเติมเพื่อรองรับการบริหารจัดการที่เพิ่มเข้ามาอีก 2 แบบ คือ แบบแบ่งปันผลผลิตและแบบสัญญาจ้างสำรวจและผลิต (2) G2-2 การเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ปัญหาอุปสรรคที่เกิดขึ้น คือ การรอกฎหมายใหม่บังคับใช้ เช่นเดียวกับโครงการ G2-1 และ G4 โครงสร้างพื้นฐานรองรับการนำเข้า LNG ประเด็น ท้าทายคือ การรักษาความสมดุลระหว่างเสถียรภาพด้านการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้เพียงพอกับความต้องการใช้ของประเทศในอนาคตกับการส่งเสริมการแข่งขันอย่างเสรีของธุรกิจก๊าซธรรมชาติ เนื่องจากมีความไม่แน่นอนของปัจจัยภายนอกที่ซับซ้อน เช่น การสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหิน ความสำเร็จของแผน AEDP 2015 EEP 2015 เป็นต้น และเพื่อให้การดำเนินงานเป็นไปตามแผน Gas Plan 2015 ชธ. เสนอว่า เนื่องจากแต่ละแผนมีการเชื่อมโยงความสัมพันธ์กัน หากแผนใดมีการเปลี่ยนแปลง ย่อมส่งผลต่อแผนฉบับอื่น จึงควรมีหน่วยงานในการประสานความร่วมมือระหว่างแผนบูรณาการพลังงานระยะยาวทั้ง 5 แผน เพื่อติดตามความคืบหน้าของแต่ละแผน และควรมีระบบการถ่ายทอดข้อมูลระหว่างหน่วยงานที่ชัดเจน เป็นระบบ สม่ำเสมอ เพื่อให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องมีข้อมูลเท่าเทียมกัน เล็งเห็นประโยชน์และมุ่งสู่เป้าหมายในทิศทางเดียวกัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนตุลาคม 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. 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 (CP) เดือนตุลาคม 2559 อยู่ที่ 352 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนกันยายน 2559 จำนวน 47 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนกันยายน 2559 อยู่ที่ 34.9014 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าลงจากอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนสิงหาคม 2559 จำนวน 0.0076 บาท ต่อเหรียญสหรัฐฯ ต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติในเดือนตุลาคม 2559 อยู่ที่ 383 บาท ต่อกิโลกรัม ลดลงจากเดือนกันยายน 2559 ที่ 37 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้น ของก๊าซ LPG (LPG Pool) ปรับลดลง 0.1644 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.1623 บาทต่อกิโลกรัม มาอยู่ที่ 12.9979 บาทต่อกิโลกรัม
3. จากราคาก๊าซ LPG Pool ของเดือนตุลาคม 2559 ที่ปรับตัวลดลง 0.1644 บาทต่อกิโลกรัม ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นที่ 0.1644 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.1567 บาทต่อกิโลกรัม เป็นส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.3211 บาท ต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกคงเดิมที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับประมาณ 115 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.3211 บาท และเห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 26 พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ทั้งนี้ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 6 ตุลาคม 2559 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 4 แผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 พฤศจิกายน 2557 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติอนุมัติกรอบแผนการใช้จ่ายเงินงบบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงงบบริหาร ปีงบประมาณ 2558 – 2561 ของ 5 หน่วยงาน ได้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมสรรพสามิต กรมศุลกากร สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) เป็นจำนวนเงิน 153,152,200 บาท และงบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2558 – 2561 เป็นจำนวนเงินปีละ 300 ล้านบาท เพื่อเป็นเงินสำรองกลาง โดยมอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (อบน.) บริหารจัดการงบประมาณตามกรอบแผนการใช้จ่ายเงินงบบริหารกองทุนน้ำมันฯ และให้สอดคล้องกับวัตถุประสงค์การใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันฯ ซึ่งต่อมาในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 2 ตุลาคม 2558 ที่ประชุมได้รับทราบผลการใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันฯ ประจำปีงบประมาณ 2558 รวมทั้งได้อนุมัติแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันฯ ปีงบประมาณ 2559 เป็นงบบริหารจำนวน 27,161,600 บาท และงบค่าใช้จ่ายอื่น จำนวน 300,000,000 บาท พร้อมทั้งได้อนุมัติเงินงบค่าใช้จ่ายอื่นให้ดำเนินงานโครงการจำนวน 3 โครงการ จำนวนเงินรวม 10,075,820 บาท
2. ผลการใช้จ่ายเงิน ปีงบประมาณ 2559 มีดังนี้ (1) งบบริหาร มีผลการเบิกจ่ายเงิน 11,706,209.71 บาท คิดเป็นร้อยละ 43.10 ของยอดเงินที่ได้รับอนุมัติ แบ่งเป็น สป.พน. 4.8545 ล้านบาท สนพ. 1.0197 ล้านบาท กรมสรรพสามิต 4.8129 ล้านบาท กรมศุลกากร 0.4950 ล้านบาท และ สบพน. 0.5240 ล้านบาท ส่วนงบ ค่าใช้จ่ายอื่น ในปีงบประมาณ 2559 กบง. ได้อนุมัติงบค่าใช้จ่ายอื่น จำนวน 3 โครงการ วงเงิน 10,075,820 บาท โดยมีผลการเบิกจ่าย ดังนี้ (1) โครงการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง (สนพ.) วงเงิน 6,875,820 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 9 เดือน สนพ. ได้จัดจ้าง บริษัท เบอร์รา จำกัด ซึ่งเมื่อวันที่ 22 กรกฎาคม 2559 ที่ปรึกษาได้ส่งรายงานผลการศึกษาเบื้องต้น (Inception Report) ปัจจุบันคณะกรรมการฯ อยู่ระหว่างการพิจารณารายงานดังกล่าว (2) โครงการพัฒนาระบบฐานข้อมูลราคาพลังงานต่างประเทศ (สนพ.) วงเงิน 2,000,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 12 เดือน สนพ. ได้จัดจ้าง บริษัท เบอร์รา จำกัด ปัจจุบันที่ปรึกษาอยู่ระหว่างจัดทำรายงานผลการศึกษาเบื้องต้น (Inception Report) (3) โครงการจัดจ้างที่ปรึกษาด้านกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) วงเงิน 1,200,000 ระยะเวลา 12 เดือน เบิกจ่ายแล้ว 800,000 บาท คงเหลือ 88,700 บาท ซึ่ง อบน. ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2559 ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการเบิกค่าใช้จ่ายเงิน จากเดิมสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2559 เป็นสิ้นสุดวันที่ 30 ตุลาคม 2559
3. เมื่อวันที่ 8 กันยายน 2559 อบน. ได้รับทราบผลการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และได้มีมติอนุมัติแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560 ดังนี้ (1) งบบริหาร ของทั้ง 5 หน่วยงาน เป็นจำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 27,938,200 บาท แบ่งเป็น สป.พน. 10.5324 ล้านบาท สนพ. 8.1929 ล้านบาท กรมสรรพสามิต 6.6998 ล้านบาท กรมศุลกากร 1.1451 ล้านบาท และ สบพน. 1.3680 ล้านบาท (2) งบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2560 จำนวน 300,000,000 บาท เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลาง โดยเบื้องต้น อบน. ได้รับข้อเสนอโครงการทั้งสิ้น 3 โครงการ และได้อนุมัติในหลักการให้หน่วยงานดำเนินโครงการ จำนวน 2 โครงการ รวมเป็นเงิน 4,700,000 บาท ดังนี้ 1) โครงการการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... (สบพน.) วงเงิน 4,100,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 8 เดือน 2) โครงการจัดจ้างที่ปรึกษาด้านกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) วงเงิน 600,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 15 เดือน และ 3) โครงการศึกษาการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศไทย (Strategic Petroleum Reserve: SPR) (ธพ.) ขอรับการสนับสนุนงบประมาณ 30,000,000 บาท ซึ่ง อบน. มอบหมายให้ ธพ. รับไปดำเนินการปรับปรุงรายละเอียดของโครงการให้มีความชัดเจนและเหมาะสมตามข้อพิจารณาของที่ประชุม และนำเสนอ อบน. อีกครั้ง ทั้งนี้ กรอบวงเงินที่เหลือของงบค่าใช้จ่ายอื่น มอบหมายให้ อบน. เป็นผู้พิจารณาอนุมัติต่อไป ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้ กบง. พิจารณา ดังนี้ (1) รับทราบผลการใช้จ่ายเงินงบบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2559 และ (2) ขอความเห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2559
2. เห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560 ดังนี้
2.1 งบบริหาร ของทั้ง 5 หน่วยงาน เป็นจำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 21,938,200 บาท โดยงบประมาณทุกหมวดรายจ่ายให้สามารถนำมาถัวจ่ายได้ทุกรายการ โดยมีรายละเอียด ดังนี้
2.2 งบค่าใช้จ่ายอื่น จำนวน 300,000,000 บาท เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลาง ปีงบประมาณ 2560 อนุมัติให้ดำเนินโครงการ จำนวน 2 โครงการ รวมเป็นเงิน 4,700,000 บาท ดังนี้
(1) โครงการการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) วงเงิน 4,100,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 8 เดือน
(2) โครงการจัดจ้างที่ปรึกษาด้านกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับกรมธุรกิจพลังงาน ของกรมธุรกิจพลังงาน วงเงิน 600,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 15 เดือน
ทั้งนี้ ให้งบบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2559 และกรอบวงเงินคงเหลือของงบค่าใช้จ่ายอื่น มอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นผู้พิจารณาและอนุมัติ ต่อไป
เรื่องที่ 5 การพัฒนาข้อมูลภาพรวมการผลิตไฟฟ้าของประเทศ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 กรกฎาคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติมอบหมายให้สำนักงาน กกพ. ปรับปรุงระเบียบการรับชื้อไฟฟ้าจาก VSPP และ SPP หรือประกาศที่เกี่ยวข้อง โดยกำหนดให้ผู้ประกอบการโรงไฟฟ้า VSPP และ SPP ต้องรายงานข้อมูลปริมาณการผลิตไฟฟ้าทั้งกำลังไฟฟ้า (เมกะวัตต์) และพลังงานไฟฟ้า (กิโลวัตต์-ชั่วโมง) รวมถึงปริมาณการผลิตไฟฟ้าในส่วนที่ใช้เอง ที่ขายตรงในนิคมอุตสาหกรรม และ/หรือ ที่ขายนอกระบบของ กฟผ. และรายงานให้ กบง. ทราบต่อไป
2. สำนักงาน กกพ. ได้พัฒนาระบบการรายงานข้อมูลการผลิตและการใช้ไฟฟ้าแบบ Near Real Time ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2558 โดยมีเป้าหมายในการพัฒนาระบบการรายงานข้อมูลด้านการผลิตและการใช้ไฟฟ้า และก๊าซธรรมชาติให้มีความสมบูรณ์และเป็นระบบมากยิ่งขึ้น โดยปีงบประมาณ 2558 การไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) มีการรายงานข้อมูลการผลิตของโรงไฟฟ้า กฟผ. IPP SPP และ Import มายังระบบของสำนักงาน กกพ. ทุกๆ 1 นาที และในปีงบประมาณ 2559 สำนักงาน กกพ. ได้รวบรวมและพัฒนาการรายงานข้อมูลการผลิตของ VSPP และโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (PEA) และโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กและโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กมากของกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เข้ามาในระบบข้อมูลการผลิตของ กฟผ. เพื่อเป็นภาพรวมการผลิตของประเทศ
3. สรุปการพัฒนาข้อมูล ระบบ และขั้นตอนการรายงานข้อมูลการผลิตไฟฟ้าของประเทศ ดังนี้ (1) การรายงานข้อมูลตรวจวัดจริงมายังระบบ Near Real Time โดย กฟผ. มีการรายงานข้อมูลการผลิตทั้งหมดของโรงไฟฟ้า กฟผ. IPP SPP และ Import มายังระบบ Near Real Time ของสำนักงาน กกพ. ทุกๆ 1 นาที การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) รายงานข้อมูลการผลิตของ VSPP จำนวน 1 ราย มายังระบบของ กฟผ. เพื่อส่งมายังระบบ ของสำนักงาน กกพ. ทุกๆ 15 นาที และ PEA รายงานข้อมูลการผลิตของ VSPP จำนวน 72 ราย มายังระบบของสำนักงาน กกพ. ทุกๆ 15 นาที และ (2) การรายงานข้อมูลสถิติกำลังผลิตของ VSPP รายเดือน เพื่อใช้ประมาณการข้อมูลการผลิต จำแนกตามประเภทเชื้อเพลิงและรายจังหวัด โดย กฟผ. กฟน. PEA และ พพ. จะจัดส่งข้อมูลดังกล่าวมายังสำนักงาน กกพ. ทางจดหมายอิเล็กทรอนิกส์ภายในวันที่ 10 ของทุกเดือน เพื่อให้สำนักงาน กกพ. นำข้อมูลดังกล่าวใช้ประมาณการข้อมูลการผลิตของ VSPP โครงการของ PEA และ โครงการของ พพ. ภายในวันที่ 15 ของเดือน เพื่อนำขึ้นระบบรวมกับข้อมูลจากการตรวจวัดจริงในระบบ Near Real Time
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2559 กระทรวงการคลังได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เรื่องการปรับขึ้นอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล เนื่องจากกระทรวงการคลังได้ผูกพันประมาณการรายรับ ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2560 ในส่วนของรายได้กรมสรรพสามิตได้กำหนดประมาณการรายรับรวม 549,900 ล้านบาท โดยมีการผูกพันให้ปรับขึ้นอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล เป็น 5.95 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ กระทรวงการคลังขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาแนวทางในการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล เพื่อไม่ให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลเปลี่ยนแปลงในทันที
2. เมื่อพิจารณาโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในปัจจุบัน (ณ วันที่ 5 ตุลาคม 2559) อัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 5.65 บาทต่อลิตร ซึ่งกระทรวงการคลังขอปรับเพิ่มขึ้นอีก 0.30 บาทต่อลิตร เป็น 5.95 บาทต่อลิตร โดยทำให้ภาพรวมรายรับของกระทรวงการคลังจากการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตน้ำมันทุกประเภทอยู่ที่ 15,531 ล้านบาทต่อเดือน หรือ 188,956 ล้านบาทต่อปี และหากเป็นตามที่กระทรวงการคลังเสนอโดยขอปรับอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลขึ้นเป็น 5.95 บาทต่อลิตร รายได้จะเพิ่มเป็น 195,220 ล้านบาทต่อปี ซึ่งเกินกว่าเป้าหมายของแผนที่ได้กำหนดไว้ ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอต่อ กบง. เรื่อง แนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เป็น 3 กรณี ดังนี้ (1) กรณีที่ 1 คือการปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล 0.30 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯ จะต้องช่วยอีก 0.32 บาทต่อลิตร จากเดิมที่จัดเก็บจากน้ำมันดีเซลเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.01 บาทต่อลิตร เป็นกองทุนน้ำมันฯ สนับสนุนจำนวน 0.31 บาทต่อลิตร ซึ่งผลจากการปรับอัตรานี้จะส่งผลให้กรมสรรพสามิตมีรายรับเพิ่มขึ้นประมาณ 515 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมันฯ จะมีรายจ่ายเพิ่มขึ้นประมาณ 585 ล้านบาทต่อเดือน โดยจะไม่ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลมีการเปลี่ยนแปลง (2) กรณีที่ 2 คือการปรับเพิ่มภาษีสรรพสามิตของทั้งน้ำมันเบนซินและดีเซล โดยใช้รายรับที่กระทรวงการคลังพึงจะได้เป็นตัวตั้ง ใช้หลักการที่ว่าการจัดเก็บภาษีน้ำมันดีเซลและเบนซิน ควรจัดเก็บในอัตราที่ใกล้เคียงกัน โดยกลุ่มน้ำมันเบนซินจะเลือกชนิดที่มีปริมาณการใช้มากที่สุดคือน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 ซึ่งจากการคำนวณโครงสร้างพบว่า อัตราการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตในกลุ่มของน้ำมันเบนซินจะอยู่ที่ 5.86 บาทต่อลิตร หรือเป็นการปรับเพิ่มขึ้น 0.19 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลปรับเพิ่มขึ้น 0.21 บาทต่อลิตร ซึ่งหากใช้หลักเกณฑ์นี้จะส่งผลให้กรมสรรพสามิตมีรายรับเพิ่มขึ้นประมาณ 527 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมันฯ จะมีรายจ่ายเพิ่มขึ้นประมาณ 599 ล้านบาทต่อเดือน โดยจะไม่ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลมีการเปลี่ยนแปลงเช่นเดียวกับกรณีที่ 1 เนื่องจากกองทุนน้ำมันฯ จะเข้าไปช่วยเหลือทั้งในกลุ่มเบนซินและดีเซล และ (3) กรณีที่ 3 คือการปรับเพิ่มภาษีน้ำมันเบนซิน และ น้ำมันดีเซลปรับเพิ่มอีก 0.19 และ 0.21 บาท ต่อลิตร (เช่นเดียวกับกรณีที่ 2) รวมถึงการสร้างส่วนต่างราคาของน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 3 บาทต่อลิตร เพิ่มขึ้นอีกประมาณ 0.46 บาทต่อลิตร เพื่อรองรับการขยายฐานของการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ให้นำมาสู่การเกิดสมดุลของเบนซินชนิดต่างๆ ทั้งนี้ หากเลือกกรณีนี้จะส่งผลให้กรมสรรพสามิตมีรายรับเพิ่มขึ้นประมาณ 527 ล้านบาทต่อเดือน และกองทุนน้ำมันฯ จะมีรายจ่ายเพิ่มขึ้นประมาณ 643 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและกระทรวงการคลัง พิจารณาการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม โดยคำนึงถึงเป้าหมายรายรับจากภาษีน้ำมันและผลิตภัณฑ์น้ำมันตามที่กระทรวงการคลังกำหนดคือ 194,000 ล้านบาทต่อปี และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานในการประชุมครั้งต่อไป
กบง. ครั้งที่ 29 - วันพุธที่ 7 กันยายน พ.ศ. 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 17/2559 (ครั้งที่ 29)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 7 กันยายน 2559 เวลา 13.30 น.
2. รายงานผลการศึกษาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ
4. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกันยายน 2559
5. การเตรียมความพร้อมภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้เสนอรายงานความคืบหน้า Oil Plan 2015 ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) แล้ว ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2559 รายงานไตรมาส 1 (ตุลาคม - ธันวาคม 2558) (2) เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2559 รายงานไตรมาส 2 (มกราคม - มีนาคม 2559) และ (3) ในการประชุม กบง. ครั้งนี้เป็นการรายงานไตรมาส 3 (เมษายน-มิถุนายน 2559) ซึ่งในช่วงไตรมาสที่ 3 มีความก้าวหน้าของมาตรการต่างๆ ดังนี้
1. มาตรการที่ 2 บริหารจัดการชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม ข้อ 2.2.1 การลดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิง เป็นไปตามแผนโดยมีการประชุมหารือกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย และผู้ค้าน้ำมันแล้ว
2. มาตรการที่ 4 ผลักดันการใช้เอทานอลและไบโอดีเซลตามแผน AEDP 2015 ข้อ 4.2.4 การส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล บี 7 อย่างต่อเนื่อง โดยเมื่อวันที่ 16 สิงหาคม 2559 ธพ. ได้ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดคุณภาพน้ำมันดีเซลฉบับใหม่ โดยกำหนดให้มีไบโอดีเซล ระหว่าง บี 3 – บี 7 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 25 สิงหาคม 2559 เพื่อปรับสมดุลปริมาณน้ำมันปาล์มและราคาไบโอดีเซล
3. มาตรการที่ 5 สนับสนุนการลงทุนในระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิง มีความคืบหน้าของโครงการ/กิจกรรมต่างๆ ดังนี้ ข้อ 5.1.4 ก่อสร้างระบบท่อขนส่งน้ำมันไปยังภาคเหนือและภาคตะวันออกเฉียงเหนือ โดยความก้าวหน้าการก่อสร้างระบบท่อขนส่งน้ำมันไปยังภาคเหนือ ธพ. ได้ลงนามใน MOU กับ บริษัทขนส่งน้ำมันทางท่อ (FPT) เรื่องการลงทุนก่อสร้างระบบท่อน้ำมันไปยังภาคเหนือ และ FPT.ได้ยื่นขออนุญาตในส่วนของคลังน้ำมัน ณ จังหวัดพิจิตร แล้ว และในส่วนของภาคตะวันออกเฉียงเหนือ เมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2559 ธพ. ได้ ลงนามใน MOU กับ บริษัท ไทย ไปป์ไลน์ เน็ตเวิร์ค (TPN) ซึ่งเป็นบริษัทภายในเครือของกลุ่มบริษัท เอส ซี กรุ๊ป เพื่อสนับสนุนโครงการขยายระบบท่อขนส่งน้ำมันไปยังภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ทั้งนี้ โครงการดังกล่าวจะต่อขยายจากระบบเดิม ของบริษัท ท่อส่งปิโตรเลียมไทย (THAPPLINE) อ. เสาไห้ จ. สระบุรี ไปยัง จ.ขอนแก่น ระยะทาง 350 กิโลเมตร ประมาณการเงินลงทุน 10,000 ล้านบาท หลังจาก ลงนาม MOU แล้ว TPN จะดำเนินการทำ EIA และคาดว่าจะเริ่มต้นก่อสร้างได้ในปี 2561 และแล้วเสร็จในปี 2563 ซึ่งโครงการดังกล่าวเป็นการขยายโครงสร้างพื้นงานด้านพลังงานที่สำคัญ รองรับการขยายตัวของภูมิภาคอาเซียน และเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันของประเทศไทย และความคืบหน้าของข้อ 5.2.1 การดำเนินการศึกษาเพื่อกำหนดแนวทางการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ ขณะนี้อยู่ระหว่างการเตรียมจัดจ้างที่ปรึกษา คาดว่าจะใช้ระยะเวลาดำเนินโครงการ 9 เดือน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานผลการศึกษาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เห็นชอบในหลักการให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับไปดำเนินการแยกกิจการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ออกไปในรูปบริษัท จำกัด ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2558 และเห็นชอบให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องยกเว้นภาษีต่างๆ และค่าธรรมเนียม ในการโอนทรัพย์สินจาก บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้แก่บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด ที่จะจัดตั้งขึ้นใหม่โดยจะดำเนินการให้เป็นไปตามระเบียบราชการต่อไป และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) ไปดำเนินการศึกษาและทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในปัจจุบัน เพื่อให้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสามารถรองรับกับโครงสร้างการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติที่จะเกิดขึ้นและให้นำกลับมาเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2557 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ออกประกาศคณะกรรมการ กำกับกิจการพลังงานเรื่อง ข้อบังคับว่าด้วยหลักเกณฑ์การจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานี LNG แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Regime) เพื่อกำหนดให้ผู้รับใบอนุญาตที่เกี่ยวข้องจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานี LNG แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Code) ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กพช. ได้มีมติ เห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558-2579 (Gas Plan 2015) และเห็นชอบกรอบหลักการการบริหารจัดการด้านการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ให้มีการแข่งขันเสรีและส่งเสริมการลงทุนด้านโครงสร้างพื้นฐานในอนาคต โดยเพิ่มจำนวนผู้จัดหาและจำหน่ายการเปิดให้บุคคลที่สามสามารถใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานี LNG (Third Party Access; TPA) และกำกับดูแลการจัดหา LNG ในระยะสั้น/ระยะยาว โดยมอบหมายให้ สนพ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และ กกพ. ร่วมกันศึกษาและจัดทำแนวทางการส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันเสรี และจัดทำแนวทางการกำกับดูแลด้านการจัดหา LNG ต่อไป
3. สนพ. และ กกพ. ได้ร่วมกันจัดจ้างสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (PTIT) เพื่อทำการศึกษาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ โดยมีวัตถุประสงค์ ดังนี้ (1) เพื่อพัฒนาและส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ (2) เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในกิจการด้านพลังงาน และ (3) เพื่อให้ภาคเอกชนและประชาชนทั่วไปมีส่วนร่วมในการพัฒนากิจการก๊าซธรรมชาติและส่งเสริมการพัฒนาตลาดก๊าซธรรมชาติ ซึ่งจากโครงสร้างกิจการและราคาก๊าซธรรมชาติที่ส่งเสริมให้มีการแข่งขันของ 5 ประเทศที่ทำการศึกษา ได้แก่ ประเทศสหรัฐอเมริกา สหราชอาณาจักร เนเธอร์แลนด์ ญี่ปุ่น และตุรกี ทีมที่ปรึกษาพบว่า สหราชอาณาจักรและเนเธอร์แลนด์เป็นประเทศที่มีขนาดตลาดก๊าซธรรมชาติใกล้เคียงกับประเทศไทย และประสบความสำเร็จในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ โดยสามารถรักษาสมดุลระหว่างประสิทธิภาพการแข่งขันและการสร้างความมั่นคงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติได้เป็นอย่างดี โดยจากการหารือร่วมกับหน่วยงานกำกับดูแลและผู้บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของทั้ง 2 ประเทศเพื่อทำความเข้าใจกับหลักการและเหตุผล รวมทั้งแนวคิด และเครื่องมือต่างๆ ที่หน่วยงานดังกล่าวใช้ในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติพบว่า 4 ปัจจัยสำคัญที่ทำให้ทั้ง 2 ประเทศนี้ประสบความสำเร็จในกิจการก๊าซธรรมชาติที่มีการแข่งขัน ได้แก่ (1) มีผู้บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลักที่มีความเข้มแข็งและทักษะสูง (2) มี Shippers จำนวนมาก และไม่มีผู้ประกอบการรายใดครอบงำตลาด (No Dominant Shipper) (3) มีระบบการเปิดเผยข้อมูลอย่างโปร่งใสที่ทุกคนเข้าถึงได้อย่างเท่าเทียมกัน (4) การไม่มีการรวมตัวของกิจการในแนวดิ่ง (Vertical Integration) ทั้งในส่วนของระบบท่อส่งก๊าซฯ หลักและระบบจำหน่าย เพื่อให้ Shippers สามารถเข้ามาสู่ตลาดได้เพิ่มขึ้น อย่างไรก็ตาม เมื่อพิจารณาถึงเงื่อนไขตามแผน Gas Plan 2015 จะพบว่าปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติตามสัญญาการซื้อขายเดิม จะมีบทบาทลดลงเหลือเพียงร้อยละ 30 - 40 ช่วงครึ่งหลังของแผนฯ ขณะที่ LNG จะมีบทบาทเพิ่มขึ้นอย่างมาก เป็นร้อยละ 60-70 อีกทั้งยังต้องมีการสร้างสถานี LNG ใหม่ขนาด 700 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน อีกทั้งหมด 3 สถานี ดังนั้น กรอบในการดำเนินการเพื่อสร้างกรอบพื้นฐานของการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยจึงควรให้ความสำคัญกับเรื่องของการแข่งขันในการจัดหา LNG และในการให้บริการสถานี LNG ด้วย ขณะเดียวกันก็ต้องสร้างสมดุลระหว่างการส่งเสริมการแข่งขันและความมั่นคงในการจัดหา LNG ด้วย
4. โครงสร้างหลัก (Main Structure) ในการส่งเสริมให้กิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยมีการแข่งขันและมีระบบตลาดที่มีประสิทธิภาพ เมื่อพิจารณา 4 ปัจจัยแห่งความสำเร็จในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติร่วมกับเงื่อนไขตาม Gas Plan 2015 จึงสามารถสรุปได้ว่า โครงสร้างหลัก (Main Structure) ในการส่งเสริมให้กิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยมีการแข่งขันและมีระบบตลาดที่มีประสิทธิภาพ ต้องประกอบด้วย 4 องค์ประกอบหลัก ดังนี้ (1) มี Transmission System Oerator : TSO บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ (2) มีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานี LNG หลายราย (3) มีระบบ ที่มีการแข่งขันในการจัดหาก๊าซ LNG และ (4) มี Distribution System Operator : DSO บริหารระบบจำหน่ายก๊าซฯ อย่างอิสระ และมีประสิทธิภาพ
5. ข้อเสนอแผนที่นำทาง (Roadmap) และรูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติตามข้อเสนอแนวคิดหลักการดำเนินการในส่วนขององค์ประกอบหลักเพื่อส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ แบ่งไว้เป็น 3 ระยะ ซึ่งจะใช้เวลาในการดำเนินการรวม 6 ปี โดยมีรายละเอียดเบื้องต้นของการดำเนินการตามแผนที่นำทาง (Roadmap) ดังต่อไปนี้ ระยะที่ 1 ระยะการดำเนินการทันที ได้แก่ มี TSO บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ และมีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานี LNG หลายราย ระยะที่ 2 ระยะการดำเนินการต่อเนื่อง ได้แก่ มีระบบที่มีการแข่งขันในการจัดหา LNG และระยะที่ 3 ระยะการดำเนินการต่อไป ได้แก่ มี DSO บริหารระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ
6. ขั้นตอนการปรับโครงสร้างกิจการและโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ (Transition Plan) ตามข้อเสนอเพื่อให้สามารถเปลี่ยนผ่านจากโครงสร้างกิจการและโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติในปัจจุบัน ไปสู่โครงสร้างที่มีการแข่งขันได้ จำเป็นต้องดำเนินการตามองค์ประกอบหลักทั้ง 4 ตามขั้นตอน กลไก และระยะเวลา ดังนี้ (1) ขั้นตอน กลไก และระยะเวลาเปลี่ยนผ่านให้มี TSO บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ (2) ขั้นตอน กลไก และระยะเวลา เปลี่ยนผ่านให้มีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานี LNG หลายราย จะเป็นส่วนที่ กกพ. จะพิจารณาดำเนินการร่วมกับ TSO ในการจัดทำข้อกำหนดให้มีผู้สนใจลงทุนทำข้อเสนอเพื่อคัดเลือกให้เป็นผู้ประกอบการสถานีบริการ LNG (3) ขั้นตอน กลไก และระยะเวลา เปลี่ยนผ่านให้มีระบบที่มีการแข่งขันในการจัดหา LNG ที่ TSO และ (4) ขั้นตอน กลไก และระยะเวลา เปลี่ยนผ่านให้มี DSO บริหารระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 เพื่อใช้เป็นราคาเริ่มต้นในการแข่งขันทางด้านราคา และต่อมาเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. ได้มีมติเกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าที่ใช้ขยะชุมชนเป็นเชื้อเพลิงดังนี้ (1) เห็นชอบการปรับปรุงลำดับความสำคัญการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็น ได้แก่ ขยะ (ชุมชนและอุตสาหกรรม) พลังงานน้ำขนาดเล็ก ก๊าซชีวภาพจากน้ำเสีย/ของเสีย ชีวมวล ก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และ พลังงานความร้อนใต้พิภพ (2) เห็นชอบให้การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงจากขยะและพลังงานน้ำขนาดเล็ก ให้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT โดยไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) โดยให้ กกพ. เร่งดำเนินการออกประกาศรับซื้อและคัดเลือกโครงการไฟฟ้าจากขยะ (ชุมชนและอุตสาหกรรม) โดยคำนึงถึงแต่ไม่จำกัดเฉพาะแผนแม่บทการจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และ (3) มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ร่วมกับ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ตามความเหมาะสม ยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้า (FiT) ที่หากจะมีการเปลี่ยนแปลงจะต้องนำเสนอ กพช.
2. สำนักงาน กกพ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน โดยได้ดำเนินการจัดทำประกาศและหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะในรูปแบบ FiT ซึ่งจำเป็นต้องใช้ระยะเวลาในการดำเนินการ เนื่องจากมีประเด็นที่ต้องหารือกับหน่วยงานรับผิดชอบด้านการบริหารจัดการขยะให้ชัดเจน ดังนี้ (1) พื้นที่ศักยภาพและสัญญาในการกำจัดขยะ (2) ความพร้อมของหน่วยงานของรัฐในการดำเนินการตามพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ ซึ่งปัจจุบันสำนักงาน กกพ. ได้รับแจ้งพื้นที่ศักยภาพการพัฒนาโครงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าจากขยะชุมชน จากกรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น กระทรวงมหาดไทย โดยแบ่งเป็น 2 กลุ่ม คือ กลุ่มที่ 1 โครงการ Quick Win Projects จำนวน 7 โครงการ และกลุ่มที่ 2 โครงการที่อยู่ระหว่างพัฒนา จำนวน 15 โครงการ
3. เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2559 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีมติเห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง การคัดเลือกการรับซื้อไฟฟ้าตามโครงการผลิตไฟฟ้าจาก ขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) พ.ศ. .... และร่างหลักเกณฑ์การคัดเลือกการรับซื้อไฟฟ้า โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) และให้สำนักงาน กกพ. นำร่างประกาศฯ และร่างหลักเกณฑ์ฯ ดังกล่าวลงเว็บไซต์ของสำนักงาน กกพ. เพื่อรับฟังความคิดเห็นเป็นระยะเวลา 15 วัน โดยมีเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าที่กำลังการผลิตติดตั้งประมาณ 100 เมกะวัตต์ กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562 ทั้งนี้ ตามกรอบเวลาจะสามารถออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าได้ภายในเดือนสิงหาคม 2559 และผู้ที่ได้รับการคัดเลือกจะลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ภายในกลางเดือนมีนาคม 2560
4. สำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือหารือสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เกี่ยวกับแนวทางการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้า โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ FiT เพื่อขอความชัดเจนในการกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ และการทบทวนอัตราการรับซื้อไฟฟ้า ซึ่ง สนพ. มีความเห็นว่า สำนักงาน กกพ. สามารถใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT เชื้อเพลิงขยะ (การจัดการแบบผสมผสาน) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เพื่อใช้ในการรับซื้อไฟฟ้าในปี 2559 ได้ โดยสำนักงาน กกพ. จะต้องมีการรวบรวมข้อมูลอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐานของปี 2560 เพื่อประกาศใช้ในการคำนวณ FiTV ของปี 2561 ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้พิจารณาแล้ว เห็นว่าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนไม่สามารถดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ทันตามกำหนด SCOD ภายในปี 2560 ประกอบกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กำหนดให้อัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ใช้สำหรับโครงการที่ SCOD ภายในปี 2560 เท่านั้น และมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 มอบหมายให้ กบง. ร่วมกับ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ตามความเหมาะสม สำนักงาน กกพ. จึงได้เสนอต่อ กบง. พิจารณาการกำหนดวัน SCOD และอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ FiT ปี 2559
5. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2559 กบง. ได้พิจารณาข้อเสนอของ กกพ. ได้เห็นชอบการกำหนดวัน SCOD ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ภายในปี 2562 แต่เห็นควรให้ สนพ. ดำเนินการนำเสนอรายละเอียดต้นทุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะในปัจจุบัน เปรียบเทียบกับต้นทุนตามที่ กพช. ได้เห็นชอบในคราวการประชุมเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เพื่อนำเสนอ กบง. ประกอบการพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2559 โดย สนพ. ได้ดำเนินการรวบรวมรายละเอียดต้นทุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะ โดยพิจารณาจากข้อมูลต้นทุนเงินลงทุนโรงไฟฟ้าเทคโนโลยีความร้อน (Thermal Power Plant) ซึ่งเป็นข้อมูลพื้นฐานในการจัดทำอัตรา FiT ส่วนคงที่ (FiTF) พบว่า เงินลงทุนโรงไฟฟ้าเทคโนโลยีความร้อนในปัจจุบันยังมีต้นทุนอยู่ในช่วง 70-75 ล้านบาท ต่อเมกะวัตต์ ทั้งนี้ สนพ. ได้จัดประชุมหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย สนพ. พพ. และ สำนักงาน กกพ. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2559 ซึ่งที่ประชุมมีความเห็นร่วมกันว่า เห็นควรให้คงอัตรา FiT ตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2559
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ตามมติคณะกรรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2559 และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2562
เรื่องที่ 4 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกันยายน 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. กบง. เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 และเมื่อวันที่ 3 เมษายน 2558 ได้เห็นชอบการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และ ปตท.สผ.) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน
2. จากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนกันยายน 2559 อยู่ที่ 305 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนสิงหาคม 2559 จำนวน 18 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนสิงหาคม 2559 อยู่ที่ 34.8938 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ซึ่งแข็งค่าขึ้นจากเดือนกรกฎาคม 2559 จำนวน 0.3515 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPG Pool) ปรับเพิ่มขึ้น 0.2341 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 12.9282 บาทต่อกิโลกรัม มาอยู่ที่ 13.1623 บาทต่อกิโลกรัม
3. เพื่อไม่ให้การผันผวนของราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกมีผลกระทบต่อราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศ ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 4 กันยายน 2559 มีฐานะกองทุนสุทธิ 7,411 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ลง 0.2341 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.3908 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.1567 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลงประมาณ 82 ล้านบาทต่อเดือน จากประมาณ 137 ล้านบาทต่อเดือน คงเหลือรายรับประมาณ 55 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.1567 บาท และเห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 24 พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ทั้งนี้ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 8 กันยายน 2559 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 5 การเตรียมความพร้อมภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2559 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติอนุมัติหลักการร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ พร้อมกับให้รับข้อสังเกตของกระทรวงการคลัง กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม กระทรวงยุติธรรม กระทรวงอุตสาหกรรม สำนักงาน ก.พ.ร. สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สำนักงบประมาณ และคณะกรรมการนโยบายการบริหารทุนหมุนเวียนไปประกอบการพิจารณาด้วย
2. สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้หารือร่วมกันเพื่อเตรียมความพร้อมรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... สรุปได้ว่า (1) ระยะเวลาเตรียมการ (เดือนกันยายน 2559 – เดือนเมษายน 2560) โดยเป็น ช่วงเวลาพิจารณาของคณะกรรมการกฤษฎีกา เดือนกันยายน – เดือนธันวาคม 2559 และช่วงเวลาพิจารณาของ สนช. เดือนธันวาคม 2559 – เดือนเมษายน 2560 (2) การเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ประกอบด้วย เตรียมชี้แจงสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และ สนช. และการเตรียมการด้านการปฏิบัติงานของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง
2. ระดับราคา B100 ที่ควรจะผสม B5 อยู่ระหว่าง 35.12 - 37.13 บาทต่อลิตร
3. แนวทางการดำเนินงาน โดย สนพ. และ สบพน. รับผิดชอบในการเตรียมการเพื่อชี้แจงสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และ สนช. ทั้งนี้เพื่อให้การเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ ร่างพระราชบัญญัติเป็นไปตามกรอบเวลา รวมถึงการดำเนินการสร้างความรู้ความเข้าใจระหว่างผู้ที่เกี่ยวข้อง เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ เห็นควรแต่งตั้ง “คณะอนุกรรมการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ” โดยมีองค์ประกอบของคณะอนุกรรมการฯ จำนวน 14 คน มีปลัดกระทรวงพลังงาน เป็น ประธานอนุกรรมการ ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และผู้อำนวยการสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน เป็นรองประธานอนุกรรมการ หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง จำนวน 9 หน่วยงาน เป็นอนุกรรมการ ผู้แทนสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน เป็น อนุกรรมการและเลขานุการ และ ผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นอนุกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ โดยคณะอนุกรรมการฯ มีอำนาจหน้าที่ ดังนี้ (1) จัดทำร่างแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง แผนการรองรับกรณีเกิดวิกฤตน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนการลงทุนโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิงในกิจการของรัฐสำหรับความมั่นคงด้านพลังงาน (2) จัดทำร่างกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และยกร่างกฎหมายลำดับรองภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... (3) มีอำนาจในการแต่งตั้งคณะทำงานและเชิญผู้ที่เกี่ยวข้องเข้าร่วมประชุม พิจารณา รวบรวม จัดส่งหรือชี้แจงเอกสารต่างๆ ที่เกี่ยวข้องตามความเหมาะสม (4) ในการปฏิบัติงานของคณะอนุกรรมการฯ ให้รายงานผลการปฏิบัติงานต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานทราบหรือพิจารณาเป็นระยะๆ ตามความเหมาะสม และ (5) ปฏิบัติงานอื่นๆ ตามที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานมอบหมาย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการเตรียมความพร้อมภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ตามข้อ 2
2. เห็นชอบให้แต่งตั้ง “คณะอนุกรรมการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ” ตามข้อ 2.3 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคำสั่งให้ประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ลงนามต่อไป
กบง. ครั้งที่ 28 - วันจันทร์ที่ 22 สิงหาคม พ.ศ. 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 16/2559 (ครั้งที่ 28)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 22 สิงหาคม 2559 เวลา 15.30 น.
2. ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม
4. รายงานความก้าวหน้าร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
5. แนวทางการกำกับดูแลราคาไบโอดีเซล (B100)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 เพื่อใช้เป็นราคาเริ่มต้นในการแข่งขันทางด้านราคา และต่อมาเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 ได้มีมติเกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าที่ใช้ขยะชุมชนเป็นเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) เห็นชอบการปรับปรุงลำดับความสำคัญการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (2) เห็นชอบให้การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงจากขยะและพลังงานน้ำขนาดเล็ก ให้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT โดยไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) และ (3) มอบหมายให้ กบง. ร่วมกับ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ตามความเหมาะสม ยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้า (FiT) ที่หากจะมีการเปลี่ยนแปลงจะต้องนำเสนอ กพช.
2. สำนักงาน กกพ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน โดยได้ดำเนินการจัดทำประกาศและหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะในรูปแบบ FiT ซึ่งจำเป็นต้องใช้ระยะเวลาในการดำเนินการ เนื่องจากมีประเด็นที่ต้องหารือกับหน่วยงานรับผิดชอบด้านการบริหารจัดการขยะให้ชัดเจน ดังนี้ (1) พื้นที่ศักยภาพและสัญญาในการกำจัดขยะ การบริหารจัดการขยะชุมชนเกี่ยวข้องกับกฎหมาย ระเบียบ และข้อบังคับหลายฉบับ และ (2) ความพร้อมของหน่วยงานของรัฐในการดำเนินการตามพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ ซึ่งปัจจุบันสำนักงาน กกพ. ได้รับแจ้งพื้นที่ศักยภาพการพัฒนาโครงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าจากขยะชุมชน จากกรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น กระทรวงมหาดไทย โดยแบ่งเป็น 2 กลุ่ม คือ กลุ่มที่ 1 โครงการ Quick Win Projects 7 โครงการ และกลุ่มที่ 2 โครงการที่อยู่ระหว่างพัฒนา 15 โครงการ ดังนั้นจึงคาดว่าสามารถดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ประมาณปี 2561 - 2562
3. เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2559 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีมติเห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง การคัดเลือกการรับซื้อไฟฟ้าตามโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) พ.ศ. .... และร่างหลักเกณฑ์การคัดเลือกการรับซื้อไฟฟ้า โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) และให้สำนักงาน กกพ. นำร่างประกาศฯ และร่างหลักเกณฑ์ฯ ดังกล่าวลงเว็บไซต์ของสำนักงาน กกพ. เพื่อรับฟังความคิดเห็นเป็นระยะเวลา 15 วัน โดยมีเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าที่กำลังการผลิตติดตั้งประมาณ 100 เมกะวัตต์ กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562 ทั้งนี้ ร่างประกาศฯ อยู่ระหว่างการรับฟังความคิดเห็น โดยคาดว่าจะสามารถออกประกาศรับซื้อภายในเดือนสิงหาคม 2559
4. สำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือหารือสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เกี่ยวกับแนวทางการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้า โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) เพื่อขอความชัดเจนในการกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ และการทบทวนอัตราการรับซื้อไฟฟ้า ซึ่ง สนพ. มีความเห็นว่า สำนักงาน กกพ. สามารถใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT เชื้อเพลิงขยะ (การจัดการแบบผสมผสาน) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เพื่อใช้ในการรับซื้อไฟฟ้าในปี 2559 ได้ โดยสำนักงาน กกพ. จะต้องมีการรวบรวมข้อมูลอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐานของปี 2560 เพื่อประกาศใช้ในการคำนวณ FiTV ของปี 2561
5. สำนักงาน กกพ. ได้พิจารณาแล้ว เห็นว่าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนไม่สามารถดำเนินการ จ่ายไฟฟ้า เข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ทันตามกำหนด SCOD ภายในปี 2560 ประกอบกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กำหนดให้อัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ใช้สำหรับโครงการที่ SCOD ภายในปี 2560 เท่านั้น และมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 มอบหมายให้ กบง. ร่วมกับ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ตามความเหมาะสม สำนักงาน กกพ. จึงเสนอให้มีการกำหนดวัน SCOD ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ภายในปี 2562 และเสนอให้อัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ให้สามารถใช้สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2559 และใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ในส่วนอัตราคงที่ (FiTF) สำหรับโครงการฯ ที่จะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2562
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดวัน SCOD ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ภายในปี 2562
2. มอบหมายหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ทบทวนความเหมาะสมของอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ให้สามารถใช้สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2559 และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานในการประชุมครั้งต่อไป
เรื่องที่ 2 ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. มีมติเห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ ราคาพลังงานต้องสะท้อนต้นทุนแท้จริง ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่งควรจะมีอัตราภาษีสรรพสามิตที่ใกล้เคียงกัน ค่าการตลาดควรอยู่ในระดับที่เหมาะสม และเก็บเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละประเภท ในอัตราที่ใกล้เคียงกันตามค่าความร้อน โดยมอบหมายให้ กบง. รับไปดำเนินการต่อไป
ในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 7 กรกฎาคม 2559 ที่ประชุมได้มอบหมายให้ สนพ. ศึกษาและจัดทำข้อเสนอนโยบายประเด็นค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมควรเป็นเท่าใด ซึ่ง สนพ. ได้ศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ในเบื้องต้นไว้แล้วตั้งแต่ปี 2557 โดยฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้ผู้แทนสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (PTIT) ซึ่งเป็นที่ปรึกษาการศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง เป็นผู้นำเสนอสาระสำคัญวิธีการและขั้นตอนการศึกษาดังนี้
1. การสำรวจและรวบรวมข้อมูล แบ่งออกเป็น 2 ส่วน ได้แก่
ส่วนที่1 ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมัน โดยรวบรวมจากกลุ่มตัวอย่าง ดังนี้ 1) คลังน้ำมัน 2) บริษัทขนส่งน้ำมัน 3) สถานีบริการน้ำมัน
ส่วนที่2 ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 ข้อมูลของ ม.7 ที่จะนำมาใช้ในการคำนวณ ได้จากการสัมภาษณ์และเก็บข้อมูลจาก ม.7 ที่ดำเนินธุรกิจค้าปลีกน้ำมัน
2. การคำนวณและวิเคราะห์ข้อมูล ข้อมูลที่นำมาใช้ มีดังนี้ 1) ค่าขนส่งจากคลังน้ำมันมายังสถานีบริการ (ทางรถบรรทุก) 2) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการ (เฉพาะหน้าลานที่ไม่รวมต้นทุนคงที่) 3) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 ( เฉพาะม.7 ที่ไม่มีโรงกลั่นน้ำมัน)
2.1 ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมัน จากการคำนวณและวิเคราะห์ ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมันเท่ากับ 0.87 บาทต่อลิตร โดยประกอบด้วย ค่าขนส่ง 0.09 บาทต่อลิตร ค่าจ้าง 0.36 บาทต่อลิตร ค่าสาธารณูปโภค 0.14 บาทต่อลิตร ภาษี 0.06 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายสำนักงาน 0.20 บาท ต่อลิตร และค่าซ่อมบำรุง 0.02 บาทต่อลิตร
2.2 ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 จากการคำนวณและวิเคราะห์ ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 เท่ากับ 0.58 บาทต่อลิตร โดยประกอบด้วย ค่าจ้างและสวัสดิการ 0.06 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายสำนักงาน 0.09 บาทต่อลิตร ค่าประกันภัย 0.01 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายคลังน้ำมัน 0.16 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายฝึกอบรม 0.01 บาทต่อลิตร และค่าสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมาย 0.25 บาทต่อลิตร
2.3 ค่าลงทุนสถานีบริการ ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่องกำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ข้อ 2 ระบุว่า “ค่าการตลาด” หมายถึง ค่าใช้จ่ายต่างๆ ซึ่งรวมผลตอบแทนในการดำเนินธุรกิจของเจ้าของสถานีบริการซึ่งรับน้ำมันเชื้อเพลิงจากผู้ค้าน้ำมัน และของผู้ค้าน้ำมันซึ่งรับน้ำมันเชื้อเพลิงจากผู้ผลิตและจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงจากโรงกลั่นเพื่อใช้ในราชอาณาจักร หรือจากผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อใช้ในราชอาณาจักร แล้วแต่กรณี ดังนั้น ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมควรเป็นดังนี้
เนื่องจากผลการศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงของ PTIT มีเฉพาะค่าใช้จ่ายดำเนินการเท่านั้น ยังไม่ได้มีการรวมค่าลงทุนสถานีบริการ สนพ. จึงได้ทำการศึกษาและวิเคราะห์โดยมีสมมติฐานดังนี้ ค่าลงทุนสถานีบริการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงขนาด 450,000 ลิตรต่อเดือน ประมาณ 18 ล้านบาท โดยมียอดขายเฉลี่ยประมาณ 382,500 ลิตรต่อเดือน (ร้อยละ 85) ระยะเวลาโครงการ 20 ปี ที่อัตราดอกเบี้ย MLR ร้อยละ 6.35 จะได้ค่าลงทุนสถานีบริการที่อัตรา 0.35 บาทต่อลิตร
ทั้งนี้ การดำเนินธุรกิจควรมีผลตอบแทนการลงทุนที่เหมาะสม ซึ่งทำให้ธุรกิจอยู่รอดและสร้างแรงจูงใจให้มีผู้ประกอบการรายใหม่เข้ามา อันจะทำให้เกิดการแข่งขันและพัฒนาสินค้าและบริการ ทำให้ประชาชนได้รับประโยชน์สูงสุด โดยผลการตอบแทนการลงทุนจะอยู่ที่ประมาณ 0.05 บาทต่อลิตร ดังนั้นค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่จูงใจให้เกิดการดำเนินธุรกิจจะอยู่ที่ประมาณ 1.85 บาทต่อลิตร ที่ผลตอบแทนการลงทุนที่ประมาณร้อยละ 8 (ประกอบด้วยค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการ 0.87 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 0.58 บาทต่อลิตร ค่าลงทุนสถานีบริการ 0.35 บาทต่อลิตร และผลการตอบแทนการลงทุน 0.05 บาทต่อลิตร) อีกทั้งผู้ค้าน้ำมันไม่ได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อให้ค่าการตลาดสะท้อนต้นทุนในทุกวัน แต่จะมีการปรับราคาเป็นช่วงๆ จึงส่งผลให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมอยู่ในช่วง 1.60 ถึง 2.00 บาทต่อลิตร
ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม = ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการ + ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 + ค่าลงทุนสถานีบริการ + กำไรของผู้ประกอบการ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการการกำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปศึกษาเพิ่มเติมและนำมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานอีกครั้ง
สรุปสาระสำคัญ
คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 1 สิงหาคม 2559 ได้พิจารณาเรื่อง ขอความเห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (เพิ่มเติม) ฉบับที่ .. พ.ศ. .... เรื่องการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุนและอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง และมีมติดังนี้
1. เห็นชอบให้ผู้ผลิตน้ำมันเชื้อเพลิง ณ โรงกลั่นและจำหน่ายเพื่อใช้ในราชอาณาจักร และผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อใช้ในราชอาณาจักร ซึ่งได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไว้แล้ว และขอเงินคืนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้ในอัตรา 2.75 บาท ต่อลิตร ตามปริมาณน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ตรวจวัดได้จริง ในแบบการตรวจวัดน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ สิ้นวันที่ 16 ธันวาคม 2557
2. เห็นชอบให้ผู้ผลิตน้ำมันเชื้อเพลิง ณ โรงกลั่นและจำหน่ายเพื่อใช้ในราชอาณาจักร และผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อใช้ในราชอาณาจักร ซึ่งได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไว้แล้ว และขอเงินคืนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้ในอัตรา 1.10 บาท ต่อลิตร ตามปริมาณน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ตรวจวัดได้จริงในแบบการตรวจวัดน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ สิ้นวันที่ 10 มีนาคม พ.ศ. 2558
3. เห็นชอบมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน นำร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจสอบความถูกต้องของร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาในครั้งต่อไป
ทั้งนี้ สนพ. ได้นำร่างประกาศกบง. ให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) ตรวจสอบความถูกต้องแล้ว พร้อมทั้งได้แก้ไขร่างประกาศกบง. ฉบับที่ .. พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงบางกรณี เพื่อนำเสนอให้ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงบางกรณี
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ต่อไป
3. มอบหมายให้กรมสรรพสามิตดำเนินการออกระเบียบหรือแนวปฏิบัติในการคืนเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยให้คืนตามปริมาณที่ตรวจวัดได้จริงในแบบการตรวจวัดน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ สิ้นวัน ของ กรมสรรพสามิต ต่อไป
เรื่องที่ 4 รายงานความก้าวหน้าร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2559 และวันที่ 7 มีนาคม 2559 กบง. ได้พิจารณาร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... และได้มีมติเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติฯ โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 กพช. ได้มีมติเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติฯ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการตามพระราชกฤษฎีกาว่าด้วยการเสนอเรื่องและการประชุมคณะรัฐมนตรี พ.ศ. 2548
2. สนพ. ได้นำร่างพระราชบัญญัติฯ เสนอต่อคณะรัฐมนตรี โดยคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2559 ได้มีมติเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติฯ ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้นำข้อคิดเห็นของกระทรวงต่างๆ ไปปรับปรุงในขั้นตอนการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา โดยขั้นตอนต่อไป คือ (1) เมื่อคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบแล้ว จะนำส่งร่างพระราชบัญญัติฯ ให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ตรวจพิจารณา (2) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจพิจารณาร่างพระราชบัญญัติฯ และเสนอร่างกลับไปยังคณะรัฐมนตรี (3) คณะรัฐมนตรีเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติฯ (ฉบับคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจพิจารณา) ส่งสภานิติบัญญัติแห่งชาติ (สนช.) (4) ชี้แจงวิป สนช. (5) สนช. วาระที่ 1 วาระที่ 2 และวาระที่ 3 และ (6) ทูลเกล้าฯ ถวายเพื่อทรงลงพระปรมาภิไธย ทั้งนี้คาดว่าร่างพระราชบัญญัติฯ จะสามารถประกาศในราชกิจจานุเบกษาได้ประมาณเดือนเมษายน 2560 ในขณะเดียวกัน สนพ. และ สบพน. จะดำเนินการจัดทำกฎหมายลำดับรองคู่ขนานกันไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 แนวทางการกำกับดูแลราคาไบโอดีเซล (B100)
สรุปสาระสำคัญ
จากสถานการณ์ราคา B100 ในช่วงที่ผ่านมามีราคาสูงขึ้น เนื่องจากราคาวัตถุดิบสูงขึ้น ทั้งนี้เพื่อช่วยรักษาเสถียรภาพราคาและ ป้องกันการขาดแคลนน้ำมันพืชสำหรับการบริโภค อันเกิดจากสถานการณ์ผลปาล์มดิบและน้ำมันปาล์มดิบที่ราคายังทรงตัวในระดับสูง จึงเสนอแนวทางในการกำกับดูแลสัดส่วนการผสม B100 ในน้ำมันดีเซล ตามราคา B100 ดังนี้
1. ระดับราคา B100 ที่ควรจะผสม B7 ถ้าราคา B100 ต่ำกว่า 35.12 บาทต่อลิตร คำนวณจากราคาผลปาล์มต่ำสุดประมาณ 4.86 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ ถ้าผลปาล์มดิบตกต่ำมากไปถึง 3.50 บาท ซึ่งจะทำให้เกษตรกรขาดทุน อาจจะต้องมีมาตรการอย่างอื่นเข้ามาช่วย เช่นขอให้ผู้ค้า โรงกลั่นต่างๆ มีการ stock น้ำมันปาล์มเพิ่ม มีการซื้อน้ำมันปาล์มเข้าสู่ตลาดเพิ่ม
2. ระดับราคา B100 ที่ควรจะผสม B5 อยู่ระหว่าง 35.12 - 37.13 บาทต่อลิตร
3. ระดับราคา B100 ที่ควรจะผสม B3 ถ้าราคา B100 สูงกว่า 37.13 บาทต่อลิตร โดยคำนวณจากราคาน้ำมันปาล์มบริโภคที่รัฐกำหนดราคาขายไว้สูงสุดที่ 42.00 บาทต่อลิตร โดยคิดกลับเป็น CPO เท่ากับ 33.00 บาทต่อกิโลกรัม เทียบเคียงกับราคา B100 ที่ 37.13 บาทต่อลิตร
4. ให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 รายงานราคาซื้อ B100 ให้กับ สนพ. เพื่อใช้ในการเปรียบเทียบกับราคาที่คำนวณได้จากวิธี cost plus ถ้าราคาไหนต่ำสุด สนพ. จะใช้ราคาดังกล่าวในการนำไปคำนวณโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบสถานการณ์ผลผลิตปาล์มและสต็อค (stock) น้ำมันปาล์มดิบ
2. มอบหมายให้กรมการค้าภายใน ตรวจสอบ stock น้ำมันปาล์มดิบทุกสัปดาห์ ทั้งนี้ ขอให้ติดตาม stock น้ำมันปาล์มดิบใน 15 วันข้างหน้า หาก stock ลดลง และราคาน้ำมันปาล์มยังสูงก็ขอให้กระทรวงพลังงานดำเนินการตามที่เสนอในที่ประชุมต่อไป
กบง. ครั้งที่ 27 - วันจันทร์ที่ 1 สิงหาคม พ.ศ. 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 15/2559 (ครั้งที่ 27)
เมื่อวันจันทร์ที่ 1 สิงหาคม 2559 เวลา 09.30 น.
2. การกำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility
3. การดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
4. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนสิงหาคม 2559
7. การเก็บภาษีสรรพสามิตก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ที่หัวจ่าย
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
เพื่อให้การดำเนินงานของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เกิดความชัดเจนมากขึ้น ควรมีการปรับลักษณะการทำงานให้เป็นองค์กรเชิงยุทธศาสตร์ที่เสนอแนะ กำหนดนโยบาย แผนงาน และมาตรการ ด้านพลังงาน การบูรณาการแผนบริหารพลังงานของประเทศ รวมทั้งกำกับ ติดตาม ประเมินผลนโยบายและแผนบริหารพลังงานของประเทศตามมติ กพช./กบง. ทำหน้าที่บริหารจัดการเทคโนโลยีสารสนเทศ และเป็นศูนย์ข้อมูลกลางด้านพลังงานของประเทศ ดังนั้น สนพ. จึงได้ทบทวนภารกิจเดิมที่ปฏิบัติอยู่และจัดทำข้อเสนอภารกิจใหม่ รวมทั้ง แยกภารกิจที่จะถ่ายโอนไปยังกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ดังนี้
1. ภารกิจเดิม คือ เสนอแนะนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาการพลังงานของประเทศ ภารกิจที่เสนอใหม่เหมือนภารกิจเดิม ส่วนภารกิจที่ถ่ายโอนให้ ธพ. คือ ติดตามราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง/และหรือตาม พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....) ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์โครงสร้างราคา และภารกิจที่ถ่ายโอนให้ ชธ. คือ ติดตามราคาก๊าซธรรมชาตินำเข้าจากพม่า และ LNG ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์โครงสร้างราคา และรายงานสถานการณ์ ก๊าซธรรมชาติ
2. ภารกิจเดิม คือ กำหนดมาตรการแก้ไขป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ภารกิจที่เสนอใหม่เหมือนภารกิจเดิม
3. ภารกิจเดิม คือ ประสาน ติดตาม และประเมินผลการปฏิบัติตามนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาการพลังงานของประเทศ รวมทั้งบริหารจัดการกองทุนพลังงาน ภารกิจที่เสนอใหม่ คือ ประสาน ติดตาม และประเมินผลการปฏิบัติตามนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาการพลังงานของประเทศ ส่วนภารกิจที่ถ่ายโอนให้ ธพ. คือ โครงการน้ำมันเขียว โครงการน้ำมันเถื่อน โครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน (ธพ. รับมอบแล้ว) และโครงการบัตรส่วนลดราคาก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ
4. ภารกิจเดิม คือ บริหารจัดการข้อมูลสารสนเทศพลังงานและการพยากรณ์แนวโน้มด้านพลังงานของประเทศ ภารกิจที่เสนอใหม่ คือ จัดการข้อมูล พยากรณ์แนวโน้มด้านพลังงาน และเป็นศูนย์ข้อมูลกลางด้านพลังงานของประเทศ เพื่อใช้ในการขับเคลื่อนนโยบาย ส่วนภารกิจที่ถ่ายโอนให้ ธพ. คือ จัดทำชุดข้อมูลราคาน้ำมันเผยแพร่ต่อสาธารณะ งานเผยแพร่ ชี้แจงประเด็นคำถามต่างๆ ที่เกี่ยวข้องกับราคาน้ำมัน LPG และก๊าซธรรมชาติ
โดยในช่วงระหว่างเดือนกรกฎาคม – กันยายน 2559 จะมีการประสานงานในการถ่ายโอนและรับโอนข้อมูล ตลอดจนวิธีปฏิบัติงานต่างๆ รวมทั้งหากมีความจำเป็นที่จะต้องจัดฝึกอบรมในทางภารกิจ สนพ. จะประสาน ธพ. และ ชธ. เป็นกรณีๆ ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 การกำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เรื่องการเพิ่มขีดความสามารถการนำเข้า การจ่าย และระบบขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ทั้งในระยะสั้นและระยะยาว เพื่อรองรับปริมาณการใช้ก๊าซ LPG ที่เพิ่มสูงขึ้น ทำให้การผลิตในประเทศไม่เพียงพอและต้องนำเข้า โดยการดำเนินการระยะยาวได้มอบหมายให้ ปตท. เร่งดำเนินการขยายระบบคลัง ท่าเรือนำเข้า และระบบคลังจ่ายก๊าซ ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้าและ จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศ ดังนี้ (1) ขยายระบบคลังและท่าเรือนำเข้าเขาบ่อยา ให้มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตันต่อเดือน และก่อสร้างคลังและท่าเรือนำเข้าแห่งใหม่ มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตันต่อเดือน (2) ขยายระบบคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะ โดยการขยายกำลังการจ่ายทั้งทางรถยนต์และรถไฟ ซึ่งจะทำให้สามารถจ่าย LPG ได้ 276,000 ตันต่อเดือน (3) ขยายระบบคลังภูมิภาค ได้แก่ คลังก๊าซบางจาก คลังก๊าซขอนแก่น คลังก๊าซนครสวรรค์ คลังก๊าซสุราษฏร์ธานี และคลังก๊าซสงขลา และ (4) ขยายระบบขนส่งก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ไปคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะและคลังก๊าซเขาบ่อยา ซึ่งต่อมา เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 ครม. มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง หลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณากำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility (LPG Integrated Facility Enhancement Project: โครงการ LIFE) รวมทั้งวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุน ตามหลักเกณฑ์ที่ กพช. เห็นชอบ ดังนี้ (1) กรอบวงเงินลงทุน เพื่อใช้ในการดำเนินการตามขอบเขตงานที่ได้รับความเห็นชอบรวมทั้งสิ้น 48,599 ล้านบาท โดยแบ่งการลงทุนออกเป็น 2 ระยะ โดยระยะที่ 1 ลงทุน 20,954 ล้านบาท และระยะที่ 2 ลงทุน 27,645 ล้านบาท (2) ผลตอบแทนการลงทุน มีสมมติฐานที่ใช้ในการประเมินผลตอบแทนการลงทุนระยะที่ 1 เท่ากับต้นทุนถัวเฉลี่ยของเงินทุน (WACC) ของ ปตท. และดำรงการจัดลำดับความน่าเชื่อถือให้เท่ากับปัจจุบันและ ไม่ต่ำกว่าของประเทศ ระยะเวลาโครงการ 40 ปี นับตั้งแต่วันเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์
2. การดำเนินการขยายท่าเรือและคลังก๊าซ มีรายละเอียด ดังนี้ (1) งานขยายท่าเรือ ก่อสร้างท่าเทียบเรือสำหรับการรับก๊าซเพิ่ม 1 ท่า และก่อสร้างท่าเทียบเรือสำหรับจ่ายก๊าซเพิ่ม 1 ท่า (2) งานขยายคลังก๊าซเขาบ่อยา ก่อสร้างถังเย็นเก็บก๊าซขนาด 25,000 ตันเพิ่ม 2 ถัง ก่อสร้างถังเก็บก๊าซทรงกลมขนาด 2,000 ตันเพิ่ม 2 ถัง ติดตั้งระบบท่อ เครื่องสูบก๊าซโปรเพนและบิวเทน ติดตั้งชุด BOG compressor และ TR compressor และ เครื่องอัดก๊าซ LPG (3) งานขยายคลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะ เป็นการปรับปรุงระบบขนส่งทางรถไฟและจัดซื้อตู้รถไฟ โดยในปัจจุบันยังอยู่ระหว่างการเจรจากับการรถไฟแห่งประเทศไทย และ (4) งานขยายคลังก๊าซภูมิภาค ประกอบด้วยการก่อสร้างถังเก็บก๊าซทรงกลม เครื่องชั่งน้ำหนัก และ จุดจ่ายก๊าซทางรถ ซึ่งได้แก่ คลังปิโตรเลียมนครสวรรค์ขยายลานบรรจุก๊าซเพิ่ม 2 ช่องจ่าย ขยายสะพานชั่งเพิ่ม 1 เครื่อง คลังปิโตรเลียมขอนแก่นเพิ่มถังเก็บก๊าซทรงกลมขนาด 3,000 ตัน 1 ถัง ขยายลานบรรจุก๊าซเพิ่ม 4 ช่องจ่าย ขยายสะพานชั่งเพิ่ม 1 เครื่อง คลังปิโตรเลียมสุราษฎร์ธานี เพิ่มถังเก็บก๊าซทรงกลมขนาด 3,000 ตัน 1 ถัง ขยายสะพานชั่งเพิ่ม 1 เครื่อง และคลังปิโตรเลียมสงขลาเพิ่มถังเก็บก๊าซทรงกลมขนาด 2,000 ตัน 1 ถัง ขยายลานบรรจุก๊าซเพิ่ม 1 ช่องจ่าย ขยายสะพานชั่งเพิ่ม 1 เครื่อง ติดตั้ง Marine Loading Arm เพิ่ม 1 ชุด
3. อัตราและวิธีการจ่ายผลตอบแทน มีรายละเอียดดังนี้ (1) องค์ประกอบของอัตราผลตอบแทนโครงการ LIFE เท่ากับ WACC ของ ปตท. เฉลี่ยปี 2550-2558 ซึ่งเท่ากับ 10.58% (ย้อนหลัง 5 ปีนับจากมติ ครม. ในปี 2554 ไปจนถึงช่วงปีที่จ่ายเงินค่าก่อสร้างแล้วเสร็จ) ระยะเวลาโครงการ 40 ปี นับตั้งแต่วันเริ่มดำเนินการ เชิงพาณิชย์ (2) เงินลงทุน รวม 9,132 ล้านบาท (3) วิธีการจ่ายและการคำนวณอัตรา ท่าเรือคิดจากเงินลงทุน ของท่าเรือและปริมาณก๊าซ LPG ที่ผ่านท่าเรือจากการนำเข้าหรือส่งออก โดยจ่ายผลตอบแทนการลงทุนคืนด้วยการรวมอยู่ในต้นทุนการนำเข้า คลังก๊าซเขาบ่อยาและคลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะคิดจากเงินลงทุนของคลังทั้งสองและปริมาณก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซ โดยจ่ายผลตอบแทนการลงทุนคืนด้วยการรวมอยู่ในต้นทุนโรงแยกก๊าซ คลังภูมิภาค คิดอัตราผลตอบแทนแยกเป็นรายคลังด้วยเงินลงทุนและปริมาณก๊าซ LPG ที่ผ่านแต่ละคลัง โดยรวมอยู่ในค่าขนส่ง (4) อัตราผลตอบแทน คำนวณจากองค์ประกอบและวิธีการจ่ายคืนเงินลงทุนจากหลักเกณฑ์ที่ได้กล่าวมาข้างต้นซึ่งยังไม่ได้รวมเงินลงทุน Reinvestment ณ ปี ที่31 เมื่อปีที่31 จึงจะคำนวณอัตราเพื่อเป็นอัตราของปีที่ 31 ถึง ปีที่ 40 โดยจะมีการทบทวนวิธีการคำนวณอัตราและอัตราผลตอบแทนทุก 5 ปี
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการการกำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปศึกษาเพิ่มเติม และนำมาเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาอีกครั้งหนึ่ง
เรื่องที่ 3 การดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 กบง. มีมติเห็นชอบในหลักการ เรื่อง Roadmap การดำเนินการ เพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยแบ่งการดำเนินงานเป็นสองระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 กำหนดแผนยุทธศาสตร์ในการส่งเสริมการแข่งขันในส่วนของการนำเข้าให้เกิดผู้นำเข้ามากกว่าหนึ่งราย ทั้งนี้ ได้แบ่งขั้นตอนการดำเนินงานส่งเสริมการแข่งขันในส่วนนำเข้าเป็น 4 ระยะ ดังนี้ (1) ยกเลิกมาตรการต่างๆ ที่ไม่เอื้อต่อการให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นนำเข้า (2) เปิดส่วนแบ่งปริมาณนำเข้าให้ผู้ประกอบการรายอื่น (นอกเหนือจาก ปตท.) ด้วยระบบโควต้า โดยใช้ราคานำเข้าที่ CP+85 เหรียญสหรัฐต่อตัน (3) เปิดส่วนแบ่งปริมาณนำเข้าให้ผู้ประกอบการรายอื่น (นอกเหนือจาก ปตท.) ด้วยระบบโควต้า โดยใช้ราคานำเข้าที่ CP+X เหรียญสหรัฐต่อตัน (4) เปิดการประมูล การนำเข้าก๊าซ LPG เมื่อมีผู้ค้ามาตรา 7 สามารถนำเข้าได้มากกว่าหนึ่งราย และประสงค์จะนำเข้ามากกว่าปริมาณนำเข้าที่ประเทศต้องการ และระยะที่ 2 ลดการควบคุมธุรกิจการผลิตและจัดหาลงอย่างต่อเนื่องจนนำไปสู่ การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบในลักษณะเดียวกันกับธุรกิจน้ำมัน ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2559 กบง. ได้รับทราบ เรื่อง รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ว่า จะไม่มีการนำเข้าก๊าซ LPG ในเดือนกรกฏาคมและสิงหาคม 2559 และจากความต้องการภายในประเทศที่ลดลงอย่างต่อเนื่อง จึงคาดการณ์ว่าจะไม่มีปริมาณนำเข้าที่สามารถนำมาประมูลได้ในปี 2559 และอาจจะต่อเนื่องนานถึงปี 2560 ซึ่งส่งผลให้การเปิดประมูลนำเข้าก๊าซ LPG อาจจะไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนที่วางไว้
2. จากสถานการณ์การนำเข้าที่ได้เปลี่ยนแปลงไปจากเดิมที่คาดการณ์ ส่งผลให้ปริมาณนำเข้าก๊าซ LPG มีน้อยมากทำให้ไม่สามารถนำมาเปิดประมูลได้ จึงต้องมีการปรับแผนการดำเนินงานตาม Roadmap การเปิดเสรี ที่ กบง. มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 และเห็นควรให้ข้ามขั้นตอนการเปิดประมูลนำเข้า และเริ่มดำเนินการในขั้นตอนต่อไปในระยะที่ 2 โดยการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในระยะที่ 2 มีแผนยุทธศาสตร์ที่จะลดการควบคุมธุรกิจการผลิตและจัดหาลงอย่างต่อเนื่อง ได้แก่ การเปิดเสรีการนำเข้าและลอยตัวราคานำเข้าแต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นและโรงแยกก๊าซฯ ซึ่งจะเริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนกันยายน 2559 เป็นต้นไป และการลอยตัวราคาโรงกลั่นฯ และลอยตัวราคาโรงแยกก๊าซฯ แบบมีเงื่อนไข ซึ่งจะเริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้เริ่มดำเนินการเปิดเสรีนำเข้า ดังนี้ (1) การผลิต จัดหา และราคา โดยในส่วนของการนำเข้าจะยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศที่ถูกกำหนดโดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และให้สามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ทั้งในรูปแบบ Export และ/หรือ Re-export ได้ โดยเริ่มดำเนินการตั้งแต่ เดือนมกราคม 2560 ในส่วนของโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก เตรียมยกเลิกการควบคุมราคาเพื่อนำไปสู่การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยเริ่มต้นด้วยการปรับราคาจาก CP-20 เป็น CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เริ่มดำเนินการตั้งแต่ เดือนกันยายน 2559 ส่วนของโรงแยกก๊าซฯ และปตท.สผ.สยามฯ ที่อยู่ภายใต้การบังคับของ พรบ. ปิโตรเลียม ให้ดำเนินการ ตามกฎและระเบียบของกฎหมายนั้น เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนกันยายน 2559 และส่วนของคลัง ก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ให้ยังคงอยู่กายใต้การกำกับดูแลของภาครัฐ โดยกำหนดให้ ต้องเปิดระบบคลังดังกล่าวให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA) โดยเริ่มดำเนินการตั้งแต่ เดือนมกราคม 2560 (2) การจำหน่าย ให้ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ เพื่อส่งเสริมการแข่งขันและให้ราคาขายส่งเป็นไปตามกลไลตลาด พร้อมทั้งศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่ เพื่อใช้ในการติดตามและดูแลราคาให้เหมาะสม เป็นธรรม (3) มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานสามารถมีอำนาจสั่งการให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้า LPG แบบฉุกเฉิน (promt cargo) ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยสามารถได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามต้นทุนจริง รวมถึงศึกษามาตรการเพิ่มสำรอง LPG ใหม่ และมาตรการการปันส่วนก๊าซ LPG (ในภาวะฉุกเฉิน) ให้คุ้มครองเพียงราคาภาครัวเรือนเท่านั้น และ (4) มาตรการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ยังคงใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นเครื่องมือสำคัญในการป้องกันภาวะขาดแคลนและการรักษาเสถียรภาพด้านราคา
3. การเปิดเสรีนำเข้าจำเป็นต้องปรับวิธีกำหนดราคาก๊าซ LPG ตั้งต้น ซึ่งในปัจจุบันคำนวณจากระบบราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา (Pool Price) และใช้กองทุนน้ำมันฯ เป็นกลไกบริหารจัดการปรับราคาของแต่ละแหล่งผลิตและจัดหาที่มีต้นทุนต่างกัน วิธีดังกล่าวเป็นอุปสรรคต่อการนำเข้าอย่างเสรี เนื่องจากต้องรอรับเงินชดเชยการนำเข้าจากระบบ Pool Price เพื่อแก้ไขปัญหาดังกล่าว จึงเห็นควรกำหนดราคาก๊าซ LPG ตั้งต้นเป็นราคานำเข้าแทน วิธีการนี้จะไม่ส่งผลกระทบถึงราคาขายปลีกหากไม่ปรับเปลี่ยนต้นทุนราคาของแต่ละแหล่งจัดหา เนื่องจากเป็นการเปลี่ยนจุดอ้างอิงราคา ณ โรงกลั่นเท่านั้น ซึ่งปัจจุบันการใช้ค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักทำให้เงินรับ/จ่ายสุทธิของกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนการผลิตและจัดหาเป็นศูนย์ แต่การปรับราคาก๊าซ LPG ตั้งต้นเป็นราคานำเข้าจะทำให้เงินกองทุนน้ำมันฯ สุทธิไม่เท่ากับศูนย์และสามารถนำเงินส่วนนี้ไปปรับราคาขายปลีกให้คงเดิมได้ นอกจากนี้ การกำหนดราคาก๊าซ LPG ตั้งต้นที่ราคานำเข้าจะช่วยให้ประเทศไม่ขาดแคลนก๊าซ LPG หลังการเปิดเสรี เพราะเป็นราคาที่พร้อมให้เกิดการนำเข้า โดยหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น คือ ราคา ณ โรงกลั่น = CP + ค่าขนส่ง + ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ส่วนหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ คือ อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของโรงกลั่นน้ำมันฯ เท่ากับ ส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ของโรงกลั่นน้ำมันฯ และราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของโรงแยกก๊าซฯ เท่ากับ ส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ และราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปศึกษาเพิ่มเติม และนำมาเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาอีกครั้งหนึ่ง
เรื่องที่ 4 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนสิงหาคม 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 และเมื่อวันที่ 3 เมษายน 2558 ได้เห็นชอบการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และ ปตท.สผ.) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน ทั้งนี้ให้มี การทบทวนราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหาทุกๆ 3 เดือน ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้มีการทบทวนต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) ต้นทุนจากโรงแยกฯ เดือนสิงหาคม 2559 ลดลง 0.2415 บาทต่อกิโลกรัม จาก 14.9701 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 14.7286 บาทต่อกิโลกรัม (2) คงต้นทุนโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก อ้างอิงราคาตลาดโลกที่ CP-20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เนื่องจากเป็นต้นทุน ที่เหมาะสม (3) คงต้นทุนก๊าซ LPG จากการนำเข้าอยู่ที่ CP + 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และ (4) กำหนดต้นทุนบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด เดือนสิงหาคม 2559 อยู่ที่ 15.00 บาทต่อกิโลกรัม จากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนสิงหาคม 2559 อยู่ที่ 287 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนกรกฎาคม 2559 จำนวน 14 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ 418 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนกรกฎาคม 2559 จำนวน 4.12 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จาก ปตท.สผ.สยาม อยู่ที่ 425 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนกรกฎาคม 2559 จำนวน 0.08 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนกรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 35.2453 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมิถุนายน 2559 จำนวน 0.2280 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPG Pool) ปรับลดลง 0.3261 บาท ต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.2543 บาทต่อกิโลกรัม มาอยู่ที่ 12.9282 บาทต่อกิโลกรัม
2. เพื่อเป็นการลดภาระการชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ และเตรียมการในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในอนาคต ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นสมควรให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม โดยเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพิ่ม 0.3261 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.0647 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.3908 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับประมาณ 133 ล้านบาทต่อเดือน ปัจจุบันฐานะกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ณ วันที่ 24 กรกฎาคม 2559 มีฐานะกองทุนสุทธิ 7,143 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือนสิงหาคม 2559 ดังนี้
(1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 14.7286 บาทต่อกิโลกรัม
(2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 9.4105 บาท ต่อกิโลกรัม
(3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 13.1113 บาทต่อกิโลกรัม
(4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.00 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.3908 บาท
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 21 พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ
ทั้งนี้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 2 สิงหาคม 2559 เป็นต้นไป
อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยหนึ่งในแนวทางคือราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่ง ควรจะมีอัตราภาษีสรรพสามิตที่ใกล้เคียงกัน และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป ซึ่งต่อมา กบง. ได้มีการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลง 2.75 บาทต่อลิตร จาก 4.50 บาทต่อลิตร เป็น 1.75 บาทต่อลิตร โดยมีผลบังคับใช้ในวันที่มีการปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซล ซึ่งเมื่อวันที่ 17 ธันวาคม 2557 กระทรวงการคลังได้มีการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 2.50 บาทต่อลิตร จาก 0.75 บาทต่อลิตร เป็น 3.25 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯ ได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนลงในอัตราเดียวกับอัตราภาษีสรรพสามิตที่ปรับเพิ่มขึ้น (2) เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2558 เห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลง 1.10 บาทต่อลิตร จาก 3.15 บาทต่อลิตร เป็น 2.05 บาทต่อลิตร และยกเว้นการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง (1.10 บาทต่อลิตร X ปริมาณน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง) โดยมีผลบังคับใช้ในวันที่มีการปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซล เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลคงเดิมไม่เปลี่ยนแปลง ซึ่งเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2558 กระทรวงการคลังได้มีการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 1.00 บาทต่อลิตร จาก 3.25 บาทต่อลิตร เป็น 4.25 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนลงในอัตราเดียวกับอัตราภาษีสรรพสามิตที่ปรับเพิ่มขึ้น เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลคงเดิมไม่เปลี่ยนแปลง (3) เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2558 เห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลง 0.77 บาทต่อลิตร จาก 0.75 บาทต่อลิตร เป็น -0.02 บาทต่อลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลคงเดิม ในส่วนของน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลังน้ำมัน ที่ได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไว้เกินให้สามารถ ขอคืนได้ โดยมีผลบังคับใช้ในวันที่มีการปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซล พร้อมทั้งกำหนดให้น้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ หรือขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ต้องเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงสำเร็จรูป (Finished Products) ที่มีคุณภาพเป็นไปตามที่กรมธุรกิจพลังงานประกาศกำหนด ซึ่งเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2558 กระทรวงการคลังได้มีการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 0.70 บาทต่อลิตร จาก 4.25 บาทต่อลิตร เป็น 4.95 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯ ได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ลง ในอัตราเดียวกับอัตราภาษีสรรพสามิตที่ปรับเพิ่มขึ้น เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลคงเดิมไม่เปลี่ยนแปลง
2. ปัญหาจากการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตและอัตรากองทุนน้ำมันฯ มีดังนี้ ครั้งที่ 1 ช่วงระหว่างวันที่ 19 ธันวาคม 2557 ถึงวันที่ 5 มกราคม 2558 บริษัทผู้ผลิตและค้าน้ำมันจำนวน 8 บริษัท ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เพื่อขอให้พิจารณาแนวทางบรรเทาผลกระทบจากการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตและอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ซึ่งส่งผลให้บริษัทผู้ผลิตและค้าน้ำมันขาดทุนปริมาณน้ำมันคงเหลือ ณ คลังน้ำมัน ในเบื้องต้นรวมประมาณ 2,109 ล้านบาท กระทรวงพลังงานจึงได้มีการประชุมหารือร่วมกับกระทรวงการคลังเกี่ยวกับปัญหาดังกล่าว โดยมีข้อสรุปว่า มติ กบง. ไม่ได้กำหนดให้มีข้อยกเว้นการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง ณ สิ้นวันก่อนวันที่ประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานมีผลบังคับใช้ จึงไม่สามารถดำเนินการชดเชยหรือยกเว้นการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง ณ วันสิ้นสุดวันที่ 16 ธันวาคม 2557 ทั้งนี้บริษัทผู้ผลิตและค้าน้ำมัน ยังได้มีการติดตามทวงถามถึงแนวทางแก้ไขปัญหาดังกล่าวเป็นระยะ ครั้งที่ 2 เพื่อแก้ปัญหาการขาดทุนปริมาณน้ำมันคงเหลือจากการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตและอัตรากองทุนน้ำมันฯ ดังเช่นครั้งที่ 1 กบง. จึงได้มีมติให้ยกเว้นการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง (1.10 บาท/ลิตร X ปริมาณน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง) ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2559 บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) มีหนังสือถึง สนพ. เพื่อขอหารือว่าตามประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 27 เรื่องการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุนและอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันฯ สนพ. มีเจตนารมณ์จะบรรเทาภาระผลกระทบให้ผู้ค้าน้ำมันได้รับเงินกองทุนน้ำมันฯ คืน ตามปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลคงเหลือจากการตรวจนับ ณ คลัง ณ สิ้นวันที่ 10 มีนาคม 2558 ตามที่มีการตรวจนับจริงโดยกรมสรรพสามิตใช่หรือไม่ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 17 มิถุนายน 2559 สนพ. ได้มีการหารือกับกรมสรรพสามิตเกี่ยวกับปัญหาดังกล่าวข้างต้น ซึ่งกรมสรรพสามิตได้ชี้แจงว่า การตรวจสอบปริมาณน้ำมันดีเซลคงเหลือที่คลังตามระเบียบปฏิบัติของกรมสรรพสามิต จะมีการเปรียบเทียบปริมาณน้ำมันคงเหลือ 3 บัญชี คือ บัญชีประจำวันแสดงการรับและการจ่ายวัตถุดิบ แบบการตรวจวัดน้ำมันคงเหลือ ณ วันที่ 10 มีนาคม 2558 และบัญชีรับ-จ่ายน้ำมันที่นำมาเป็นวัตถุดิบในการผลิต และครั้งที่ 3 เพื่อแก้ปัญหาการขาดทุนปริมาณน้ำมันคงเหลือจากการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตและอัตรากองทุนน้ำมันฯ ตามครั้งที่ 1 และครั้งที่ 2 กบง. ได้มีมติเห็นชอบกำหนดให้น้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลังน้ำมันที่ได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไว้เกินให้สามารถขอคืนได้ และกำหนดให้น้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ หรือขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ต้องเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงสำเร็จรูป (Finished Products) ที่มีคุณภาพเป็นไปตามที่กรมธุรกิจพลังงานประกาศกำหนด ดังนั้น การปรับอัตราภาษีสรรพสามิตครั้งที่ 3 จึงไม่เกิดปัญหาการขาดทุนปริมาณน้ำมันคงเหลือ ณ คลังน้ำมันอีกต่อไป
3. แนวการแก้ไขปัญหาการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตและอัตรากองทุนน้ำมันฯ มีดังนี้ (1) เพื่อให้สอดคล้องกับแนวทางครั้งที่ 3 ที่ กบง. ได้มีมติเห็นชอบแล้ว ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรว่า กรณีน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลังน้ำมัน ณ สิ้นวันที่ 16 ธันวาคม 2557 ซึ่งได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไว้เกินให้สามารถขอคืนเงินได้ ในอัตรา 2.75 บาทต่อลิตร สำหรับการคืนเงินตามประกาศ กบง. ฉบับที่ 143 พ.ศ. 2557 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ลงวันที่ 16 ธันวาคม 2557 ให้คืนตามปริมาณที่ตรวจวัดได้จริงในแบบการตรวจวัดน้ำมันคงเหลือ ณ สิ้นวันที่ 16 ธันวาคม 2557 ซึ่งการตรวจสอบปริมาณน้ำมันดีเซลคงเหลือที่คลังเป็นไปตามระเบียบปฏิบัติของกรมสรรพสามิต (2) เพื่อให้สอดคล้องกับแนวทางครั้งที่ 3 ที่ กบง. ได้มีมติเห็นชอบแล้ว ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรว่า กรณีน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลังน้ำมัน ณ สิ้นวันที่ 10 มีนาคม 2558 ซึ่งได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไว้เกิน ให้สามารถขอคืนเงินได้ ในอัตรา 1.10 บาทต่อลิตร สำหรับการคืนเงินตามประกาศ กบง. ฉบับที่ 27 พ.ศ. 2558 เรื่อง การกำหนดอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ลงวันที่ 10 มีนาคม 2558 ให้คืนตามปริมาณที่ตรวจวัดได้จริงในแบบการตรวจวัดน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ สิ้นวันที่ 10 มีนาคม 2558 ซึ่งการตรวจสอบปริมาณน้ำมันดีเซลคงเหลือที่คลังเป็นไปตามระเบียบปฏิบัติของกรมสรรพสามิต
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ผู้ผลิตน้ำมันเชื้อเพลิง ณ โรงกลั่นและจำหน่ายเพื่อใช้ในราชอาณาจักร และผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อใช้ในราชอาณาจักร ซึ่งได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไว้แล้ว และขอเงินคืนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้ในอัตรา 2.75 บาท ต่อลิตร ตามปริมาณน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ตรวจวัดได้จริง ในแบบการตรวจวัดน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ สิ้นวันที่ 16 ธันวาคม 2557
2. เห็นชอบให้ผู้ผลิตน้ำมันเชื้อเพลิง ณ โรงกลั่นและจำหน่ายเพื่อใช้ในราชอาณาจักร และผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อใช้ในราชอาณาจักร ซึ่งได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไว้แล้ว และขอเงินคืนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้ในอัตรา 1.10 บาท ต่อลิตร ตามปริมาณน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ตรวจวัดได้จริงในแบบการตรวจวัดน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ สิ้นวันที่ 10 มีนาคม พ.ศ. 2558
3. เห็นชอบมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน นำร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจสอบความถูกต้องของร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาในครั้งต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีการพิจารณาเกี่ยวกับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้งในพื้นที่ชุมชนเป็นโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 เห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ โดยให้ปรับเปลี่ยนการดำเนินงานโครงการฯ ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่งรวม 800 เมกะวัตต์ในอัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วยโดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 (2) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ได้เห็นชอบให้ขยายวัน SCOD ของโครงการฯ จากเดิมภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 (3) เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 ได้มีมติเห็นชอบการเลื่อนกำหนดวัน SCOD ของโครงการฯ ออกไปจากเดิมภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 เป็นให้มีการทยอยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ เป็นระยะๆ โดยมีกำหนด SCOD ครั้งแรกภายในวันที่ 30 กันยายน 2559 สำหรับพื้นที่ที่มีความพร้อมด้านระบบส่งไฟฟ้า และไม่เกินภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 สำหรับพื้นที่ที่เหลือ โดยให้มีการปรับปรุงการกำหนดเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามกลุ่มเป้าหมายให้ชัดเจน เช่น 400 เมกะวัตต์ สำหรับกลุ่มสหกรณ์การเกษตร และอีก 400 เมกะวัตต์ สำหรับหน่วยงานราชการ หรือกลุ่มละประมาณกึ่งหนึ่งของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าโดยรวมของโครงการ (3) เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ได้มีมติเห็นชอบให้เลื่อนกำหนดวัน SCOD ของโครงการฯ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในระยะที่ 1 ออกไปอีก 3 เดือน เป็นภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้ ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือ (ระยะที่ 2) ยังคงเป็นไปตามกำหนดระยะเวลาเดิม คือ ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561
2. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ดำเนินการ ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 ได้ออกประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 แบ่งเป้าหมายการรับซื้อเป็นหน่วยงานราชการ ไม่เกิน 400 เมกะวัตต์ และสหกรณ์ภาคการเกษตร ไม่เกิน 400 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ในระยะที่ 1 กำหนดเป้าหมายรับซื้อ 600 เมกะวัตต์ (2) เมื่อวันที่ 1-10 พฤศจิกายน 2558 สำนักงาน กกพ. ได้เปิดรับคำขอขายไฟฟ้า ซึ่งผลการยื่นแบบคำขอขายไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร มีทั้งหมด 604 ราย แบ่งเป็นส่วนราชการ 370 ราย และสหกรณ์ภาคการเกษตร 234 ราย (3) เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2559 สำนักงาน กกพ. ประกาศกำหนดการเกี่ยวกับขั้นตอนการประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านคุณสมบัติเข้าร่วมโครงการคัดเลือกโดยวิธีการจับสลาก การแสดงผล การคัดเลือก และการประกาศรายชื่ออย่างเป็นทางการ โดยจะประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านการตรวจคุณสมบัติวันที่ 18 เมษายน 2559 ดำเนินการคัดเลือกโดยวิธีจับสลากวันที่ 23 เมษายน 2559 และประกาศรายชื่อโครงการ ที่ผ่านการพิจารณาอย่างเป็นทางการวันที่ 26 เมษายน 2559 และ (4) เมื่อวันที่ 26 เมษายน 2559 กกพ. ได้ประกาศรายชื่อโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ ภาคการเกษตร ที่ผ่านการคัดเลือกที่มีสิทธิเข้าทำสัญญากับการไฟฟ้าอย่างเป็นทางการ โดยเป็นสหกรณ์ ภาคการเกษตร ทั้ง 67 ราย รวมกำลังการผลิต 281.32 เมกะวัตต์ ซึ่งโครงการดังกล่าวจะต้องดำเนินการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย และจะต้องจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) ภายใน 30 ธันวาคม 2559 โดย ณ วันที่ 26 กรกฎาคม 2559 สรุปความคืบหน้าโครงการฯ ดังนี้ (1) การพิจารณาตอบรับและลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า มีการตอบรับซื้อแล้วรอลงนาม PPA จำนวน 56 โครงการ อยู่ระหว่างตรวจสอบทางเทคนิค จำนวน 9 โครงการ และยังไม่ยื่นเอกสาร จำนวน 2 โครงการ และ (2) การยื่นขอใบอนุญาตที่เกี่ยวข้อง การขอใบอนุญาต CoP ดำเนินการแล้วเสร็จ 2 โครงการ อยู่ระหว่างดำเนินการ 39 โครงการ และยังไม่มีการดำเนินการ 26 โครงการ การขอใบอนุญาต อ.1 ดำเนินการแล้วเสร็จ 2 โครงการ อยู่ระหว่างดำเนินการ 14 โครงการ และยังไม่มีการดำเนินการ 51 โครงการ ส่วนการขอใบอนุญาต ร.ง.4 ใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า และ พค.1 ยังไม่มีการดำเนินการทั้งสิ้น 65, 67 และ 67 โครงการ ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 การเก็บภาษีสรรพสามิตก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ที่หัวจ่าย
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยให้ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่งควรจะมีอัตราภาษีสรรพสามิตที่ใกล้เคียงกัน และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการ ปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในรายละเอียดภายใต้กรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป ทั้งนี้ ปัจจุบันภาษีสรรพสามิตของน้ำมันแก๊สโซฮอล E10 อยู่ที่อัตรา 5.67 บาทต่อลิตร ขณะที่ภาษีสรรพสามิตของก๊าซ LPG ภาคขนส่ง อยู่ที่อัตรา 2.17 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ถูกกว่าราคาน้ำมัน แก๊สโซฮอล E10 จึงทำให้ผู้ใช้รถยนต์ที่ใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลเป็นเชื้อเพลิงเปลี่ยนมาใช้ก๊าซ LPG เป็นเชื้อเพลิงทางเลือก
2. เพื่อให้ภาษีสรรพสามิตของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่งมีอัตราที่ใกล้เคียงกัน ตามมติ กพช. ข้างต้น จึงต้องมีการปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตของก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ให้ใกล้เคียงกับอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันแก๊สโซฮอล E10 แต่เนื่องจากก๊าซ LPG สามารถนำไปใช้เป็นเชื้อเพลิงได้ทั้งในภาคครัวเรือน ภาคขนส่ง และภาคอุตสาหกรรม ดังนั้น จึงต้องมีการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตของก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ที่หัวจ่าย เพื่อไม่ให้มีผลกระทบต่อราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนและภาคอุตสาหกรรม และเพื่อให้กระทรวงการคลังสามารถจัดเก็บภาษีสรรพสามิตของก๊าซ LPG ในภาคขนส่ง ใกล้เคียงกับน้ำมันแก๊สโซฮอล E10 โดยไม่กระทบต่อราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนและภาคอุตสาหกรรม ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรมอบหมายให้กรมสรรพสามิตดำเนินการปรับปรุงระเบียบที่เกี่ยวข้องเพื่อให้สามารถเก็บภาษีสรรพสามิตก๊าซ LPG ภาคขนส่งที่หัวจ่ายได้
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กรมสรรพสามิตดำเนินการปรับปรุงระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้สามารถเก็บภาษีสรรพสามิตก๊าซ LPG ภาคขนส่งที่หัวจ่ายได้
กบง. ครั้งที่ 25 - วันพฤหัสบดีที่ 7 กรกฏาคม พ.ศ. 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 13/2559 (ครั้งที่ 25)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 7 กรกฎาคม 2559 เวลา 10.00 น.
1. รายงานผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ประจำปีบัญชี 2558 ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
2. รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย
6. รายงานความก้าวหน้าการลอยตัวราคาขายปลีกก๊าซ NGV
7. รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
8. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2559
10. รายงานการบริหารจัดการกรณีแหล่งก๊าซธรรมชาติ JDA-A18 ปิดซ่อมบำรุง ปี 2559
11. ประมาณการรายรับภาษีสรรพสามิตจากการโอนอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นอัตราภาษีสรรพสามิต
12. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ประจำปีบัญชี 2558 ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1.กรมบัญชีกลางได้พิจารณาเห็นชอบให้ทุนหมุนเวียนที่อยู่ในกำกับของกระทรวงพลังงาน คือ กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เข้าสู่ระบบประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนตั้งแต่ปีบัญชี 2551 เป็นต้นไป ทั้งนี้ การกำกับดูแลและประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนจะดำเนินการโดยคณะกรรมการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน โดยมีการกำหนดกรอบหลักเกณฑ์การประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ประกอบด้วย 4 ด้าน คือ ด้านการเงิน ด้านการสนองประโยชน์ต่อผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย ด้านการปฏิบัติการ และด้านการบริหารพัฒนาทุนหมุนเวียน
รวมทั้งกำหนดเกณฑ์การให้คะแนนผลการดำเนินงาน 3 ระดับ คือ (1) ไม่ผ่านเกณฑ์ปกติ (ต่ำกว่า 3.0000 คะแนน)
(2) ระดับปกติ – ดี (3.0000 – 3.9999 คะแนน) และ (3) ระดับดี – ดีมาก (4.0000 – 5.0000 คะแนน)
2.กองทุนน้ำมันฯ มีขั้นตอนการกำหนดเกณฑ์การประเมินผล โดยเริ่มต้นจากการร่วมประชุมหารือของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) กรมบัญชีกลาง และที่ปรึกษาของกรมบัญชีกลาง (ในปี 2558 คือบริษัท เอฟ พีอาร์ ไอ แอดไวเซอรี่ จํากัด) เพื่อกำหนดเกณฑ์ชี้วัดการประเมินผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ ภายใต้กรอบ 4 ด้าน และกรมบัญชีกลางจะนำเกณฑ์ชี้วัดเสนอคณะกรรมการประเมินผลฯ พิจารณาให้ความเห็นชอบและเสนอให้ประเมินผลการดำเนินงานเมื่อสิ้นปีงบประมาณ ทั้งนี้ ผลการดำเนินงานในภาพรวมของกองทุนน้ำมันฯ ระหว่างปี 2552 – 2558 สรุปผลได้ ดังนี้(1) ปี 2552 อยู่ที่ระดับ 3.2927 คะแนน (2) ปี 2553 อยู่ที่ระดับ 3.7231 คะแนน (3) ปี 2554 อยู่ที่ระดับ 3.837 คะแนน (4) ปี 2555 อยู่ที่ระดับ 3.5989 คะแนน (5) ปี 2556 อยู่ที่ระดับ 3.9745คะแนน (6) ปี 2557 อยู่ที่ระดับ 3.8346 คะแนน และ(7) ปี 2558 อยู่ที่ระดับ 3.7130 คะแนน
3.เมื่อวันที่ 18 พฤษภาคม 2559 กรมบัญชีกลาง ได้มีหนังสือ สนพ. แจ้งว่า คณะกรรมการประเมินผลฯ กรมบัญชีกลาง กระทรวงการคลัง ได้พิจารณาและให้ความเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ ประจำปีบัญชี 2558 โดยอยู่ที่ระดับ 3.7130 คะแนน ซึ่งอยู่ในระดับปกติ – ดี (3.0000 – 3.9999 คะแนน) รวมทั้ง
ได้จัดส่งรายงานผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนประจำปีบัญชี 2558 (ฉบับสมบูรณ์) ให้ สนพ. เพื่อนำเสนอคณะกรรมการ/คณะกรรมการบริหารและผู้บริหารของทุนหมุนเวียน เพื่อประกอบการติดตามผลการดำเนินงาน
ของทุนหมุนเวียนต่อไป ทั้งนี้ มีผลการประเมินปี 2558 (ตุลาคม 2557 – กันยายน 2558) ของกองทุนน้ำมันทั้ง
4 ด้าน ดังนี้ (1) ผลการดำเนินงานด้านการเงิน ได้ 5.0000 คะแนน (2) การสนองประโยชน์ต่อผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย
ได้ 4.2667 คะแนน (3) ผลการทำงานด้านการปฏิบัติการ ได้ 4.0289 คะแนน และ (4) การบริหารพัฒนาทุนหมุนเวียน ได้ 2.5333 คะแนน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบผลการดำเนินงานประจำปีบัญชี 2558 ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องร่วมกันแก้ไขปัญหาเพื่อยกระดับผลการประเมินในปี 2559
สรุปสาระสำคัญ
1.เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแนวทาง การจัดทำแผน PDP 2015 โดยให้มีระยะเวลาของแผนสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ
ของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) พร้อมทั้งจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (EnergyEfficiencyDevelopmentPlan: EEDP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558 - 2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015 โดยกระทรวงพลังงาน ได้ดำเนินการวางกรอบแผนบูรณาการพลังงานแห่งชาติ
โดยจัดทำเป็น 5 แผนหลัก ได้แก่ (1) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (2) แผนอนุรักษ์พลังงาน
(3) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (4) แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของไทย และ (5) แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้การบริหารจัดการด้านพลังงานของประเทศสอดคล้องไปในทิศทางเดียวกัน
2.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (แผน PDP2015) ได้ให้ความสำคัญ
ใน 3 ด้านหลัก ดังนี้ (1) ด้านความมั่นคงทางพลังงาน (Security) เพื่อให้มีความมั่นคงครอบคลุมทั้งระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจำหน่ายไฟฟ้ารายพื้นที่ รวมถึงการกระจายสัดส่วนเชื้อเพลิง เพื่อลดความเสี่ยงการพึ่งพิงเชื้อเพลิงชนิดใดชนิดหนึ่ง (2) ด้านเศรษฐกิจ (Economy) คำนึงถึงต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม ราคาค่าไฟฟ้า
มีความเหมาะสมและมีเสถียรภาพ สะท้อนต้นทุนในการผลิตและจำหน่าย และคำนึงถึงประสิทธิภาพ (Efficiency)
และ (3) ด้านสิ่งแวดล้อม (Ecology) ต้องลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม โดยเฉพาะมีเป้าหมายในการลด
ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ต่อหน่วยการผลิตไฟฟ้าจากการปลดปล่อยของโรงไฟฟ้าในปลายแผนได้
3.แนวทางการจัดทำแผน PDP 2015 ประกอบด้วย (1) การพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าระยะยาว (LoadForecast) : จัดทำให้สอดคล้องกับอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ (GDP) ปี 2557 - 2579
ของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) (2) แผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Plan: EEP) : จากความต้องการใช้ไฟฟ้ากรณีปกติ ได้มีการปรับปรุงความต้องการใช้ไฟฟ้าโดยคำนึงถึงแผนอนุรักษ์พลังงาน โดยแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี จะปรับลดความเข้มการใช้พลังงานลงร้อยละ 30 เทียบกับปี 2556 (3) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) : ตามแนวทางการจัดทำแผน PDP 2015 กำหนดให้มีการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานทดแทนจากปัจจุบันที่ร้อยละ 8 เป็นร้อยละ 20 ของปริมาณความต้องการพลังงานไฟฟ้ารวมของประเทศในปี 2579 (4) ความมั่นคงของระบบไฟฟ้า : พิจารณาเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า บริเวณที่มีจุดเสี่ยง และมีความสำคัญของประเทศ (5) การจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าและกำหนดสัดส่วนเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า : โดยจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าในส่วนของพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องตามแผน AEDP (6) นโยบายผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) : จะดำเนินการตามสัญญาของโรงไฟฟ้าเอกชนที่มีข้อผูกพัน (Commit) แล้ว สำหรับโรงไฟฟ้า SPP ที่จะหมดอายุสัญญา จะส่งเสริมเฉพาะโครงการที่จำเป็นต้องผลิตไฟฟ้าและไอน้ำจำหน่ายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรม และ (7) แผนการลงทุนของการไฟฟ้า : พัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า ให้สอดรับกับการพัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อรองรับประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน (AEC) โดยเชื่อมโยงกับประเทศเพื่อนบ้าน การพัฒนา ASEAN Power Grid และประเทศในกลุ่ม GMS
4.สรุปแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) ได้ดังนี้ (1) ภาพรวมของกำลังการผลิตไฟฟ้าในช่วง ปี 2558-2579 อยู่ที่ 70,335 เมกะวัตต์ (2) กำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ในช่วงปี
พ.ศ. 2558 - 2579 รวมอยู่ที่ 57,459 เมกะวัตต์ (3) สัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง พลังงานหมุนเวียน พลังน้ำต่างประเทศ ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหินและลิกไนต์ และนิวเคลียร์ อยู่ที่ร้อยละ 20 15 37 23 และ 5 ตามลำดับ (4) การปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ณ สิ้นปี 2579 อยู่ที่ 0.319 kgCO2/kWh
หรือ 104,075 พันตัน (5) ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserved Margin: RM) ตามแผน PDP 2015 ณ สิ้นปี 2579 จะอยู่ที่ร้อยละ 15.3 ซึ่ง กพช. ได้มีมติเห็นชอบแผน PDP 2015 เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 และคณะรัฐมนตรีได้มีมติรับทราบตามมติ กพช. แล้วเมื่อวันที่ 30 มิถุยายน 2558
5.คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการ) ได้แต่งตั้งคณะทำงานขับเคลื่อนแผน PDP 2015 เพื่อผลักดันและขับเคลื่อนการดำเนินงานตามแผน PDP 2015 ให้เป็นไปตามมติ ครม. รวมทั้งติดตาม ประเมินผลการดำเนินงานของโครงการตามแผน PDP2015 เพื่อทราบปัญหา อุปสรรค และกำหนดแนวทางแก้ไขปัญหา พร้อมทั้งรายงานผลการดำเนินงานให้คณะอนุกรรมการฯ ทราบเป็นระยะ โดยปัญหาอุปสรรคจากการดำเนินงานมาจากความเข้าใจที่คลาดเคลื่อนหรือการได้รับข้อมูลที่ไม่ถูกต้องของประชาชนต่อดำเนินงานตามแผน PDP 2015 ส่งผลให้การดำเนินโครงการตามแผน PDP 2015 ได้รับการคัดค้านหรือต่อต้านจากชุมชน ดังนั้น เพื่อเป็นการสร้างความรู้ความเข้าใจที่ถูกต้องต่อการดำเนินงานตามแผน PDP2015 ป้องกันการบิดเบือนข้อมูล สนพ. ได้จัดทำโครงการแผนงานสื่อสารการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย เพื่อเผยแพร่ข้อมูล และสร้างความรู้ความเข้าใจต่อแนวคิดในการจัดทำแผน PDP 2015 ให้กับภาคประชาชนและผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในภาคส่วนต่างๆ และเป็นช่องทางในการสื่อสารนโยบายในการจัดทำแผน PDP 2015 จากภาครัฐสู่ภาคประชาชนตลอดจนผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในภาคส่วนอื่นๆ ให้มีประสิทธิภาพมากยิ่งขึ้น
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานปรับปรุงระเบียบการรับชื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต
รายเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) หรือประกาศที่เกี่ยวข้อง โดยกำหนดให้ผู้ประกอบการโรงไฟฟ้า VSPP และ SPP ต้องรายงานข้อมูลปริมาณการผลิตไฟฟ้า ทั้งกำลังไฟฟ้า (เมกะวัตต์) และพลังงานไฟฟ้า
(กิโลวัตต์-ชั่วโมง) รวมถึงปริมาณการผลิตไฟฟ้าในส่วนที่ใช้เอง ที่ขายตรงในนิคมอุตสาหกรรม และ/หรือ ที่ขาย
นอกระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และรายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานทราบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1.เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ทั้งนี้ ควรมีการทบทวนแผนฯ เมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องใช้ดำเนินการต่อไป โดยมอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติรายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนฯ ต่อ กบง. ทุก 3 เดือน และเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนฯ ตามมติ กพช. ดังกล่าว
2.การจัดทำแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (GasPlan2015) ให้รองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้มีเพียงพอในอนาคต ได้วางเป้าหมายการดำเนินงาน 4 ด้านสำคัญ คือ
(1) ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG
(2) ยืดอายุแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติโดยกระตุ้นการสำรวจและพัฒนาแหล่ง
ในประเทศและการใช้เทคโนโลยี เพื่อรักษาระดับการจัดหาให้ยาวนานขึ้น
(3) การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ และ
(4) มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน ทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access; TPA) โดยการดำเนินงานข้างต้นจะส่งผลให้สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับต่อความต้องการ และลดการนำเข้า LNG ในอนาคตได้ (ณ ปลายแผน ปี 2579 ลดลงกว่า 25 ล้านตันต่อปี) จากแผนเดิมที่อิง PDP 2010 Rev. 3 จะต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติ 100% ในรูปของ LNG เพื่อสนองต่อความต้องการใช้ในประเทศ เป็นปริมาณกว่า 47 ล้านตันต่อปี (ประมาณ 6,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) ในปี 2579 รวมทั้งวางกรอบแนวทางการจัดหาและบริหารจัดการ LNG ในอนาคตให้เกิดการแข่งขัน และเพื่อให้สอดคล้องกับแผน PDP 2015 จึงได้จัดทำคาดการณ์การใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ภายใต้แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 ใน 3 กรณี คือ
(1) กรณีฐาน - คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยยังคงขยายตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยคาดว่า จะเพิ่มขึ้นจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2558 เป็น 5,099 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562
แต่ในระยะยาวคาดว่าลดลงมาอยู่ที่ระดับวันละ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579 เนื่องจากคาดว่าการใช้
ก๊าซธรรมชาติในภาคไฟฟ้าจะลดลงจากนโยบายการกระจายเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
(2) กรณีคิดความเสี่ยงด้านความต้องการใช้จากการชะลอโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน และความสำเร็จของการดำเนินงานตามแผน AEDP และ EEP ทำได้ 70%) คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ จะเพิ่มขึ้นจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2558
เป็น 5,528 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562 และในระยะยาวคาดว่าสูงขึ้นอีกเล็กน้อย มาอยู่ที่ระดับวันละ 5,658 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579
(3) กรณีคิดความเสี่ยงด้านการจัดหาจากสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุในปี 2565 และ 2566 ผลิตไม่ต่อเนื่อง คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติจะลดลงจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2558
เป็น 4,688 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562 เนื่องจากอัตราการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแปลงสัมปทาน
ที่หมดอายุลดลงตั้งแต่ปี 2561 โดยเหตุผลเพราะผู้รับสัมปทานหยุดลงทุนในการเจาะหลุมและพัฒนาแท่นหลุมผลิต แต่หลังจากปี 2565 อัตราการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในอ่าวไทยจะเพิ่มขึ้นเมื่อมีการเปิดให้ผู้ดำเนินงานรายใหม่เข้ามาดำเนินการ และการใช้ระยะยาวอยู่ที่วันละ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579
3.แผนดำเนินงานเพื่อรองรับแผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติระยะยาว จะดำเนินการใน 4 ด้าน คือ
(1) ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG โดยส่งสัญญาณของราคา ลดการพึ่งพา
ก๊าซธรรมชาติจากการกระจายเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าตามแผน PDP2015 เร่งมาตรการประหยัดพลังงานของก๊าซธรรมชาติเพื่ออุตสาหกรรมตามแผน EEP 2015 ใน 6 มาตรการสำคัญ และส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติ (NGV) สำหรับรถยนต์ขนส่งสาธารณะและรถบรรทุก
(2) รักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศ
ให้ยาวนานขึ้น โดยกระตุ้นการสำรวจและพัฒนาแหล่งในประเทศและ การใช้เทคโนโลยี เพื่อรักษาระดับการจัดหาให้ยาวนานขึ้น โดยเปิดให้ยื่นขอสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ บริหารจัดการสัญญาสัมปทานที่จะสิ้นสุด บริหารจัดการแหล่งก๊าซในอ่าวไทย และพิจารณาพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติร่วมกับประเทศเพื่อนบ้าน
(3) การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ ได้แก่ เพิ่มจำนวนผู้จัดหาและจำหน่ายเพื่อสร้างการแข่งขัน เสริมสร้างความร่วมมือในการจัดหาก๊าซธรรมชาติระดับ AEC ผ่านทาง ASCOPEจัดตั้งสำนัก LNG เพื่อสนับสนุน และดูแลความเสี่ยงการจัดหา และ
(4) มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขันทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access, TPA) ซึ่งจากการดำเนินงานทั้ง 4 ด้าน พบว่า มีปัญหาอุปสรรคเกี่ยวกับแนวทางในการบริหารสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุ การเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ และโครงสร้างพื้นฐานรองรับการนำเข้า LNG ทั้งนี้ การดำเนินงานภายใต้แผนบูรณาการพลังงานระยะยาวทั้ง 5 แผน มีการเชื่อมโยงสัมพันธ์กัน หากแผนใดมีการเปลี่ยนแปลงย่อมส่งผลต่อแผนฉบับอื่น จึงควรมีการประสานความร่วมมือระหว่างแผนบูรณาการพลังงานระยะยาวทั้ง 5 แผนอย่างใกล้ชิดเพื่อติดตามความคืบหน้าของแต่ละแผนและปรับปรุงแผนฯ หากจำเป็น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1.เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) โดยมีเป้าหมายลดการใช้พลังงาน โดยใช้ดัชนีความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity: EI) ลงร้อยละ 25 ต่อมาเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 กพช. เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) ที่ปรับปรุง โดยปรับปีฐานซึ่งจากเดิมใช้ปี 2548 มาเป็นปี 2553 โดยยึดเป้าหมายที่จะลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลงร้อยละ 25 ในปี 2573 ไว้เช่นเดิม ซึ่งหมายถึงจะลดการใช้พลังงานลงให้ได้ทั้งสิ้น 38,200 ktoe ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมดของประเทศ เมื่อเทียบกับกรณีที่ไม่มีแผนอนุรักษ์พลังงาน (BAU)
2.เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 และวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) โดยมีระยะเวลาของแผนสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ พร้อมทั้งให้จัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Plan: EEP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558 – 2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015 ด้วย และในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 ได้มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 – 2579 (Energy Efficiency Plan : EEP 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยเป้าหมายของแผน EEP 2015 ประกอบด้วย
(1) ลดความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity : EI) ลงร้อยละ 30 ในปี พ.ศ. 2579 (ค.ศ. 2036) เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 (ค.ศ. 2010) (2) ตระหนักถึงเจตจำนงของ APEC มีเป้าหมายร่วมในการลด EI ลงร้อยละ 45
ในปี พ.ศ. 2578 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2548 (ค.ศ. 2005) โดยมุ่งเน้นสัดส่วนที่ประเทศไทยจะสามารถมีส่วนร่วม
ได้เป็นหลัก (3) ตระหนักถึงเจตจำนงของ UNFCCC ในการประชุม COP 20 ที่ประเทศไทยได้เสนอเป้าหมาย NAMAs ในปี พ.ศ. 2563 จะลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาคขนส่งและภาคพลังงานให้ได้ร้อยละ 7 - 20
จากปริมาณที่ปล่อยในปี พ.ศ. 2548 ในภาวะปกติ (สาหรับกรณีที่ไม่ได้รับความช่วยเหลือจากชาติอื่น) ซึ่งมียุทธศาสตร์และมาตรการในการขับเคลื่อนการอนุรักษ์พลังงานของประเทศ ได้แก่ (1) แบ่งแผนออกเป็น 3 ระยะ: ระยะสั้น 1 - 2 ปี ระยะกลาง 5 ปี และระยะยาว 22 ปี (2) กลุ่มเป้าหมาย 4 กลุ่มเศรษฐกิจ: ภาคอุตสาหกรรม
ภาคอาคารธุรกิจ อาคารของรัฐ ภาคบ้านอยู่อาศัย และภาคขนส่ง (3) 3 กลยุทธ์ 10 มาตรการ คือ กลยุทธ์ภาคบังคับ (Compulsory Program) เป็นการกำกับดูแลตามกฎหมาย กลยุทธ์ความร่วมมือ (Voluntary Program) และ
กลยุทธ์สนับสนุน (Complementary Program)
3.เป้าหมายของแผนอนุรักษ์พลังงานในปี พ.ศ. 2559 ได้กำหนดให้ต้องมีผลการอนุรักษ์พลังงานจากการดำเนินงานในทุกมาตรการรวมกันทั้งสิ้น 1,892 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ แบ่งเป็นเป้าหมายเฉพาะที่มาจากมาตรการ
ที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่ง มีเป้าหมายผลอนุรักษ์อยู่ที่ 833 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ โดยมีเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานปี พ.ศ. 2559 อยู่ที่ 1,059 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ รวมทั้งได้มีการกำหนดเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานตลอดแผนไว้อย่างชัดเจน สำหรับความก้าวหน้าการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน ณ วันที่ 30 พฤษภาคม 2559 เฉพาะในส่วนที่เป็นมาตรการที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่งซึ่งมีเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงาน ปี พ.ศ.2559 อยู่ที่ 833 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ได้ดำเนินมาตรการหลักภายใต้แผนอนุรักษ์พลังงาน ซึ่งประกอบด้วย มาตรการ ดังนี้ (1) มาตรการการจัดการพลังงานในโรงงานควบคุมและอาคารควบคุม เป้าหมายอยู่ที่ 299 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ผลการดำเนินงานอยู่ที่ 226 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (2) มาตรการใช้เกณฑ์มาตรฐานและติดฉลากอุปกรณ์เป้าหมาย 104 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ผลการดำเนินงานอยู่ที่ 58 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (3) มาตรการสนับสนุนด้านการเงิน เป้าหมายอยู่ที่ 417 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ผลการดำเนินงานอยู่ที่ 4 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และมาตรการส่งเสริมการใช้หลอด LED เป้าหมายอยู่ที่ 13 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ อยู่ระหว่างดำเนินการ โดยผลการอนุรักษ์พลังงานที่ดำเนินการได้จาก 4 มาตรการ ดังกล่าว คิดเป็นผลการอนุรักษ์พลังงานรวมประมาณ 288 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือคิดเป็นประมาณร้อยละ 35 ของเป้าหมายปี พ.ศ. 2559
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1.เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 (AEDP 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ทั้งนี้ ควรมีการทบทวนแผนฯ เมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องใช้ดำเนินการต่อไป โดยมอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนฯ ต่อ กบง. ทุก 3 เดือน พร้อมทั้งดำเนินการจัดทำแผนปฏิบัติการ (Action Plan) ของ AEDP 2015
2.การจัดทำแผน AEDP 2015 ได้นำค่าพยากรณ์ความต้องการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายตามแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Plan : EEP2015) กรณีที่สามารถบรรลุเป้าหมายลดความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity) ลงร้อยละ 30 ในปี 2579 เมื่อเทียบกับปี 2553 แล้ว คาดการณ์ความต้องการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย
ณ ปี 2579 จะอยู่ที่ระดับ 131,000 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) ค่าพยากรณ์ความต้องการพลังงานไฟฟ้าสุทธิของประเทศจากแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (Power Development Plan :PDP2015)
ในปี 2579 มีค่า 326,119 ล้านหน่วยหรือเทียบเท่า 27,789 ktoe ค่าพยากรณ์ความต้องการใช้พลังงานความร้อน
ในปี 2579 เท่ากับ 68,413 ktoe และค่าพยากรณ์ความต้องการใช้เชื้อเพลิงในภาคขนส่งจากแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง ในปี 2579 มีค่า 34,798 ktoe มาเป็นกรอบในการกำหนดเป้าหมายสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน รวมทั้งพิจารณาถึงศักยภาพแหล่งพลังงานทดแทนที่สามารถนำมาพัฒนาได้ ทั้งในรูปของพลังงานไฟฟ้า ความร้อน และเชื้อเพลิงชีวภาพภายใต้แผน AEDP 2015 เป็นร้อยละ 30 ของการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายในปี 2579 โดยภายใต้กรอบแผน AEDP 2015 มีการกำหนดเป้าหมายของพลังงานทดแทนในภาคการผลิตไฟฟ้า พลังงานความร้อน และเชื้อเพลิงชีวภาพ ดังนี้ (1) การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน 19,684.40 เมกะวัตต์หรือ 5,588.24พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (2) การผลิตความร้อนจากพลังงานทดแทน25,088.00 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และ (3) การผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพจากพลังงานทดแทน 8,712.43 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ รวมเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนจากทั้ง 3 ภาคเป็น 39,388.67 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ซึ่งเมื่อเทียบสัดส่วนกับการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายจำนวน 131,000.00 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ สัดส่วนพลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายอยู่ที่ร้อยละ 30
3.จากข้อมูล ณ วันที่ 18 พฤษภาคม 2559 ของศูนย์สารสนเทศข้อมูลพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน พพ. พบว่า สถานะปัจจุบัน (เดือนมกราคม – มีนาคม 2559) ประเทศไทยมีสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย ร้อยละ 13.86 เพิ่มสูงขึ้นจากสิ้นปี 2558 ที่มีสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน ร้อยละ 12.94
ซึ่งในการติดตามการดำเนินงานเพื่อผลักดันการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน ข้อมูลเดือนมกราคม – มีนาคม 2559
มีกำลังติดตั้งไฟฟ้าสะสม 7,962.79 เมกะวัตต์ โดย พพ. มีการพยากรณ์เป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน
ณ สิ้นปี 2559 อยู่ที่ 8,543.10 เมกะวัตต์ ทำให้ต้องผลักดันการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้นอีก 271.86
เมกะวัตต์ อย่างไรก็ตามข้อมูล ณ วันที่ 11 พฤษภาคม 2559 จากเวบไซต์ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานระบุว่า ณ สิ้นปี 2559 จะมีกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนเข้าสู่ระบบสายส่งทั้งสิ้น 1,342.35
เมกะวัตต์ หากสามารถดำเนินการได้ตามปริมาณดังกล่าว การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนจะบรรลุตามเป้าหมายที่ พพ. คาดการณ์
4.ในส่วนของภาคความร้อนและภาคขนส่ง จากข้อมูลช่วงเดือนมกราคม – มีนาคม 2559 มีการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน 1,741 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และตัวเลขพยากรณ์เป้าหมายปริมาณการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน ณ สิ้นปี 2559 ที่ พพ. คาดการณ์จะอยู่ที่ 6,594.62 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ทำให้ต้องมีการผลักดันการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทนเพิ่มสูงขึ้นถึง 4,853.62 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ในส่วนของภาคขนส่งผลการดำเนินงานเดือนมกราคม – มีนาคม 2559 มีการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพในภาคขนส่ง 7.73 ล้านลิตรต่อวัน มาจากปริมาณการใช้เอทานอล 3.52 ล้านลิตรต่อวัน และปริมาณการใช้ไบโอดีเซล 4.21 ล้านลิตรต่อวัน โดย พพ. พยากรณ์ตัวเลขเป้าหมายปริมาณการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ ณ สิ้นปี 2559 ที่ 7.13 ล้านลิตรต่อวัน มาจากปริมาณการใช้
เอทานอล 3.55 ล้านลิตรต่อวัน และปริมาณการใช้ไบโอดีเซล 3.58 ล้านลิตรต่อวัน จะเห็นว่าขณะนี้มีการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพมากกว่าเป้าหมายที่ได้พยากรณ์ไว้ 0.60 ล้านลิตรต่อวัน ซึ่งมาจากการเพิ่มขึ้นของปริมาณการใช้ไบโอดีเซล
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 รายงานความก้าวหน้าการลอยตัวราคาขายปลีกก๊าซ NGV
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบ Roadmap การปรับโครงสร้างราคาก๊าซ NGV ดังนี้ (1) เห็นชอบให้ลอยตัวราคาขายปลีกก๊าซ NGV ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร แบบมีเงื่อนไขโดยตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 ถึงวันที่ 15 กรกฎาคม 2559 ขอความร่วมมือให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กำหนดเพดานราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปที่ 13.50 บาทต่อกิโลกรัม โดยในช่วงเวลาดังกล่าวหากต้นทุนราคาก๊าซ NGV อยู่ในระดับที่ต่ำกว่า 13.50 บาทต่อกิโลกรัม ให้ปรับราคาขายปลีก
ก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปลงเพื่อให้สะท้อนต้นทุน และตั้งแต่วันที่ 16 กรกฎาคม 2559 เป็นต้นไป ให้ปรับราคาก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปให้สะท้อนต้นทุน ตามหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซ NGV ตามผลการศึกษาของสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย โดยให้ใช้ค่าใช้จ่ายดำเนินการเฉพาะเอกชนที่ 3.4367 บาทต่อกิโลกรัม ในการคำนวณราคาขายปลีกก๊าซ NGV และในส่วนของต้นทุนของราคาเฉลี่ย
เนื้อก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) ให้ใช้ราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมาในการคำนวณ และให้มีการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนกับต้นทุนราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมา ในทุกวันที่ 16 ของแต่ละเดือน ทั้งนี้ ขอความร่วมมือให้ ปตท. คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถโดยสารสาธารณะต่อไปและปรับเพิ่มวงเงินช่วยเหลือสำหรับกลุ่มรถโดยสารสาธารณะเดิมที่ได้รับในวงเงิน 9,000 บาท
ต่อเดือน เป็น 10,000 บาทต่อเดือน และกลุ่มรถสาธารณะเดิมที่ได้รับ 35,000 บาทต่อเดือนเป็น 40,000 บาท
ต่อเดือน โดยให้ช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะไปจนกว่าจะมีกลไกถาวรอื่นมาดูแลแทน เช่น พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (2) เห็นชอบการปรับค่าขนส่งก๊าซ NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตร จากสถานีหลักตามระยะทางจริง
โดยขอความร่วมมือ ปตท. ให้คิดค่าขนส่งโดยใช้อัตราค่าขนส่งก๊าซ NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตรจากสถานีหลักที่ 0.0150 บาทต่อกิโลกรัมต่อกิโลเมตร ในการคำนวณแต่สูงสุดได้ไม่เกิน 4 บาทต่อกิโลกรัมต่อกิโลเมตร ทั้งนี้ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 เป็นต้นไป ทั้งนี้ ให้ ปตท. ไปหารือร่วมกับ สนพ. ถึงแนวทางการทยอยปรับค่าขนส่ง ดังกล่าว เพื่อให้เหมาะสมกับสถานการณ์ต่อไป โดยราคาขายปลีกก๊าซ NGV (ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร จากสถานีก๊าซธรรมชาติหลัก) ตั้งแต่วันที่ 16 มิถุนายน 2559 ถึงวันที่ 15 กรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 12.55 บาทต่อกิโลกรัม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 มีมติเห็นชอบในหลักการ เรื่อง Roadmap การดำเนินการเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยในเบื้องต้นมีแผนยุทธศาสตร์ในการส่งเสริมการแข่งขันในส่วนของการนำเข้าให้เกิดผู้นำเข้ามากกว่าหนึ่งราย และในระยะต่อไปลดการควบคุมธุรกิจการผลิตและจัดหาลงอย่างต่อเนื่องจนนำไปสู่การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ ในปัจจุบันได้มีการดำเนินการส่งเสริมการแข่งขันในส่วนนำเข้าตาม Roadmap ที่ได้วางไว้ และอยู่ในขั้นตอนการแก้ไขอุปสรรคต่างๆ ของการนำเข้า และเตรียมพร้อมรองรับการเปิดประมูลนำเข้าก๊าซ LPG ซึ่งมีรายละเอียด ดังนี้ (1) การยกเลิกชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังภูมิภาค ได้ดำเนินการแล้วเสร็จตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2559 เรื่อง โครงสร้างราคา
ก๊าซ LPG เดือนกุมภาพันธ์ 2559 และการดำเนินการตาม Roadmap (2) การเปิดบริการโครงสร้างพื้นฐานนำเข้า LPG อยู่ระหว่างพิจารณาอัตราค่าบริการและกฎระเบียบการใช้คลัง ท่าเรือนำเข้า และระบบคลังจ่ายก๊าซ โดยอัตราค่าบริการประกอบด้วยส่วนของระบบคลังเดิมและของส่วนขยายเพิ่ม (โครงการ LIFE) ทั้งนี้ ในส่วนของโครงการ LIFE อยู่ระหว่างการคำนวณอัตราค่าบริการจากผลตอบแทนการลงทุนตามกรอบที่ กพช. เห็นชอบ เมื่อวันที่
8 มิถุนายน 2555 โดยมีหลักการคิดอัตราด้วยการแยกต้นทุนเงินลงทุนตามแหล่งผลิตและจัดหา และ (3) การประมูลนำเข้าก๊าซ LPG อยู่ระหว่างการร่างหลักเกณฑ์การประมูลในรายละเอียด โดยมีหลักการคือ ผู้ประมูลต้องเป็นผู้ค้าน้ำมันมาตรา 7 แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิงที่จำหน่าย ก๊าซ LPG การประมูลนี้เป็นการประมูลสิทธิ
การนำเข้าในรอบระยะเวลา 6 เดือน ซึ่งกรมธุรกิจพลังงานจะสั่งให้ผู้ชนะการประมูลนำเข้าก๊าซ LPG ตามจำนวนและระยะเวลาที่กำหนดเป็นคราวๆ ไป ทั้งนี้ ในกรณีที่ผู้ชนะการประมูลเป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 รายอื่นที่ไม่ใช่ ปตท. ผู้ชนะการประมูลจะต้องจำหน่ายก๊าซ LPG ที่นำเข้ามาจากต่างประเทศทั้งหมดให้กับ ปตท. ณ จุดรับซื้อก๊าซ LPG
ที่คลังก๊าซเขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี
2. กรมธุรกิจพลังงานรายงานว่าจะไม่มีการนำเข้าก๊าซ LPG ในเดือนกรกฎาคมและสิงหาคม 2559 และ
เนื่องด้วยความต้องการภายในประเทศที่ลดลงอย่างต่อเนื่อง จึงคาดการณ์ว่าจะไม่มีปริมาณนำเข้าที่สามารถนำมาประมูลได้ในปีนี้และอาจจะต่อเนื่องนานถึงปีหน้า ซึ่งส่งผลให้การเปิดประมูลนำเข้าก๊าซ LPG อาจจะไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนที่วางไว้
3. สนพ. เห็นควรให้มีการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG แบบมีเงื่อนไข โดยยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศที่ถูกกำหนดโดยกรมธุรกิจพลังงาน กล่าวคือ ให้ผู้ค้ารายอื่นๆ สามารถนำเข้าก๊าซ LPG ได้อย่างเสรี โดยไม่ต้องผ่านระบบการประมูลที่ได้วางแผนไว้ รวมถึงปรับระบบโครงสร้างราคาและกฎระเบียบให้รองรับการเปิดเสรีนำเข้า อาทิเช่น (1) อนุญาติให้ส่งออกก๊าซ LPG ได้ เพื่อเป็นการรักษาสมดุลอุปสงค์และอุปทานของประเทศ
(2) เตรียมยกเลิกการควบคุมราคาโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก โดยเริ่มต้นด้วยการปรับราคาจาก CP-20 เป็น
CP-flat เหรียญสหรัฐฯ/ตัน เพื่อจูงใจให้เพิ่มกำลังการผลิตและลดโอกาสในการนำเข้าให้ได้มากที่สุด (3) โรงแยก
ก๊าซธรรมชาติและคลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ยังคงอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของภาครัฐ (4) เตรียมยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ เพื่อส่งเสริมการแข่งขันและให้ราคาขายส่งเป็นไปตามกลไลตลาด (5) ศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่ เพื่อใช้ในการติดตามและดูแลราคาให้เหมาะสม เป็นธรรม นอกจากนี้
มีการกำหนดมาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน โดยให้กรมธุรกิจพลังงานมีอำนาจสั่งการผู้ค้าน้ำมันให้นำเข้า LPG แบบฉุกเฉิน (promt cargo) ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ซึ่งสามารถได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามต้นทุนจริง ทั้งนี้ เตรียมพร้อมเสนอ กบง./กพช. ในเดือนสิงหาคม 2559 เพื่อเตรียมการให้เกิดการเปิดเสรีตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2560 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 8 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2559
สรุปสาระสำคัญ
1.LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา
(โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และ ปตท.สผ.) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน
2.จากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนกรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 301 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนมิถุนายน 2559 จำนวน 43 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมิถุนายน 2559
อยู่ที่ 35.4733 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนพฤษภาคม 2559 จำนวน 0.1418 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPGPool) ปรับลดลง 0.6607 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.9150 บาทต่อกิโลกรัม มาอยู่ที่ 13.2543 บาทต่อกิโลกรัม
3.จากราคาก๊าซ LPGPool ของเดือนกรกฎาคม 2559 ที่ปรับตัวลดลง 0.6607 บาทต่อกิโลกรัม
ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นที่ 0.6607 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.5960 บาทต่อกิโลกรัม เป็นส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.0647 บาท
ต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกคงเดิม ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับ 22 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.0647 บาท และเห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 17 พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ทั้งนี้ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่
8 กรกฎาคม 2559 เป็นต้นไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ภายใต้คำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติ ที่ 55/2557 ได้มีการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อช่วยขับเคลื่อนการดำเนินงานตามนโยบาย แผนงาน และมาตรการด้านพลังงาน จนถึงปัจจุบันมีจำนวน 16 คณะ และต่อมาในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 2 มิถุนายน 2559 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ในฐานะประธานฯ ได้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการฯ ประสานหน่วยงานที่ทำหน้าที่ฝ่ายเลขานุการของคณะอนุกรรมการ 16 คณะ ประกอบด้วย สนพ. จำนวน 7 คณะ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) จำนวน 4 คณะ กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) จำนวน 2 คณะ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) จำนวน 2 คณะ และสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) จำนวน
1 คณะ เพื่อขอให้พิจารณาทบทวนสถานะ ความจำเป็น และอำนาจหน้าที่ของคณะอนุกรรมการ เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน
2. สนพ. ได้มีหนังสือถึง 5 หน่วยงาน ประสานแจ้งให้ฝ่ายเลขานุการของคณะอนุกรรมการทั้ง 16 คณะ พิจารณาทบทวนสถานะ ความจำเป็น และอำนาจหน้าที่ของคณะอนุกรรมการ เพื่อจะได้นำเสนอให้ กบง. พิจารณาต่อไป สรุปผลการพิจารณาได้เป็น 3 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่มที่ 1 : เห็นสมควรให้คงอยู่ต่อไป เนื่องจากมีภารกิจที่ต้องดำเนินการต่อเนื่อง จำนวน 9 คณะ โดยมี สนพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 5 คณะ ได้แก่ คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางปฏิรูปกฎหมายเกี่ยวกับกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) และคณะอนุกรรมการแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อส่งเสริมการพัฒนาการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน มี พพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 3 คณะ ได้แก่ คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตพลังงานจากขยะ และคณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม และมี ธพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน กลุ่มที่ 2 : เห็นควรให้คงอยู่ต่อไป แต่ขอปรับปรุงองค์ประกอบ/อำนาจหน้าที่ของคณะอนุกรรมการ จำนวน 3 คณะ โดยมี สนพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน พพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล และ สป.พน. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการประสานนโยบายและความร่วมมือพหุภาคีด้านพลังงานกับต่างประเทศ และ กลุ่มที่ 3 : เห็นควรให้ยกเลิก จำนวน 4 คณะ โดยมี สนพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวล มี ธพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง มี สป.พน. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการขับเคลื่อนยุทธศาสตร์พลังงานของประเทศทั้งด้านความมั่นคงทางพลังงานและพลังงานที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม และ สบพน. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการวินิจฉัยปัญหาการจ่ายเงินชดเชยและการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจากการปรับภาษีสรรพสามิต
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการพิจารณาทบทวนสถานะ ความจำเป็น และอำนาจหน้าที่ของคณะอนุกรรมการ
จำนวน 16 คณะ
2. เห็นชอบการปรับปรุงองค์ประกอบ/อำนาจหน้าที่ของคณะอนุกรรมการ กลุ่มที่ 2 จำนวน 3 คณะ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานนำเสนอคำสั่งให้ประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานลงนามต่อไป
3. เห็นชอบให้ยกเลิกคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการ กลุ่มที่ 3 จำนวน 4 คณะ
เรื่องที่ 10 รายงานการบริหารจัดการกรณีแหล่งก๊าซธรรมชาติ JDA-A18 ปิดซ่อมบำรุง ปี 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2559 บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้แจ้งความคืบหน้าแผนการทำงานของผู้ผลิตก๊าซฯ ที่มีผลกระทบต่อการจ่ายก๊าซฯ และภาคไฟฟ้า อย่างมีนัยสำคัญในช่วงปี 2559 โดยการทำงานของผู้ผลิตก๊าซฯ แหล่ง JDA–A18 ผู้ผลิตได้แจ้งแผนงานการทำงาน BoosterCompressorProject เพื่อรักษาความสามารถในการจ่ายก๊าซฯ ตามสัญญา ต่อเนื่องจากปี 2558 เป็นเวลา 12 วัน ระหว่างวันที่ 20 – 31 สิงหาคม 2559 และผู้ผลิตก๊าซฯ แจ้งว่าภายหลังการหยุดผลิตข้างต้น ผู้ผลิตก๊าซฯ จะทยอยเพิ่มกำลังการผลิตโดยคาดว่าจะใช้เวลาประมาณ 18 วัน จนกว่าการผลิตจะกลับเข้าสู่ภาวะปกติ รายละเอียดมีดังนี้ (1) วันที่ 20 - 31 สิงหาคม 2559 (12 วัน) เพื่อทำงาน Booster compressor tie-in and de-spading ทำให้ปริมาณก๊าซธรรมชาติหายไปวันละ 421MMscfd ส่งผลกระทบต่อการจำหน่ายก๊าซของสถานีบริการ NGV ในพื้นที่ภาคใต้ตอนล่างจำนวน 14 สถานี (สุราษฎร์ธานี นครศรีธรรมราช สงขลา) ปริมาณรวม 140 ตันต่อวัน และส่งผลกระทบต่อระบบไฟฟ้า โดยโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ต้องเดินเครื่องด้วยดีเซล และโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 2 ต้องหยุดเดินเครื่อง และ (2) วันที่ 1 - 18 กันยายน 2559 (18 วัน) เพื่อทำงาน Booster compressor ramp up ทำให้ปริมาณก๊าซธรรมชาติลดลง 30 - 210 MMscfd ไม่ส่งผลกระทบต่อการจ่ายก๊าซ NGV และระบบไฟฟ้า
2. การดำเนินการบริหารจัดการด้านการจัดหาเชื้อเพลิงเพื่อลดผลกระทบ เตรียมการจัดหา
ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ทดแทนก๊าซฯ ที่ขาดไปบางส่วน โดยจ่ายไปยังระบบท่อฯ ฝั่งตะวันออกและจัดหาน้ำมันดีเซล สำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ซึ่งมีแผนการเดินเครื่องด้วยน้ำมันดีเซล 2 ล้านลิตรต่อวัน ในช่วงที่ผู้ผลิตก๊าซฯ หยุดจ่ายก๊าซฯ ทั้งหมด โดย ปตท. มีแผนการจัดส่งน้ำมันดีเซล ซึ่งจะขนส่งโดยรถยนต์จากคลังปิโตรเลียมสงขลาด้วยความสามารถจัดส่งประมาณวันละ 1 ล้านลิตร
3. การบริหารจัดการ NGV เพื่อลดผลกระทบ ได้แก่ (1) การจัดสรรปริมาณก๊าซฯ เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อผู้ใช้ ในระหว่างวันที่ 20 - 29 สิงหาคม 2559 (10 วัน) จัดส่งก๊าซฯ จากสถานีก๊าซฯ หลักในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ปริมาณ 35 ตันต่อวัน และบรรจุก๊าซฯ เก็บไว้ล่วงหน้าที่สถานีก๊าซฯ หลักจะนะ ปริมาณ 20 ตันต่อวัน และในวันที่ 30 - 31 สิงหาคม 2559 (2 วัน) ใช้ก๊าซฯ จาก Line Pack ในท่อ Offshore จ่ายให้กับสถานีบริการ NGV ได้ตามปกติ และ (2) การสื่อความและประชาสัมพันธ์จะดำเนินการตั้งแต่ช่วงก่อน Shutdown ไปจนถึงระหว่าง Shutdown (มิถุนายน – สิงหาคม 2559) โดยใช้เครื่องมือต่างๆ ได้แก่ การติดป้าย Banner โปสเตอร์
การแจกใบปลิว และเสียงตามสายในสถานีฯ สื่อวิทยุ ข่าวแจก และตัวอักษรวิ่งในฟรี TV การจัดประชุม สัมมนาสื่อความ กับหน่วยงานภาครัฐและผู้ที่เกี่ยวข้องอื่นๆ พบปะสื่อมวลชนท้องถิ่น ส่งจดหมายแจ้งลูกค้า ผู้บริหารสถานีบริการ NGV หน่วยงานราชการ หน่วยงานความมั่นคงและผู้ที่เกี่ยวข้องอื่นๆ
4. การบริหารจัดการด้านพลังงานไฟฟ้า ประกอบด้วย (1) กำลังผลิตไฟฟ้าภาคใต้ (2) ผลกระทบ
ระบบไฟฟ้า ได้แก่ ผลกระทบระบบผลิต และผลกระทบระบบส่ง (3) ลำดับการเดินเครื่องและต้นทุนการผลิตไฟฟ้าระหว่างเดือนกรกฎาคม – สิงหาคม 2559 และ (4) มาตรการรองรับ ได้แก่ ระบบผลิต เชื้อเพลิง ระบบส่ง และ Demand Side
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
การประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 2 มิถุนายน 2559 ได้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ประมาณการรายรับภาษีสรรพสามิตจากการโอนอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นภาษีสรรพสามิต ตั้งแต่วันที่ 22 พฤษภาคม 2557 ถึง วันที่ 6 กรกฎาคม 2559 ซึ่ง สนพ.
ได้ประมาณการรายรับภาษีสรรพสามิตของน้ำมัน ตั้งแต่วันที่ 22 พฤษภาคม 2557 ถึง วันที่ 6 กรกฎาคม 2559 กรณีการโอนอัตราเงินเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นอัตราภาษีสรรพสามิต ทำให้มีรายได้ภาษีสรรพสามิตเพิ่มขึ้น 135,259 ล้านบาท จากมีรายได้รวม 118,569 ล้านบาท เป็น 253,828 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 12 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2559 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบหลักการของร่างประกาศกระทรวงการคลังเรื่อง ลดอัตราภาษีสรรพสามิต (ฉบับที่ ..) เพื่อปรับอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันเบนซินและน้ำมันอื่นที่คล้ายกัน
และน้ำมันดีเซลและน้ำมันอื่นที่คล้ายกัน โดยเป็นการดำเนินการให้มีผลบังคับสอดคล้องกับสภาวการณ์ทางเศรษฐกิจในปัจจุบันและเสริมสร้างเสถียรภาพทางการคลังของประเทศ เพื่อเพิ่มรายได้ของรัฐในรูปแบบของเงินงบประมาณแผ่นดิน สามารถนำไปช่วยพัฒนาเศรษฐกิจของชาติ ช่วยพัฒนารักษาสิ่งแวดล้อม (ลดมลพิษจาก CO2 และ N2O) การสร้างถนน และซ่อมบำรุงถนนหนทาง การลดอุบัติเหตุ (การลดความสูญเสียที่เกิดขึ้นจากอุบัติเหตุจราจร)
2. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ณ วันที่ 6 กรกฎาคม 2559 ราคาน้ำมันดิบดูไบ น้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 44.72 55.79 และ 57.30 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ อัตราแลกเปลี่ยนเงินตรา
วันที่ 5 กรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 35.2786 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันของวันที่ 7 กรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 39.77 บาทต่อลิตร และราคาเอทานอล ณ เดือนกรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 22.80
บาทต่อลิตร ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 จาก 0.2540 เป็น 0.10 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล 91E10 จาก 0.2090 เป็น 0.10 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล E20
จาก -2.7520 เป็น -3.00 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 จาก -9.2960 เป็น -9.35 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว จาก 0.14 เป็น 0.01 บาทต่อลิตร แต่สำหรับน้ำมันเบนซินจากให้คงอัตราเดิม โดยผลจากการปรับอัตราภาษีสรรพสามิต ส่งผลให้รัฐมีรายได้เพิ่มขึ้น 800 ล้านบาทต่อเดือน จาก 15,252 ล้านบาทต่อเดือน เป็น 16,053 ล้านบาทต่อเดือน และผลจากการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องลดลงประมาณ 383 ล้านบาทต่อเดือน (หรือ 12 ล้านบาทต่อวัน) จากมีรายรับ 13 ล้านบาทต่อเดือน (หรือ 0.41 ล้านบาทต่อวัน)
เป็นมีรายจ่าย 371 ล้านบาทต่อเดือน (หรือ 12 ล้านบาทต่อวัน) ทั้งนี้ ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 3 กรกฎาคม 2559มีทรัพย์สินรวม 51,718 ล้านบาท หนี้สินรวม 7,257 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 44,461 ล้านบาท
โดยแยกเป็นของน้ำมัน 37,333 ล้านบาท และก๊าซ LPG 7,128 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นดังนี้
ชนิดน้ำมัน (หน่วย: บาทต่อลิตร) | เดิม | ใหม่ | เปลี่ยนแปลง(+/-) |
น้ำมันเบนซิน | 6.3100 | 6.3100 | 0.0000 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 | 0.2540 | 0.1000 | -0.1540 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 | 0.2090 | 0.1000 | -0.1090 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 | -2.7520 | -3.0000 | -0.2480 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 | -9.2960 | -9.3500 | -0.0540 |
น้ำมันดีเซล | 0.1400 | 0.0100 | -0.1300 |
2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานได้ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับวันเดียวกับการปรับภาษีสรรพสามิตน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
กบง. ครั้งที่ 24 - วันพฤหัสบดีที่ 2 มิถุนายน พ.ศ. 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 12/2559 (ครั้งที่ 24)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 2 มิถุนายน 2559 เวลา 09.30 น.
1. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมิถุนายน 2559
2. คณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมิถุนายน 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 และเมื่อวันที่ 3 เมษายน 2558 ได้เห็นชอบการคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และ ปตท.สผ.) เฉลี่ยแบบ
ถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน โดยราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนมิถุนายน 2559 อยู่ที่ 344 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 3 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ย
เดือนมิถุนายน 2559 อยู่ที่ 35.6151 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าลงจากอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนพฤษภาคม 2559 ที่ 0.3569 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPG Pool)
ปรับเพิ่มขึ้น 0.0061 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.9089 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.9150 บาทต่อกิโลกรัม
2. เพื่อไม่ให้การผันผวนของราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกมีผลกระทบต่อราคาขายปลีกก๊าซ LPG
ในประเทศ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับเพิ่มการชดเชยจากเงินกองทุนน้ำมันฯ อีก 0.0061 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.5899 บาท
ต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.5960 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายประมาณ 198 ล้านบาทต่อเดือน ทั้งนี้ ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของก๊าซ LPG ณ วันที่ 27 พฤษภาคม 2559 มีฐานะกองทุนสุทธิ 7,504 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ
0.5960 บาท โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 3 มิถุนายน 2559 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 2 คณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
ปัจจุบันคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่แต่งตั้งภายใต้คำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติ ที่ 55/2557 มีจำนวนทั้งสิ้น 16 คณะ แบ่งออกเป็น
1. คณะอนุกรรมการที่มีสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเป็นฝ่ายเลขานุการฯ มีจำนวน 7 คณะ ประกอบด้วย
(1) คณะอนุกรรมการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวล
(2) คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ
(3) คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน
(4) คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid)
(5) คณะอนุกรรมการแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อส่งเสริมการพัฒนาการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
(6) คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
(7) คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางปฏิรูปกฎหมายเกี่ยวกับกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งที่ผ่านมามีเพียงคณะอนุกรรมการแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าฯ ที่ยังไม่มีการประชุม
2. คณะอนุกรรมการที่มีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานเป็นฝ่ายเลขานุการฯ มีจำนวน 4 คณะ ประกอบด้วย
(1) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน
(2) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล
(3) คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตพลังงานจากขยะ และ
(4) คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม ซึ่งที่ผ่านมาคณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและ
ไบโอดีเซลยังไม่มีการประชุม
3. คณะอนุกรรมการที่มีกรมธุรกิจพลังงานเป็นฝ่ายเลขานุการฯ มีจำนวน 2 คณะ ประกอบด้วย
(1) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง และ
(2) คณะอนุกรรมการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน
4. คณะอนุกรรมการที่มีสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นฝ่ายเลขานุการฯ มีจำนวน 2 คณะ ประกอบด้วย
(1) คณะอนุกรรมการประสานนโยบายและความร่วมมือพหุภาคีด้านพลังงานกับต่างประเทศ และ
(2) คณะอนุกรรมการขับเคลื่อนยุทธศาสตร์พลังงานของประเทศทั้งด้านความมั่นคงทางพลังงานและพลังงานที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม
5. คณะอนุกรรมการที่มีสำนักงานบริหารกองทุนพลังงาน เป็นฝ่ายเลขานุการฯ มีจำนวน 1 คณะ คือ คณะอนุกรรมการวินิจฉัยปัญหาการจ่ายเงินชดเชยและการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจากการปรับภาษีสรรพสามิต ซึ่งที่ผ่านมายังไม่มีการประชุม
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ประสานหน่วยงานฝ่ายเลขานุการของคณะอนุกรรมการทั้ง 16 คณะ เพื่อให้ทบทวน สถานะ ความจำเป็น และอำนาจหน้าที่ให้เหมาะสม และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานในการประชุมครั้งต่อไป
กบง. ครั้งที่ 22 - วันจันทร์ที่ 2 พฤษภาคม พ.ศ. 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 10/2559 (ครั้งที่ 22)
เมื่อวันจันทร์ที่ 2 พฤษภาคม 2559 เวลา 13.30 น.
1. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนพฤษภาคม 2559
2. แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง
ผู้มาประชุม
1. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
8. ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนพฤษภาคม 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 และเมื่อวันที่ 3 เมษายน 2558 ได้เห็นชอบการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และ ปตท.สผ.) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน ทั้งนี้ให้มีการทบทวนราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหาทุกๆ 3 เดือนดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้มีการทบทวนต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) ต้นทุนจากโรงแยกฯ เดือนพฤษภาคม-กรกฎาคม 2559 ลดลง 0.4841 บาทต่อกิโลกรัม จาก 15.4542 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 14.9701 บาทต่อกิโลกรัม (2) คงต้นทุนโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก อ้างอิงราคาตลาดโลกที่ CP-20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เนื่องจากเป็นต้นทุนที่เหมาะสม ซึ่งจะทำให้ราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงฯ เดือนพฤษภาคม 2559 อยู่ที่ 11.5294 บาท
ต่อกิโลกรัม (3) คงต้นทุนก๊าซ LPG จากการนำเข้าอยู่ที่ CP + 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ทำให้ต้นทุนการนำเข้า
ก๊าซ LPG เดือนพฤษภาคม 2559 อยู่ที่ 15.2315 บาทต่อกิโลกรัม และ (4) ต้นทุนบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด เดือนพฤษภาคม – กรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 15.10 บาทต่อกิโลกรัม จากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP)
เดือนพฤษภาคม 2559 อยู่ที่ 347 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนเมษายน 2559 จำนวน 15 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนเมษายน 2559 อยู่ที่ 35.2582 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมีนาคม 2559 จำนวน 0.1449 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPGPool) ปรับลดลง 0.1196 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 14.0285 บาท
ต่อกิโลกรัม มาอยู่ที่ 13.9089 บาทต่อกิโลกรัม
2. กบง. เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2559 มีมติให้ยกเลิกการชดเชยค่าขนส่งทุกคลังทั่วประเทศ โดยให้มีบัญชีค่าขนส่งก๊าซ LPG ไปยังคลังต่างๆ ประกอบการกำกับดูแลราคา ณ คลังภูมิภาค เพื่อให้กระทรวงพาณิชย์ใช้เป็นข้อมูลควบคุมราคาขายปลีกก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นจากเดิมได้ไม่เกินไปกว่าอัตราค่าขนส่งที่ระบุไว้ในบัญชีค่าขนส่งต่อไปอีกเป็นเวลา 3 เดือน (พฤษภาคม-กรกฎาคม 2559) เพื่อให้ผู้ประกอบการที่รับก๊าซจากคลังภูมิภาคที่เคยได้รับการชดเชยมีเวลาในการปรับตัว
3. กบง. เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2559 รับทราบเรื่องแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ซึ่งปัจจุบัน
มีความก้าวหน้าในการดำเนินการ ดังนี้ (1) การกำหนดอัตราค่าบริการการใช้คลัง/ท่าเรืออยู่ในระหว่างการจัดทำอัตราค่าบริการคลังที่เหมาะสม และนำเสนอต่อ กบง. (2) การออกระเบียบหลักเกณฑ์การใช้คลัง/ท่าเรือ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้จัดทำร่างระเบียบเบื้องต้นแล้ว และอยู่ระหว่างรอการพิจารณาร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง (3) การออกระเบียบการคัดเลือก/ประมูล กรมธุรกิจพลังงาน อยู่ระหว่างการจัดทำระเบียบการคัดเลือก และนำระเบียบดังกล่าวไปทำการรับฟังความคิดเห็นจากกลุ่มโรงกลั่นน้ำมัน และกลุ่มผู้ค้าก๊าซ LPG และ (4) การดำเนินการคัดเลือก/ประมูล
ยังไม่ได้ดำเนินการ
4. จากราคาก๊าซ LPG Pool ของเดือนพฤษภาคม 2559 ที่ปรับตัวลดลง 0.1196 บาทต่อกิโลกรัม และเพื่อเป็นการลดภาระการชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับลดการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ ลง 0.1196 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.7095 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.5899 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายประมาณ 213 ล้านบาทต่อเดือน โดยฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 1 พฤษภาคม 2559 มีฐานะกองทุนสุทธิ 7,623 ล้านบาท และเพื่อให้ผู้ประกอบการที่รับก๊าซ LPG จากคลังภูมิภาคที่เคยได้รับการชดเชยมีเวลาในการปรับตัว ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้มีบัญชีค่าขนส่งก๊าซ LPG ไปยังคลังต่างๆ ประกอบการกำกับดูแลราคา
ณ คลังภูมิภาค ต่อไปอีกเป็นเวลา 3 เดือน (พฤษภาคม-กรกฎาคม 2559) และเพื่อให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ ปตท. มีระยะเวลาเตรียมการด้านเอกสารและระเบียบต่างๆ อย่างรอบคอบ เห็นควรปรับกรอบระยะเวลาเตรียมการ การดำเนินงานตาม “Roadmap การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG” ให้มีความยืดหยุ่นมากยิ่งขึ้น จากเดิมที่กำหนดให้นำเสนอ กบง. เกี่ยวกับหลักเกณฑ์การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ภายใน
ต้นเดือนมิถุนายน 2559 ให้เป็นเสนอ กบง. ภายในเดือนมิถุนายน – กรกฎาคม 2559
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ดังนี้
1.1 กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 14.9701 บาทต่อกิโลกรัม
1.2 กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก เป็นราคาตลาดโลก (CP) ลบ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
1.3 กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า เป็นราคาตลาดโลก (CP) บวก 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
1.4 กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ
จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.10 บาทต่อกิโลกรัม
โดยที่ CP = ราคาประกาศเปโตรมิน ณ ราสทานูรา ซาอุดิอาระเบียของเดือนนั้น เป็นสัดส่วน ระหว่างโปรเปน กับ บิวเทน 60 ต่อ 40
ทั้งนี้ให้มีการทบทวนราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหาทุกๆ 3 เดือน
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.5899 บาท
3. เห็นชอบให้มีบัญชีค่าขนส่งก๊าซ LPG ไปยังคลังต่างๆ ประกอบการกำกับดูแลราคา ณ คลังภูมิภาคต่อไป
โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ทั้งนี้ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 3 พฤษภาคม 2559 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 2 แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เรื่อง แผนระบบรับ-ส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ดังนี้
(1) เห็นชอบโครงการลงทุนในระยะที่ 1 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำนวน 3 โครงการ วงเงินลงทุนประมาณ 13,900 ล้านบาท โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป็นผู้ดำเนินการ และ
(2) เห็นชอบในหลักการสำหรับการลงทุนในระยะที่ 2 และ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซฯ และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติ เหลว (LNG Receiving Facilities) โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปดำเนินการศึกษารายละเอียดตามข้อเสนอแนะของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และให้นำผลการศึกษาเสนอต่อ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อทราบต่อไป
2. ต่อมาเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 ครม. มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เรื่องแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซฯ เพื่อความมั่นคง ดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการการลงทุนในระยะที่ 2 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซฯ
(ส่วนที่ 1) โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการ จำนวน 2 โครงการ วงเงินรวม 110,100 ล้านบาท (2) เห็นชอบให้เลื่อนโครงการลงทุนในระยะที่ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซฯ (ส่วนที่ 1) ออกไป 6-10 ปี ประกอบด้วยโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซฯ จำนวน 2 โครงการ (ส่วนที่ 1 ระยะที่ 3) วงเงินรวม 12,000 ล้านบาท (3) ในส่วนของการลงทุน LNG Receiving Facilities (ส่วนที่ 2) จำนวน 2 โครงการ วงเงินรวม 65,500 ล้านบาท มอบหมายให้ กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายแลพแผนพลังงาน (สนพ.) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ร่วมกับ กกพ. และ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ไปศึกษาเพิ่มเติมโดยให้คำนึงถึงแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซฯ ในอนาคตอย่างใกล้ชิด แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. และ กพช. ตามลำดับอีกครั้ง
3. ในช่วงปี 2558 จนถึงปัจจุบัน มีโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินบางโครงการมีแนวโน้มที่จะไม่สามารถดำเนินการให้แล้วเสร็จได้ตามกำหนดการที่ระบุไว้ในแผน PDP 2015 ประกอบกับในช่วงปลายปี 2558 ที่ผ่านมา
เกิดวิกฤตการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกตกต่ำซึ่งส่งผลให้ราคาก๊าซฯ ทั้งในประเทศและในตลาดโลกมีราคาลดลง
จนอยู่ในระดับที่สามารถแข่งขันกับการผลิตไฟฟ้าโดยเชื้อเพลิงอื่นได้ ดังนั้นเพื่อลดความเสี่ยงด้านความมั่นคง กระทรวงพลังงานมีความจำเป็นต้องปรับเปลี่ยนแผนบริหารเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้าในระยะสั้นและระยะกลาง
ให้สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป โดยมีแผนเพิ่มการใช้ก๊าซฯ ในการผลิตไฟฟ้าทดแทนโรงไฟฟ้าถ่านหิน
ที่อาจไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผน PDP 2015 สรุปได้ดังนี้ (1) ความต้องการใช้ก๊าซฯ ในการผลิตไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มสูงขึ้นจากกรณีฐาน (Base case) เนื่องจากจะมีการนำก๊าซฯ ไปใช้เป็นเชื้อเพลิงทดแทนการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าถ่านหินที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนดการที่ระบุไว้ในแผน PDP 2015 รวมถึงโรงไฟฟ้าถ่านหินที่มีแนวโน้ม
จะดำเนินการล่าช้าจากกำหนดการตามแผน PDP 2015 กำลังผลิตติดตั้งรวมทั้งสิ้นประมาณ 3,340 เมกะวัตต์
(2) ความต้องการใช้ก๊าซฯ ในการผลิตไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มสูงขึ้น จากการนำก๊าซฯ ไปใช้ในการผลิตไฟฟ้าทดแทนในกรณี
ที่แผน AEDP และ EEP ที่อาจจะสามารถดำเนินการตามเป้าหมายได้เพียงร้อยละ 70 ทั้งนี้ จากการนำก๊าซฯ
ไปใช้ในการผลิตไฟฟ้าทดแทนตามข้างต้น จะส่งผลให้ปริมาณความต้องการใช้ก๊าซฯ ในปี 2579 ปรับเพิ่มขึ้นจากกรณีฐานที่มีความต้องการใช้ก๊าซฯ อยู่ใน ระดับ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ปรับเพิ่มขึ้นเป็นประมาณ 5,653
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
4. ตามแผนการจัดหาก๊าซฯ ของประเทศไทยในปัจจุบัน แบ่งการจัดหาออกเป็น 3 ส่วน ได้แก่
(1) จากแหล่งก๊าซฯ ภายในประเทศทั้งบนบกและในทะเล (อ่าวไทย) รวมถึงพื้นที่พัฒนาร่วมระหว่างประเทศ ผ่านทางระบบท่อส่งก๊าซฯ (2) นำเข้าก๊าซฯ จากแหล่งก๊าซฯ ในประเทศเพื่อนบ้าน (ประเทศเมียนมา) ผ่านทางระบบท่อส่งก๊าซฯ (3) นำเข้าในรูปแบบก๊าซฯ เหลว (LNG) ผ่านทาง LNG Receiving Terminal ทั้งนี้ในส่วนของการพิจารณาปรับแผนจัดหาก๊าซฯและ LNG ตามแผน Gas Plan 2015 นั้น ชธ. และ สนพ. ได้มีการพิจารณาโดยคำนึงถึงประเด็นความเสี่ยงในเรื่องของการบริหารจัดการแหล่งผลิตในอ่าวไทยที่สัมปทานจะสิ้นอายุลงในช่วงปี 2565 - 2566 โดยแบ่งออกเป็น 2 กรณี คือ กรณีที่สามารถบริหารจัดการให้สามารถคงกำลังการผลิตตามสัญญาได้ ซึ่งจะกำหนดให้เป็นกรณีฐานใหม่ และ กรณีไม่เป็นไปตามกรณีฐานซึ่งเป็นกรณีที่กระทรวงพลังงานไม่สามารถบริหารจัดการได้ ซึ่งจากแผนจัดหาก๊าซฯ ทั้ง 2 กรณี ชธ. และ สนพ. พบว่าในปี 2565 ประเทศจะมีความต้องการนำเข้า LNG ในปริมาณประมาณ 13.5 – 15.5 ล้านตันต่อปี และในช่วงปลายแผนในปี 2579 คาดว่าประเทศจะมีความต้องการนำเข้า LNG เพิ่มสูงขึ้นถึง 31.3 ล้านตันต่อปี ดังนั้นจึงมีความจำเป็นต้องมีการเตรียมความพร้อมโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการนำเข้า LNG ให้มีความสามารถที่จะรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณดังกล่าวได้
5. เพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อความมั่นคงทางพลังงานในภาพรวมของประเทศ ควรมีการปรับแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซฯ เพื่อความมั่นคง ดังนี้ แผนเดิมตามมติครม. เมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 และ
27 ตุลาคม 2558 ส่วนที่ 1 โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซฯ จะยังไม่มีการปรับเปลี่ยนกรอบโครงการและสามารถดำเนินการต่อเนื่องต่อไปได้ และส่วนที่ 2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว จะมีการปรับเปลี่ยนกรอบโครงการให้เหมาะสมกับสถานการณ์ความต้องการก๊าซฯ ที่เปลี่ยนแปลงไป ดังนั้น เพื่อให้โครงสร้างพื้นฐานก๊าซฯ ของประเทศเพียงพอและสอดคล้องกับแนวทางการจัดหาก๊าซฯ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้พิจารณาปรับปรุงโครงการในส่วนที่ 2 ตามแผนระบบรับส่ง และโครงสร้างพื้นฐานก๊าซฯ เพื่อความมั่นคงให้มีความเหมาะสม โดยมีข้อสรุปเปรียบเทียบกับกรอบแผนเดิมที่ได้เคยนำเสนอต่อ กพช. และ ครม. แล้ว โดยแบ่งออกเป็น 2 กรณี
ดังนี้ (1) สำหรับรองรับการจัดหาก๊าซฯ ในกรณีฐานใหม่ การปรับเปลี่ยนโครงสร้างพื้นฐานในส่วนที่ 2 สำหรับรองรับนำเข้า LNG เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ก๊าซฯ ที่เพิ่มสูงขึ้น และการบริหารจัดการให้แหล่งผลิตในอ่าวไทยที่สัมปทานจะสิ้นอายุลงในช่วงปี 2565 - 2566 ยังคงสามารถผลิตต่อไปได้อย่างต่อเนื่อง และ (2) สำหรับรองรับการจัดหาก๊าซฯ ในกรณีที่ไม่เป็นไปตามกรณีฐาน การปรับเปลี่ยนโครงสร้างพื้นฐานในส่วนที่ 2 สำหรับรองรับการนำเข้า ก๊าซ LNG เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ก๊าซฯ ที่เพิ่มสูงขึ้น รวมทั้งรองรับการจัดหา LNG เพื่อทดแทนในกรณีที่กระทรวงพลังงานไม่สามารถบริหารจัดการแหล่งผลิตในอ่าวไทยที่สัมปทานจะสิ้นอายุลงในช่วงปี 2565 – 2566 ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้ขอความเห็นชอบปรับเปลี่ยนโครงการ ดังนี้ (1) โครงการลำดับที่ 2.1 [T-1 ext.] : โครงการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ Map Ta Phut LNG Terminal เพิ่มเติมอีก 1.5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 1,000 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ในปี 2562 (2) โครงการลำดับที่ 2.2 [T-2] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง ในระยะที่ 1 สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ในปี 2565 ทั้งนี้ มอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการก่อสร้างเพื่อเตรียมความพร้อมของฐานรากทั้งหมดให้มีความพร้อมที่อาจสามารถขยายกำลังการแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพิ่มได้อีก 2.5 ล้านตัน (รวมกำลังการแปรสภาพ LNG สูงสุดเป็น 7.5 ล้านตันต่อปี) เพื่อรองรับความเสี่ยงหากเกิดการจัดหาก๊าซธรรมชาติไม่เป็นไปตามกรณีฐาน (3) โครงการลำดับที่ 2.4 [F-1] : โครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) พื้นที่อ่าวไทยตอนบน สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปีปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี เพื่อจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าพระนครใต้ พระนครเหนือ รวมทั้งจัดส่งก๊าซธรรมชาติเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยมอบหมายให้ กฟผ. เป็นผู้ดำเนินโครงการ ทั้งนี้
มอบให้ กฟผ. ไปศึกษาเพิ่มเติมถึงวงเงินลงทุนที่เหมาะสม เพื่อนำกลับมาเสนอต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาให้
ความเห็นชอบต่อไป (4) โครงการลำดับที่ 2.3 [F-2] : โครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) พื้นที่ อ.จะนะ จ.สงขลา หรือ อ.มาบตาพุต จ.ระยอง สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปีปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี เพื่อจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าในเขตพื้นที่ ภาคใต้ของประเทศหรือบริเวณนิคมอุตสาหกรรมในภาคตะวันออกวงเงินงบประมาณ 27,000 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าได้ ในปี 2567 และมอบหมายให้ ชธ. และ กกพ. เตรียมความพร้อมในการเปิดประมูลคัดเลือกผู้ดำเนินโครงการต่อไป (5) โครงการลำดับที่ 2.5 [T-3] และ 2.6 [T-4 หรือ F-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal ขนาด 3 ล้านตันต่อปี (ในกรณีของ F-3) ถึง 5 ล้านตันต่อปี เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซที่คาดว่าจะเพิ่มสูงขึ้นในอนาคต โดยมอบหมายให้ ชธ. กกพ. และ ปตท. ไปศึกษาเพิ่มเติม ทั้งในเรื่องสถานที่และวงเงินลงทุนที่เหมาะสม และให้มีการติดตามแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในอนาคตอย่างใกล้ชิด แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาอีกครั้ง และ (6) โครงการที่ 2.3 [F-2] 2.5 [T-3] และ 2.6 [T-4 หรือ F-3] กำหนดให้การดำเนินโครงการต้องมีการออกประกาศเชิญชวนเพื่อคัดเลือกผู้ดำเนินโครงการ โดยมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้ดำเนินการกำหนดระเบียบและหลักเกณฑ์ในการคัดเลือกผู้ดำเนินโครงการ รวมถึงเป็นผู้คัดเลือกผู้ดำเนินโครงการที่เหมาะสม ทั้งนี้ให้เสนอผลการคัดเลือกผู้ดำเนินโครงการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไปโดยมอบหมายให้ ชธ. และ กกพ. ติดตามแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในอนาคตอย่างใกล้ชิด
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบโครงการลำดับที่ 2.1 [T-1 ext.] : โครงการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ Map Ta Phut LNG Terminal เพิ่มเติมอีก 1.5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 1,000 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและแปรสภาพ LNG จากของเหลว
เป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ในปี 2562
2. เห็นชอบโครงการลำดับที่ 2.2 [T-2] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง
ในระยะที่ 1 สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท
โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและ
แปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ในปี 2565 ทั้งนี้มอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการก่อสร้างเพื่อเตรียมความพร้อมของฐานรากทั้งหมดให้มีความพร้อมที่อาจสามารถขยายกำลังการแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพิ่มได้อีก 2.5 ล้านตัน (รวมกำลังการแปรสภาพ LNG สูงสุดเป็น 7.5 ล้านตันต่อปี) เพื่อรองรับความเสี่ยงหากเกิดการจัดหาก๊าซธรรมชาติไม่เป็นไปตามกรณีฐาน
3. เห็นชอบโครงการลำดับที่ 2.4 [F-1] : โครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) พื้นที่อ่าวไทยตอนบน สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี เพื่อจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าพระนครใต้ พระนครเหนือ รวมทั้งจัดส่งก๊าซธรรมชาติเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ
โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยเป็นผู้ดำเนินโครงการ ทั้งนี้มอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยไปศึกษาเพิ่มเติมถึงวงเงินลงทุนที่เหมาะสม เพื่อนำกลับมาเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
ทั้งนี้ โครงการที่ 2.1 [T-1 ext.]2.2 [T-2] และ 2.4 [F-1] ให้นำเสนอ ต่อ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป สำหรับโครงการที่ 2.3 [F-2] : โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่ อ.จะนะ
จ.สงขลา หรือ อ.มาบตาพุต จ.ระยอง) 2.5 [T-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 3) และ 2.6[T-4 หรือ F-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 4) หรือ FSRU ที่ประเทศเมียนมาร์ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายแลพแผนพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ไปศึกษาเพิ่มเติม แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาอีกครั้ง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558- 2579 (Oil Plan 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ พร้อมทั้งได้เสนอแนะว่าควรมีการทบทวนแผนฯ เมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องใช้ดำเนินการต่อไป โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนฯ ต่อ กบง. ทุก 3 เดือน และเมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2559 ธพ. ได้รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนฯ ไตรมาสที่ 1 (ตุลาคม – ธันวาคม 2558) ต่อ กบง. แล้ว
2. การจัดทำแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นการบูรณาการระหว่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ.2558 - 2579 กับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558-2579 โดยเริ่มกระบวนการจัดทำแผนจากการพยากรณ์ปริมาณความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง โดยตั้งอยู่บนพื้นฐานของข้อมูลปริมาณความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงเดียวกับแผนอนุรักษ์พลังงาน ซึ่งได้มีการประเมินความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในกรณีฐาน (Business as Usual: BAU) ว่าในปี 2579 จะมีความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง 65,459 ktoe โดยตามแผนได้กำหนดแนวทางมาตรการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง โดยแบ่งแนวทางดำเนินการออกได้เป็น 4 กลุ่ม ได้แก่ (1) กำกับราคาเชื้อเพลิงในภาคขนส่งให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง (2) เพิ่มประสิทธิภาพการใช้เชื้อเพลิงในยานยนต์ (3) ส่งเสริมการบริหารจัดการการใช้รถบรรทุกและรถโดยสาร และ (4) พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานคมนาคมขนส่ง
3. จากข้อมูลการพยากรณ์ปริมาณความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงดังกล่าว กรมธุรกิจพลังงานจึงได้นำมาบริหารจัดการโดยกำหนดเป็นหลักการจัดทำแผน 5 มาตรการหลัก ดังนี้ (1) สนับสนุนมาตรการประหยัดน้ำมันเชื้อเพลิงในภาคขนส่งตามแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (Energy Efficiency Plan: EEP 2015)
(2) บริหารจัดการชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม (3) ปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม
(4) ผลักดันการใช้เชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล ตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก
พ.ศ. 2558 -2579 (Alternative Energy Development Plan: AEDP2015) (5) สนับสนุนการลงทุนในระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งภายใต้ 5 มาตรการหลักดังกล่าวประกอบด้วยแผนงาน/โครงการ ทั้งสิ้น 46 โครงการ/กิจกรรม เช่น โครงการติดฉลากแสดงประสิทธิภาพพลังงานในยางรถยนต์ การพัฒนาระบบโครงสร้างพื้นฐานคมนาคมขนส่งรถไฟฟ้าขนส่งมวลชน ประชาสัมพันธ์สร้างความเชื่อมั่น และความเข้าใจเกี่ยวกับน้ำมัน
แก๊สโซฮอล์อี 20 และ อี 85 (ภายใต้โครงการส่งเสริมการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ) และโครงการศึกษาการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพในการขนส่ง เป็นต้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามคำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติที่ 120/2557 เรื่อง การปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
ลงวันที่ 28 สิงหาคม 2557 โดยการปรับภาษีสรรพสามิตและกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงทำให้ราคาขายปลีกเปลี่ยนแปลงไป ซึ่งผู้ค้าน้ำมันจะได้รับเงินชดเชยหรือส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามปริมาณน้ำมันคงเหลือของวันที่
28 สิงหาคม 2557 คูณด้วยอัตราเงินชดเชยหรืออัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ สนพ. ประกาศ ทั้งนี้ตามคำสั่งฯ กำหนดให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และสำนักงานพลังงานจังหวัดแจ้งเป็นหนังสือให้ผู้ค้าน้ำมันในพื้นที่ที่รับผิดชอบทราบจำนวนเงินชดเชยที่พึงได้รับหรือจำนวนเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ (หนังสือให้ผู้ค้าฯ) เพื่อให้ผู้ค้าน้ำมันยื่นเอกสารขอรับเงินชดเชยหรือส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ต่อสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ทราบภายใน 90 วัน นับแต่วันที่ได้รับหนังสือจากพลังงานจังหวัด
2. เมื่อวันที่ 25 พฤษภาคม 2558 บริษัท ซัสโก้ จำกัด (มหาชน) ได้มีหนังสือถึง สบพน. แจ้งว่าบริษัท
ซัสโก้ฯ ไม่ได้รับหนังสือให้ผู้ค้าฯ จากสำนักงานพลังงานจังหวัดสระบุรี (พนจ. สระบุรี) ในเวลาอันควร ทำให้บริษัท
ซัสโก้ฯ ไม่ได้ดำเนินการขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ มาก่อนหน้านี้ จึงขอยื่นเอกสารขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ จากการปรับราคาขายปลีกสำหรับน้ำมันคงเหลือพร้อมแนบหนังสือให้ผู้ค้าฯ เป็นจำนวนเงิน 2,781,810.78 บาท ซึ่งต่อมา สบพน. ได้มีหนังสือถึง พนจ. สระบุรี เพื่อสอบถามข้อเท็จจริง โดย พนจ. สระบุรี
ได้ชี้แจงว่า พนจ. สระบุรี ได้ส่งมอบหนังสือให้ผู้ค้าฯ ให้กับพนักงานของบริษัทที่รับจ้างทำงานให้แทปไลน์ (พนักงาน Outsource) ซึ่งพนักงานคนดังกล่าวได้เดินทางไปรับหนังสือให้ผู้ค้าฯ และได้ส่งมอบเอกสารให้บริษัทผู้ค้าน้ำมัน
5 ราย คือ (1) บริษัท ซัสโก้ ดีลเลอร์ส จำกัด (2) บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) (3) บริษัท เชฟรอน (ไทย) จำกัด (4) บริษัท เชลล์แห่งประเทศไทย จำกัด และ (5) บริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน) โดยตรงเรียบร้อยแล้ว ส่วนเอกสารของ บริษัท ซัสโก้ฯ ได้วางไว้บนโต๊ะทำงานของเจ้าหน้าที่ของ บริษัท ซัลโก้ฯ เนื่องจากเจ้าหน้าที่ไม่อยู่
ในห้องทำงาน
3. เมื่อวันที่ 10 สิงหาคม 2558 และวันที่ 3 ธันวาคม 2558 สบพน. ได้มีหนังสือถึง พนจ. สระบุรีเพื่อสอบถามว่า พนจ. สระบุรี ได้จัดส่งหนังสือให้ผู้ค้าฯ ให้แก่บริษัท ซัสโก้ฯ เมื่อใด และมีระเบียบวิธีการจัดส่งหนังสือให้ผู้ค้าฯ เป็นแบบใด ซึ่ง พนจ. สระบุรี ได้ชี้แจงว่า (1) เมื่อวันที่ 18 พฤษภาคม 2558 พนจ. สระบุรี ได้ส่งสำเนาหนังสือให้ผู้ค้าฯ ให้แก่บริษัท ซัสโก้ฯ ใหม่อีกครั้งในรูปแบบสำเนาเอกสาร เพื่อใช้แทนหนังสือให้ผู้ค้าฯ ตามที่บริษัท ซัสโก้ฯ อ้างว่ายังไม่ได้รับ และ (2) วิธีการจัดส่งเอกสารของ พนจ. สระบุรี ถ้าเป็นกรณีที่เป็นเอกสารทั่วไปจะให้ผู้ที่เกี่ยวข้องกับเอกสารสำคัญนั้น ติดต่อขอรับเอกสาร หรือจัดส่งเอกสารให้ทางจดหมายตอบรับ หรือไปส่งด้วยตนเอง แต่ถ้าเป็นกรณีการจัดส่งเอกสารเรื่องการขอรับเงินชดเชย เนื่องจากเป็นปีแรกที่ พนจ. สระบุรี เป็นผู้รับผิดชอบ สำนักงานได้ฝากส่งเอกสารให้กับเจ้าหน้าที่ของ พนักงาน Outsource
4. เมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2558 สบพน. ได้มีหนังสือถึงที่ปรึกษาคณะกรรมการสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (นายวันชาติ สันติกุญชร) เพื่อหารือข้อกฎหมายกรณีของบริษัท ซัสโก้ฯ ซึ่งที่ปรึกษาฯ ได้มีหนังสือ ตอบข้อหารือว่า การตีความเกี่ยวกับการปฏิบัติตามคำสั่งฯ อยู่ในอำนาจพิจารณาวินิจฉัยของ กบง. ตามข้อ 12 ของคำสั่งฯ ดังนั้น สบพน. ชอบที่จะรวบรวมข้อเท็จจริงส่งให้ กบง. พิจารณาดำเนินการวินิจฉัย ดังนั้น เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2559 สบพน. ได้มีหนังสือถึง สนพ. ขอให้พิจารณาเสนอ กบง. พิจารณาวินิจฉัยกรณีบริษัท ซัสโก้ฯ ขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ เกินระยะเวลา 90 วัน ซึ่ง สนพ. ได้พิจารณาจากข้อเท็จจริงทั้งหมดแล้ว และได้มีความเห็นให้
สบพน. พิจารณาดำเนินการจ่ายเงินชดเชยให้แก่บริษัท ซัสโก้ฯ เนื่องจากไม่ปรากฏหลักฐานทางข้อกฏหมายที่จะนำมาอ้างอิงสนับสนุนว่าบริษัท ซัสโก้ฯ ไม่ประสงค์ขอรับเงินชดเชย หากมีการฟ้องร้องดำเนินคดีจะมีผลเสียต่อไป
แต่เนื่องจาก สบพน. ได้ดำเนินการตรวจสอบข้อเท็จจริงจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องประกอบกับ ตามคำสั่งฯ ข้อ 12 ระบุว่า ในกรณีที่มีปัญหาในการตีความเกี่ยวกับการปฏิบัติตามคำสั่งนี้ ให้ กบง. พิจารณาวินิจฉัยและให้ถือว่าคำวินิจฉัยดังกล่าวเป็นที่สุด สบพน. จึงได้จัดทำข้อเสนอเพื่อให้ กบง. พิจารณาดำเนินการตามอำนาจหน้าที่ดังกล่าว
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงานดำเนินการตรวจสอบหลักฐานและข้อเท็จจริงที่เกี่ยวข้องให้ครบถ้วน และให้พิจารณาดำเนินการตามระเบียบและคำสั่งที่เกี่ยวข้องว่าสามารถจ่ายเงินชดเชยจำนวน 2,781,810.78 บาท ให้แก่บริษัท ซัสโก้ ดีลเลอร์ส จำกัด ได้หรือไม่ และนำมารายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายทราบต่อไป
กบง. ครั้งที่ 18 - วันพฤหัสบดีที่ 10 มีนาคม พ.ศ. 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 6/2559 (ครั้งที่18)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 10 มีนาคม พ.ศ. 2559 เวลา13.30น.
1. แนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวล
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน พลเอกอนันตพร กาญจนรัตน์ เป็นประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน นายทวารัฐ สูตะบุตร เป็นกรรมการและเลขานุการ
เรื่อง แนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวล
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานได้พิจารณาข้อสรุปผลการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวลที่คณะอนุกรรมการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวลเสนอและได้เพิ่มเติมแนวทางการแก้ไขปัญหาเป็น3แนวทางและมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯวิเคราะห์ผลกระทบทางเลือก3แนวทางเสนอกบง.พิจารณาก่อนนาเสนอกพช.เพื่อพิจารณาเห็นชอบต่อไปโดยสรุปผลการวิเคราะห์ทางเลือก 3 แนวทางได้ดังนี้
1. ทางเลือกที่ 1 ตามข้อสรุปของคณะอนุกรรมการฯคือสามารถเลือกเปลี่ยนจาก Adder เป็น FiT (สัญญาลด 3 ปี) ซึ่งจะมีผลกระทบเชิงบวกเชิงลบทั้งทางตรงและทางอ้อมได้แก่(1)ผลกระทบเชิงบวกทางตรงเช่นสลายข้อขัดแย้งและยุติคดีฟ้องร้อง(เป็นไปตามข้อร้องเรียนของผู้ประกอบการ)เกิดความเป็นธรรมเป็นFiTเหมือนกันทั้งระบบและทำให้บรรลุเป้าหมายAEDP(2)ผลกระทบเชิงบวกทางอ้อมเช่นในอนาคตภาครัฐอาจสามารถรับซื้อไฟฟ้ารูปแบบFiTที่ราคาต่ำกว่าค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ยและทำให้เกิดการกระจายการลงทุนในโรงไฟฟ้าแบบDistributed GreenGenerationซึ่งจะช่วยเสริมสร้างความมั่นคงระบบไฟฟ้า(3) ผลกระทบเชิงลบทางตรง เช่นค่า Ftเพิ่มขึ้นนามาสู่การถูกฟ้องร้องจากภาคประชาชนหรือNGOและรัฐอาจเสียประโยชน์โดยไม่จำเป็นจากFreeRider(กลุ่มโรงน้ำตาล)และ(4)ผลกระทบเชิงลบทางอ้อมเช่นอาจทำให้เกิดกรณีตัวอย่างที่ไม่พึงประสงค์ในการเรียกร้องหากอัตรารับซื้อในอนาคตสูงกว่า
2. ทางเลือกที่ 2 ให้ยกเลิกมติกพช.เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่เกี่ยวกับช่วงการเปลี่ยนผ่าน(กลุ่ม2เฉพาะเชื้อเพลิงชีวมวล) ให้เปลี่ยนกลับมาเป็นระบบAdder ทั้งหมดซึ่งจะมีผลกระทบได้แก่(1)ผลกระทบเชิงบวกทางตรงเช่นไม่เกิดผลกระทบกับค่าFtเพิ่มเติมและเกิดความเป็นธรรมโดยเป็นAdderเหมือนกันทั้งระบบ(2)ผลกระทบเชิงบวกทางอ้อมเช่นยุติปัญหาความเลื่อมล้าของราคารับซื้อไฟฟ้าและการแข่งขันด้านราคาเชื้อเพลิงชีวมวลลดลง(3)ผลกระทบเชิงลบทางตรงเช่นส่งผลต่อภาพลักษณ์ของกระทรวงพลังงานและอาจส่งผลให้ผู้ผลิตไฟฟ้าชีวมวลบางส่วนไม่สามารถแบกรับภาระต้นทุนและอาจยุติกิจการ(โดยเฉพาะกลุ่มไม่มีเชื้อเพลิงเอง)และ(4)ผลกระทบเชิงลบทางอ้อมเช่นการขับเคลื่อนแผนAEDPยากขึ้น และอาจต้องรับซื้อเพิ่มในระบบFiTในอนาคต
3. ทางเลือกที่ 3 ให้รอผลคำตัดสินของศาลและดาเนินการตามแนวทางคำตัดสินซึ่งจะมีผลกระทบได้แก่(1)ผลกระทบเชิงบวกทางตรงเช่นให้ศาลซึ่งเป็นหน่วยงานที่เป็นกลางตัดสินทำให้ไม่เกิดการครหาในการเอื้อประโยชน์แก่ภาคเอกชนและไม่กระทบต่อภาพลักษณ์ของกระทรวงพลังงาน(หากชนะคดี)(2)ผลกระทบเชิงลบทางตรงเช่น อาจมองได้ว่ากระทรวงพลังงานไม่ได้ดำเนินการแก้ไขปัญหาและหากแพ้คดีทำให้ภาครัฐอาจต้องเตรียมตั้งงบประมาณมาชดเชยค่าเสียหายของผู้ประกอบการและ(3)ผลกระทบเชิงลบทางอ้อมเช่นอาจทำให้ผู้ประกอบการอื่นๆฟ้องคดีลักษณะเดียวกันเพิ่มเติม
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมลโดยให้โครงการชีวมวลในรูปแบบAdderสามารถเลือกปรับรูปแบบAdderเป็นFiTได้ดังนี้
1. สามารถเลือกที่จะอยู่ในรูปแบบAdderอย่างเดิมต่อไปได้ ตามเงื่อนไขเดิมหรือ
2. สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนเป็นรูปแบบFiTได้โดยมีเงื่อนไขดังนี้
2.1 ได้รับอัตราFiTและFiTPremiumตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้มีมติไว้เมื่อวันที่15ธันวาคม2557
2.2 มีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบFiTเท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้20ปีปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้วและปรับลดระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้าอีกดังนี้
ดำเนินการแล้ว ภายใต้ระบบAdder | อายุโครงการคงเหลือ | ระยะเวลาที่ปรับลด |
0 -12เดือน | 19-20ปี | 4 ปี 8 เดือน (56เดือน) |
มากกว่า12- 24เดือน | 18-19ปี | 4 ปี 4 เดือน (52เดือน) |
มากกว่า 24- 36เดือน | 17-18ปี | 4 ปี 0 เดือน (48เดือน) |
มากกว่า 36- 48เดือน | 16-17ปี | 3 ปี 9 เดือน (45เดือน) |
มากกว่า 48- 60เดือน | 15-16ปี | 3 ปี 5 เดือน (41เดือน) |
มากกว่า 60- 72เดือน | 14-15ปี | 3 ปี 2 เดือน (38เดือน) |
มากกว่า 72- 84เดือน | 13-14ปี | 2 ปี 11 เดือน (35 เดือน) |
มากกว่า 84- 96เดือน | 12- 13ปี | 2 ปี 8 เดือน (32เดือน) |
มากกว่า96เดือน | น้อยกว่า12ปี | 2 ปี 3 เดือน (27เดือน) |
2.3 มีระยะเวลาคงเหลือที่จะได้รับอัตราFiTPremium เท่ากับ 8 ปีปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว
2.4 ทั้งนี้ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบFiTแล้วภาครัฐสามารถที่จะพิจารณาต่ออายุสัญญาไปอีกตามจำนวนปีที่ถูกปรับลดโดยการพิจารณาต่ออายุสัญญาจะต้องมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่คำนึงถึงผลประโยชน์สาธารณะเป็นสำคัญ
กบง. ครั้งที่ 4 - วันอังคารที่ 23 ธันวาคม พ.ศ. 2557
มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 4/2557 (ครั้งที่ 4)
วันอังคารที่ 23 ธันวาคม พ.ศ. 2557 เวลา 15.00 น.
1. มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 2/2557 (ครั้งที่ 147) เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557
2. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน นายณรงค์ชัย อัครเศรณี กรรมการและเป็นประธานที่ประชุม
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน นายประเสริฐ สินสุขประเสริฐ เป็นกรรมการและเลขานุการ(แทน)
เรื่อง มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 2/2557 (ครั้งที่ 147) เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557
สรุปสาระสำคัญ
คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุม เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ได้มีมติเห็นชอบ ดังนี้
1. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2558 (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) ได้แก่ (1) เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 (2) เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน รับไปดำเนินการประกาศหยุดรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยให้มีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ และ (3) เห็นชอบแนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT และมอบให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน รับไปดำเนินการประกาศหยุดรับคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยมีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ ส่วนโครงการที่ได้ดำเนินการยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder แล้ว แต่มีความสนใจที่จะเข้าร่วมโครงการภายใต้รูปแบบ FiT เห็นควรให้ดำเนินการ ดังนี้ 1) สำหรับกลุ่มโครงการที่ดำเนินการจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบแล้วให้โครงการดังกล่าวคงอยู่ในระบบ Adder ต่อไป 2) สำหรับกลุ่มโครงการที่ยังไม่ได้ดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว หรือเป็นโครงการที่ได้รับการอนุมัติตอบรับซื้อไฟฟ้าในปี 2557 สามารถปรับเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ได้ และ 3) สำหรับกลุ่มโครงการที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าแล้ว แต่ยังไม่ได้รับอนุมัติการตอบรับซื้อไฟฟ้า (ยังไม่มีข้อผูกพันกับภาครัฐ) สามารถปรับเปลี่ยนเป็นระบบ FiT ได้
2. หลักการ และแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 (PDP 2015) ได้แก่ เห็นชอบหลักการ และแนวทางการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015) โดยมอบหมายให้ กบง. รับหลักการและแนวทางดังกล่าว ไปจัดทำร่างแผน PDP 2015 ในรายละเอียด หลังจากนั้นมอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างแผน PDP 2015 ไปรับฟังความคิดเห็นก่อนนำเสนอ กพช. ต่อไป
3. กรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ได้แก่ (1) เห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ กรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ประกอบด้วย 1) ราคาพลังงานต้องสะท้อนต้นทุนแท้จริง 2) ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่ง ควรจะมีอัตราภาษีสรรพสามิตที่ใกล้เคียงกัน 3) กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงใช้เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาและส่งเสริมพลังงานทดแทน 4) ลดการชดเชยข้ามประเภทเชื้อเพลิง (Cross Subsidy) 5) ค่าการตลาดควรอยู่ในระดับที่เหมาะสม 6) ช่วยเหลือกลุ่มผู้มีรายได้น้อย และ 7) เก็บเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละประเภท ในอัตราที่ใกล้เคียงกันตามค่าความร้อน ส่วนรายละเอียดของแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ประกอบด้วย 1) ปรับอัตราภาษีสรรพสามิตของกลุ่มน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลให้ใกล้เคียงกันมากขึ้น อยู่ในช่วง 2.85 ถึง 5.55 บาทต่อลิตร โดยให้สะท้อนต้นทุนมลภาวะและถนนชำรุด 2) ให้กำหนดส่วนต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม 3) ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลโดยเฉลี่ยควรอยู่ในระดับที่เหมาะสมและเป็นธรรม 4) ควรมีการเก็บภาษีสรรพสามิตของก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) เช่นเดียวกับน้ำมันเชื้อเพลิงชนิดอื่น ๆ 5) สำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ให้ยกเลิกการกำหนดราคา ณ โรงกลั่นของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่ระดับ 332.7549 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยเห็นควรมอบหมายให้ กบง. รับไปกำหนดราคา ณ โรงกลั่นของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมต่อไป กำหนดราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซปิโตรเลียมเหลวสำหรับการใช้ประเภทต่าง ๆ ให้อยู่ในระดับเดียวกัน และปรับเงินจ่ายเข้า/ออกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้มีค่าใกล้ศูนย์ และ (2) มอบหมายให้ กบง. รับไปดำเนินการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในรายละเอียด ภายใต้กรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป
ทั้งนี้อยู่ระหว่างการนำเสนอมติ กพช. ดังกล่าว ต่อคณะรัฐมนตรี
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่อง การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 91E10 และ E20 ลง 1.00 บาทต่อลิตร และ ปรับลดน้ำมันดีเซลลง 3.05 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ค่าการตลาดของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 91E10 E20 และน้ำมันดีเซล ณ วันที่ 17 ธันวาคม 2557 อยู่ที่ 4.1440 2.2905 2.3298 1.9741 และ 2.2228 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
2. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ณ วันที่ 22 ธันวาคม 2557 เมื่อเปรียบเทียบราคาน้ำมันตลาดโลก ณ วันที่ 15 ธันวาคม 2557 พบว่า ราคาน้ำมันดิบดูไบ น้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลปรับตัวลดลง มาอยู่ที่ระดับ 58.60 71.01 และ 75.09 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ อัตราแลกเปลี่ยนเงินตราวันที่ 22 ธันวาคม 2557 อยู่ที่ 32.9949 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าลง 0.0453 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ และราคา ไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันของวันที่ 22 ธันวาคม 2557 อยู่ที่ 33.54 บาทต่อลิตร ลดลง 0.60 บาทต่อลิตร เมื่อเปรียบเทียบกับวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ทั้งนี้เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2557 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับลดราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 91E10 และ E20 ลง 2.00 บาทต่อลิตร ปรับลด E85 ลง 0.20 บาทต่อลิตร และปรับลดน้ำมันดีเซลลง 1.00 บาทต่อลิตร จากราคาน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลตลาดโลกที่ปรับตัวลดลง ส่งผลให้ค่าการตลาดของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 91E10 E20 E85 และน้ำมันดีเซล ณ วันที่ 23 ธันวาคม 2557 อยู่ที่ 3.8492 2.0260 2.0645 1.7394 2.7468 และ 2.3410 ซึ่งอยู่ในระดับสูงกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสม
ดังนั้น เพื่อรักษาค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 91E10 และน้ำมันดีเซลขึ้นลิตรละ 0.30 และ 0.70 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ซึ่งผลจากการปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าว จะทำให้ค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 91E10 และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 1.7645 และ 1.6410 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องเพิ่มขึ้นประมาณวันละ 39.87 ล้านบาท หรือ 1,196 ล้านบาทต่อเดือนจากมีรายรับ 4,487 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายรับ 5,683 ล้านบาทต่อเดือน ทั้งนี้ ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 21 ธันวาคม 2557 มีทรัพย์สินรวม 26,399 ล้านบาท มีหนี้สินรวม 12,165 ล้านบาท โดยมีฐานะสุทธิเป็นบวก 14,234 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
เห็นชอบอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 ธันวาคม 2557 เป็นต้นไป