![มติกบง.](/epposite/components/com_k2/images/placeholder/category.png)
มติกบง. (344)
กบง. ครั้งที่ 47 - วันพุธที่ 6 ธันวาคม 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 14/2560 (ครั้งที่ 47)
เมื่อวันพุธที่ 6 ธันวาคม 2560 เวลา 09.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
3. รายงานการตรวจสอบงบการเงิน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2559 ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
4. สรุปผลการตรวจสอบเกี่ยวกับการดำเนินงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2560
5. รายงานความเคลื่อนไหวราคาก๊าซ LPG ในรอบเดือนพฤศจิกายน 2560
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
เจ้าหน้าที่สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ได้รายงานภาพรวมเศรษฐกิจโลกว่ามีการเติบโตอยู่ที่ประมาณร้อยละ 3.6 เนื่องมาจากการขยายตัวทางเศรษฐกิจของประเทศสหรัฐฯ และประเทศอินเดีย ส่งผลให้ปริมาณความต้องการน้ำมันดิบเพิ่มมากขึ้น โดยสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก มีดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบช่วงเดือนพฤศจิกายน 2560 มีทิศทางปรับตัวสูงขึ้น เนื่องจากกลุ่มโอเปคขยายระยะเวลาในการลดปริมาณการผลิตน้ำมันดิบจากเดิมที่จะสิ้นสุดในเดือนมีนาคม 2561 ไปเป็นสิ้นสุดเดือนธันวาคม 2561 การปิดซ่อมท่อขนส่งน้ำมันดิบระหว่างประเทศแคนาดาไปสหรัฐฯ และหลายประเทศเข้าสู่ฤดูหนาว รวมทั้งประเทศจีนเพิ่มปริมาณการสำรองน้ำมันดิบ (2) ราคาก๊าซ LPG มีทิศทางปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น โดยราคา CP (Contract Price) ในเดือนธันวาคม 2560 ปรับเพิ่มขึ้น 15 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน มาอยู่ที่ 590 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากราคาน้ำมันดิบที่ปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น และหลายประเทศเข้าสู่ฤดูหนาว รวมทั้งประเทศสหรัฐฯ ประสบภัยธรรมชาติ และปริมาณสำรองก๊าซ LPG ของประเทศสหรัฐฯ และญี่ปุ่นลดลงต่อเนื่อง (3) ราคาถ่านหินในเดือนพฤศจิกายน 2560 มีแนวโน้มปรับตัวลดลง เนื่องจากประเทศไต้หวันและจีนลดกำลังผลิตไฟฟ้าถ่านหินลงเพื่อลดปัญหาสิ่งแวดล้อม และ (4) ราคาก๊าซ LNG มีทิศทางปรับตัวเพิ่มขึ้นเนื่องจากโครงการ LNG ของประเทศออสเตรีย อินโดนีเซีย ปาปัวนิวกินี ลดปริมาณการผลิตลง ประเทศเกาหลีใต้เพิ่มปริมาณการสั่งซื้อก๊าซ LNG รวมทั้งปริมาณความต้องการของทวีปยุโรปและประเทศสหรัฐฯ เพิ่มสูงขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
ความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผน Gas Plan 2015 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ไตรมาสที่ 3 ปี 2560 สรุปได้ดังนี้
(1) อัตราการใช้ก๊าซฯ เฉลี่ย 8 เดือนของปี 2560 อยู่ที่ 4,725 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ในแผนร้อยละ 6 และสัดส่วนการใช้ก๊าซฯ ในภาคไฟฟ้าเปรียบเทียบกับเชื้อเพลิงชนิดอื่นในช่วงเดือนมกราคมถึงกันยายน 2560 เฉลี่ยอยู่ที่ร้อยละ 60 สำหรับการรักษาระดับการผลิตก๊าซฯ ซึ่งพระราชบัญญัติ ปิโตรเลียม และพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ 7) พ.ศ. 2560 มีผลบังคับใช้แล้วเมื่อวันที่ 23 มิถุนายน 2560 และ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติอยู่ระหว่างจัดทำกฎหมายลำดับรอง ประกอบด้วย กฎกระทรวงและประกาศคณะกรรมการปิโตรเลียม โดยประกาศเรื่อง หลักเกณฑ์และวิธีการกำหนดพื้นที่ที่จะดำเนินการสำรวจหรือผลิตปิโตรเลียมในรูปแบบของสัมปทาน สัญญาแบ่งปันผลผลิต หรือสัญญาจ้างบริการได้ลงราชกิจจานุเบกษาแล้วเมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2560 ส่วนกฎกระทรวงเกี่ยวกับเรื่อง แบ่งปันผลผลิต (Production Sharing Contarct : PSC) จำนวน 3 ฉบับ คณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาแล้วเสร็จ 2 ฉบับ กฎกระทรวงเกี่ยวกับค่าธรรมเนียม 1 ฉบับ คณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาแล้วเสร็จ ส่วนกฎกระทรวงเกี่ยวกับสัญญาจ้าง (Service Contract : SC) 4 ฉบับ ได้ยกร่างแล้วเสร็จ 1 ฉบับ ส่วนอีก 3 ฉบับ ชธ. อยู่ระหว่างยกร่าง รวมทั้ง ชธ. อยู่ระหว่างดำเนินการร่างหลักเกณฑ์และข้อกำหนดที่จะใช้ในการเปิดประมูล (2) การเปิดให้ยื่นขอสิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ จะดำเนินการหลังจากได้ข้อสรุปเรื่องการบริหารจัดการแปลงสัมปทานแหล่งที่จะหมดอายุแล้วเสร็จ (3) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ที่ผลิตจากอ่าวไทยให้มีประสิทธิภาพ ลดก๊าซจากอ่าวไทยที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ เพื่อใช้ให้เกิดประโยชน์สูงสุด มีผลการดำเนินงานโดยอัตราก๊าซที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ ในเดือนมกราคม – กันยายน 2560 อยู่ที่ระดับวันละ 416 ล้านลูกบาศก์ฟุต โดยเฉลี่ยต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ และต่ำกว่าค่าเฉลี่ยในช่วงเดียวกันของปี 2558 สำหรับความก้าวหน้า เรื่องหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG อย่างมีประสิทธิภาพ ชธ. ได้ดำเนินโครงการศึกษานโยบายด้านราคาและองค์ประกอบของ LNG ที่เหมาะสมกับประเทศไทย โดยเมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2560 ได้มีการรับฟังความคิดเห็นผลการศึกษาและอยู่ระหว่างจัดทำแผนพัฒนา LNG สำหรับความคืบหน้าของงานด้านการมีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขันการก่อสร้าง LNG Terminal แห่งใหม่ ของ ปตท. (ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี) ภายในปี 2565 เพื่อรองรับการเติบโตของปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติ อยู่ระหว่างการทำ EIA ส่วนการก่อสร้างและติดตั้ง FSRU ของ กฟผ. (ขนาด 5 ล้านตันต่อปี) ในอ่าวไทยตอนบน ภายในปี 2567 สำหรับป้อนโรงไฟฟ้าพระนครเหนือและพระนครใต้ เพื่อเพิ่มการแข่งขันในธุรกิจ LNG และสนองต่อยุทธศาสตร์ความมั่นคงในการจัดหาพลังงาน ซึ่งให้มีการรายงานความก้าวหน้าของโครงการเป็นระยะ เพื่อประเมินความเสี่ยงของโครงการและเตรียมแผนรองรับ โดยปัจจุบันอยู่ระหว่างการจัดจ้างที่ปรึกษาเพื่อดำเนินการออกแบบ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2560 คณะกรรมการสถาบันบริหารกองทุนพลังงานอนุมัติให้ออกงบการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2559 และเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2560 สตง. ในฐานะผู้สอบบัญชีกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ได้จัดส่งรายงานของผู้สอบบัญชีและงบการเงิน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2559 ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง มายังสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) สรุปได้ดังนี้ ณ สิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2559 มีสินทรัพย์รวม 51,522 ล้านบาท เพิ่มจากปีก่อน 2,260 มีหนี้สินรวม 5,333 ล้านบาท หนี้สินส่วนใหญ่เป็นค่าชดเชยรอการตรวจสอบและรายการค่าชดเชยราคาค้างจ่าย ทั้งนี้หนี้สินเพิ่มขึ้นจากปีก่อน 3,768 ล้านบาท ส่วนผลการดำเนินงานสำหรับปีงบประมาณ 2559 มีรายได้รวม 14,449 ล้านบาท มีค่าใช้จ่ายรวม 15,597 ล้านบาท ส่งผลให้มีรายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ จำนวน 1,508 ล้านบาท โดย สตง. ไม่มีประเด็นที่เป็นข้อสังเกตจากการตรวจสอบงบการเงิน ซึ่ง สบพน. จะนำเสนอผลการตรวจสอบต่อ กบง. และกระทรวงการคลังต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 สรุปผลการตรวจสอบเกี่ยวกับการดำเนินงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. ในปีงบประมาณ 2560 ผู้ตรวจสอบภายในของ สบพน. ปฏิบัติหน้าที่ตรวจสอบการดำเนินงานกองทุนน้ำมันฯ สรุปได้ดังนี้ (1) การตรวจสอบการนำส่งเงินเข้าบัญชีกองทุนน้ำมันฯ สำหรับไตรมาสที่ 1 ปีงบประมาณ 2560 (เดือนตุลาคม – เดือนธันวาคม 2559) เป็นเงินจำนวน 2,265,071,359.29 บาท พบว่า หน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้นำเงินส่งเข้าบัญชีกองทุนน้ำมันฯ ภายใน 2 วันทำการนับแต่วันที่ได้รับเงิน และส่วนใหญ่จัดทำรายละเอียดพร้อมแนบสำเนาใบนำฝากเงิน ส่งให้ สบพน. ภายใน 3 วันทำการนับแต่วันที่ได้นำเงินฝากเข้าบัญชีกองทุน ซึ่งเป็นไปตามระยะเวลาที่ระเบียบฯ กำหนดไว้ (2) การควบคุมการเบิก-จ่าย และติดตามการใช้จ่ายเงินของโครงการของ 3 หน่วยงาน คือ กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จากสำนักบริหารการเงินและบัญชีกองทุน (สงบ.) ที่ สบพน. สิ้นสุดไตรมาสที่ 3/2560 จำนวน 4 โครงการ สรุปได้ว่า การเบิกจ่ายเป็นไปตามแผนการใช้จ่ายเงิน 2 โครงการ ไม่เป็นไปตามแผน 1 โครงการ และมีการปรับปรุงแก้ไขรายละเอียดของโครงการ 1 โครงการ (2) การควบคุมการเบิก – จ่าย และติดตามการใช้จ่ายเงินงบบริหาร ในปีงบประมาณ 2560 มีหน่วยงานที่ได้รับการตรวจสอบจำนวน 3 หน่วยงาน ได้แก่ สบพน. กรมศุลกากร และ สป.พน. เป็นงบบริหารที่ได้รับอนุมัติในปีงบประมาณ 2559 – 2560 ผลการตรวจสอบ พบว่า การเบิก-จ่ายเงินเป็นไปตามแผนการใช้จ่ายเงินที่ได้รับอนุมัติ มีการส่งคืนเงินเหลือจ่ายพร้อมดอกผลให้กองทุนน้ำมันฯ ภายในระยะเวลาตามที่ระเบียบฯ กำหนดไว้ (3) การบันทึกบัญชี พบว่า มีการบันทึกรายการเบิก – จ่าย และคืนเงินคงเหลือพร้อมดอกผลเข้าระบบ GFMIS ของกรมบัญชีกลาง และเป็นไปตามระบบบัญชีกองทุนน้ำมันฯ ที่กรมบัญชีกลางกำหนดไว้ (4) การจัดทำรายงานรับ – จ่ายเงิน พบว่า มีการจัดทำรายงานแล้วเสร็จภายในวันที่ 15 ของเดือนถัดไปตามระยะเวลาที่ระเบียบฯ ข้อ 23 กำหนดไว้ (5) การควบคุมภายใน ผู้รับผิดชอบของหน่วยงานที่ได้รับอนุมัติให้ใช้เงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง มีระบบการควบคุมภายในเกี่ยวกับการเบิกจ่ายเงินโครงการและงบบริหารที่เหมาะสม สามารถค้นหาเอกสารได้ง่ายมีการทำบันทึกขอเบิกเงินตามมติที่ได้รับอนุมัติ และมีผู้อำนวยการสำนักบริหารการเงินและบัญชีกองทุน ของ สบพน. ทำบันทึกเสนอผู้อำนวยการสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน พิจารณาอนุมัติจ่ายเงินทุกครั้ง
2. สรุปผลการตรวจสอบภาพรวมมีการเบิกเงินโครงการและงบบริหารเป็นไปตามแผนการใช้เงินที่ได้รับอนุมัติ มีการปฏิบัติงานเป็นไปตามระเบียบฯ มีความเสี่ยงด้านการปฏิบัติงาน (Operational Risk) ความเสี่ยงทางด้านการเงิน (Financial Risk) และ ความเสี่ยงด้านการปฏิบัติตามกฎ ระเบียบ (Compliance Risk) อยู่ในระดับต่ำ มีการควบคุมภายในด้านการเบิก -จ่าย และติดตามการใช้จ่ายเงินอยู่ในระดับที่เหมาะสม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานความเคลื่อนไหวราคาก๊าซ LPG ในรอบเดือนพฤศจิกายน 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ก๊าซ LPG ในเดือนธันวาคม 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) ปริมาณการผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 520,580 ตัน ความต้องการใช้ภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 539,238 ตัน ทำให้มีส่วนที่ขาดอยู่ประมาณ 18,657 ตัน ซึ่งจะถูกชดเชยด้วยการนำเข้า โดยมีปริมาณการนำเข้าอยู่ที่ประมาณ 70,000 ตัน โดยในจำนวนนี้เป็นการนำเข้ามาเพื่อการส่งออก (re – export) จำนวน 26,000 ตัน และในเดือนธันวาคม 2560 คาดว่าจะมีปริมาณการส่งออกก๊าซ LPG ซึ่งมาจากการผลิตภายในประเทศประมาณ 27,500 ตัน (2) สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ในเดือนธันวาคม 2560 ราคาก๊าซ LPG (CP) อยู่ที่ 580 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนพฤศจิกายน 2560 ที่ 2.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) ราคาก๊าซ LPG เดือนพฤศจิกายน 2560 รายสัปดาห์ ราคาก๊าซ LPG cargo เฉลี่ยสัปดาห์ที่ 4 ของเดือนพฤศจิกายน 2560 อยู่ที่ 572 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากสัปดาห์ก่อน 4.30 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG นำเข้า (LPG cargo + X) เฉลี่ยสัปดาห์ที่ 4 ของเดือนพฤศจิกายน 2560 อยู่ที่ 20.4263 บาทต่อกิโลกรัม (620.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ปรับตัวลดลงจากสัปดาห์ก่อน 0.0449 บาทต่อกิโลกรัม (4) ต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากกลุ่มโรงแยกฯ (เดือนพฤศจิกายน 2560 – มกราคม 2561) ได้แก่ ต้นทุนของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ 13.3723 บาทต่อกิโลกรัม (406.22 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ต้นทุนของบริษัท ปตท. สผ. สยาม จำกัด อยู่ที่ 14.50 บาทต่อกิโลกรัม (440.47 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และต้นทุนของบริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อยู่ที่ 14.50 บาทต่อกิโลกรัม (440.47 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และ (5) อัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยสัปดาห์ที่ 4 ของเดือนพฤศจิกายน 2560 อยู่ที่ 32.9191 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากสัปดาห์ก่อนที่ 0.2643 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ในส่วนของกรอบราคาสำหรับกำกับการแข่งขันเท่ากับ 0.67 บาทต่อกิโลกรัม
2. สนพ. ได้ออกประกาศ กบง. ฉบับที่ 27 พ.ศ. 2560 เรื่องการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราชดเชย และอัตราเงินคืนกองทุนสำหรับก๊าซตามหลักเกณฑ์การคำนวณโครงสร้างราคาก๊าซ โดยมีการคำนวณอัตราเงินกองทุน #1 รายสัปดาห์ เดือนพฤศจิกายน 2560 ตามหลักเกณฑ์ที่ กบง. ได้มีมติ เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2560 ดังนี้ (1) กำหนดอัตราเก็บเงินเข้ากองทุนจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ 1 - 6 ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ที่อัตรา 6.3840 บาทต่อกิโลกรัม โดยมาจากต้นทุนโรงแยกฯ สัปดาห์ที่ 4 อยู่ที่ 13.3723 บาทต่อกิโลกรัม เมื่อบวกกับอัตราเงินสำหรับส่งเสริมให้เกิดการแข่งขัน ที่ 0.67 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้เพดานราคาขั้นสูงของโรงแยกฯ อยู่ที่ 14.0423 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งต่ำกว่าราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) จำนวน 6.3840 บาทต่อกิโลกรัม (2) กำหนดอัตราเก็บเงินเข้ากองทุนจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ที่อัตรา 1.2908 บาทต่อกิโลกรัม โดยมาจากต้นทุนโรงแยกฯ ของบริษัท ปตท.สผ. จำกัด อยู่ที่ 14.5000 บาทต่อกิโลกรัม เมื่อเทียบกับอัตราเงินสำหรับส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันที่ 0.67 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้เพดานราคาขั้นสูงของโรงแยกฯ ของบริษัท ปตท.สผ. จำกัด อยู่ที่ 15.1700 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งต่ำกว่าราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) จำนวน 5.2563 บาทต่อกิโลกรัม แต่ต้องหักภาษีและกองทุนน้ำมันฯ #2 จำนวน 3.9055 บาทต่อกิโลกรัม และ(3) กำหนดอัตราเก็บเงินเข้ากองทุนจากโรงแยกฯ ของบริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) ที่อัตรา 3.876 บาทต่อกิโลกรัม โดยมาจากต้นทุนโรงแยกฯ ของบริษัท ยูเอซีฯ สัปดาห์ที่ 4 อยู่ที่ 14.5000 บาทต่อกิโลกรัม เมื่อเทียบกับอัตราเงินสำหรับส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันที่ 0.67 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้เพดานราคาขั้นสูงของโรงแยกฯ บริษัท ยูเอซีฯ อยู่ที่ 15.7000 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งต่ำกว่าราคาโรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) จำนวน 5.2563 บาทต่อกิโลกรัม
3. จากการกำหนดอัตราเงินเข้ากองทุนดังกล่าวข้างต้นส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ สัปดาห์ที่ 4 ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ#1) มีรายรับ 1,248 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 2,199 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย 950 ล้านบาทต่อเดือน และราคาขายปลีกระหว่างสัปดาห์ที่ 1 ถึงสัปดาห์ที่ 4 ไม่มีการเปลี่ยนแปลง คือ อยู่ที่ 21.15 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับมติ กบง. ที่มอบหมายให้ผู้ค้ามาตรา 7 แจ้งราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนและภาคขนส่งต่อ สนพ. ผลปรากฏว่า ผู้ค้าก๊าซ LPG จำนวน 11 บริษัท แจ้งการเปลี่ยนแปลงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ซึ่งมีรายละเอียดราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังและราคาขายปลีกก๊าซ LPG สถานีบริการบรรจุถัง แสดงอยู่บนหน้าเว็บไซต์ สนพ.
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง. ครั้งที่ 44 - วันพุธที่ 4 ตุลาคม 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 11/2560 (ครั้งที่ 44)
เมื่อวันพุธที่ 4 ตุลาคม 2560 เวลา 14.00 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
3. การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
5. แนวทางดำเนินการโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี
6. แผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2561
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบช่วงเดือนกันยายน 2560 มีการปรับตัวเพิ่มสูงขึ้นมาอยู่ในระดับ 59 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ซึ่งสูงสุดในรอบ 2 ปี เนื่องจากโอเปคมีท่าทีที่จะขยายระยะเวลาในการลดปริมาณการผลิต และเหตุความไม่สงบทางการเมืองของประเทศผู้ผลิตในตะวันออกกลาง รวมทั้งปริมาณน้ำมันดิบสำรองของโลกและปริมาณน้ำมันดิบสำรองเชิงพาณิชย์ของประเทศสหรัฐฯ ลดลง โดยในภาพรวมคาดว่าในช่วงเดือนตุลาคม – ธันวาคม 2560 ราคาน้ำมันดิบจะเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 50 – 51 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล แต่ทั้งนี้ช่วงกลางเดือนตุลาคม 2560 ราคาน้ำมันดิบอาจจะมีการผันผวนค่อนข้างสูงเนื่องจากประเทศจีนจะมีการประชุมเกี่ยวกับนโยบายทางการเมือง และจะมีการเลือกตั้งภายในประเทศญี่ปุ่น ซึ่งอาจจะส่งผลกระทบต่อตลาดน้ำมันดิบ (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนตุลาคม 2560 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 88 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยราคา CP (Contract Price) อยู่ที่ 578 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน สาเหตุหลักมาจากภัยธรรมชาติในประเทศสหรัฐฯ ส่งผลกระทบต่อ ท่าส่งออกก๊าซ LPG (3) ราคาถ่านหินมีทิศทางปรับตัวลดลง เนื่องจากเหตุความไม่สงบของประเทศออสเตรเลีย เริ่มคลี่คลายลง รวมทั้งปริมาณสำรองก๊าซ LPG ของประเทศจีนเพิ่มสูงขึ้น และ (4) ราคาก๊าซ LNG ในเดือนกันยายน 2560 มีทิศทางปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยเฉลี่ยอยู่ที่ 7.20 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เนื่องจากปริมาณความต้องการของทวีปเอเชียเพิ่มสูงขึ้นเพื่อสำรองสำหรับฤดูหนาว รวมทั้งนโยบายของประเทศจีนที่รณรงค์ให้ลดการใช้ถ่านหินทำให้ความต้องการก๊าซ LNG เพิ่มขึ้น ทั้งนี้ ในช่วงไตรมาสที่ 4 คาดว่าราคาก๊าซ LNG จะยังปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องโดยจะเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 8 – 9 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เนื่องจากโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ของประเทศฝรั่งเศลจะมีการปิดซ่อมบำรุงทำให้ความต้องการก๊าซ LNG เพิ่มขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
เป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนในปี 2560 ตามแผน AEDP 2015 แบ่งเป็น 3 ด้าน ดังนี้ (1) การใช้พลังงานทดแทนผลิตไฟฟ้า โดยมีการติดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนรายเทคโนโลยี ได้แก่ ขยะชุมชน ขยะอุตสาหกรรม พลังงานน้ำขนาดเล็ก ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และพลังน้ำขนาดใหญ่ มีเป้าหมายสะสมถึงสิ้นปี 2560 อยู่ที่ 9,327.15 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 33,580.65 ล้านหน่วย และ ณ เดือนมิถุนายน 2560 มีผลการดำเนินการสะสม จำนวน 9,988.06 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 15,221.20 ล้านหน่วย และเมื่อพิจารณาการดำเนินการจ่ายไฟเข้าระบบของโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน ปี 2560 พบว่า มีการกำหนดแผนจะจ่ายไฟเข้าระบบ จำนวน 1,280.71 เมกะวัตต์ และ ณ เดือนมิถุนายน 2560 โรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนสามารถจ่ายไฟเข้าระบบได้แล้ว จำนวน 280.30 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ จะมีการเปิดรับซื้อไฟฟ้าแบบ SPP Hybrid-Firm จำนวน 300 เมกะวัตต์ และ VSPP Semi-Firm จำนวน 269 เมกะวัตต์ อย่างไรก็ตามคาดว่าผลสะสมถึงสิ้นปี 2560 จะมี 10,988.47 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 31,908.27 ล้านหน่วย (2) การใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน ได้แก่ ขยะ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ พลังงานแสงอาทิตย์ และพลังงานความร้อนทางเลือกอื่น (เช่น พลังงานจากใต้พิภพ น้ำมันจากยางรถยนต์ที่ใช้แล้ว) จำนวน 7,115.10 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ คิดเป็นร้อยละ 8.70 ของการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย โดย ณ เดือนมิถุนายน 2560 มีการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน จำนวน 3,565.47 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ คิดเป็นร้อยละ 8.88 ของการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อพลังงานทั้งหมด และ (3) การใช้เชื้อเพลิงชีวภาพในภาคขนส่ง มีเป้าหมายอยู่ที่ 1,869.51 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ได้แก่ เอทานอล 3.84 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 714.82 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และไบโอดีเซล 3.67 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 1,154.69 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) ณ เดือนมิถุนายน 2560 มีการใช้เอทานอล จำนวน 3.89 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 359.09 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และ ไบโอดีเซล จำนวน 3.60 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 561.68 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) โดยสรุปในปี 2560 มีเป้าหมายเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนตามแผน AEDP 2015 อยู่ที่ร้อยละ 14.48 ในเดือนมิถุนายน 2560 สามารถดำเนินการเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน ได้เป็นร้อยละ 14.41 และคาดการณ์ผลการดำเนินการ ณ สิ้นปี 2560 จะสามารถเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนได้อยู่ที่ร้อยละ 14.50
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 29 สิงหาคม 2560 สำนักงานนโยบายและแผยพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีหนังสือขอเชิญอัยการสูงสุดเข้าร่วมประชุม กบง. ในวันที่ 5 กันยายน 2560 ในระเบียบวาระที่ 4.3 เรื่องการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล และอัยการผู้เชี่ยวชาญพิเศษ (นายโกเมท ทองภิญโญชัย) ได้รับมอบหมายเป็นผู้แทนสำนักงานอัยการสูงสุดเข้าร่วมประชุม ซึ่งในการประชุมเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 กบง. ได้มีมติเห็นชอบวิธีการบรรเทาความเดือดร้อนให้กับผู้ประกอบการโรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ตามที่คณะทำงานแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวลเสนอ และเห็นควรนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. เมื่อวันที่ 14 กันยายน 2560 อัยการผู้เชี่ยวชาญพิเศษ (นายโกเมท ทองภิญโญชัย) ได้มีหนังสือเรื่อง รายงานผลการเข้าร่วมการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 ถึงประธาน กบง. โดยเสนอหนังสือผ่านมา ที่ สนพ. โดยมีความเห็นเกี่ยวกับการพิจารณาวิธีการบรรเทาความเดือดร้อนให้กับผู้ประกอบการโรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ดังนี้ (1) รมว.พน. ในฐานะประธาน กบง. ไม่ได้ให้ผู้แทนสำนักงานอัยการสูงสุดชี้แจงแต่อย่างใด (2) คณะทำงานแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวลเป็นเพียงคณะทำงานที่ศึกษาข้อเท็จจริง มิใช่คณะอนุกรรมการภายใต้อำนาจหน้าที่ กบง. ดังนั้น ระเบียบวาระที่ 4.3 จึงอาจไม่สอดคล้องกับคำสั่งแต่งตั้ง กบง. (3) ไม่ปรากฏว่า เลขาฯ กบง. ได้จัดส่งเอกสารเกี่ยวกับคำร้อง มติคณะรัฐมนตรี ระเบียบ รวมทั้งสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้ผู้แทนสำนักงานอัยการสูงสุดประกอบการพิจารณา (4) ไม่ปรากฏข้อเท็จจริงว่า เรื่องนี้เกิดจากความผิดของคู่สัญญาใด หน่วยงานรัฐมีส่วนทำให้เกิดความเสียหายหรือไม่ เพียงใด (5) การให้ กกพ. พิจารณาเงื่อนไขการยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันฯ ไม่อาจพิจารณาได้ว่า การยกเว้นปฏิบัติตามสัญญาเป็นหน้าที่ของหน่วยงานใด และคู่สัญญาแสดงความยินยอมหรือไม่ และ (6) การพิจารณาของคณะทำงานฯ ยังไม่ครอบคลุมถึงผลกระทบกับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในคราวเดียวกันทั้งระบบ อย่างเสมอภาคเท่าเทียมกัน ซึ่งต่อมา เมื่อวันที่ 18 กันยายน 2560 สนพ. ได้มีหนังสือถึงกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการคณะทำงานฯ พิจารณาประเด็นต่างๆ ของอัยการผู้เชี่ยวชาญพิเศษ (นายโกเมท ทองภิญโญชัย) และหารือในคณะทำงานฯ เพื่อให้ได้ข้อสรุปและนำเสนอ กบง. ต่อไป
3. เมื่อวันที่ 22 กันยายน 2560 ที่ปรึกษารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (พลเอกณัฐติพล กนกโชติ) ประธานคณะทำงานฯ ได้รายงานผลต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รมว.พน.) และ รมว.พน. เห็นชอบให้ พพ. ในฐานะฝ่ายเลขาฯ คณะทำงานฯ ทำหนังสือชี้แจง นายโกเมทฯ ตามประเด็นที่นายโกเมทฯ เสนอ และประสานฝ่ายเลขาฯ กบง. เพื่อทราบต่อไป ซึ่งเมื่อวันที่ 2 ตุลาคม 2560 พพ. ได้มีหนังสือชี้แจง นายโกเมท ทองภิญโญชัย เพื่อทราบแล้ว โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) คำสั่งกระทรวงพลังงานที่ 21/2560 ลงวันที่ 28 มิถุนายน 2560 รมว.พน. แต่งตั้งคณะทำงานแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล โดยมีที่ปรึกษารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เป็นประธานคณะทำงานและมีผู้แทนสำนักงานอัยการสูงสุดเป็นหนึ่งในคณะทำงานฯ (นายพิเชษฐ์ เนียมนัด) ซึ่งคณะทำงานฯ มีอำนาจหน้าที่ในการตรวจสอบและศึกษาข้อเท็จจริง และเสนอแนวทางการแก้ไขปัญหาต่อ รมว.พน. เพื่อให้ความเห็นชอบ และดำเนินการต่อไป (2) เมื่อวันที่ 29 สิงหาคม 2560 ฝ่ายเลขานุการของ กบง. ได้จัดส่งเอกสารวาระการประชุม กบง. ครั้งที่ 10/2560 (ครั้งที่ 43) วาระที่ 4.3 เรื่อง การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวลให้อัยการสูงสุด ส่วนเอกสารเกี่ยวกับคำร้อง มติคณะระฐมนตรี ระเบียบ รวมทั้งสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่างๆ แม้ว่า ฝ่ายเลขาฯ กบง. จะไม่ได้จัดส่งให้ แต่ในการประชุมคณะทำงานฯ ครั้งที่ 1/2560 เมื่อวันที่ 14 กรกฎาคม 2560 ได้ชี้แจงถึงความเป็นมาและเอกสารคำร้องในที่ประชุมแล้ว และผู้แทนสำนักงานอัยการสูงสุดในคณะทำงานฯ ไม่ได้ร้องขอเอกสารเพิ่มเติมแต่อย่างใด รวมทั้งการเชิญอัยการสูงสุดเข้าร่วมประชุม กบง. เพื่อให้ความเห็นแก่ กบง. หากมีประเด็นด้านกฎหมายที่ กบง. อาจจะมีข้อสงสัย (3) ในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 ประธาน กบง. ได้เปิดโอกาสให้ผู้เข้าร่วมการประชุมได้แสดงความคิดเห็นในประเด็นที่เกี่ยวข้องด้วยแล้ว (4) คณะทำงานแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล เป็นคณะทำงานฯ ที่ดำเนินการศึกษารวบรวมข้อเท็จจริง และพิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าชีวมวล เพื่อเสนอ รมว.พน. พิจารณา ก่อนที่จะนำเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป (5) การประชุมคณะทำงานฯ ครั้งที่ 1/2560 เมื่อวันที่ 14 กรกฎาคม 2560 ที่ประชุมรับทราบว่า การประชุมนี้ มีวัตถุประสงค์เพื่อเยียวยาปัญหาที่เกิดขึ้นของโรงไฟฟ้าชีวมวล SPP และ VSPP ที่เคยเป็น SPP มาก่อน ทั้งนี้ เรื่องการแก้ไขปัญหานี้ไม่ได้เป็นประเด็นความผิดของฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งแต่อย่างใด (6) ในการประชุมคณะทำงานฯ ครั้งที่ 2/2560 เมื่อวันที่ 16 สิงหาคม 2560 ที่ประชุมฯ มีมติเห็นชอบให้เสนอ กบง. เรื่อง ให้สำนักงาน กกพ. ทำการพิจารณาเงื่อนไขการยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันในการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและการส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้า เพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็น FiT ได้ (7) ในที่ประชุม กบง. ครั้งที่ 10/2560 เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 ผู้แทนสำนักงาน กกพ. ได้ชี้แจงว่า สามารถเปลี่ยนแปลงและ/หรือเพิ่มเติมเงื่อนไขท้ายสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ โดยสำนักงาน กกพ.จะพิจารณาหลักเกณฑ์และวิธีการในการเปลี่ยนแปลงรูปแบบเป็น FiT ต่อไป และ (8) การพิจารณาแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ในครั้งนี้ มีแนวทางการพิจารณาและดำเนินการเช่นเดียวกับการแก้ไขปัญหาชีวมวลสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้ให้ความเห็นชอบ เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ซึ่งเป็นการดำเนินการเพื่อให้ครอบคลุมทั้งระบบ อย่างเสมอภาคและเท่าเทียมกัน
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นใน 2 ประเด็น ดังนี้ (1) ประเด็นเกี่ยวกับหน้าที่คณะทำงานฯ และการผูกพันต่อ กบง. ได้แก่ 1) คณะทำงานฯ มีอำนาจหน้าที่ในการจัดทำข้อเสนอแนวทางการแก้ไขปัญหาต่อข้อร้องเรียนหรือข้อเสนอของผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าชีวมวล เพื่อให้ได้มาซึ่งข้อยุติร่วมกัน 2) จากรายงานผลการดำเนินงานของคณะทำงานฯ เมื่อวันที่ 28 สิงหาคม 2560 ปรากฏว่าชมรมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ได้ขอให้นำเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาของผู้ประกอบการ SPP ชีวมวล และ 3) เมื่อวันที่ 1 กันยายน 2560 พพ. ได้มีหนังสือถึง สนพ. แจ้งเรื่องวาระที่ขอเสนอต่อ กบง. เพื่อทราบ จำนวน 2 วาระ และเพื่อพิจารณา จำนวน 1 วาระ ซึ่งคือเรื่อง การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล และ (2) ประเด็นการจัดเตรียมเอกสารให้ กบง. ได้แก่ 1) แม้ว่าในคราวการประชุม กบง. คราวที่แล้ว ฝ่ายเลขานุการฯ อาจจะไม่ได้เตรียมเอกสารต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง เพื่อประกอบการพิจารณาของ กบง. ด้วย เพราะทราบว่าคณะทำงานซึ่งมีองค์ประกอบร่วมจากทุกฝ่าย (ภาครัฐ ผู้ประกอบการ และนักวิชาการ) พิจารณาประเด็นต่างๆ มาเรียบร้อยแล้ว และ 2) แต่ในการประชุมครั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เตรียมเอกสารต่างๆ มาเสนอต่อที่ประชุมครบถ้วน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้นำเรื่องการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาให้ความเห็นชอบ ตามที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานได้ให้ความเห็นชอบแล้ว เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ โดยมีมติที่เกี่ยวข้องกับกลไกการบริหารกองทุนน้ำมันฯ ดังนี้ (1) ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนการผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก (ยกเลิกกองทุน#1) ยกเว้นในกรณีที่มีความแตกต่างอย่างมีนัยสำคัญ (2) ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพราคา และ (3) สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งอาจสามารถเสนอ กบง. ในการใช้กลไกกองทุน#1 ได้
2. เมื่อวันที่ 18 สิงหาคม 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG ดังนี้ (1) เห็นชอบการคำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของ บริษัท ปตท. สผ. สยาม จำกัด โดยใช้ต้นทุนของการผลิตของตนเอง (Cost Plus) ตามสูตรการคำนวณที่กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติกำหนดไว้เดิม และ (2) เห็นชอบการคำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของ บริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) (UAC) โดยใช้ราคาต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ ของตนเอง (Cost Plus) โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ศึกษาต้นทุนให้แล้วเสร็จภายใน 3 เดือน โดยในระหว่างนี้ให้ใช้ต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG เท่ากับต้นทุนของบริษัท ปตท. สผ. สยาม จำกัด ไปพลางก่อน
3. สถานการณ์ก๊าซ LPG สำหรับแผนในช่วง 6 เดือนถัดไป (ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2560 ถึงเดือน มีนาคม 2561) สรุปได้ดังนี้ ปริมาณการผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณเดือนละ 489,235 – 538,749 ตัน ความต้องการใช้ภายในประเทศอยู่ที่ประมาณเดือนละ 516,424 – 549,391 ตัน ทำให้มีส่วนที่ขาดอยู่ประมาณเดือนละ 1,385 – 27,188 ตัน ซึ่งชดเชยด้วยการนำเข้าโดยมีปริมาณนำเข้าอยู่ประมาณเดือนละ 47,500-48,000 ตัน ในจำนวนนี้เป็นการนำเข้ามาเพื่อการส่งออก (re-export) เดือนละ 3,500 -4,000 ตัน สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ในเดือนตุลาคม 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 577.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อนหน้า 87.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG นำเข้า อยู่ที่ 622 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกฯ อยู่ที่ 399เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. สผ.สยามจำกัดและบริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อยู่ที่ 453 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนกันยายน 2560 อยู่ที่ 33.3160 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากเดือนก่อนหน้า 0.1132 บาท ต่อเหรียญสหรัฐฯ
4. จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วง 3 เดือน (เดือนสิงหาคม – เดือนตุลาคม 2560) ที่ผ่านมามีการปรับตัวเพิ่มขึ้นสูงถึง 222.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (หรือ 7.09 บาทต่อกิโลกรัม) ซึ่งในอดีตเหตุการณ์แบบนี้ไม่ค่อยเกิดขึ้นบ่อยนัก ดังนั้นในช่วงเหตุการณ์ผิดปกติภาครัฐควรมีมาตรการพิเศษในการชะลอการขึ้นราคาขายปลีกในประเทศเพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อค่าครองชีพมากเกินไป รวมถึงให้ประชาชนมีเวลาปรับตัวกับราคาก๊าซ LPG ที่จะเพิ่มขึ้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงมีความเห็นว่าถ้าราคาก๊าซ LPG นำเข้า (CP+X) สูงเกินกว่า 550 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ซึ่งเป็นราคาที่ส่งผลกระทบต่อราคาขายปลีกในประเทศและสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นอย่างมาก ควรมีการปรับเกณฑ์การเก็บส่วนต่างราคากรณีราคา CP+X สูงกว่าหรือต่ำกว่าต้นทุนกลุ่มโรงแยกก๊าซ LPG เกิน 0.67 บาทต่อกิโลกรัม (หรือกรอบราคาสำหรับติดตามการแข่งขัน ± 0.67 บาทต่อกิโลกรัม หรือ ± 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็นศูนย์ เป็นการชั่วคราวจนกว่าราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกจะอยู่ในระดับปกติ ซึ่งจะส่งผลให้กองทุน# 1 มีรายรับเพิ่มขึ้นจากเดิมประมาณ 140 ล้านบาทต่อเดือน ทั้งนี้สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับเพิ่มขึ้น 3.0246 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 17.6970 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 20.7216 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในเดือนตุลาคม 2560 มีราคาอยู่ที่ 13.3049 บาทต่อกิโลกรัม ที่ไม่มีกรอบราคาสำหรับติดตามการแข่งขันส่งผลให้ต้นทุนต่ำกว่าราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) 7.4167 บาทต่อกิโลกรัม จึงเห็นสมควรเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่อัตรา 7.4167 บาทต่อกิโลกรัม และต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. สผ.สยามจำกัด และบริษัทยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) ของในเดือนตุลาคม 2560 อยู่ที่ 15.1000 บาทต่อกิโลกรัม ที่ไม่มีกรอบราคาสำหรับติดตามการแข่งขันส่งผลให้ต้นทุนต่ำกว่าราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) 5.6216 บาทต่อกิโลกรัมจึงเห็นสมควรเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. สผ.สยามจำกัด และบริษัทยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) ที่อัตรา 5.6216 บาทต่อกิโลกรัม
5. จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องส่งผลให้ต้นทุนก๊าซ LPG เดือนตุลาคม 2560 ปรับเพิ่มขึ้น 3.0246 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อไม่ให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ส่งผลกระทบต่อประชาชนมากเกินไป ประกอบกับกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนก๊าซ LPG ยังคงมีเงินสะสมอยู่ 5,342 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อรักษาเสถียรภาพราคา 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 คงราคาขายปลีก ที่ 21.15 บาทต่อกิโลกรัม โดยกองทุนน้ำมันฯ ปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชย 3.0246 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 3.5719 บาทต่อกิโลกรัม เป็นชดเชย 6.5965 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกคงเดิมที่ 21.15 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย - 773 ล้านบาทต่อเดือน แนวทางที่ 2 ปรับราคาขายปลีก เป็น 21.82 บาทต่อกิโลกรัม (เพิ่มขึ้น 10 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม) โดยกองทุนน้ำมันฯ ปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชย 2.4000 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 3.5719 บาทต่อกิโลกรัม เป็นชดเชย 5.9719 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 0.67 บาทต่อกิโลกรัม จาก 21.15 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 21.82 บาทต่อกิโลกรัม (หรือ 10 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม) ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย - 552 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ศึกษาการกำหนดกรอบราคาสำหรับติดตามการแข่งขันกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ และ ศึกษาการอ้างอิงราคา CP หรือ CP Spot (รายวัน) หรือ CP Spot (วันสุดท้ายของเดือน) หรือ CP Spot (เฉลี่ย 30 วัน) กรณีราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกอยู่ในช่วงปรับราคาขึ้นหรือปรับราคาลงจะมีผลกระทบอย่างไร
2. เห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามแนวทางที่ 1 คงราคาขายปลีก กองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 6.5965 บาทต่อกิโลกรัม ดังนี้
(1) ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง กิโลกรัมละ 6.7467 บาท ทั้งนี้ไม่รวมถึงก๊าซที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร และก๊าซที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อำเภอกงไกรลาศ จังหวัดสุโขทัย
(2) ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ของบริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อำเภอกงไกรลาศ จังหวัดสุโขทัย ที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง กิโลกรัมละ 4.9516 บาท
(3) ให้กำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง กิโลกรัมละ 6.5965 บาท ทั้งนี้ไม่รวมถึงก๊าซที่ซื้อหรือได้มาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร
(4) ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ซื้อหรือได้มาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร กิโลกรัมละ 0.7421 บาท
(5) กรณีก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนกิโลกรัมละ 0.70 บาท แต่ทั้งนี้ไม่รวมถึงก๊าซที่นำเข้า มาในราชอาณาจักรหรือก๊าซที่ผลิตจากก๊าซที่นำเข้ามาใช้ในราชอาณาจักรตามที่ได้แจ้งต่อกรมธุรกิจพลังงานก่อนนำเข้ามาในราชอาณาจักร
(6) กรณีก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 และได้รับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันแล้วให้ส่งเงินชดเชยคืนกองทุน กิโลกรัมละ 6.5965 บาท
3. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 24 พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนด อัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนกองทุน สำหรับก๊าซ
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 5 ตุลาคม 2560 เป็นต้นไป
4. มอบหมายกรมการค้าภายใน กระทรวงพาณิชย์ ตรวจสอบราคาและกลไกราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถัง 15 กิโลกรัม หลังจากการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG มีการปรับขึ้นราคาหรือลดราคาขายปลีกก๊าซ LPG และผู้บริโภคได้รับประโยชน์จริงหรือไม่
เรื่องที่ 5 แนวทางดำเนินการโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี
สรุปสาระสำคัญ
1. หลังจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ออกประกาศเพื่อขยายระยะเวลาเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า โครงการนำร่อง (Pilot Project) โดยขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อระบบฯ จากกำหนดเดิมวันที่ 31 มีนาคม 2560 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2560 พบว่า ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2560 สถานะการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ภายใต้โครงการนำร่องการส่งเสริมติดตั้งโซล่าร์รูฟเสรี มีการเชื่อมต่อแล้วรวมทั้งสิ้น 180 ราย กำลังการผลิตรวม 5.63 เมกะวัตต์ (กฟน. จำนวน 153 ราย กำลังการผลิต 3.93 เมกะวัตต์ และ กฟภ. จำนวน 27 ราย กำลังการผลิต 1.70 เมกะวัตต์) ต่อมาเมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2560 คณะทำงานกำหนดแนวทางและประสานงานกำกับติดตามโครงการนำร่อง การส่งเสริมติดตั้งโซลาร์รูฟแบบเสรี (ระบบผลิตไฟฟ้าด้วยแสงอาทิตย์สำหรับบ้าน และอาคาร) ได้ให้จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัยรายงานความก้าวหน้าผลการดำเนินงานโครงการนำร่องฯ โดยจุฬาฯ ได้นำเสนอผลการวิเคราะห์ทางเทคนิค ข้อเสนอแนะด้านนโยบาย ปัญหาอุปสรรค เป็นต้น ซึ่ง พพ.พิจารณารายละเอียดแล้ว ได้จัดทำข้อสรุปเพื่อเสนอเป็นแนวทางขยายผลดำเนินการโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรีต่อไป
2. โครงการนำร่อง (Pilot project) การส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี กำหนดให้ติดตั้งเพื่อผลิตไฟฟ้าใช้เองเท่านั้น ไม่มีการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือใช้แต่อย่างใด และจากผลการศึกษาในโครงการนำร่องฯ พบว่าหากมีการติดตั้งโซลาร์รูฟในสัดส่วนที่เหมาะสม (PV/Load ratio น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 40) จะทำให้ลดภาระการใช้ไฟฟ้าได้และมีความเหมาะสม หากมีการติดตั้งโซลาร์รูฟในสัดส่วนที่เพิ่มขึ้น (PV/Load ratio มากกว่าร้อยละ 40) จะเริ่มมีไฟฟ้าส่วนเกินกว่าการใช้ไฟฟ้าในช่วงกลางวันเพิ่มมากขึ้นเรื่อยๆ ตามขนาดการติดตั้งที่สูงขึ้น ทั้งนี้การกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสม จะเป็นการสร้างแรงจูงใจให้มีการติดตั้งโซลาร์รูฟมากขึ้น และเป็นกลไกทางราคาที่ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าไม่ติดตั้งโซลาร์รูฟขนาดใหญ่เกินความจำเป็น คณะทำงานกำหนดแนวทางดำเนินการฯ ได้ประชุมติดตามและหารือ เพื่อพิจารณาแนวทางดำเนินการโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรีในระยะต่อไป โดยสรุปหลักการส่งเสริมการติดตั้ง ดังนี้ (1) ส่งเสริมให้มีการติดตั้งโซลาร์รูฟ โดยเน้นให้มีการผลิตไฟฟ้าใช้เองเป็นหลัก เพื่อให้ผู้ใช้ไฟฟ้าลดภาระค่าไฟฟ้าของตนเอง และภาครัฐลดภาระการนำเข้าเชื้อเพลิงเพื่อผลิตไฟฟ้า และลดความต้องการไฟฟ้าในช่วงกลางวัน (2) มีการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินเพื่อรัฐสามารถนำไฟฟ้าส่วนเกินมาใช้ประโยชน์ได้ และเป็นการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟในระยะยาว (3) รับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินในราคาต่ำกว่าค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ย จะช่วยให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าของประเทศลดลง (ช่วยลดค่า Ft) และเป็นกลไกทางราคาที่ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าไม่ติดตั้งโซลาร์รูฟที่มีขนาดใหญ่เกินความจำเป็น (4) กำหนดปริมาณการรับซื้อให้เหมาะสมกับเป้าหมาย AEDP 2015 และนโยบายการเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานหมุนเวียนของรัฐบาล และ (5) มีการทบทวนราคารับซื้อและปริมาณรับซื้ออย่างต่อเนื่อง ซึ่งจากข้อมูลสถิติจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าในประเทศประจำเดือนกรกฎาคม 2560 ของ กฟน. และ กฟภ. แบ่งตามประเภทต่างๆ ได้แก่ บ้านอยู่อาศัย กิจการขนาดเล็ก กิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ และอื่นๆ พบว่า สัดส่วนผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านที่อยู่อาศัยกับกิจการขนาดเล็กจะมีสัดส่วนจำนวนรายผู้ใช้ไฟฟ้าสูง แต่ปริมาณการใช้ไฟฟ้ามีปริมาณต่อรายต่ำ เมื่อเทียบกับกิจการขนาดใหญ่หรือกิจการขนาดกลางจะมีสัดส่วนของหน่วยการใช้ไฟฟ้าเฉลี่ยสูงกว่า
3. พพ. ได้ประเมินผลการดำเนินงานโครงการนำร่อง (Pilot project) การส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี และได้ประชุมหารือคณะทำงานฯ จึงได้จัดทำสรุปข้อเสนอโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี ดังนี้ (1) รูปแบบการส่งเสริมสนับสนุน เสนอรูปแบบ Net Billing ให้นับรอบรายเดือน โดยไม่มีการสะสมเครดิตหน่วยไฟฟ้าและให้คิดมูลค่าการซื้อไฟฟ้าและมูลค่าการขายไฟฟ้า โดยมีบิลแสดงอย่างชัดเจน (2) ปริมาณเป้าหมายและพื้นที่ รับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินในเฟสแรกในปี 2561 จำนวน 300 เมกะวัตต์ โดยรับซื้อในกลุ่มอาคารธุรกิจ/โรงงาน ประมาณร้อยละ 87 และกลุ่มบ้านอยู่อาศัย ร้อยละ 13 (3) ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง เห็นควรใช้รูปแบบและวิธีการกำหนดขนาดกำลังผลิตติดตั้งโซล่าร์รูฟเหมือนกับโครงการนำร่องฯ โดยกำหนดตามพิกัดกระแสของมิเตอร์ไฟฟ้าของบ้านอาศัยหรืออาคารธุรกิจ/โรงงานหรือข้อแนะนำตามอัตราส่วนโหลดช่วงกลางวัน สำหรับโรงงานหากมีขนาดกำลังการผลิตติดตั้งมากกว่าหรือเท่ากับ 1 เมกะวัตต์ ให้พิจารณาขนาดตามศักยภาพของสายส่งในการเชื่อมต่อและปฏิบัติตามข้อกำหนด กฎระเบียบของการไฟฟ้าฯ และข้อกำหนดอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง (4) อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกิน เห็นควรกำหนด 3 ราคา โดยให้อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินจากบ้านอาศัยมีอัตราที่สูงกว่าการรับซื้อไฟฟ้าจากอาคารธุรกิจ/โรงงาน โดยบ้านอาศัยราคา 2.50 บาทต่อหน่วย คงที่ระยะเวลา 25 ปี อาคารธุรกิจ/โรงงาน (ขนาดติดตั้งน้อยกว่า 1 เมกะวัตต์) ราคา 1.00 บาทต่อหน่วย คงที่ ระยะเวลา 25 ปี อาคารธุรกิจ/โรงงงาน (ขนาดติดตั้งมากกว่าหรือเท่ากับ 1 เมกะวัตต์) ราคา 0.50 บาทต่อหน่วย คงที่ระยะเวลา 25 ปี โดยจะสามารถวิเคราะห์ผลตอบแทนการลงทุนโซลาร์รูฟอย่างเสรี สรุปได้ดังนี้ กรณีอัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินบ้านอาศัย ที่อัตรา 2.50 บาทต่อหน่วย คงที่เป็นระยะเวลา 25 ปี โดยอัตรา 2.50 บาทต่อหน่วย (เทียบเคียงกับระดับราคาค่าไฟฟ้าขายส่งในปัจจุบัน 2.73 บาทต่อหน่วย) โดยจะทำให้ได้รับผลตอบแทน IRR ร้อยละ 8.0 และคืนทุนภายในเวลาประมาณ 10.4 ปี กรณีอัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินอาคาร/โรงงาน ขนาดติดตั้งน้อยกว่า 1 เมกะวัตต์ ที่อัตรา 1.00 บาทต่อหน่วย คงที่เป็นระยะเวลา 25 ปี หากผู้ประกอบการได้รับสิทธิประโยชน์สูงสุดร้อยละ 50 จาก BOI จะทำให้ได้รับผลตอบแทน IRR ร้อยละ 18.3 และคืนทุนภายในเวลาประมาณ 5.5 ปี หากไม่สามารถใช้สิทธิประโยชน์จาก BOI จะทำให้ได้รับผลตอบแทน IRR ร้อยละ 8.1 และคืนทุนภายในเวลาประมาณ 10.5 ปี และหากได้รับสิทธิประโยชน์บางส่วน ผลตอบแทนก็จะลดลงตามสัดส่วน และกรณีอัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินอาคาร/โรงงาน ขนาดติดตั้งมากกว่าหรือเท่ากับ 1 เมกะวัตต์ ที่ 0.50 บาทต่อหน่วย คงที่เป็นระยะเวลา 25 ปี หากผู้ประกอบการได้รับสิทธิประโยชน์สูงสุดร้อยละ 50 จาก BOI จะทำให้ได้รับผลตอบแทน IRR ร้อยละ 18.6 และคืนทุนภายในเวลาประมาณ 5.4 ปี หากไม่สามารถใช้สิทธิประโยชน์จาก BOI จะทำให้ได้รับผลตอบแทน IRR ร้อยละ 8.1 และคืนทุนภายในเวลาประมาณ 10.4 ปี และหากได้รับสิทธิประโยชน์บางส่วน ผลตอบแทนก็จะลดลงตามสัดส่วน และ (5) บ้านอาศัย และอาคาร/โรงงาน ที่เข้าร่วมโครงการนำร่องฯ/กลุ่มขนานเครื่อง ซึ่งมีรูปแบบการส่งเสริมลักษณะเดียวกัน มีสิทธิ์เข้าร่วมโครงการเพื่อจำหน่ายไฟฟ้าส่วนเกินให้กับระบบจำหน่ายของ กฟน. และ กฟภ. ได้ในอัตราและเงื่อนไขเดียวกัน แต่ต้องปฏิบัติให้เป็นไปตามระเบียบ ข้อกำหนดที่เกี่ยวข้องของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้ให้ความเห็นเพิ่มเติมเกี่ยวกับการดำเนินงาน ดังนี้ 1) หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ควรพิจารณาเรื่องการปรับปรุงระเบียบการเชื่อมต่อ (Grid code) ให้สามารถรองรับปริมาณ Solar Rooftop อย่างเหมาะสมได้ 2) ควรพิจารณาปรับปรุงการลดขั้นตอน กฎระเบียบ ระยะเวลาในการขอใบอนุญาตที่เกี่ยวข้อง (เช่น ใบอนุญาตผลิต ติดตั้ง การเชื่อมต่อ Grid เป็นต้น) เพื่อเป็นการอำนวยความสะดวกให้แก่ผู้เข้าร่วมโครงการ 3) ควรกำหนดให้มีการจัดเก็บข้อมูลการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา ที่มีการเชื่อมต่อกับการไฟฟ้า โดยให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เป็นศูนย์กลางเพื่อที่การไฟฟ้า ฝ่ายจำหน่ายจะได้มีข้อมูลในการปรับปรุงระบบจำหน่าย และกระทรวงพลังงาน (สนพ.) จะสามารถคาดการณ์ และวางแผนการพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสมต่อไปได้ และ 4) ควรกำหนดรูปแบบ ขั้นตอน และวิธีการ ในการพิจารณาผู้มีความประสงค์จะเข้าร่วมโครงการให้ชัดเจน
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน หารือร่วมกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค การไฟฟ้านครหลวง และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อจัดทำแนวทางดำเนินการโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรีให้ชัดเจนและนำมาเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาอีกครั้งก่อนนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 6 แผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2561
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 พฤศจิกายน 2557 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้อนุมัติกรอบแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง งบบริหาร 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 ต่อมาเมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2559 กบง.ได้อนุมัติเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560 งบบริหาร วงเงิน 21,938,200 บาท ให้ 5 หน่วยงาน ได้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมสรรพสามิต กรมศุลกากร สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) เป็นจำนวน 10,532,400 บาท 2,192,900 บาท 6,699,800 บาท 1,145,100 บาท และ 1,368,000 บาท ตามลำดับ โดยงบประมาณทุกหมวดรายจ่ายสามารถนำมาถัวจ่ายได้ทุกรายการ และให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2560 เป็นต้นไป รวมทั้งอนุมัติให้ดำเนินงานโครงการจำนวน 3 โครงการ จำนวนเงินรวม 17,625,600 บาท โดยให้ใช้จ่ายจากเงินกองทุนน้ำมันฯ งบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2560
2. สรุปผลการใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันฯ ปีงบประมาณ 2560 ณ สิ้นเดือนกันยายน 2560 ของ 5 หน่วยงาน ได้ดังนี้ (1) เงินงบบริหาร มีผลการเบิกจ่ายจำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 14,223,300 บาท หรือร้อยละ 64 โดยแบ่งออกเป็น สป.พน. จำนวน 5,479,700 บาท หรือร้อยละ 52 สนพ. จำนวน 1,235,600 บาท หรือร้อยละ 56 กรมสรรพสามิต จำนวน 6,098,200 บาท หรือร้อยละ 91 กรมศุลกากร จำนวน 417,300 บาท หรือร้อยละ 36 และ สบพน. จำนวน 992,500 บาท หรือร้อยละ 73 และ (2) งบค่าใช้จ่ายอื่น วงเงิน 300 ล้านบาท ได้มีการอนุมัติให้ดำเนินโครงการจำนวน 3 โครงการ จำนวนเงินรวม 17,625,600 บาท คงเหลือ 282,374,400 บาท มีโครงการที่ดำเนินการแล้วเสร็จจำนวน 1 โครงการ อยู่ระหว่างดำเนินงาน 1 โครงการ และขอปรับปรุงรายละเอียดโครงการจำนวน 1 โครงการ ดังนี้ 1) โครงการการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติ กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ของ สบพน. ได้รับอนุมัติ วงเงิน 4,100,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 8 เดือน โดย สบพน. ได้จัดจ้างมูลนิธิเพื่อสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (PTIT) ระยะเวลา 6 เดือน (วันที่ 1 ธันวาคม 2559 – 29 พฤษภาคม 2560 วงเงิน 4,076,807 บาท โดย PTIT ได้ดำเนินโครงการเสร็จเรียบร้อยแล้วตามระยะเวลาของสัญญา และได้ส่งงานตามข้อกำหนดโครงการ เช่น ร่างแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันฯ ระยะสั้น ระยะกลาง ระยะยาว และแผนรองรับกรณีวิกฤตน้ำมันเชื้อเพลิง เป็นต้น และ สบพน. ได้เบิกจ่ายเงินและปิดโครงการ ภายในระยะเวลาที่ อบน. ได้อนุมัติไว้ 2) โครงการจัดจ้างที่ปรึกษาด้านกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับกรมธุรกิจพลังงาน ของ ธพ. ได้รับอนุมัติ วงเงิน 600,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 15 เดือน ธพ. ได้จัดจ้างที่ปรึกษาเป็นระยะเวลา 11 เดือน (วันที่ 1 พฤศจิกายน 2559 – 30 กันยายน 2560) วงเงิน 550,000 บาทซึ่งปรึกษาได้ดำเนินการดูแล และแก้ไขกฎหมายต่างๆ เช่น ร่างพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 และอนุบัญญัติ ที่ออกตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เป็นต้น โดย ณ สิ้นเดือนมิถุนายน 2560 ธพ. ได้เบิกจ่ายเงินไปแล้วทั้งสิ้น 400,000 บาท คงเหลืออีก 150,000 บาท ซึ่งคาดว่าจะเบิกจ่ายแล้วเสร็จภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2560 ตามที่ อบน. ได้อนุมัติไว้ และ 3) ธพ. ได้ขออนุมัติปรับปรุงแก้ไขรายละเอียดโครงการฯ และขอเปลี่ยนไปใช้งบค่าใช้จ่ายอื่น ปี 2561
3. เมื่อวันที่ 18 กันยายน 2560 คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (อบน.) ได้รับทราบผลการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560 และได้พิจารณาแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2561 และได้มีมติดังนี้ (1) มอบหมายให้ สป.พน. สนพ. กรมสรรพสามิต กรมศุลกากร และ สบพน. หารือกับฝ่ายเลขานุการฯ เพื่อทบทวนแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง งบบริหาร ปีงบประมาณ 2561 ให้มีความเหมาะสมโดยให้พิจารณาผลการเบิกจ่ายจริงของปีที่ผ่านมาประกอบ การตั้งคำขอเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง งบบริหารในปีงบประมาณ 2561 และนำเสนอ อบน. ในการประชุม ครั้งต่อไป และ (2) เห็นชอบงบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2561 จำนวน 300,000,000 บาท เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลาง โดยเบื้องต้น อบน. ได้อนุมัติในหลักการให้หน่วยงานดำเนินโครงการ จำนวน 5 โครงการ รวมเป็นเงิน 43,915,157 บาท ดังนี้ 1) โครงการศึกษาสภาวะการแข่งขันในตลาดค้าปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับยานยนต์ (สพน.) ระยะเวลาดำเนินการ 15 เดือน วงเงิน 5,396,545 บาท 2) โครงการพัฒนาระบบฐานข้อมูลสถานที่เก็บและปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงสำรองของประเทศ (ธพ.) ระยะเวลาดำเนินการ 12 เดือน วงเงิน 4,500,000 บาท 3) โครงการจัดตั้งศูนย์สอบและทะเบียนผู้ปฏิบัติงานตามกฎหมายควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง (ธพ.) ระยะเวลาดำเนินการ 8 เดือน วงเงิน 7,294,600 บาท 4) โครงการจัดตั้งศูนย์ทดสอบแบบไม่ทำลาย (NDT) (ธพ.) ระยะเวลาดำเนินการ 12 เดือน วงเงิน 14,000,000 บาท และ 5) โครงการศึกษาการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ ของประเทศไทย (Strategic Petroleum Reserve: SPR) (ธพ.) ระยะเวลาดำเนินการ 9 เดือน วงเงิน 12,724,012 บาท
4. เมื่อวันที่ 22 กันยายน 2560 อบน. ได้มีมติอนุมัติแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง งบบริหาร ปีงบประมาณ 2561 ของทั้ง 5 หน่วยงาน เป็นจำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 16,698,100 บาท โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2560 เป็นต้นไป โดยแบ่งเป็น (1) สป.พน. วงเงิน 6,634,300 บาท (2) สนพ. วงเงิน 1,392,000 บาท (3) กรมสรรพสามิต วงเงิน 6,649,800 บาท (4) กรมศุลกากร วงเงิน 1,030,100 บาท และ (5) สบพน. วงเงิน 991,900 บาท ทั้งนี้ สำหรับในส่วนรายจ่ายหมวดครุภัณฑ์ของกรมสรรพสามิต ที่ประชุมได้มอบหมายให้กรมสรรพสามิตจัดทำรายละเอียดข้อมูลจำเพาะ (Specification) และเหตุผลความจำเป็นประกอบในคำขอด้วย และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2561 เสนอ กบง. ต่อไป ซึ่งจากการที่ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสอบถามข้อมูลการจัดซื้อครุภัณฑ์ของกรมสรรพสามิต ในช่วงปี 2557 – 2560 พบว่า กรมสรรพสามิตได้มีการจัดซื้อคอมพิวเตอร์โน๊ตบุ๊คและคอมพิวเตอร์ตั้งโต๊ะไปแล้ว จำนวนรวม 25 เครื่อง และหากรวมที่ขอจัดซื้อเพิ่มเติมในปี 2561 จะรวมเป็น 33 เครื่อง ซึ่งเกินจำนวนลูกจ้างที่ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ จัดจ้างมาช่วยปฏิบัติหน้าที่ ซึ่งมีจำนวน 23 คน
มติของที่ประชุม
รับทราบผลการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560 และอนุมัติในหลักการแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันฯ ปีงบประมาณ 2561 โดยมอบหมายให้ อบน. ไปทบทวนรายละเอียดเงินงบบริหารของ 5 หน่วยงาน และงบค่าใช้จ่ายอื่น จำนวน 5 โครงการ ให้มีความสอดคล้องกับวัตถุประสงค์การใช้จ่ายเงินของกองทุนน้ำมันฯ ตามระเบียบกระทรวงพลังงานว่าด้วยการฝากและการเบิกจ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2556 และให้นำกลับมาเสนอ กบง. อีกครั้ง
กบง. ครั้งที่ 43 - วันอังคารที่ 5 กันยายน 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 10/2560 (ครั้งที่ 43)
เมื่อวันอังคารที่ 5 กันยายน 2560 เวลา 14.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
2. รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558-2579 (EEP 2015) ไตรมาสที่ 2 ปี 2560
3. รายงานผลการศึกษาวิเคราะห์โครงการนำร่องการส่งเสริมการติดตั้งโซล่าร์รูฟอย่างเสรี
5. แนวทางการปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุนและแผนการบริหารจัดการคุณภาพ NGV ในระยะยาว
6. การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
8. มาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นางเอมอร ชีพสุมล)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบช่วงเดือนสิงหาคม 2560 มีความผันผวนอยู่ในระดับ 50 – 53 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เนื่องจากกลุ่มโอเปคปรับลดปริมาณการผลิตน้ำมันดิบลง ประเทศสหรัฐฯ ประสบภัยธรรมชาติทำให้ปริมาณการการผลิตน้ำมันดิบลดลง รวมทั้งในเดือนกันยายน 2560 จะมีการประชุมของกลุ่มโอเปคซึ่งอาจจะมีการควบคุมหรือปรับลดปริมาณการผลิตอีกครั้ง นอกจากนี้ยังมีเหตุความไม่สงบในประเทศเวเนซุเอลาทำให้ต้องหยุดกระบวนการผลิตน้ำมันดิบ แต่ทั้งนี้ในเดือนกันยายน – เดือนตุลาคม 2560 จะเป็นช่วงปิดซ่อมบำรุงโรงกลั่นทั่วโลกทำให้ความต้องการน้ำมันดิบของโรงกลั่นลดลง จึงคาดการณ์ว่าราคาน้ำมันดิบจะยังทรงตัวอยู่ที่ประมาณ 50 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนกันยายน 2560 ยังมีแนวโน้มที่จะปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยราคา CP (Contract Price) อยู่ที่ 490 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากภัยธรรมชาติในประเทศสหรัฐฯ ส่งผลกระทบต่อท่าส่งออกก๊าซ LPG และในช่วงเดือนสิงหาคม 2560 ประเทศจีนผลิตก๊าซ LPG ลดลงจึงต้องมีการนำเข้าให้เพียงพอกับความต้องการ รวมทั้งหลายประเทศเริ่มเข้าสู่ฤดูหนาวทำให้ทิศทางความต้องการก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น และจากการที่ประเทศสหรัฐฯ ประสบภัยธรรมชาติจึงไม่สามารถผลิตน้ำมันเบนซินได้ทำให้ความต้องการก๊าซบิวเทนเพิ่มขึ้นเพื่อนำไปใช้ทดแทน ภาคปิโตรเคมีของทวีปเอเชียมีความเติบโตค่อนข้างสูงทำให้ความต้องการก๊าซโพเพนมีจำนวนเพิ่มขึ้น (3) ราคาถ่านหินมีทิศทางปรับตัวลดลง เนื่องจากปัญหาด้านเทคนิคในการผลิตถ่านหินของประเทศออสเตรเลียเริ่มคลี่คลายลง และโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ของประเทศอินเดียและเกาหลีใต้เริ่มเปิดดำเนินการทำให้ความต้องการถ่านหินเพื่อใช้ผลิตไฟฟ้าลดลง และ (4) ราคาก๊าซ LNG ในเดือนสิงหาคม 2560 ราคาปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยเฉลี่ยอยู่ที่ 6.10 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เนื่องจากประเทศออสเตรเลียหยุดการผลิตจำนวน 8 – 9 ล้านตัน และความต้องการของประเทศจีนและเกาหลีใต้เพิ่มขึ้นเนื่องจากประสบสภาพอากาศร้อน ประเทศนอร์เวย์ปรับลดกำลังการผลิตลง รวมทั้งการเตรียมความพร้อมของหลายประเทศที่จะเข้าสู่ฤดูหนาวทำให้เริ่มมีการสำรองก๊าซ LNG โดยในเดือนตุลาคมคาดว่าราคาก๊าซ LNG อาจจะปรับตัวสูงขึ้นอีก
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
ความคืบหน้าการดำเนินการตามแผน EEP 2015 ไตรมาสที่ 2 ปี 2560 สรุปได้ดังนี้ จากเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานจากทุกมาตรการในปี 2560 กำหนดไว้ที่ 1,270 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) แบ่งเป็นเป้าหมายที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่ง จำนวน 703 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และคิดเป็นเป้าหมายเฉพาะมาตรการในภาคขนส่ง เช่น การใช้มาตรการกำหนดภาษีสรรพสามิตเพื่อส่งเสริมรถประหยัดพลังงาน การติดฉลาก ECO Sticker สำหรับรถยนต์ เป็นต้น ซึ่งมีเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานปี พ.ศ. 2560 อยู่ที่ 567 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ โดยในปี 2560 ในส่วนของมาตรการที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่ง (การจัดการโรงงานและอาคารควบคุม การใช้เกณฑ์มาตรฐานอาคาร การใช้เกณฑ์มาตรฐานและติดฉลากอุปกรณ์ การสนับสนุนด้านการเงิน และการส่งเสริมการใช้หลอด LED) มีเป้าหมายผลประหยัดตามแผนและผลประหยัดที่คาดว่าจะได้รับอยู่ที่ 703 และ 789 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ตามลำดับ และหากรวมมาตรการในภาคขนส่ง จะมีเป้าหมายผลประหยัดตามแผนและผลประหยัดที่คาดว่าจะได้รับอยู่ที่ 1,270 และ 1,305 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ตามลำดับ โดยความคืบหน้าในภาคขนส่ง ในช่วงเดือนมกราคม – กรกฎาคม 2560 มีการติดฉลากแสดงประสิทธิภาพยานยนต์ (Eco-sticker) คิดเป็นผลประหยัด 23.20 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ แต่ทั้งนี้ คณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่งได้มอบหมายให้ พพ. ดำเนินการทบทวนมาตรการด้านขนส่งให้มีความเหมาะสมมากยิ่งขึ้น ซึ่งปัจจุบัน พพ. อยู่ระหว่างการดำเนินงาน โดยผลประหยัด ณ สิ้นเดือนกรกฎาคม 2560 รวมภาคขนส่งอยู่ที่ 292.45 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และสิ้นปีคาดว่าจะอยู่ที่ประมาณ 800 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานผลการศึกษาวิเคราะห์โครงการนำร่องการส่งเสริมการติดตั้งโซล่าร์รูฟอย่างเสรี
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2558 สภาปฏิรูปแห่งชาติ (สปช.) ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอโครงการปฏิรูปเร็ว (Quick win) เรื่อง โครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี เมื่อวันที่ 7 พฤษภาคม 2558 ที่ประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบหลักการการดำเนินโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี และเมื่อวันที่ 5 มกราคม 2559 กบง. ได้มีมติรับทราบแนวทางดำเนินงานโครงการนำร่อง (Pilot Project) การส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี โดยหลักการสำคัญ คือ การผลิตไฟฟ้าใช้เองเท่านั้น โดยให้ พพ. จัดตั้งคณะทำงานกำหนดแนวทางและประสานงาน กำกับติดตามโครงการนำร่องการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี (ระบบผลิตไฟฟ้าด้วยแสงอาทิตย์สำหรับบ้านและอาคาร) ต่อมาเมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2559 กบง. ได้รับทราบการจัดตั้งคณะทำงานฯ และรับทราบหลักเกณฑ์และแนวทางการดำเนินโครงการนำร่องฯ ซึ่งหลังจากคณะทำงานฯ ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการฯ แล้ว ได้นำส่งให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาออกระเบียบและออกประกาศ รวมทั้ง พพ. ได้จัดจ้างจุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ดำเนินการศึกษาวิเคราะห์ ติดตาม และประเมินผลการดำเนินโครงการนำร่องฯ ต่อมาเมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2559 กกพ. ได้ออกประกาศการเข้าร่วมโครงการนำร่องฯ โดยกำหนดปริมาณรวม 100 เมกะวัตต์ ในพื้นที่ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และกำหนดให้ระบบโซลาร์รูฟต้องเชื่อมต่อเข้าระบบจำหน่ายของ กฟน. และ กฟภ. ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 31 มกราคม 2560 ซึ่งเมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560 กบง. รับทราบการขอขยายระยะเวลาเชื่อมต่อโครงข่ายไฟฟ้าจากวันที่ 31 มกราคม 2560 เป็นวันที่ 31 มีนาคม 2560 โดย สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ออกประกาศขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อ ต่อมาเมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2560 และเมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2560 กบง. ได้รับทราบแนวทางการดำเนินโครงการในประเด็นการขอขยายระยะเวลาเชื่อมต่อโครงข่ายไฟฟ้าจากวันที่ 31 มีนาคม 2560 เป็นวันที่ 30 มิถุนายน 2560 ของระบบโครงข่ายไฟฟ้าสำหรับโครงการนำร่อง (Pilot Project) โดยขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อระบบเฉพาะผู้ที่ได้รับใบแจ้งยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาต ทั้งนี้ หากสิ้นสุดการขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อระบบฯ ดังกล่าว ให้การไฟฟ้าที่เกี่ยวข้องแจ้งต่อสำนักงาน กกพ. เพื่อยกเลิกใบอนุญาตสำหรับผู้ที่ไม่ได้ดำเนินการ โดย กกพ. ได้ออกประกาศ เรื่อง การขยายระยะเวลาเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า โครงการนำร่อง (Pilot Project) การผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาอย่างเสรี (ครั้งที่ 2) จากกำหนดเดิมเป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2560 ประกาศ ณ วันที่ 22 มิถุนายน 2560 ซึ่งจากการรายงานผลสถานะการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าของ กฟน. และ กฟภ. ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2560 พบว่า มีการเชื่อมต่อแล้วรวมทั้งสิ้น 180 ราย กำลังการผลิตรวม 5.63 เมกะวัตต์ (กฟน. 153 ราย กำลังการผลิต 3.93 เมกะวัตต์ และ กฟภ. 27 ราย 1.70 เมกะวัตต์) ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2560 จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ได้นำเสนอผลการวิเคราะห์ทางเทคนิค เรื่อง ผลกระทบต่อ Peak Load ข้อเสนอแนะด้านนโยบาย ปัญหาอุปสรรค เป็นต้น ต่อคณะทำงานฯ ซึ่งคณะทำงานฯ เห็นควรรายงานผลการศึกษาวิเคราห์โครงการนำร่องการส่งเสริมติดตั้งโซล่าร์รูฟเสรีต่อ กบง. เพื่อทราบต่อไป
2. จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ในฐานะผู้ได้รับการสนับสนุนในการติดตามศึกษาวิเคราะห์ ได้รายงานผลการศึกษาวิเคราะห์โครงการนำร่องการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟเสรี ในมุมมองการจัดทำนโยบายในประเด็นเกี่ยวกับมาตรการสนับสนุน มาตรการเสริม และข้อเสนอแนะเชิงนโยบาย ดังนี้ (1) มาตรการสนับสนุนการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินควรเป็น Net Billing ยึดราคาไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ยเป็นหลัก (2.73 บาท ต่อหน่วย) และกรณีราคาสูงกว่าและต่ำกว่าเพื่อหาค่า NPV , PBP และ IRR โดยแบ่งกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้า 4 ประเภท ได้แก่ ประเภทบ้านอยู่อาศัย โดยพิจารณาค่า PV/ Load Ratio จากร้อยละ 20 ถึงร้อยละ 100 ทั้งผู้ใช้ไฟฟ้าอัตราปกติและแบบ TOU คือ ถ้า PV/ Load Ratio ประมาณไม่เกินร้อยละ 40 ราคารับซื้อไม่มีผลต่อค่า PBP และ IRR แต่ถ้า PV/ Load Ratio มากกว่าร้อยละ 40 ราคารับซื้อจะมีผลต่อการเลือกขนาดระบบ เทียบกับโหลด (PV/ Load Ratio) และค่า IRR ประเภทกิจการขนาดเล็ก (อาคารธุรกิจ ≤ 30 กิโลวัตต์) โดยพิจารณาค่า PV/ Load Ratio จากร้อยละ 20 ถึงร้อยละ 100 ทั้งผู้ใช้ไฟฟ้าอัตราปกติและแบบ TOU ประเภทกิจการขนาดกลาง (อาคาร/โรงงาน 30.1-250 กิโลวัตต์) เมื่อพิจารณาค่า PV/Load Ratio จากร้อยละ 14 ถึงร้อยละ 100 พบว่าผู้ติดตั้งจะได้ NPV สูงสุดและคืนทุนเร็วสุด เมื่อติดตั้งขนาดที่เหมาะสม คือ PV/Load Ratio ประมาณไม่เกินร้อยละ 40 โดยที่ระดับราคาซื้อคืนไม่มีผลต่อความน่าสนใจลงทุน และประเภทกิจการขนาดใหญ่ (อาคาร/โรงงาน 250.1-1,000 กิโลวัตต์) เมื่อพิจารณาค่า PV/Load Ratio จากร้อยละ 14 ถึง ร้อยละ 100 พบว่า ผู้ติดตั้งที่ PV/ Load Ratio ประมาณไม่เกินร้อยละ 40 ระดับราคาซื้อคืนไม่มีผลต่อความน่าสนใจลงทุน
3. การกำหนดเป้าหมายปริมาณรายปีและการรับซื้อไฟฟ้าไหลย้อนที่มีผลต่อ Ft ได้เสนอแนวทางการกำหนดเป้าหมายรายปี 3 แนวทาง และเสนอแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าไหลย้อน 3 กลุ่มราคา (สูง กลาง ต่ำ) เพื่อพิจารณาผลกระทบต่อ Ft โดยพิจารณาจากราคาค่าผลิตไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ย peak & off-peak ที่แรงดัน 230 กิโลโวลต์ไม่รวม Ft หรือสูงกว่า หรือต่ำกว่าค่าไฟฟ้าขายส่ง โดยพิจารณาประกอบกับราคาที่ทำให้ IRR = ร้อยละ 10 สำหรับกลุ่มลูกค้าแต่ละประเภท โดยมีรายละเอียดดังนี้ (1) เป้าหมาย 6,000 เมกะวัตต์ในปี 2579 โดยส่งเสริมการติดตั้ง 300 เมกะวัตต์ต่อปี (ระยะเวลา 19 ปี) ถ้าอัตรารับซื้อไฟฟ้าไหลย้อนอยู่ที่ระดับต่ำ – ปานกลางจะทำให้ค่า Ft ติดลบ (ค่าไฟถูกลง) เนื่องจากราคารับซื้อต่ำเมื่อเทียบกับซื้อจาก กฟผ. ทั้งนี้ กลุ่มบ้านมีสัดส่วนไฟฟ้าไหลย้อนมากที่สุด รองลงมาคือธุรกิจขนาดเล็กและอาคาร ส่วนกลุ่มอาคารขนาดใหญ่ไฟย้อนน้อย (2) เป้าหมาย 12,000 เมกะวัตต์ในปี 2579 โดยส่งเสริมการติดตั้ง 600 เมกะวัตต์ต่อปี (ระยะเวลา 19 ปี) ถ้าอัตรารับซื้อไฟฟ้าไหลย้อนอยู่ที่ระดับต่ำ – ปานกลาง จะทำให้ค่า Ft ติดลบ (ค่าไฟถูกลง) แต่เปลี่ยนแปลงเป็นสองเท่าของกรณี 6,000 เมกะวัตต์ และ (3) เป้าหมาย 3,000 เมกะวัตต์ในระยะสั้น 3 ปี (2561 - 2563) โดยส่งเสริมการติดตั้ง 1,000 เมกะวัตต์ต่อปี (ระยะเวลา 3 ปี ถ้าอัตรารับซื้อไฟฟ้าไหลย้อนอยู่ที่ระดับต่ำ – ปานกลาง จะทำให้ค่า Ft ติดลบ (ค่าไฟถูกลง) กรณีรับซื้อไฟฟ้าอัตราสูงสุด ค่า Ft เพิ่ม 0.16 สตางค์ต่อหน่วย รวมทั้ง จุฬาฯ ได้สรุปข้อคิดเห็นและข้อเสนอแนะเชิงนโยบาย ดังนี้ (1) ควรกำหนดเป้าหมายรายปี และเป้าหมายระยะยาวถึงสิ้นแผน AEDP 2015 เพื่อให้สะดวกต่อการวางแผน (2) ควรรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินในอัตราที่เหมาะสม โดยจำแนกอัตราตามกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้า (3) ควรกำหนดระยะเวลาส่งเสริม 3 ปีตามรอบของค่าไฟฟ้าฐาน (รอบถัดไปคือ 2561 - 2563) และควรปรับเปลี่ยนอัตราสำหรับโครงการใหม่ที่จะเข้าระบบทุกๆ 3 ปี (4) การแก้ไขปัญหาอุปสรรค ขั้นตอนพิจารณาล่าช้า กฎระเบียบต่างๆ และ One stop มีความสำคัญเทียบเท่ากับการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกิน และการกำหนดโควตา จำเป็นต้องมีหน่วยงานที่เป็นเจ้าภาพอย่างชัดเจนสำหรับปัญหาอุปสรรคในแต่ละประเด็น และมีเจ้าภาพกลางในการติดตาม (ซึ่งอาจปรับเพิ่มหน้าที่ของคณะทำงานฯ) และ (5) การเก็บข้อมูลของการไฟฟ้า ควรออกแบบระบบเก็บข้อมูลที่ควบคู่ไปกับการออกนโยบาย เพื่อให้ กฟน. กฟภ. วางแผนระบบจำหน่าย และให้ กฟผ. วางแผน PDP คาดการณ์และบริหารจัดการ duck curve
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ดำเนินการตามข้อสังเกตของที่ประชุม
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ โดยมีมติที่เกี่ยวข้องกับกลไกการบริหารกองทุนน้ำมันฯ ดังนี้ (1) ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนการผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก (ยกเลิกกองทุน#1) ยกเว้นในกรณีที่มีความแตกต่างอย่างมีนัยสำคัญ (2) ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพราคา และ (3) สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งอาจสามารถเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการใช้กลไกกองทุน#1 ได้ ต่อมาเมื่อวันที่ 18 สิงหาคม 2560 กบง. มีมติเห็นชอบการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG ดังนี้ (1) เห็นชอบการคำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของ บริษัท ปตท. สผ. สยาม จำกัด โดยใช้ต้นทุนของการผลิตของตนเอง (Cost Plus) ตามสูตรการคำนวณที่กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติกำหนดไว้เดิม และ (2) เห็นชอบการคำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของ บริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) (UAC) โดยใช้ราคาต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ ของตนเอง (Cost Plus) โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ศึกษาต้นทุนให้แล้วเสร็จภายใน 3 เดือน โดยในระหว่างนี้ให้ใช้ต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG เท่ากับต้นทุนของบริษัท ปตท. สผ. สยาม จำกัด ไปพลางก่อน
2. สถานการณ์การผลิต การจัดหา การใช้ และการส่งออกก๊าซ สำหรับแผนในช่วง 6 เดือนถัดไป (ตั้งแต่เดือนกันยายน 2560 ถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2561) สรุปได้ดังนี้ ปริมาณผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณเดือนละ 472,132 – 535,294 ตัน ในขณะที่ปริมาณความต้องการใช้ภายในประเทศ อยู่ประมาณเดือนละ 517,403 – 546,781 ตัน ทำให้มีส่วนที่ขาดอยู่ประมาณเดือนละ 9,029 – 45,271 ตัน ทั้งนี้จะไม่ส่งผลให้เกิดภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG ในประเทศ เนื่องจากชดเชยด้วยการนำเข้าซึ่งช่วยทดแทนส่วนที่ขาด ซึ่งมีปริมาณนำเข้าอยู่ประมาณเดือนละ 47,500 - 48,000 ตัน ในจำนวนนี้เป็นการนำเข้ามาเพื่อการส่งออก (re-export) เดือนละ 3,500 - 4,000 ตัน และคาดว่าการส่งออกจากปริมาณการผลิตภายในประเทศประมาณเดือนละ 11,200 - 23,400 ตัน
3. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนกันยายน 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 490 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG นำเข้า อยู่ที่ 17.6970 บาทต่อกิโลกรัม (529 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 1.4389 บาทต่อกิโลกรัม ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ 13.3049 บาทต่อกิโลกรัม (398 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาไม่เปลี่ยนแปลงจากเดือนก่อน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. สผ.สยามจำกัดและบริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อยู่ที่ 15.1000 บาทต่อกิโลกรัม (452 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ราคาไม่เปลี่ยนแปลงจากเดือนก่อน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนสิงหาคม 2560 อยู่ที่ 33.4292 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากเดือนก่อนหน้า 0.4854 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ซึ่งจากสถานการณ์ก๊าซ LPG และแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับเพิ่มขึ้น 1.4389 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 16.2581 บาทต่อกิโลกรัม (479.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 17.6970 บาทต่อกิโลกรัม (529.3883 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในเดือนกันยายน 2560 มีราคาอยู่ที่ 13.3049 บาทต่อกิโลกรัม (398 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เมื่อบวกกับอัตราเงินสำหรับส่งเสริมให้เกิดการแข่งขัน ที่ 0.67 บาทต่อกิโลกรัม จะทำให้กรอบการกำหนดเพดานราคาขั้นสูงของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ 13.9749 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งต่ำกว่าราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) 3.7221 บาทต่อกิโลกรัม จึงเห็นสมควรเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่อัตรา 3.7221 บาทต่อกิโลกรัม ส่วนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. สผ.สยามจำกัด และบริษัทยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) ของในเดือนกันยายน 2560 อยู่ที่ 15.1000 บาทต่อกิโลกรัม (452 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เมื่อบวกกับอัตราเงินสำหรับส่งเสริมให้เกิดการแข่งขัน ที่ 0.67 บาทต่อกิโลกรัม จะทำให้กรอบการกำหนดเพดานราคาขั้นสูงของโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. สผ.สยามจำกัด และบริษัทยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อยู่ที่ 15.7700 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งต่ำกว่าราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) 1.9270 บาทต่อกิโลกรัม จึงเห็นสมควรเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่อัตรา 1.9270 บาทต่อกิโลกรัม จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องส่งผลให้ต้นทุนก๊าซ LPG เดือนกันยายน 2560 ปรับเพิ่มขึ้น 1.4389 บาทต่อกิโลกรัม
4. เพื่อไม่ให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ส่งผลกระทบต่อประชาชนมากเกินไป ประกอบกับกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนก๊าซ LPG ยังคงมีเงินสะสมอยู่ 5,859 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อรักษาเสถียรภาพราคา 3 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ปรับราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 10 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 3.5719 บาทต่อกิโลกรัม (ต้นทุนที่เพิ่มขึ้นส่งผ่านให้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ประมาณกึ่งหนึ่ง) โดยปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชย 0.8160 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 2.7559 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 0.67 บาทต่อกิโลกรัม จาก 20.49 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 21.15 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย -508 ล้านบาทต่อเดือน แนวทางที่ 2 ปรับราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 20 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 2.9489 บาทต่อกิโลกรัม (ต้นทุนที่เพิ่มขึ้นส่งผ่านให้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG เกือบทั้งหมด) โดยการปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชย 0.1930 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 2.7559 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 1.33 บาทต่อกิโลกรัม จาก 20.49 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 21.82 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย -293 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 3 ปรับราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 30 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 2.3254 บาทต่อกิโลกรัม (ต้นทุนทั้งหมดส่งผ่านให้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ประมาณกึ่งหนึ่ง) โดยการปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชย 0.4305 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 2.7559 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 2.00 บาทต่อกิโลกรัม จาก 20.49 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 22.49 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย -77 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามแนวทางที่ 1 ปรับราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 10 บาทต่อถัง 15 กก. กองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 3.5719 บาท/กก. ดังนี้
(1) ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง กิโลกรัมละ 3.7221 บาท ทั้งนี้ไม่รวมถึงก๊าซที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร และก๊าซที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อำเภอกงไกรลาศ จังหวัดสุโขทัย
(2) ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ของบริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อำเภอกงไกรลาศ จังหวัดสุโขทัย ที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง กิโลกรัมละ 1.9270 บาท
(3) ให้กำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง กิโลกรัมละ 3.5719 บาท ทั้งนี้ไม่รวมถึงก๊าซที่ซื้อหรือได้มาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร
(4) ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ซื้อหรือได้มาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร กิโลกรัมละ 0.7421 บาท
(5) กรณีก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนกิโลกรัมละ 0.70 บาท แต่ทั้งนี้ไม่รวมถึงก๊าซที่นำเข้ามาในราชอาณาจักรหรือก๊าซที่ผลิตจากก๊าซที่นำเข้ามาใช้ในราชอาณาจักรตามที่ได้แจ้งต่อกรมธุรกิจพลังงานก่อนนำเข้ามาในราชอาณาจักร
(6) กรณีก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 และได้รับเงินชดเชยจากองทุนน้ำมันแล้วให้ส่งเงินชดเชยคืนกองทุน กิโลกรัมละ 3.5719 บาท
2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนกองทุน สำหรับก๊าซ
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 6 กันยายน 2560 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 5 แนวทางการปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุนและแผนการบริหารจัดการคุณภาพ NGV ในระยะยาว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบให้ลอยตัวราคาขายปลีก NGV ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร แบบมีเงื่อนไข โดยตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 ถึงวันที่ 15 กรกฎาคม 2559 ขอความร่วมมือให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) กำหนดเพดานราคาขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปที่ 13.50 บาทต่อกิโลกรัม โดยในช่วงเวลาดังกล่าวหากต้นทุนราคา NGV อยู่ในระดับที่ต่ำกว่า 13.50 บาทต่อกิโลกรัม ให้ปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปลงเพื่อให้สะท้อนต้นทุน และตั้งแต่วันที่ 16 กรกฎาคม 2559 เป็นต้นไป ให้ปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปให้สะท้อนต้นทุน ตามหลักเกณฑ์การคำนวณราคา NGV ตามผลการศึกษาของสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย โดยให้ใช้ค่าใช้จ่ายดำเนินการเฉพาะเอกชนที่ 3.4367 บาทต่อกิโลกรัม ในการคำนวณราคาขายปลีก NGV และในส่วนของต้นทุนของราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) ให้ใช้ราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมาในการคำนวณ และให้มีการปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนกับต้นทุนราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมา ในทุกวันที่ 16 ของแต่ละเดือน ทั้งนี้ ขอความร่วมมือให้ ปตท. คงราคาขายปลีก NGV ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถโดยสารสาธารณะต่อไปและปรับเพิ่มวงเงินช่วยเหลือสำหรับกลุ่มรถโดยสารสาธารณะเดิมที่ได้รับวงเงิน 9,000 บาทต่อเดือน เป็น 10,000 บาทต่อเดือน และกลุ่มรถสาธารณะเดิมที่ได้รับ 35,000 บาทต่อเดือน เป็น 40,000 บาทต่อเดือน โดยใช้ช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะไปจนกว่าจะมีกลไกถาวรอื่นมาดูแลแทน เช่น พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้ง เห็นชอบการปรับค่าขนส่ง NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตร จากสถานีหลักตามระยะทางจริงโดยใช้อัตราค่าขนส่ง NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตร จากสถานีหลักที่ 0.0150 บาทต่อกิโลกรัมต่อกิโลเมตร ในการคำนวณ แต่สูงสุดไม่เกิน 4.00 บาทต่อกิโลกรัม มีผลตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 เป็นต้นไป โดยให้ ปตท. ไปร่วมหารือกับสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ถึงแนวทางการทยอยปรับค่าขนส่งดังกล่าวเพื่อให้เหมาะสมกับสถานการณ์ต่อไป
2. ความก้าวหน้าการขยายสถานีบริการและการใช้ NGV ในภาคขนส่ง ณ สิ้นเดือนกรกฎาคม 2560 มีปริมาณการจำหน่าย NGV 6,655 ตันต่อวัน (หรือประมาณ 239 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) และมีสถานีบริการ NGV จำนวน 504 สถานี แบ่งเป็นสถานีแม่ 20 สถานี สถานีลูก 484 สถานี ครอบคลุม 55 จังหวัด นอกจากนี้ มีจำนวนรถ NGV สะสม 396,100 คัน แบ่งเป็น รถเบนซิน 262,892 คัน รถดีเซล 133,208 คัน โดยราคาขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไป ตั้งวันที่ 16 สิงหาคม 2560 จนถึงวันที่ 15 กันยายน 2560 อยู่ที่ 13.19 บาทต่อกิโลกรัม และรถโดยสารสาธารณะอยู่ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจากการเปรียบเทียบค่าใช้จ่ายดำเนินการตามมติ กบง. กับค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ปตท. พบว่าค่าใช้จ่ายดำเนินการตามมติ กบง. ยังต่ำกว่าต้นทุนจากการดำเนินงานของ ปตท. ดังนั้น เพื่อให้การกำหนดราคา NGV สะท้อนกับค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานในปัจจุบันที่มีการเปลี่ยนแปลงขึ้นลงตามภาวะเศรษฐกิจ การพัฒนาเทคโนโลยีและสถานการณ์ราคาน้ำมันของโลก เกิดความเหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ให้บริการและผู้บริโภคในปัจจุบันมากขึ้น จึงจำเป็นต้องมีการทบทวนการคำนวณต้นทุนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ ประกอบด้วย (1) ต้นทุนสถานีบริการ NGV ได้แก่ ต้นทุนสถานีแม่ ต้นทุนขนส่ง และต้นทุนสถานีบริการ (สถานีลูก/สถานีแนวท่อ) เท่ากับ 3.9319 บาทต่อกิโลกรัม โดยใช้วิธีการเฉลี่ยต้นทุนส่วนที่เป็นของ ปตท. และส่วนที่เป็นของเอกชน (2) ส่วนค่าใช้จ่ายในการขายและบริหาร (Selling, General and Administration Expense: SG&A) คือ SG&A = [ต้นทุนราคาก๊าซฯ + ค่าใช้จ่ายดำเนินการ] x 0.0130 (3) ต้นทุนการสูญเสียปริมาณก๊าซในกระบวนการผลิต/จำหน่าย (Gas Loss) คือ Gas Loss = [ต้นทุนราคาก๊าซฯ + ค่าใช้จ่ายดำเนินการ] x 0.0189 และ (4) ค่าใช้จ่ายในการปรับปรุงคุณภาพก๊าซ = Inert Price x f โดย f = (ค่าความร้อนก๊าซฯ ในท่อ - ค่าความร้อน NGV)/ค่าความร้อนก๊าซฯ ในท่อ
3. จากการคำนวณราคาขายปลีก NGV ตามหลักเกณฑ์ภาครัฐกำหนดเปรียบเทียบกับผลการศึกษาของสถาบันวิจัยและพัฒนาพลังงาน มหาวิทยาลัยเชียงใหม่ พบว่า ราคาขายปลีก NGV ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 อยู่ที่ 13.19 บาทต่อกิโลกรัม ผลการศึกษาของ มช. อยู่ที่ 14.65 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีส่วนต่างอยู่ที่ 1.46 บาทต่อกิโลกรัม โดยแผนการบริหารจัดการคุณภาพ NGV ระยะยาว ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ในประเทศไทยมาจากระบบท่อส่งก๊าซฯ หลักๆ ของประเทศ 2 ระบบ คือระบบท่อส่งก๊าซฯ ฝั่งตะวันออกและระบบท่อส่งก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก โดยก๊าซฯ ฝั่งตะวันออกเป็นแหล่งก๊าซฯ หลักของประเทศมีคุณภาพสูงขึ้นจากการนำเข้าก๊าซฯ ที่ถูกทำให้เหลว (LNG) เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซฯ ของประเทศที่เพิ่มขึ้น ดังนั้น หากต้องควบคุมดัชนีวอบบี้ (WI) ของ NGV ตามข้อกำหนดคุณภาพ NGV ชนิดธรรมดา (37 – 42 เมกกะจูลต่อลูกบาศก์เมตร) จำเป็นต้องเติมก๊าซเฉื่อยในสัดส่วนที่สูงขึ้นเรื่อยๆ ในการปรับคุณภาพของก๊าซฯ ให้เป็นไปตามกฎหมาย ขณะเดียวกันก๊าซฯ ฝั่งตะวันตกเป็นแหล่งก๊าซฯ ที่นำเข้าจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาปัจจุบันมีคุณภาพลดลง จึงจำเป็นต้องเติม LNG เพื่อปรับยกคุณภาพ NGV ขึ้นให้เป็นไปตามกฎหมายที่กำหนดเช่นกัน ดังนั้น เพื่อผู้บริโภคได้มีโอกาสใช้ NGV ที่มีคุณภาพสูง และทำให้ประเทศไม่สูญเสียมูลค่าทางเศรษฐศาสตร์ รวมถึงจะเป็นการลดปริมาณการเติมก๊าซเฉื่อยลง ปตท. จึงได้จัดทำร่างแผนการบริหารจัดการคุณภาพ NGV ระยะยาว ดังนี้ ระยะที่ 1 ปรับข้อกำหนดคุณภาพ NGV ชนิดธรรมดา WI จากเดิม 37 – 42 เมกะจูลต่อลูกบาศก์เมตรเป็น 39 – 45 เมกกะจูลต่อลูกบาศก์เมตร และปรับข้อกำหนดคุณภาพ NGV ชนิดพิเศษ (ใช้เฉพาะกลุ่ม) WI จากเดิม 42 – 52 เมกกะจูลต่อลูกบาศก์เมตร เป็น 45 – 52 เมกกะจูลต่อลูกบาศก์เมตร และระยะที่ 2 ยกเลิกข้อกำหนดคุณภาพ NGV ชนิดธรรมดา WI 39 – 45 เมกกะจูลต่อลูกบาศก์เมตร คงเหลือเฉพาะข้อกำหนดคุณภาพ NGV ชนิดพิเศษ (ยกเลิกการใช้เฉพาะกลุ่ม) โดยในแต่ละระยะให้ทยอยลดการเติมก๊าซเฉื่อยในก๊าซฯ ฝั่งตะวันออก และเติม LNG ในก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก พร้อมทั้งให้ ปตท. รับผิดชอบปรับจูนเครื่องยนต์รองรับข้อกำหนดใหม่ให้แก่ผู้ที่ได้รับผลกระทบควบคู่กัน โดยระยะเวลาดำเนินการให้สอดคล้องกับค่าความร้อนก๊าซฯ ฝั่งตะวันออกที่เพิ่มขึ้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการปรับโครงสร้างราคา NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปให้สะท้อนต้นทุน โดยให้นำต้นทุนค่าใช้จ่ายการปรับปรุงคุณภาพก๊าซที่ 0.4553 บาทต่อกิโลกรัม มาคำนวณในโครงสร้างราคา NGV ทั้งนี้ ให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) พิจารณาการปรับราคาขายปลีกอย่างค่อยเป็นค่อยไป
2. รับทราบแผนการบริหารจัดการคุณภาพ NGV ระยะยาว โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องและนำผลการดำเนินงานเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป
3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานไปศึกษาโครงสร้างราคา NGV ที่เหมาะสม โดยพิจารณาถึงความโปร่งใสและเป็นธรรมต่อทั้งผู้ให้บริการและผู้บริโภค และรองรับนโยบายการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคตและนำผลการศึกษาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป
เรื่องที่ 6 การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาชีวมวลสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 โดยให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเลือกปรับรูปแบบ Adder เป็น FiT ได้ โดยทำการปรับลดระยะเวลาอายุสัญญาคงเหลือในรูปแบบ FiT ลง เพื่อให้มูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าของโครงการที่ผู้ประกอบการได้รับในรูปแบบ FiT เท่ากับมูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าที่พึงจะได้รับตลอดอายุโครงการที่เหลืออยู่จากรูปแบบอัตราที่ได้รับอยู่ในปัจจุบัน ต่อมาเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2560 ชมรมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ได้ยื่นหนังสือต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์) เพื่อขอให้แก้ไขปัญหาความไม่เป็นธรรมและความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวลโดยเร่งด่วนให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรม เช่นเดียวกับที่ได้มีการแก้ไขปัญหาให้แก่ VSPP ชีวมวลไปแล้ว ซึ่งเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2560 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน จึงได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะทำงานแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล โดยมีอำนาจหน้าที่ในการตรวจสอบและศึกษาข้อเท็จจริง ตลอดจนชี้แจงทำความเข้าใจกับภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งจัดทำข้อเสนอแนวทางแก้ไขปัญหาต่อข้อร้องเรียนหรือข้อเสนอของผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าชีวมวล เพื่อให้ได้มาซึ่งข้อยุติร่วมกัน ทั้งนี้ให้รวมถึงกรณีโครงการประเภท SPP ที่ได้มีการเปลี่ยนสัญญาเป็น VSPP ไปแล้ว แต่ไม่ได้รับการเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ด้วยเหตุผลว่าไม่ใช่ระบบ Adder
2. เมื่อวันที่ 14 กรกฎาคม 2560 และวันที่ 16 สิงหาคม 2560 คณะทำงานฯ ได้มีการประชุมเพื่อหาแนวทางแก้ไขปัญหาข้อร้องเรียนโรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล และคณะทำงานฯ เห็นชอบ ดังนี้ (1) แนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ยึดหลักการเช่นเดียวกับแนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวลสำหรับ VSPP โดยคณะทำงานฯ มีความเห็นว่า โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ได้รับผลกระทบจากปัญหาในลักษณะเดียวกับ VSPP ชีวมวล โดยเฉพาะ SPP ที่มีขนาดน้อยกว่า 10 เมกะวัตต์ ที่มีลักษณะเหมือนกับ VSPP ทุกประการทั้งจากภาระต้นทุนจากการปรับเพิ่มขึ้นของค่าดำเนินการและค่าเชื้อเพลิงชีวมวลอย่างต่อเนื่อง และราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าของ SPP ซึ่งอ้างอิงราคาเชื้อเพลิงฟอสซิลเป็นหลักนั้นมีราคาลดลงอย่างมากตามภาวะราคาพลังงานโลก ซึ่งส่งผลต่อรายได้และความสามารถในการจัดซื้อเชื้อเพลิงชีวมวล ทำให้เกิดปัญหาในการดำเนินการผลิตไฟฟ้าจากชีวมวลในที่สุด และจากปัญหาในการดำเนินธุรกิจโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เกิดขึ้น หากไม่ดำเนินการแก้ไขปัญหาของโรงไฟฟ้าชีวมวลดังกล่าว อาจส่งผลให้โรงไฟฟ้าชีวมวลหลายแห่งต้องหยุดดำเนินการ และส่งผลกระทบต่อการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของภาครัฐโดยรวม (2) หลักการที่เหมาะสมในการแก้ไขปัญหาไฟฟ้าชีวมวล คือ ให้ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ โดยได้รับอัตรารับซื้อในรูปแบบ FiT ได้ โดยอาศัยหลักการโดยทำการปรับลดระยะเวลาอายุสัญญาคงเหลือในรูปแบบ FiT ลง เพื่อให้มูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าของโครงการที่ผู้ประกอบการได้รับในรูปแบบ FiT เท่ากับมูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าที่พึงจะได้รับตลอดอายุโครงการที่เหลืออยู่จากรูปแบบอัตราที่ได้รับอยู่ในปัจจุบันเช่นเดียวกับการแก้ไขปัญหา VSPP ชีวมวล และเพื่อให้เกิดความสอดคล้องกับนโยบายการส่งเสริมโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของกระทรวงพลังงานในปัจจุบันที่มุ่งเน้นให้มีโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนสามารถผลิตไฟฟ้าในรูปแบบ Firm จึงเห็นควรให้มีการปรับรูปแบบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากรูปแบบเดิมเป็น FiT โดยอ้างอิงอัตรารับซื้อตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 ดังนี้ โรงไฟฟ้า SPP ซึ่งมีปริมาณเสนอขายน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ ให้สามารถขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ VSPP Semi-Firm ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 โดยไม่ได้รับ FiT Premium (อัตรา 4.24 บาทต่อหน่วย) โดยทุกโครงการมีการจัดทำสัญญาเป็นแบบ Firm ส่วนโรงไฟฟ้า SPP ซึ่งมีปริมาณเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ ให้สามารถขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ SPP Hybrid Firm ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (อัตรา 3.66 บาทต่อหน่วย) โดยทุกโครงการต้องมีการจัดทำสัญญาเป็นแบบ Firm และให้ กฟผ. ทำการพิจารณารวมถึงการปรับปรุงฐานราคาเชื้อเพลิงให้มีความสอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน และใช้เป็นข้อมูลพื้นฐานในการประเมินผลประโยชน์ที่พึงจะได้รับตลอดอายุโครงการที่เหลืออยู่ในรูปแบบอัตราที่ได้รับอยู่ในปัจจุบัน ของ SPP Firm และ SPP Non-Firm ทุกราย และ (3) เห็นชอบวิธีการบรรเทาความเดือดร้อนให้กับผู้ประกอบการโรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล และเห็นควรนำเสนอ กบง. พิจารณา ดังนี้ ให้สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไป ได้ตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนเป็นรูปแบบเป็น FiT ได้ โดยมีเงื่อนไข ได้แก่ สำหรับโรงไฟฟ้า SPP ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ รวมทั้งโครงการ SPP ที่ได้มีการเปลี่ยนสัญญาเป็น VSPP ไปแล้ว แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ VSPP Semi-Firm ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 โดยไม่ได้รับ FiT Premium (อัตรา 4.24 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm และสำหรับโรงไฟฟ้า SPP ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ SPP Hybrid Firm ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (อัตรา 3.66 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm โดยให้มีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้เดิม (กรณีสัญญา Firm) หรือเท่ากับ 20 ปี (กรณีสัญญา Non-Firm) ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว และปรับลดระยะเวลาซื้อไฟฟ้าที่ประเมินตามหลักการ NPV คงเดิม ซึ่งภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ภาครัฐอาจสามารถที่จะพิจารณาต่ออายุสัญญาไปอีกตามจำนวนปีที่ถูกปรับลด โดยการพิจารณาต่ออายุสัญญาจะต้องมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่คำนึงถึงผลประโยชน์สาธารณะเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ กพช. มีมติ และโรงไฟฟ้าชีวมวลทุกโรง หากเลือกสิทธิที่จะอยู่ในรูปแบบเดิม ตามเงื่อนไขเดิม หรือปรับเปลี่ยนไปเป็นรูปแบบ FiT แล้ว จะไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการขายไฟฟ้าได้อีกต่อไป และให้ กกพ. ทำการพิจารณาเงื่อนไขการยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันในการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและการส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้า เพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็น FiT ได้
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการบรรเทาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีมวล โดยให้สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ โดยมีเงื่อนไข ดังนี้
1. โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ รวมทั้งโครงการ SPP ชีวมวล ที่ได้มีการเปลี่ยนสัญญาเป็น VSPP ไปแล้ว แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ VSPP Semi-Firm ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 โดยไม่ได้รับ FiT Premium (อัตรา 4.24 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm
2. โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ SPP Hybrid Firm ตามที่คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติได้ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (อัตรา 3.66 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm
3. ให้มีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้เดิม (กรณีสัญญา Firm) หรือเท่ากับ 20 ปี (กรณีสัญญา Non-Firm) ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว และปรับลดระยะเวลาซื้อไฟฟ้าที่ประเมินตามหลักการ NPV คงเดิม รายละเอียดตามเอกสารแนบ
4. ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ภาครัฐอาจสามารถที่จะพิจารณาต่ออายุสัญญาไปอีกตามจำนวนปีที่ถูกปรับลด โดยการพิจารณาต่ออายุสัญญาจะต้องมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่คำนึงถึงผลประโยชน์สาธารณะเป็นสำคัญ
5. ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ลงนามในสัญญา และโรงไฟฟ้าชีวมวลทุกโรง หากเลือกสิทธิที่จะอยู่ในรูปแบบเดิม ตามเงื่อนไขเดิม หรือปรับเปลี่ยนไปเป็นรูปแบบ FiT แล้ว จะไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการขายไฟฟ้าได้อีกต่อไป
6. ให้คณะกรรการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาเงื่อนไขการยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันในการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและการส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้า เพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็น FiT ได้ รวมทั้งให้ กกพ. พิจารณาเงื่อนไขการวางหลักค้ำประกันให้สอดคล้องกับสัญญา SPP Firm ในปัจจุบัน
โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเรื่องการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน โดยให้ปรับขึ้นเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2556 เป็นต้นไป จนสะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม และเห็นชอบเกณฑ์การช่วยเหลือผู้ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ทั้งในส่วนของครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบแร่ แผงลอยอาหาร ดังนี้ (1) ครัวเรือนรายได้น้อย ช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน (2) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ช่วยเหลือตามการใช้จริงไม่เกิน 150 กิโลกรัมต่อเดือน ทั้งนี้ ผู้ได้รับการช่วยเหลือสามารถเลือกใช้ถังขนาดใดก็ได้ แต่ไม่เกินขนาดถัง 15 กิโลกรัม ต่อมาเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 กพช. ได้เห็นชอบดำเนินการการให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 ของกระทรวงการคลัง ทดแทนนโยบายและมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีและโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ของกระทรวงพลังงาน เพื่อลดความซ้ำซ้อนในการอุดหนุนแก่ผู้ด้อยโอกาส ทั้งนี้ ให้เร่งดำเนินการภายหลังคณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบและมีผลบังคับใช้การให้สวัสดิการแห่งรัฐผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2560 โดยให้รวมอยู่ในสวัสดิการค่าไฟฟ้าฟรี ภายในวงเงิน 200 บาทต่อคนต่อเดือน และมาตรการช่วยเหลือครัวเรือนรายได้น้อยอีก 15 บาทต่อครัวเรือนต่อเดือน ซึ่งเทียบเท่ากับ 45 บาทต่อครัวเรือนต่อ 3 เดือน รวมเป็น 215 บาทต่อครัวเรือนต่อเดือน ทั้งนี้ ในรายละเอียดให้กระทรวงพลังงานประสานกระทรวงการคลังเพื่อหารือแนวทางปฏิบัติต่อไป สำหรับการให้ความช่วยเหลือร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ให้กระทรวงพลังงานนำกลับมาทบทวน เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาอีกครั้ง โดยข้อดีข้อเสียของการช่วยเหลือค่าก๊าซหุงต้มให้กับร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร คือ ช่วยลดต้นทุนค่าก๊าซหุงต้มให้กับร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร โดยที่ปัจจุบันส่วนลดค่าก๊าซหุงต้มอยู่ที่ 2.50 บาทต่อกิโลกรัม หากให้สิทธิ์เต็มจำนวน 150 กิโลกรัมต่อเดือนจะช่วยลดต้นทุนลงได้ 375 บาทต่อเดือน เป็นปัจจัยบวกด้านจิตวิทยาในเรื่องการช่วยค่าครองชีพผู้มีรายได้น้อยของภาครัฐ และร้านหนูณิชย์ ของกระทรวงพาณิชย์ จำนวนประมาณ 13,000 รายซึ่งจำหน่ายอาหารในราคาต่ำ 25-35 บาทต่อจานก็เป็นกลุ่มที่ได้รับส่วนลดค่าก๊าซหุงต้มด้วย ส่วนข้อเสีย คือ ค่าใช้จ่ายดำเนินการโครงการฯ สูงมากเมื่อเทียบกับเงินจ่ายช่วยเหลือ เนื่องจากร้านค้าหาบเร่ แผงลอยอาหารมาใช้สิทธิ์จำนวนไม่มากเพียงร้อยละ 33 หรือ 125,941 ราย เมื่อเทียบกับผู้มีสิทธิ์ทั้งหมดจำนวน 385,817 ราย การช่วยเหลือไปไม่ถึงผู้บริโภคอย่างเต็มเม็ดเต็มหน่วย เนื่องจากเป็นการช่วยเหลือค่าครองชีพให้แก่ผู้มีรายได้น้อยโดยทางอ้อม โดยให้ส่วนลดค่าก๊าซหุงต้มผ่านร้านจำหน่ายก๊าซไปยังร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร เพื่อช่วยให้ต้นทุนลดลง โดยมุ่งหวังให้ร้านค้าจำหน่ายอาหารสำเร็จรูปให้แก่ผู้บริโภคในราคาต่ำลง การส่งผ่านเงินช่วยเหลือหลายทอดจึงอาจมีการรั่วไหลระหว่างทาง ที่ผ่านมาพบว่าราคาอาหารสำเร็จรูปมีการปรับเพิ่มขึ้นมาโดยตลอด ราคาก๊าซหุงต้มไม่สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ทำให้ไม่จูงใจให้เกิดการประหยัด หรือเพิ่มประสิทธิภาพในการใช้ก๊าซหุงต้มเพื่อลดต้นทุน เช่น การใช้เตาประหยัดพลังงาน เป็นภาระของผู้ประกอบการ เนื่องจากปัจจุบัน ปตท. เป็นผู้รับภาระอุดหนุน โดยต้องขออนุมัติวงเงินและขอต่ออายุการให้ความช่วยเหลือกับคณะกรรมการบริษัททุกปี ซึ่งโครงการฯ นี้จะสิ้นสุดการให้ความช่วยเหลือในวันที่ 31 ธันวาคม 2560 และไม่มีความยั่งยืนของแหล่งเงินทุนสำหรับการดำเนินโครงการฯ แต่เดิมกระทรวงพลังงานขอความร่วมมือ ปตท. รับผิดชอบค่าใช้จ่ายโครงการทั้งหมดในระหว่างรอร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลใช้บังคับ หลังจากนั้นจะเปลี่ยนไปใช้เงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงแทน แต่เนื่องจากคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้ตัดวัตถุประสงค์การใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับผู้มีรายได้น้อยและผู้ด้อยโอกาส จากเหตุผลด้านความไม่เป็นธรรม จากการที่กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเก็บเงินจากกลุ่มผู้ใช้น้ำมันแต่นำไปชดเชยให้ประชาชนทั่วไป โดยที่การช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยเป็นนโยบายของรัฐ แหล่งเงินจึงควรจะนำมาจากงบประมาณแผ่นดินซึ่งมาจากการจัดเก็บภาษีอากรต่าง ๆ จากประชาชน ส่งผลให้เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลใช้บังคับแล้ว โครงการฯ อาจจะไม่สามารถดำเนินการต่อไปได้เนื่องจากขาดเงินทุน
2. เมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2560 กรมธุรกิจพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกรมการค้าภายใน กระทรวงพาณิชย์ ได้หารือและกำหนดแนวทางการให้การช่วยเหลือร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหารร่วมกัน ดังนี้ แนวทางที่ 1 ยกเลิกการให้ส่วนลดค่าก๊าซหุงต้มแก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร และแนวทางที่ 2 ดำเนินการให้การช่วยเหลือต่อไปโดยมีทางเลือกการดำเนินการ ดังนี้ ให้รวมอยู่ในโครงการร้านหนูณิชย์ และ/หรือ ร้านธงฟ้า โดยให้รวมอยู่ในโครงการของกระทรวงพาณิชย์ หรือดำเนินการโครงการต่อไป แต่ปรับเปลี่ยนหลักเกณฑ์และเงื่อนไขใหม่ เช่น ลดพื้นที่ร้านค้าที่มีสิทธิ์ลงทะเบียนจากเดิมไม่เกิน 50 ตารางเมตร เป็นไม่เกิน 20 ตารางเมตร ให้ขึ้นป้ายแสดงการเข้าร่วมโครงการ กำหนดราคาจำหน่าย ฯลฯ ทั้งนี้ แนวทางนี้จะต้องยกเลิกการลงทะเบียนเดิม และดำเนินการลงทะเบียนร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหารใหม่อีกครั้ง ซึ่งจะมีค่าใช้จ่ายในการว่าจ้างที่ปรึกษาจัดทำฐานข้อมูล การรับลงทะเบียน การตรวจสอบสิทธิ์ และแหล่งเงินงบประมาณที่จะใช้ในการอุดหนุนราคา ซึ่งในที่นี้กรมธุรกิจพลังงาน มีความดังนี้ (1) ควรยกเลิกการให้ส่วนลดค่าก๊าซหุงต้มแก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร เนื่องจาก ลดความซ้ำซ้อนในการอุดหนุนผู้ด้อยโอกาสของภาครัฐ เนื่องจากกระทรวงการคลังได้ให้สวัสดิการผู้มีรายได้น้อยผ่านบัตรสวัสดิการตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐปี 2560 โดยได้ให้สวัสดิการเพื่อลดค่าใช้จ่ายในครัวเรือนจำนวน 11.67 ล้านครัวเรือน ซึ่งเป็นการช่วยเหลือถึงตัวผู้ด้อยโอกาสโดยตรงประกอบด้วย วงเงินค่าซื้อสินค้าอุปโภคบริโภคที่จำเป็นสินค้าเพื่อการศึกษา และวัตถุดิบเพื่อเกษตรกรรมจากร้านธงฟ้าประชารัฐและร้านอื่นๆที่กระทรวงพาณิชย์กำหนดรวมถึงส่วนลดค่าใช้จ่ายในการเดินทางด้วยรวม 1,500 -1,800 บาทต่อคนต่อเดือนและยังให้วงเงินส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มจากร้านค้าที่เข้าร่วมโครงการ 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ค่าใช้จ่ายในการดำเนินโครงการฯ จะมีสัดส่วนสูงขึ้นและมีความคุ้มค่าน้อยลง เนื่องจากในส่วนของการให้การช่วยเหลือครัวเรือนรายได้น้อยได้ไปรวมอยู่ในบัตรสวัสดิการแล้ว จึงเหลือเฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยที่มาให้สิทธิ์ประมาณ 125,841 รายเท่านั้น และปัญหาของแหล่งเงินที่จะนำมาอุดหนุนในอนาคตหากโครงการจะยังคงดำเนินการอยู่ต่อไป
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานหารือกับกระทรวงพาณิชย์เพื่อทบทวนแนวทางการให้การช่วยเหลือร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานก่อนนำเสนอคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
เรื่องที่ 8 มาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในระยะแรกจะเปิดเสรีเฉพาะส่วนนำเข้า โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคานำเข้า และยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้าของประเทศ ซึ่งมีผลตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ดำเนินการตรวจสอบปริมาณก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และโรงกลั่นน้ำมัน ที่จำหน่ายให้ภาคปิโตรเคมี ซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขาย ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กำกับดูแลการนำเข้าส่งออก และเตรียมมาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG และสำรวจข้อมูลราคาขายส่งและราคาขายปลีกก๊าซ LPG (ขนาดถัง 15 กิโลกรัม) ในเขตกรุงเทพมหานคร ต่อมา เมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560 กบง. เห็นชอบมาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG โดยให้เพิ่มอัตราการสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมายตามความจำเป็นและเหมาะสม และเห็นชอบให้ ธพ. ดำเนินการออกประกาศกระทรวงพลังงานตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เพื่อรองรับแนวทางและวิธีการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG เพื่อสั่งให้นำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน
2. มาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG ได้แก่ (1) ติดตามสถานการณ์ กำกับดูแลการนำเข้าและส่งออกก๊าซ LPG เพื่อป้องกันการขาดแคลน โดยมีหนังสือจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน สั่งให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 รายงานข้อมูล LPG เพิ่มเติม เพื่อให้สามารถติดตามสถานการณ์ได้อย่างใกล้ชิด และประเมินความเสี่ยงที่อาจจะทำให้ปริมาณการจัดหาไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ เพื่อให้สามารถแก้ไขสถานการณ์ได้อย่างทันท่วงที โดยมิให้ส่งผลกระทบต่อผู้บริโภค โดยอาศัยอำนาจตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 มาตรา 16 วรรคสาม และมาตรา 17 วรรคสอง ให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่ค้าก๊าซ LPG จัดส่งรายงานเพิ่มเติมตั้งแต่วันที่ 20 มีนาคม 2560 ดังนี้ 1) แผนการนำเข้ามาในราชอาณาจักร ซื้อ กลั่น ผลิต และจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลว (แผน 6 เดือน) เพื่อวิเคราะห์แผนการจัดหา ความต้องการใช้ เพื่อให้สามารถประเมินว่าการจัดหาเพียงพอต่อความต้องการใช้หรือไม่ (ส่งภายในวันที่ 20 ของทุกเดือน) 2) แผนการนำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว โปรเพน และบิวเทน โดยให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 แจ้งแผนการนำเข้า ประมาณการวันที่ และปริมาณการนำเข้าทุกเที่ยวในแต่ละเดือน เพื่อให้มั่นใจว่า สามารถนำเข้าได้จริงตามแผนที่ได้แจ้งไว้ (ส่งภายในวันที่ 5 ของทุกเดือน) 3) ปริมาณ ราคา และค่าใช้จ่ายที่เกิดจากการนำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว โปรเพน และบิวเทน เพื่อให้ สนพ. ใช้เป็นข้อมูลประกอบการคำนวณราคาการนำเข้า (ส่งภายใน 5 วัน นับแต่วันที่นำเข้าสำเร็จ) 4) แผนและผล การผลิต การนำเข้า การจำหน่าย การส่งออก และปริมาณคงเหลือก๊าซ LPG รายสัปดาห์ เพื่อติดตามสถานการณ์ วิเคราะห์แนวโน้ม การจัดหา ความต้องการใช้ ปริมาณคงเหลือ และเป็นการตรวจสอบปริมาณการซื้อ-ขาย ระหว่างผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 อย่างใกล้ชิด (ส่งภายในวันอังคารของสัปดาห์ถัดไป) และ 5) ปริมาณการจำหน่ายก๊าซ LPG รายวัน จำแนกตามประเภทธุรกิจ เพื่อใช้เป็นข้อมูลในการประมาณการความต้องการใช้ (ส่งภายในวันอังคารของสัปดาห์ถัดไป) (2) ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 รายใดไม่สามารถดำเนินการนำเข้าได้ตามแผน ตามมาตรา 17 มีโทษตามมาตรา 43 แห่ง พ.ร.บ. การค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 (3) ในกรณีที่ปริมาณการจัดหาจากการผลิตและการนำเข้าไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ภายในประเทศ มีมาตรการป้องกันและแก้ไขปัญหาการขาดแคลน โดยอาศัยอำนาจตามมาตรา 24 แห่ง พ.ร.บ. การค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 โดยจะดำเนินการ ดังนี้ 1) ไม่อนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร และ 2) นำปริมาณสำรองตามกฎหมายออกมาจำหน่ายในภาคเชื้อเพลิงตามปริมาณส่วนที่ขาด เพื่อให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ ซึ่งในปัจจุบันปริมาณสำรองจะเพียงพอใช้ได้ 3.5 – 5 วัน (4) ปรับเพิ่มปริมาณสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมายโดยออกประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดชนิดและอัตรา หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการคำนวณปริมาณสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2560 ดังนี้ ระยะที่ 1 (1 มกราคม 2561 – 31 ธันวาคม 2563) ยกเลิกข้อผ่อนปรนที่ให้เก็บสำรองก๊าซ LPG ในแต่ละวันได้ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 70 เป็นต้องเก็บไม่ต่ำกว่าร้อยละ 100 ของปริมาณสำรองทุกวัน (จากเดิมปริมาณสำรองจะเพียงพอใช้ได้ 3.5 วัน เพิ่มขึ้นเป็นเพียงพอใช้ได้ 5 วัน) และระยะที่ 2 (วันที่ 1 มกราคม 2564 เป็นต้นไป) ปรับอัตราสำรองก๊าซ LPG จากร้อยละ 1.0 เป็นร้อยละ 2.0 (จากเดิมปริมาณสำรองจะเพียงพอใช้ได้ 5 วัน เพิ่มขึ้นเป็นเพียงพอใช้ได้ 9 วัน) และ (5) กรณีต้องสั่งนำเข้าก๊าซ LPG อาศัยอำนาจตามมาตรา 3 แห่ง พระราชกฤษฎีกาแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 ทั้งนี้ ให้ยกเลิกการออกประกาศกระทรวงพลังงานตาม พระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เพื่อรองรับแนวทางและวิธีการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG เพื่อสั่งให้นำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน เนื่องจากมติ กบง. วันที่ 5 กรกฎาคม 2560 เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 ดังนั้น จึงไม่มีความจำเป็นต้องออกประกาศกระทรวงพลังงานตาม พระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เพื่อรองรับแนวทางและวิธีการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG เพื่อสั่งให้นำเข้า LPG แบบฉุกเฉิน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เห็นชอบการมอบอำนาจให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาขยายระยะเวลาจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 พร้อมบทกำหนดโทษปรับลดอัตราค่าไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ลดลงไม่เกินร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย และหักระยะเวลาการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามข้อเท็จจริงแห่งเหตุอุทธรณ์ ทั้งนี้ อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น และเห็นชอบการมอบอำนาจให้ กบง. พิจารณาเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมจนครบเป้าหมายตามที่ กพช.กำหนด ซึ่งตามระเบียบคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 กำหนดเงื่อนไขการพิจารณาอุทธรณ์ตามสัญญาว่า ในกรณีคู่สัญญามีปัญหาปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า ให้เป็นอำนาจของ กกพ. วินิจฉัยหาข้อยุติ โดยให้ถือว่าคำวินิจฉัยของ กกพ. เป็นที่สุด และหากผู้ผลิตไฟฟ้าไม่พอใจในคำวินิจฉัยของ กกพ. ให้ฟ้องคดีต่อศาลไทย
2. กกพ. ได้มีการพิจารณาคำขออุทธรณ์ของ 3 หน่วยงาน มีรายละเอียด ดังนี้
2.1 บริษัท ไอคิว โซล่า จำกัด (บริษัทฯ) เป็นผู้สนับสนุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับสหกรณ์การเกษตรกระทุ่มแบน จำกัด มีสถานประกอบกิจการตั้งอยู่ที่ หมู่ 1 ตำบลบ้านเกาะ อำเภอเมืองสมุทรสาคร จังหวัดสมุทรสาคร มีวัตถุประสงค์ผลิตเพื่อจำหน่ายไฟฟ้าให้แก่การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) โดยบริษัทฯ ได้ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2559 กำหนดวัน SCOD ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ซึ่งเมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2559 กกพ. มีมติไม่ออกใบอนุญาตที่เกี่ยวข้องให้บริษัทฯ เนื่องจากที่ตั้งโครงการของบริษัทฯ เป็นพื้นที่ห้ามตั้งโรงงานลำดับที่ 88 ตามข้อบัญญัติองค์การบริหารส่วนตำบลบ้านเกาะ เรื่อง กำหนดบริเวณห้ามก่อสร้าง ดัดแปลง หรือเปลี่ยนการใช้อาคารบางชนิดหรือบางประเภทในพื้นที่บางส่วนในท้องที่เขตองค์การบริหารส่วนตำบลบ้านเกาะ อำเภอเมืองสมุทรสาคร จังหวัดสมุทรสาคร พ.ศ. 2557 บริษัทฯ จึงได้มีหนังสืออุทธรณ์มติไม่ออกใบอนุญาตดังกล่าว และในช่วงระหว่างการพิจารณาอุทธรณ์การไม่ออกใบอนุญาต กฟภ. ได้มีหนังสือบอกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของบริษัทฯ เนื่องจากไม่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายใน 30 ธันวาคม 2559 บริษัทฯ จึงมีหนังสือขออุทธรณ์คำสั่งบอกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อ กกพ. ตามข้อ 9 ของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดให้ กกพ. มีอำนาจในการวินิจฉัยข้อพิพาท ต่อมาเมื่อวันที่ 26 เมษายน 2560 มีการประกาศใช้กฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวมจังหวัดสมุทรสาคร พ.ศ. 2560 มีผลเป็นการยกเลิกข้อห้ามการสร้างโรงงานประเภทที่ 88 ตามข้อบัญญัติ อบต. บ้านเกาะฯ และกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวมฯ ดังกล่าว กำหนดให้ที่ตั้งโครงการ ณ ตำบลบ้านเกาะ อำเภอเมืองสมุทรสาคร จังหวัดสมุทรสาคร อยู่ในการใช้ประโยชน์ที่ดิน ประเภทชุมชน (สีชมพู) ทำให้สามารถก่อสร้างโรงงานลำดับที่ 88 ได้ ดังนั้น เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2560 กกพ. ได้พิจารณาแล้วเห็นว่าการไม่ออกใบอนุญาตต่างๆ ให้บริษัทฯ เนื่องจากในขณะนั้นมีข้อบัญญัติ อบต. บ้านเกาะ ห้ามก่อสร้างโรงงานประเภทที่ 88 บนพื้นที่ตั้งโครงการของบริษัทฯ ซึ่งปัจจุบันได้มีการประกาศใช้ผังเมืองรวมสมุทรสาครใหม่และมีผลให้พื้นที่ตั้งโครงการของบริษัทสามารถก่อสร้างโรงงานประเภทที่ 88 ได้ จึงเห็นควรนำเรื่องการขออนุญาตของบริษัทฯ มาพิจารณาใหม่ และเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2560 กกพ. ได้ตรวจสอบการดำเนินการแล้วเห็นว่า การประกาศใช้กฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวมจังหวัดสมุทรสาคร พ.ศ. 2560 มีผลเป็นการยกเลิกข้อห้ามการสร้างโรงงานประเภทที่ 88 ตามข้อบัญญัติ อบต. บ้านเกาะฯ ส่งผลให้พื้นที่ตั้งโครงการของบริษัทฯ สามารถก่อสร้างโรงงานประเภทที่ 88 ได้ ดังนั้น เนื่องจากการอุทธรณ์ของบริษัทฯ ฟังขึ้น กกพ. จึงเห็นควรให้ขยายกำหนดวัน SCOD ออกไปให้กับบริษัท ไอคิว โซล่า จำกัด และกำหนดวัน SCOD ภายในเดือนพฤศจิกายน 2560 ทั้งนี้ อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่นและให้ปรับลดอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลงร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย เหลือ 5.377 บาทต่อหน่วย
2.2 บริษัท ซันซีป เอ็นเนอร์ยี่ (ไทยแลนด์) จำกัด (บริษัทฯ) เป็นผู้สนับสนุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับสหกรณ์กรุงเทพ จำกัด ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2559 มีกำหนด SCOD ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ซึ่งเมื่อวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2560 กกพ. มีมติไม่เห็นชอบการออกใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงานผลิตพลังงานไฟฟ้า ประเภทหรือชนิดของโรงงานลำดับที่ 88(1) ให้แก่บริษัทฯ เนื่องจากที่ตั้งโครงการตั้งอยู่ในเขตพื้นที่ชุ่มน้ำที่มีความสำคัญระดับชาติตามมติคณะรัฐมนตรี ซึ่งขัดกับกฎกระทรวงฉบับที่ 2 ข้อ 2(2) ตามพระราชบัญญัติโรงงานฯ ไม่สามารถก่อสร้างโรงงานได้ซึ่งเป็นไปตามความเห็นของกรมโรงงานอุตสาหกรรม บริษัทฯ จึงได้มีหนังสืออุทธรณ์มติ กกพ. ดังกล่าว และขอให้ กกพ. พิจารณาให้บริษัทฯ ย้ายสถานที่ตั้งโครงการโดยยังมีจุดเชื่อมโยงเดิมพร้อมขอขยายวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ด้วย ตามหนังสือลงวันที่ 6 มิถุนายน 2560 ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2560 กกพ. มีมติให้บริษัทฯ ย้ายที่ตั้งโครงการเนื่องจากมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 ซึ่งกำหนดให้พื้นที่บริเวณที่ตั้งโครงการเป็นส่วนหนึ่งของพื้นที่ชุ่มน้ำอ่าวไทยที่มีความสำคัญระดับชาติตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 1 สิงหาคม 2543 ไม่มีประกาศในราชกิจจานุเบกษาหรือประกาศเผยแพร่ให้ประชาชนทราบโดยทั่วกัน ประกอบกับมติคณะรัฐมนตรีไม่มีสถานะเป็นกฎหมายและเมื่อไม่มีการประกาศให้ประชาชนทราบ มติดังกล่าวจึงมีผลผูกพันเฉพาะการดำเนินการของหน่วยงานของรัฐเท่านั้น จึงเป็นเหตุอันรับฟังได้ว่าบริษัทฯ ไม่อาจทราบมาก่อนว่าพื้นที่ตั้งโครงการเป็นพื้นที่ชุ่มน้ำตามมติคณะรัฐมนตรี ดังนั้น กกพ. จึงเห็นควรให้ขยายกำหนดวัน SCOD ออกไปให้กับบริษัท ซันซีป เอ็นเนอร์ยี่ (ไทยแลนด์) จำกัด และกำหนดวัน SCOD ภายในเดือนมิถุนายน 2561 ทั้งนี้ อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่นและให้ปรับลดอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลง เหลือ 4.12 บาทต่อหน่วย
2.3 บริษัท เอ ไอ คิว เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด (บริษัทฯ) เป็นผู้สนับสนุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับสหกรณ์การเกษตรสนามชัยเขต จำกัด สถานที่ตั้งโครงการอยู่บนที่ดิน นส.3ก. เลขที่ 556 หมู่ 6 ตำบลท่ากระดาน อำเภอสนามชัยเขต จังหวัดฉะเชิงเทรา บริษัทฯ ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเมื่อวันที่ 19 สิงหาคม 2559 กำหนดวัน SCOD ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ซึ่งเมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2559 กกพ. มีมติเห็นควรไม่ออกใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า ใบอนุญาต ร.ง.4 ลำดับที่ 88(1) และใบอนุญาต พค.2 ให้แก่บริษัทฯ เนื่องจากพื้นที่โครงการตั้งอยู่ในพื้นที่ป่าสงวนแห่งชาติป่าแควระบมและป่าสียัด จังหวัดฉะเชิงเทรา ซึ่งเป็นพื้นที่ที่กรมป่าไม้มอบให้ ส.ป.ก. นำไปดำเนินการปฏิรูป ส่งผลให้บริษัทฯ ไม่สามารถดำเนินการจำหน่ายไฟฟ้าได้ทันตามกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (วันที่ 30 ธันวาคม 2559) บริษัทฯ จึงไม่มีสิทธิในที่ดินอย่างสมบูรณ์ตามที่ได้ยื่นขออนุญาตขายไฟฟ้าไว้ ตามระเบียบ ประกาศและหลักเกณฑ์ในการคัดเลือกการรับซื้อไฟฟ้าฯ ต่อมาบริษัทฯ มีหนังสือขออุทธรณ์คำสั่ง กกพ. โดยอ้างว่า นส.3ก เลขที่ 556 กรมที่ดินได้ออกหนังสือรับรองการทำประโยชน์ตั้งแต่วันที่ 25 เมษายน 2517 ซึ่งเป็นช่วงเวลาก่อนที่ทางกรมป่าไม้จะได้มีการมอบพื้นที่บางส่วนของป่าสงวนแห่งชาติแควระบมและป่าสียัดให้ ส.ป.ก. และบริษัทฯ อยู่ระหว่างขอรังวัดสอบเขตเพื่อออกหนังสือรับรองการทำประโยชน์หรือโฉนดที่ดินกับกรมที่ดินพร้อมขอขยายวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ด้วย ซึ่งต่อมาบริษัทฯได้แจ้งเพิ่มเติมว่า เนื่องจากการออกหนังสือรับรองการทำประโยชน์ที่ดินต้องใช้ระยะเวลาการดำเนินการสอบสิทธิ์ ดังนั้น บริษัทฯ จึงตัดสินใจไม่ทำการรังวัดที่ดินแปลงดังกล่าวและขอย้ายสถานที่ตั้งโครงการจากเดิมตั้งอยู่ที่ ตำบลท่ากระดาน อำเภอสนามชัยเขต จังหวัดฉะเชิงเทรา ไปอยู่ที่ ตำบลคู้ยายหมี อำเภอสนามชัยเขต จังหวัดฉะเชิงเทรา ซึ่งมีจุดเชื่อมโยงเดียวกันกับที่ตั้งโครงการเดิม และเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2560 กกพ. ได้พิจารณาประเด็นการอุทธรณ์การไม่ออกใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า ใบอนุญาต ร.ง.4 ลำดับที่ 88(1) และใบอนุญาต พค.2 ให้แก่บริษัทฯ เนื่องจากเห็นว่าพื้นที่ตั้งโครงการตั้งอยู่ในพื้นที่ป่าสงวนแห่งชาติป่าแควระบมและป่าสียัด จังหวัดฉะเชิงเทรา จึงไม่อาจออกใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงานผลิตพลังงานไฟฟ้า (ใบอนุญาต ร.ง.4 ลำดับที่ 88(1)) และใบอนุญาตให้ผลิตพลังงานควบคุมให้แก่บริษัทฯ ได้เห็นว่าการไม่ออกใบอนุญาตดังกล่าวให้แก่บริษัทฯ นั้นชอบแล้ว อุทธรณ์ของบริษัทฯ ฟังไม่ขึ้น ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2560 กกพ. ได้มีมติเห็นควรอนุญาตให้บริษัทฯ ขอย้ายที่ตั้งโครงการได้ เนื่องจากบริษัทฯ มีเอกสารสิทธิ นส.3ก และบริษัทฯ ได้มีความพยายามในการสอบสิทธิที่ดินแล้ว แต่เมื่อได้รับทราบขั้นตอนและระยะเวลาในการพิสูจน์สิทธิแล้ว บริษัทฯ จึงได้ขอย้ายสถานที่ โดยที่ตั้งโครงการใหม่ยังคงเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าเดิมตามที่เคยได้รับอนุมัติในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ดังนั้น กกพ. จึงเห็นควรให้ขยายกำหนดวัน SCOD ออกไปให้กับบริษัท เอ ไอ คิว เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด และกำหนดวัน SCOD ภายในเดือนมิถุนายน 2561 ทั้งนี้ อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น และให้ปรับลดอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลง เหลือ 4.12 บาทต่อหน่วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ให้กับบริษัท ไอคิว โซล่า จำกัด โดยกำหนดวัน SCOD ใหม่เป็นภายในเดือนพฤศจิกายน 2560 ทั้งนี้ อายุสัญญายังคงสิ้นสุดวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น และให้ปรับลดอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลงร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย เหลือ 5.377 บาทต่อหน่วย
2. กรณีบริษัท ซันซีป เอ็นเนอร์ยี่ (ไทยแลนด์) จำกัด และบริษัท เอ ไอ คิว เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด ไม่อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
กบง. ครั้งที่ 42 - วันศุกร์ที่ 18 สิงหาคม 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 9/2560 (ครั้งที่ 42)
เมื่อวันศุกร์ที่ 18 สิงหาคม 2560 เวลา 13.30 น.
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบ แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ดังนี้ (1) แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ โดยเริ่มให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียด ดังนี้ 1) ยกเลิกการกำหนดราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก รวมทั้งการนำเข้า 2) ยกเลิกการกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะประกาศราคาอ้างอิงสำหรับเป็นข้อมูลในการกำกับดูแลราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศเท่านั้น 3) ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของส่วนการผลิตจากโรงแยกฯ โรงกลั่นฯ (ยกเลิกกองทุน#1) 4) ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ 5) ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกลไกรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพราคา 6) มอบหมายให้ สนพ. กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และกรมการค้าภายในศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ที่เหมาะสมและบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ระหว่างกรุงเทพมหานครและส่วนภูมิภาค 7) สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนกลุ่มโรงแยกฯ อย่างมีนัยสำคัญ 8) คลังก๊าซ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (บริษัท ปตท.) จังหวัดชลบุรี (โครงการ LIFE) บริษัท ปตท. จะดำเนินธุรกิจโครงการ LIFE ในเชิงพาณิชย์เมื่อมีการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ โดยบริษัท ปตท. จะมีการกำหนดกติกาให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสามารถเข้ามาใช้บริการคลังนำเข้าก๊าซ LPG ของ บริษัท ปตท. ที่เขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี บนหลักการที่ผู้ค้าก๊าซ LPG ทุกรายมีสิทธิใช้อย่างเป็นธรรมและเท่าเทียมกันและให้มีการเจรจาอัตราค่าบริการเป็นเชิงพาณิชย์ จนกว่าจะมีผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสร้าง/ขยายคลังก๊าซ LPG นำเข้าขนาดใหญ่ แล้วเสร็จ โดยกติกาการใช้คลังจะเผยแพร่ให้สาธารณชนทราบด้วย 9) การจำหน่ายก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ บริษัท ปตท. จะให้ความสำคัญกับการจำหน่ายก๊าซ LPG ในภาคเชื้อเพลิงเป็นลำดับแรกและจะไม่ทำการต่ออายุสัญญาซื้อ-ขายวัตถุดิบปิโตรเคมีเดิม (ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559) ที่จะทยอยหมดอายุลง โดยจะจำหน่ายเฉพาะเท่าที่สัญญาซื้อ-ขายยังคงมีผลบังคับอยู่ และ 10) การส่งออกก๊าซ LPG เพื่อส่งเสริมให้มีการจำหน่ายก๊าซ LPG ภายในประเทศเป็นลำดับแรก การส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาตต่อ ธพ. และการส่งออกก๊าซ LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้าได้มีการแจ้งแผนให้ ธพ. ทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export)
2. การผลิตก๊าซ LPG จากก๊าซรรมชาติของประเทศไทยมาจากแหล่งผลิต 2 แหล่ง คือ (1) แหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติในทะเล โดยบริษัท ปตท. ได้รับสิทธิเป็นผู้รับซื้อก๊าซธรรมชาติ และนำไปดำเนินการแยกเป็น ก๊าซ LPG ซึ่งในเดือนมิถุนายน 2560 มีปริมาณการผลิตก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ของ ปตท. ที่ จังหวัดระยอง และอำเภอขนอม รวม 317,912 ตัน (2) แหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติบนบก ได้แก่ แหล่งสิริกิติ์ โครงการเอส 1 ซึ่งบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด เป็นผู้รับสัมปทาน โดย ปตท.เป็นผู้ซื้อก๊าซ LPG ที่ผลิตได้จากแหล่งนี้ โดยในเดือนมิถุนายน 2560 มีปริมาณการผลิตก๊าซ LPG จากโครงการเอส 1 ของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ที่ 4,811 ตัน และแหล่งบูรพาที่มีบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด และ บ.สยาม โอเมโกะ เป็นผู้รับสัมปทาน โดย บริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) (UAC) ได้ซื้อก๊าซธรรมชาติจาก บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด และ บ.สยาม โอเมโกะ เพื่อไปทำการแยกเป็นก๊าซ LPG เอง โดยในเดือนมิถุนายน 2560 มีปริมาณการผลิตก๊าซ LPG จาก UAC ที่ 261 ตัน
3. การใช้กลไกการกำกับการแข่งขันในธุรกิจก๊าซ LPG กรณีโรงแยกก๊าซฯ อื่น ยกเว้นโรงแยกก๊าซฯ ของ ปตท. มีดังนี้ (1) ก๊าซ LPG ที่บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ซึ่งใช้ก๊าซธรรมชาติจากแหล่งบนบกเป็นทรัพยากรในประเทศมาผลิตก๊าซ LPG ทำให้เป็นราคาต้นทุนก๊าซ LPG ในประเทศ ดังนั้น เพื่อให้ต้นทุนก๊าซ LPG จากทุกแหล่งจัดหามีต้นทุนที่ใกล้เคียงกันและแข่งขันกันได้ภายใต้ระบบการค้าเสรี ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอแนวทาง โดยการเก็บส่วนต่างราคากรณีราคา CP+X สูงกว่าหรือต่ำกว่าต้นทุนก๊าซ LPG จากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด เกิน 0.67 บาทต่อกิโลกรัม (ประมาณ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เช่นเดียวกันกับการใช้กลไกกำกับการแข่งขันของโรงแยกก๊าซฯ ของปตท. โดยมีทางเลือกการคำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#1) 2 ทางเลือก คือ 1) ให้คำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยคำนวณเสมือนว่า บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ใช้ต้นทุนของการผลิตของตนเอง (Cost Plus) และ 2) ให้คำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยคำนวณ เสมือนว่า บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ใช้ต้นทุนของโรงแยกก๊าซฯ ของ ปตท. และ (2) ก๊าซ LPG ที่บริษัท UAC ผลิต เป็นก๊าซที่ซื้อมาจากแหล่งของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด เพื่อไปทำการแยกเป็นก๊าซ LPG และผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมและทำการขายต่อให้กับ ปตท. และ ผู้ค้าอื่นๆ โดยฝ่ายเลขานุการฯ เสนอแนวทางกำหนดทางเลือกต้นทุนราคาก๊าซ LPG จาก UAC 3 ทางเลือกคือ 1) ให้คำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยคำนวณเสมือนว่า บริษัท UAC ใช้ต้นทุนของการผลิตของตนเอง (Cost Plus) โดยในระหว่างนี้ให้ใช้ต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG เท่ากับต้นทุนของโรงแยกก๊าซฯ ของ ปตท. ไปก่อน 3 เดือน 2) ให้คำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยคำนวณเสมือนว่า บริษัท UAC ใช้ต้นทุนของโรงแยกก๊าซฯ ของ ปตท. 3) ให้คำนวณอัตรา การเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยคำนวณเสมือนว่า บริษัท UAC ใช้ราคาต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG ของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้มีกลไกการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกอย่างมีนัยสำคัญ โดยการคำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของ บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ให้ใช้ต้นทุนการผลิตของตนเอง (Cost Plus) ตามการคำนวณของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ
2. เห็นชอบให้มีกลไกการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ โดยการคำนวณอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของ บริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) (UAC) ให้ใช้ราคาต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG ของ โรงแยกก๊าซธรรมชาติของตนเอง (Cost Plus) โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ศึกษาต้นทุนให้แล้วเสร็จภายใน 3 เดือน โดยในระหว่างนี้ให้ใช้ต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG เท่ากับต้นทุนของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ไปพลางก่อน
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 20 พ.ศ. 2560 เรื่องการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนกองทุน สำหรับก๊าซ ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 19 สิงหาคม 2560 เป็นต้นไป
กบง. ครั้งที่ 41 - วันพุธที่ 2 สิงหาคม 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 8/2560 (ครั้งที่ 41)
เมื่อวันพุธที่ 2 สิงหาคม 2560 เวลา 13.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
4. ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ารายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ของโครงการ SPP Hybrid Firm
5. การรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ SPP Hybrid Firm
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบช่วงสัปดาห์สุกท้ายของเดือนกรกฎาคม 2560 มีทิศทางปรับตัวเพิ่มสูงขึ้นกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งนับว่าสูงสุดในรอบ 2 เดือน เนื่องจากเมื่อวันที่ 24 กรกฎาคม 2560 กลุ่มโอเปคมีการประชุมหารือเกี่ยวกับการกำหนดโควต้าการผลิตน้ำมันดิบ แต่ทั้งนี้ในการประชุมยังหาข้อตกลงที่แน่ชัดไม่ได้ จึงจะมีการประชุมเรื่องดังกล่าวอีกครั้งในวันที่ 7 – 8 สิงหาคม 2560 นอกจากนี้ปริมาณน้ำมันดิบสำรองของประเทศสหรัฐฯ ลดลงติดต่อกัน 4 สัปดาห์ที่ผ่านมา รวมเป็นปริมาณที่ลดลงจำนวน 24 ล้านบาร์เรล และเหตุความไม่สงบในประเทศสมาชิกของกลุ่มโอเปค ทั้งนี้คาดการณ์ว่าในเดือนสิงหาคม 2560 ราคาน้ำมันดิบ จะปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนสิงหาคม 2560 ราคา CP (Contract Price) อยู่ที่ 440 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนกรกฎาคม 2560 จำนวน 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากปริมาณสำรองก๊าซ LPG ของประเทศสหรัฐฯ และในช่วงไตรมาสที่ 3 และ 4 ยังเป็นช่วงฤดูกาลท่องเที่ยวและอุณหภูมิเริ่มต่ำลงทำให้ความต้องการของประเทศสหรัฐฯ เพิ่มสูงขึ้น รวมทั้งประเทศซาอุดิอาระเบียลดปริมาณการผลิตก๊าซ LPG ลง แต่ทั้งนี้หากพิจารณาจากอดีตที่ผ่านมาจะเห็นว่าช่วงเดือนสิงหาคมราคาก๊าซ LPG จะปรับตัวลดลง แต่เนื่องจากหลายประเทศเริ่มเข้าสู่ช่วงฤดูหนาวจึงคาดว่าราคาก๊าซ LPG จะยังมีความผันผวน (3) ราคาถ่านหินมีทิศทางปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากประเทศออสเตรเลียประสบปัญหาด้านเทคนิคในการผลิตถ่านหิน ประเทศจีนมีการนำเข้าเพิ่มขึ้นจากสภาพภูมิอากาศที่ร้อนขึ้น ประกอบกับเป็นช่วงมรสุมของทวีปยุโรปและแอฟริกาทำให้กระทบต่อตลาดถ่านหิน และ (4) ราคาก๊าซ LNG ในเดือนกรกฎาคม 2560 ราคาปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยเฉลี่ยอยู่ที่ 5.4 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เนื่องจากประเทศญี่ปุ่น เกาหลี และจีน ประสบกับสภาพภูมิอากาศที่ร้อนขึ้นทำให้ความต้องการก๊าซ LNG เพิ่มขึ้น รวมทั้งท่อส่งก๊าซ LNG ของประเทศจีนเกิดระเบิด ทั้งนี้คาดการณ์ว่าก๊าซ LNG ยังมีแนวโน้มที่จะปรับเพิ่มขึ้นอีก เนื่องจากภาครัฐของประเทศจีนมีนโยบายให้ใช้ก๊าซ LNG ผลิตไฟฟ้าแทนถ่านหิน ทำให้จีนนำเข้าก๊าซ LNG เพิ่มขึ้นกว่าร้อยละ 41 จากปีที่ 2559 แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคา LNG ปรับตัวลดลง เนื่องจากหมดช่วงฤดูหนาวของหลายประเทศ และปริมาณการผลิตก๊าซ LNG ของประเทศออสเตรเลียและมาเลเซียเพิ่มสูงขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
ความคืบหน้าการดำเนินการตามแผน PDP 2015 ไตรมาสที่ 2 ปี 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) การกระจายแหล่งเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าโดยลดสัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า ซึ่งจากข้อมูลจริงในช่วง 5 เดือนแรกของปี 2560 พบว่า สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติอยู่ที่ร้อยละ 61 ขณะที่ในแผน PDP 2015 อยู่ที่ร้อยละ 60 ทั้งนี้ ในส่วนของการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน อยู่ที่ร้อยละ 8 ต่ำกว่าแผน PDP 2015 ซึ่งอยู่ที่ร้อยละ 10 (ปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนต่ำกว่าแผน 2,050 ล้านหน่วย หรือคิดเป็นร้อยละ 24.5) ส่งผลให้การผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติ ถ่านหินนำเข้า และลิกไนต์ในประเทศ มีสัดส่วนที่สูงกว่าแผน PDP 2015 โดยกำลังผลิตไฟฟ้าที่จะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2560 ตาม PDP2015 จะมีปริมาณ 2,512 เมกะวัตต์ ซึ่ง ณ เดือนมิถุนายน 2560 มีการผลิตไฟฟ้าจ่ายเข้าระบบแล้วประมาณ 604 เมกะวัตต์ สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กมาก (VSPP) ตามแผน PDP 2015 จะมีกำลังผลิตไฟฟ้าสะสมเท่ากับ 4,360 เมกะวัตต์ แต่ปัจจุบันสามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้แล้วประมาณ 3,659 เมกะวัตต์ สำหรับกำลังผลิตไฟฟ้าของพลังงานทดแทนสะสม ณ เดือนมิถุนายน 2560 กำหนดตามแผนเท่ากับ 10,648 เมกะวัตต์ แต่สามารถผลิตได้จริงเท่ากับ 8,336 เมกะวัตต์ ซึ่งพลังงานลมและแสงอาทิตย์จะมีปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ตามแผนค่อนข้างสูง นอกจากนี้ การดำเนินงานก่อสร้างโรงไฟฟ้าทั้งของภาครัฐ (โดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย) และเอกชน ส่วนใหญ่โครงการดำเนินการเป็นไปตามแผน มีบางโครงการที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามแผน เนื่องจากต้องเลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Scheduled Commercial Operation Date: SCOD) เพราะต้องเลื่อนให้สอดคล้องกับความพร้อมของระบบส่งไฟฟ้าที่จะมารองรับ (2) การติดตามการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน โดยโครงการที่อยู่ระหว่างก่อสร้าง มีความคืบหน้าเร็วกว่าแผนที่กำหนดไว้ และการเจรจาความร่วมมือด้านพลังงานกับประเทศเพื่อนบ้านมีความคืบหน้ามาโดยลำดับ ทั้งนี้ โครงการเกาะกง (กัมพูชา) ซึ่งมีบริษัทที่ได้รับสิทธิ์ในการพัฒนาโครงการจากรัฐบาลกัมพูชาจำนวน 2 บริษัท คือ บริษัท สามารถคอร์ปเรชั่น (Samart Corporation) จำกัด (มหาชน) และบริษัท เกาะกง ยูทิลิตี้ (Koh Kong Utilities) จำกัด โดยเมื่อวันที่ 3 กรกฎาคม 2560 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ได้เห็นชอบแนวทางทางการคัดเลือกผู้เสนอขายไฟฟ้าเพื่อเจรจาราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเกาะกง (กัมพูชา) รวมทั้งมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวต่อไป และเมื่อวันที่ 7 กรกฎาคม 2560 การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยได้แต่งตั้งคณะทำงานคัดเลือกผู้เสนอขายไฟฟ้าจากโครงการเกาะกง (กัมพูชา) โดยในขั้นตอนต่อไปการไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยจะเชิญผู้พัฒนาโครงการมารับฟังการชี้แจงรายละเอียดในการคัดเลือกผู้เสนอขายไฟฟ้าเพื่อเจรจาราคารับซื้อไฟฟ้า และให้ผู้พัฒนายื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าต่อไป และ (3) การติดตามโครงการระบบส่งไฟฟ้า โดยการดำเนินโครงการส่วนใหญ่เป็นไปตามแผนงานซึ่งการก่อสร้างมีความคืบหน้าเร็วกว่าแผนที่กำหนดไว้ แต่ทั้งนี้ มีบางโครงการที่การดำเนินโครงการล่าช้ากว่าแผนงานเนื่องจากสาเหตุหลายประการ ได้แก่ การคัดค้านของชุมชนในพื้นที่ที่ระบบส่งไฟฟ้าพาดผ่าน การขออนุญาตเข้าใช้พื้นที่จากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต้องใช้ระยะเวลาการอนุญาตจากหน่วยงานอนุญาตเป็นระยะเวลานาน เช่น แนวสาย 230 kV คลองแงะ – สตูล มีกลุ่มประชาคมรักษ์ป่าต้นน้ำผาดำ อำเภอคลองหอยโข่ง จังหวัดสงขลา คัดค้านโครงการก่อสร้างฯ ส่วนที่พาดผ่านพื้นที่ป่าอนุรักษ์ (เพิ่มเติม) ระยะทางประมาณ 7.8 กิโลเมตร
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบ แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ดังนี้ (1) แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ โดยเริ่มให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียด ดังนี้ 1) ยกเลิกการกำหนดราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก รวมทั้งการนำเข้า 2) ยกเลิกการกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะประกาศราคาอ้างอิงสำหรับเป็นข้อมูลในการกำกับดูแลราคาขายปลีก LPG ในประเทศเท่านั้น 3) ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของส่วนการผลิตจากโรงแยกฯ โรงกลั่นฯ (ยกเลิกกองทุน#1) 4) ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ 5) ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกองทุนน้ำมันฯ เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพราคา 6) มอบหมายให้ สนพ. กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และกรมการค้าภายในศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ที่เหมาะสมและบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ระหว่างกรุงเทพมหานครและส่วนภูมิภาค 7) สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกฯ อย่างมีนัยสำคัญ 8) คลังก๊าซ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (บริษัท ปตท.) จังหวัดชลบุรี (โครงการ LIFE) บริษัท ปตท. จะดำเนินธุรกิจโครงการ LIFE ในเชิงพาณิชย์เมื่อมีการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ โดยบริษัท ปตท. จะมีการกำหนดกติกาให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสามารถเข้ามาใช้บริการคลังนำเข้าก๊าซ LPG ของ บริษัท ปตท. ที่เขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี บนหลักการที่ผู้ค้าก๊าซ LPG ทุกรายมีสิทธิใช้อย่างเป็นธรรมและ เท่าเทียมกันและให้มีการเจรจาอัตราค่าบริการเป็นเชิงพาณิชย์ จนกว่าจะมีผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสร้าง/ขยายคลังก๊าซ LPG นำเข้าขนาดใหญ่ แล้วเสร็จ โดยกติกาการใช้คลังจะเผยแพร่ให้สาธารณชนทราบด้วย 9) การจำหน่ายก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ บริษัท ปตท. จะให้ความสำคัญกับการจำหน่ายก๊าซ LPG ในภาคเชื้อเพลิงเป็นลำดับแรกและจะไม่ทำการต่ออายุสัญญาซื้อ-ขายวัตถุดิบปิโตรเคมีเดิม (ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559) ที่จะทยอยหมดอายุลง โดยจะจำหน่ายเฉพาะเท่าที่สัญญาซื้อ-ขายยังคงมีผลบังคับอยู่ และ 10) การส่งออกก๊าซ LPG เพื่อส่งเสริมให้มีการจำหน่ายก๊าซ LPG ภายในประเทศเป็นลำดับแรก การส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาต ต่อ ธพ. และการส่งออกก๊าซ LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือ ก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้าได้มีการแจ้งแผนให้ ธพ. ทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export) (2) ยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง กำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility (LPG Integrated Facility Enhancement : LIFE ) และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนโดยให้ บริษัท ปตท. ดำเนินโครงการนี้เป็นเชิงพาณิชย์แทน
2. สถานการณ์ก๊าซ LPG สำหรับแผนในช่วง 6 เดือนถัดไป (ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 ถึงเดือน มกราคม 2561) สรุปได้ดังนี้ ปริมาณการผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณเดือนละ 467,636 – 521,987 ตัน ความต้องการใช้ภายในประเทศอยู่ที่ประมาณเดือนละ 515,466 – 543,302 ตัน ทำให้มีส่วนที่ขาดอยู่ประมาณเดือนละ 13,643 – 47,830 ตัน ซึ่งชดเชยด้วยการนำเข้าโดยมีปริมาณนำเข้าอยู่ประมาณเดือนละ 44,000 ตัน ในจำนวนนี้เป็นการนำเข้ามาเพื่อการส่งออก (re-export) เดือนละ 3,500 - 25,500 ตัน และเป็นการผลิตภายในประเทศเพื่อการส่งประมาณเดือนละ 7,900- 21,400 ตัน สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ในเดือนสิงหาคม 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 440 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือน ก่อนหน้า 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน บวกค่าใช้จ่ายนำเข้า 39.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ส่งผลให้ราคา ก๊าซ LPG นำเข้า อยู่ที่ 479.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกฯ อยู่ที่ 392.3060 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 0.9738 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนกรกฎาคม 2560 อยู่ที่ 33.9146 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากเดือนก่อนหน้า 0.2509 บาท ต่อเหรียญสหรัฐฯ และราคา ณ โรงกลั่น (อ้างอิงราคานำเข้า) อยู่ที่ 16.2581 บาทต่อกิโลกรัม
3. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 กพช. เห็นชอบเรียกเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ (Export Surcharge) ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐต่อตัน สำหรับก๊าซ LPG ที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออก แต่เนื่องจากตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 จะเปิดเสรีก๊าซ LPG เต็มรูปแบบโดยปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพ จึงไม่มีความจำเป็นต้องประชุม กบง. เพื่อเปลี่ยนแปลงอัตราการส่งเงินหรือขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ทุกๆ เดือน ประกอบกับอัตราแลกเปลี่ยนมีการเปลี่ยนแปลงทุกวัน ดังนั้นเห็นควรกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกจาก 20 เหรียญสหรัฐต่อตัน เป็น 0.70 บาทต่อกิโลกรัม
4. จากสถานการณ์ก๊าซ LPG และแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับเพิ่มขึ้น 2.6352 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.6229 บาทต่อกิโลกรัม (398.7336 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ) เป็น 16.2581 บาท ต่อกิโลกรัม (479.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้ขอเสนอแนวทางการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ตรึงราคาขายปลีกที่ 20.49 บาทต่อกิโลกรัม (กองทุนน้ำมันฯ ชดเชยเพิ่มขึ้น 2.63 บาทต่อกิโลกรัม) เพื่อให้ช่วงเปลี่ยนผ่านการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบสามารถดำเนินการด้วยความราบรื่น อีกทั้งกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนก๊าซ LPG ยังคงมีเงินสะสมอยู่ 6,367 ล้านบาท เห็นสมควรให้ปรับเพิ่มการชดเชยเพื่อส่งสัญญานให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG คงที่ 20.49 บาทต่อกิโลกรัม โดยเสนอให้ปรับเพิ่มการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ 2.6352 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.1207 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 2.7559 บาทต่อกิโลกรัม ประกอบกับมติ กบง. เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 เห็นชอบให้ สนพ. มีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งพบว่าในเดือนสิงหาคม 2560 ต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติมีราคาอยู่ที่ 392.3060 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (ลดลง 0.9738 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ซึ่งต่ำกว่าราคานำเข้า (479.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) 87.0785 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นทรัพยากร ในประเทศมาผลิตก๊าซ LPG ทำให้ก๊าซ LPG ที่ผลิตได้มีต้นทุนต่ำกว่าก๊าซ LPG ที่นำเข้าอย่างมีนัยสำคัญ กล่าวคือ โรงแยกก๊าซธรรมชาติมีต้นทุน 392.3060 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน แต่อาจสามารถทำการตลาดได้โดยขายในราคานำเข้าที่ 479.3845 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ซึ่งจะทำให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติมีกำไรจากส่วนต่างราคาที่ 87.0785 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ซึ่งจะทำให้ผู้นำเข้าก๊าซ LPG ไม่สามารถสู้ราคากับโรงแยกก๊าซธรรมชาติได้ ดังนั้น เพื่อให้ต้นทุนก๊าซ LPG จากทุกแหล่งจัดหามีต้นทุนที่ใกล้เคียงกันและแข่งขันกันได้ภายใต้ระบบการค้าเสรี ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรเก็บส่วนต่างราคากรณีราคา CP+X สูงกว่าต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงก๊าซธรรมชาติเกิน 0.67 บาทต่อกิโลกรัม (10 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม หรือเทียบเท่าประมาณ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เฉพาะในส่วนที่โรงแยกก๊าซธรรมชาติจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงในประเทศเท่านั้น จากอัตราดังกล่าวข้างต้นส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ จะมีรายรับจากส่วนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ (กองทุนน้ำมัน#1) มีรายรับประมาณ 426 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมัน#2 จะมีภาระชดเชย 937 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น กองทุนน้ำมันฯ สุทธิ เป็น มีรายจ่าย 511 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 2 คงอัตราเงินชดเชยกองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.1207 บาทต่อกิโลกรัม เนื่องจากราคา CP เดือนสิงหาคม 2560 มีความผันผวนมากโดยปรับตัวเพิ่มขึ้น 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน มาอยู่ที่ระดับ 440 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ซึ่งส่งผลให้ต้นทุนก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น 2.63 บาทต่อกิโลกรัม อย่างไรก็ตามจากข้อมูลเบื้องต้น พบว่า ปัจจุบันผู้นำเข้าได้นำเข้าก๊าซ LPG แล้วบางส่วนและอีกทั้งต้นทุนการผลิตในประเทศจากโรงแยกก๊าซฯ ก็ไม่เปลี่ยนแปลงมากนัก ดังนั้นในช่วงเวลาเริ่มต้นของการดำเนินการเปิดเสรี เพื่อให้ กบง. มีเวลาพิจารณาการปรับตัวของตลาดก๊าซ LPG ก่อน ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้คงอัตราเงินชดเชยที่ 0.1207 บาทต่อกิโลกรัม ไปพลางก่อน แล้วเสนอให้มีการประชุม กบง. อีกครั้งในช่วงกลางเดือนสิงหาคม 2560 ซึ่งจากอัตราดังกล่าวจะส่งผลให้กองทุนน้ำมัน#2 มีภาระชดเชย 41 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับกรณีการส่งออกก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศหรือก๊าซ LPG นำเข้า ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) จาก 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เป็น 0.70 บาทต่อกิโลกรัม ไม่รวมถึงก๊าซ LPG ที่นำเข้าจากต่างประเทศ และ/หรือ ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากก๊าซ LPG ที่นำเข้าจากต่างประเทศตามที่ได้แจ้งขอส่งออกไว้ต่อกรมธุรกิจพลังงานก่อนนำเข้า ตามแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ
2. เห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
(1) ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง กิโลกรัมละ 2.2832 บาท
(2) ให้กำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง กิโลกรัมละ 2.7559 บาท ไม่รวมถึงก๊าซที่นำออกจากโรงแยกก๊าซบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร
(3) ให้กำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซที่นำออกจากโรงแยกก๊าซบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร กิโลกรัมละ 0.3689 บาท
(4) กรณีก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนกิโลกรัมละ 0.70 บาท แต่ทั้งนี้ไม่รวมถึงก๊าซที่นำเข้ามาในราชอาณาจักรหรือก๊าซที่ผลิตจากก๊าซที่นำเข้ามาใช้ในราชอาณาจักรตามที่ได้แจ้งต่อกรมธุรกิจพลังงานก่อนนำเข้ามาในราชอาณาจักร
(5) กรณีก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 และได้รับเงินชดเชยจากองทุนน้ำมันแล้วให้ส่งเงินชดเชยคืนกองทุน กิโลกรัมละ 2.7559 บาท
3. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 19 พ.ศ. 2560 เรื่องการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนกองทุน สำหรับก๊าซ
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 3 สิงหาคม 2560 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 4 ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ารายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ของโครงการ SPP Hybrid Firm
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติให้รับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm ในปริมาณ 300 เมกะวัตต์ ก่อน หลังจากนั้นให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm 269 เมกะวัตต์ โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าแบ่งเป็นรายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ และนำเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบ ก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm
2.กกพ. และ พพ. ได้ร่วมกันพิจารณาแนวทางการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าแบ่งเป็นรายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm จำนวน 300 เมกะวัตต์ โดยมีหลักเกณฑ์ในการใช้พิจารณา 2 เรื่อง คือ การพิจารณาเรื่องความมั่นคงของระบบไฟฟ้าจากกำลังผลิตที่มีอยู่ในระบบและความต้องการใช้ไฟฟ้าของประชาชน (Supply/Demand) ดังนี้(1) พิจารณาจากศักยภาพของสายส่ง (Grid capacity) ที่ได้รับจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) (2) พิจารณาการกระจายให้ทั่วทุกภูมิภาค และ (3) พิจารณาจาก Demand และ Supply ของแต่ละภูมิภาคโดยถ้าปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve) มีค่ามากกว่าร้อยละ 15 จัดสรรให้ 20 เมกะวัตต์ และถ้าReserve มีค่าน้อยกว่าร้อยละ 15 จัดสรรให้ 60 เมกะวัตต์ ซึ่งจากการพิจารณาเบื้องต้นตามหลักเกณฑ์ความมั่นคงของระบบไฟฟ้าจากกำลังผลิตที่มีอยู่ในระบบและความต้องการใช้ไฟฟ้าของประชาชน พบว่า เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm จำนวน 300 เมกะวัตต์ สามารถแบ่งตามรายภูมิภาค ได้ 2 กลุ่ม ดังนี้ (1) ภาคกลาง ภาคตะวันออก และภาคตะวันตก ภูมิภาคละ 20 เมกะวัตต์ รวม 60 เมกะวัตต์ และ (2) กรุงเทพฯและปริมณฑล ภาคใต้ ภาคเหนือ และภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ภูมิภาคละ 60 เมกะวัตต์ รวม 240 เมกะวัตต์ ส่วนการพิจารณาเรื่องปริมาณโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนในพื้นที่ที่มีอยู่แล้วและศักยภาพของเชื้อเพลิงในพื้นที่ ซึ่งเมื่อพิจารณาจากขข้อเสนอเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm ดังกล่าวแล้ว ร่วมกับการพิจารณาข้อมูลกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแต่ละภูมิภาค ศักยภาพของเชื้อเพลิงชีวมวล และความเป็นไปได้เชิงพื้นที่ พบว่า ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าโครงการ SPP Hybrid Firm ในภาคกลาง ภาคตะวันออก ภาคตะวันตก และภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ยังคงมีเป้าหมายในการรับซื้อไฟฟ้าเท่าเดิมตามที่เสนอในเบื้องต้น ส่วนในกรุงเทพฯและปริมณฑล ภาคใต้ ภาคเหนือ จะมีเป้าหมายเปลี่ยนแปลงไปจากเดิม โดยปรับลดเป้าหมายพื้นที่กรุงเทพฯ และปริมณฑล จาก 60 เหลือ 15 เมกะวัตต์ เนื่องจากมีศักยภาพเชื้อเพลิงไม่เพียงพอ และนำปริมาณที่เหลือจากการปรับลดไปเพิ่มให้กับภาคใต้จาก 60 เป็น 100 เมกะวัตต์ และภาคเหนือจาก 60 เป็น 65 เมกะวัตต์ ซึ่งจากการพิจารณากำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าแบ่งเป็นรายภูมิภาคตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้า โครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm จำนวน 300 เมกะวัตต์ ตามหลักเกณฑ์ทั้ง 2 เรื่อง สามารถสรุปเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าโครงการ SPP Hybrid Firm แบ่งเป็นรายภูมิภาค ได้ดังนี้ ภาคกลาง 20 เมกะวัตต์ กรุงเทพฯ และปริมณฑล 15 เมกะวัตต์ ภาคตะวันออก 20 เมกะวัตต์ ภาคใต้ 100 เมกะวัตต์ ภาคตะวันตก 20 เมกะวัตต์ ภาคเหนือ 65 เมกะวัตต์ และภาคตะวันออกเฉียงเหนือ 60 เมกะวัตต์
3. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 กพช. ได้เห็นชอบอัตราและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP โดยมีเงื่อนไขต้องเป็นโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี หรือเป็นโครงการภายใต้แผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของกระทรวงมหาดไทย ที่ผ่านกระบวนการคัดเลือกโดยคณะกรรมการกลางจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย ให้ครอบคลุมตั้งแต่ขั้นตอนการกำจัดขยะจนถึงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ตามกฎหมายของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ดังนั้น พพ. จึงเห็นควรยกเว้นการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP Hybrid Firm ในครั้งนี้ แต่อนุญาตให้ผู้ประกอบการ SPP Hybrid Firm ที่จะยื่นข้อเสนอในครั้งนี้สามารถใช้เชื้อเพลิง RDF เป็นเชื้อเพลิงร่วมได้ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า จากการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามศักยภาพในพื้นที่ภาคใต้ 100 เมกะวัตต์ ควรมีการกำหนดพื้นที่เป้าหมายเป็นการเฉพาะ เช่น พื้นที่ที่มีความจำเป็นเร่งด่วน พื้นที่ที่ต้องสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อเสริมความมั่นคงบริเวณปลายสายส่งไฟฟ้าที่ได้เกิดปัญหาไฟฟ้าดับบ่อยครั้ง รวมถึงเพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ที่เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็วในอนาคต เช่น จังหวัดภูเก็ต (20 เมกะวัตต์) หรือ เกาะสมุย (15 เมกะวัตต์) เป็นต้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า SPP Hybrid Firm รายภูมิภาค ดังนี้
ทั้งนี้หากจังหวัดภูเก็ต และอำเภอเกาะสมุย ได้ไม่ครบตามเป้าหมาย ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานนำส่วนที่เหลือไปเป็นโควต้าของภาคใต้ก่อน และหากภูมิภาคใดได้ไม่ครบตามเป้าหมาย ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานนำส่วนที่เหลือไปให้ภูมิภาคอื่นได้ โดยให้พิจารณาจากราคารับซื้อไฟฟ้าที่ต่ำสุดเรียงตามลำดับและต้องมีศักยภาพของสายส่ง (Grid capacity) ที่รองรับได้ แต่รวมแล้วต้องไม่เกินจำนวน 300 เมกะวัตต์
2. เห็นชอบให้ยกเว้นการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP Hybrid Firm ในครั้งนี้ แต่อนุญาตให้โรงไฟฟ้าชีวมวลที่จะยื่นข้อเสนอในครั้งนี้ สามารถใช้เชื้อเพลิง RDF (Refuse Derived Fuel) เป็นเชื้อเพลิงร่วมได้
3. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานนำมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานไปดำเนินการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP Hybrid Firm ได้ทันทีโดยไม่ต้องรอรับรองรายงานการประชุม
เรื่องที่ 5 การรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ SPP Hybrid Firm
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบหลักการการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm โดยมอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา นั้น โดยให้รับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm ในปริมาณ 300 เมกะวัตต์ ก่อน หลังจากนั้นให้เปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm 269 เมกะวัตต์ ซึ่งโครงการ SPP Hybrid Firm มีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในปี 2563
2. ความคืบหน้าโครงการ SPP Hybrid Firm มีดังนี้ (1) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า กกพ. ได้ออกระเบียบคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ Feed-in Tariff พ.ศ. 2560 (ระเบียบฯ) และได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 6 กรกฎาคม 2560 แล้ว โดย กกพ. จะออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าและกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าโครงการ SPP Hybrid Firm ภายใต้ระเบียบฯ และ (2) ร่างประกาศและหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้า กกพ. ได้จัดทำร่างประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ SPP Hybrid Firm พ.ศ. .... (ร่างประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าฯ) และได้เปิดรับฟังความคิดเห็นผ่านเว๊บไชต์ของสำนักงาน กกพ. 2 ครั้งในช่วงเดือนมิถุนายนและกรกฎาคม 2560 ที่ผ่านมา รวมทั้งได้จัดรับฟังความเห็นกลุ่มย่อย (Focus Group) สรุปประเด็นสำคัญได้ ดังนี้ 1) แผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติม มติ กพช. กำหนดหลักการไว้ว่าต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิง และต้องมีแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมใช้พื้นที่ร่วมด้วย เช่น การปลูกพืชพลังงาน เป็นต้น ในสัดส่วนที่จะมีการกำหนดต่อไป สำนักงาน กกพ. จึงได้หารือกับกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ในการจัดทำร่างประกาศ โดย พพ. ได้ให้ความเห็นว่า ผู้ยื่นเสนอขอขายไฟฟ้าจะต้องมีการจัดทำแผนการจัดหาเชื้อเพลิงให้เพียงพอสำหรับโรงไฟฟ้า และแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมในพื้นที่ร่วมด้วย ส่วนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่ให้หมายถึง การผลิตเชื้อเพลิงโดยผู้ประกอบการเอง เช่น โรงไฟฟ้าชีวมวลต้องมีการปลูกพืชพลังงาน และมีความหมายรวมถึงไม้โตเร็วด้วย และเห็นควรกำหนดสัดส่วนของการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่อยู่ที่ร้อยละ 20 ของปริมาณเชื้อเพลิงที่ใช้ทั้งหมดสำหรับโรงไฟฟ้า ส่วนผลที่ได้จากการรับฟังความคิดเห็น อาทิเช่น รูปแบบ แผนการพัฒนาเชื้อเพลิงเพิ่มเติมมีแนวทางดำเนินการใดได้อีกบ้างนอกเหนือจากการปลูก และกรณีปลูกพืชพลังงานเพื่อเป็นเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติม (ร้อยละ 20) จะต้องให้ผู้ประกอบการ SPP เป็นผู้ปลูกเท่านั้น เป็นต้น ส่วนผลการหารือ พพ. เพิ่มเติมภายหลังจากการรับฟังความคิดเห็น พพ. ยืนยันสัดส่วนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมร้อยละ 20 และให้ใช้กับเชื้อเพลิงชีวมวล และ ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) โดยผู้ประกอบการ SPP ไม่จำเป็นต้องเป็นผู้ปลูกเอง สามารถให้เกษตรกรปลูกสำหรับโครงการของที่ยื่นเสนอขายไฟฟ้าได้ ส่วนแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติม ให้ผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าจัดส่งข้อมูล ประกอบด้วย จำนวนพื้นที่ที่ปลูก (ไร่) ตำบล อำเภอ และจังหวัดของพื้นที่ที่ปลูก รวมถึงพิกัด (GPS) ของพื้นที่ที่ปลูก ประมาณการพื้นที่ที่ปลูก (ไร่) ต่อเชื้อเพลิงหนึ่งตัน และบันทึกข้อตกลงระหว่างผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้ากับบุคคลหรือนิติบุคคลที่ดำเนินการปลูกพืชเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงให้กับโครงการ (กรณีที่ไม่ได้ปลูกพืชเอง) สำหรับกรณีที่ผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้ารายเล็กปลูกพืชเองให้จัดส่งหนังสือรับรองตนเองในการปลูกพืชดังกล่าว ซึ่งในร่างประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าฯ (ข้อ 22 (1)(ค)) กกพ. ได้กำหนดหลักเกณฑ์แผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมตามผลการหารือจาก พพ. และได้กำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมไว้ว่า การดำเนินการตามแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงเพิ่มเติมข้างต้น ให้ผ่านการรับรองจาก พพ. และ 2) กรอบระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้า ซึ่ง มติ กพช. ได้กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการ SPP Hybrid Firm ภายในปี 2563 ส่วนผลการรับฟังความเห็น ได้มีข้อคิดเห็นเกี่ยวกับกำหนดวัน SCOD ที่กำหนดไว้ภายในปี 2563 มีความกระชั้นชิดในการดำเนินโครงการ เนื่องจากโครงการ SPP พลังความร้อนซึ่งมีขนาดมากกว่า 10 เมกะวัตต์ เข้าข่ายที่ต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) และต้องได้รับอนุมัติรายงาน EIA ก่อนการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งโดยทั่วไปใช้เวลาดำเนินการรายงาน EIA ประมาณ 1-2 ปี ภายหลังจากได้รับอนุมัติรายงาน EIA จึงสามารถเริ่มก่อสร้างได้ และการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าใหม่จะใช้ระยะเวลามากกว่า 2 ปี โดยเริ่มตั้งการดำเนินการด้านที่ดินที่ตั้งโรงไฟฟ้า การขอสินเชื่อจากธนาคารหรือสถาบันทางการเงิน การออกแบบ การก่อสร้าง และการขอใบอนุญาตต่างๆ ต้องใช้เวลามากกว่า 2 ปี จึงอาจไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนดในปี 2563 กกพ. จึงเสนอให้ขยายกรอบระยะเวลากำหนดวัน SCOD โครงการ SPP Hybrid Firm ตามที่ กพช. กำหนดไว้จากภายในปี 2563 เป็นภายในปี 2564 โดยใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ที่ กพช. ได้เห็นชอบไว้ในวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560
มติของที่ประชุม
1. รับทราบความคืบหน้าการจัดทำระเบียบและประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าโครงการ SPP Hybrid Firm และหลักเกณฑ์การจัดทำแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมสำหรับโครงการ SPP Hybrid Firm ดังนี้
1.1 สัดส่วนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติมร้อยละ 20 และให้ใช้กับเชื้อเพลิงชีวมวล และ ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน)
1.2 ผู้ประกอบการ SPP ไม่จำเป็นต้องเป็นผู้ปลูกพืชเชื้อเพลิงเอง สามารถให้เกษตรกร ปลูกพืชเชื้อเพลิงสำหรับโครงการที่ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าได้
1.3 การจัดทำแผนการพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่เพิ่มเติม ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ตรวจสอบหลักฐาน โดยให้ผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าจัดส่งข้อมูล ดังนี้
(1) จำนวนพื้นที่ที่ปลูก (ไร่)
(2) ตำบล อำเภอ และจังหวัดของพื้นที่ที่ปลูก รวมถึงพิกัด (GPS) ของพื้นที่ที่ปลูก
(3) ประมาณการพื้นที่ที่ปลูก (ไร่) ต่อเชื้อเพลิงหนึ่งตัน
(4) บันทึกข้อตกลงระหว่างผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้ากับบุคคลหรือนิติบุคคลที่ดำเนินการปลูกพืชเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงให้กับโครงการ (กรณีที่ไม่ได้ปลูกเอง)
(5) สำหรับกรณีที่ผู้ประกอบการ SPP ปลูกพืชเชื้อเพลิงเองให้จัดส่งหนังสือรับรองตนเองในการปลูกพืช
2. เห็นชอบให้ขยายกรอบระยะเวลากำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ที่ระบุในสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) โครงการ SPP Hybrid Firm ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติกำหนดไว้ จากภายในปี 2563 เป็นภายในปี 2564 โดยใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ที่คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้เห็นชอบเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560
กบง. ครั้งที่ 40 - วันพุธที่ 5 กรกฎาคม 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 7/2560 (ครั้งที่ 40)
เมื่อวันพุธที่ 5 กรกฎาคม 2560 เวลา 14.00 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
3. การปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง และค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง
4. หลักเกณฑ์การคำนวณราคาเชื้อเพลิงชีวภาพ
5. รายงานผลการศึกษาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว
6. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2560
7. การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เต็มรูปแบบ
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในเดือนพฤษภาคม 2560 โดยเฉลี่ยมีการปรับตัวลดลงเนื่องจากการลดปริมาณการผลิตของกลุ่มโอเปคและการตัดสัมพันธ์ทางการทูตระหว่างประเทศกาตาร์และประเทศกลุ่มสมาชิก GCC (Gulf Copperation Council) ในภูมิภาคตะวันออกกลาง รวมทั้งการถอนตัวของประเทศสหรัฐอเมริกาออกจากความตกลงปารีส (COP 21) จะส่งผลให้ปริมาณการผลิตน้ำมันดิบในประเทศสหรัฐฯเพิ่มขึ้น สำหรับในช่วงครึ่งปีหลังของปี 2560 ราคาน้ำมันดิบมีทิศทางปรับตัวลดลงโดยจะอยู่ในช่วง 53 – 57 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และในปี 2561 ราคาจะอยู่ในช่วง 55 – 58 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนมิถุนายน 2560 ราคา CP (Contact Price) อยู่ที่ 387.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และราคามีทิศทางปรับตัวลดลง เนื่องจากเริ่มเข้าสู่ฤดูร้อนทำให้ความต้องการใช้ในหลายประเทศลดลง (3) ราคาถ่านหินมีทิศทางปรับตัวสูงขึ้น เนื่องจากอากาศที่ร้อนขึ้นทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้ามีมากขึ้น รวมทั้งหากประเทศกาตาร์ไม่สามารถส่งออก LNG ได้จะทำให้ความต้องการใช้ถ่านหินมาทดแทนในการผลิตไฟฟ้ามีมากขึ้น และ (4) ราคา LNG ในช่วงครึ่งเดือนหลังของเดือนพฤษภาคม 2560 ได้ปรับตัวลดลงจาก 5.5 เป็น 5.3 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เนื่องจากปริมาณการผลิต LNG ในประเทศออสเตรเลียเพิ่มขึ้นมากและมีการส่งออกมากขึ้น แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจจะส่งผลกระทบต่อราคา LNG คือการตัดสัมพันธ์ทางการทูตของกลุ่ม GCC กับประเทศกาตาร์ และการปิดโรงไฟฟ้าถ่านหินจำนวน 8 โรงเป็นเวลา 30 วันของประเทศเกาหลีใต้ อย่างไรก็ตามความขัดแย้งในกลุ่ม GCC ยังไม่ส่งผลกระทบต่อการส่งออก LNG ของประเทศกาตาร์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. การดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 และตามการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผน Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 โดยกำหนดการดำเนินงานใน 4 ด้าน ดังนี้ (1) ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG (2) รักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศให้ยาวนานขึ้น (3) การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ และ (4) มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขันทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access; TPA)
2. ความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผน Gas Plan 2015 ไตรมาสที่ 2 ปี 2560 สรุปได้ดังนี้ การลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ พบว่าอัตราการใช้ก๊าซฯ เฉลี่ย 5 เดือนแรกของปี 2560 อยู่ที่ระดับ 4,693 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ในแผนร้อยละ 6 สัดส่วนการใช้ก๊าซฯ ในภาคการผลิตไฟฟ้าเทียบกับเชื้อเพลิงอื่นในช่วงเดือนมกราคมถึงพฤษภาคม 2560 เฉลี่ยอยู่ที่ร้อยละ 58 สำหรับการรักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) การบริหารจัดการแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุ ในปี 2565 – 2566 ซึ่งพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 7) พ.ศ. 2560 และพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ 7) พ.ศ. 2560 มีผลบังคับใช้แล้วเมื่อวันที่ 23 มิถุนายน 2560 และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) อยู่ระหว่างยกร่างกฎหมายลำดับรองประกอบด้วย กฎกระทรวง 5 ฉบับ และประกาศคณะกรรมการปิโตรเลียม 1 ฉบับ รวมทั้งอยู่ระหว่างการเตรียมการในส่วนของข้อมูลที่ต้องใช้ในการเปิดประมูล การกำหนดเงื่อนไขและเกณฑ์การคัดเลือก รวมถึง การพิจารณาประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง (2) การเปิดให้ยื่นขอสิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ อยู่ระหว่างยกร่างกฎหมายลำดับรองที่จำเป็น คาดว่าจะเปิดให้ยื่นภายหลังจากการดำเนินการเกี่ยวกับแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุในปี 2565 – 2566 เสร็จสิ้นแล้ว (3) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากอ่าวไทยให้มีประสิทธิภาพ ลดก๊าซจากอ่าวไทยที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ เพื่อใช้ให้เกิดประโยชน์สูงสุด โดยอัตราก๊าซฯ ที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ ในเดือนมกราคมถึงพฤษภาคม 2560 อยู่ที่ระดับ 375 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยเฉลี่ยต่ำกว่าแผน ที่คาดการณ์ไว้ และต่ำกว่าค่าเฉลี่ยในช่วงเดียวกันของปี 2558 ในส่วนของการหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG อย่างมีประสิทธิภาพ โดย ชธ. ได้ศึกษาสัดส่วนที่เหมาะสมของ LNG และองค์ประกอบ/คุณภาพก๊าซฯ สำหรับประเทศไทย คาดว่าจะนำเสนอผู้บริหารกระทรวงได้ในช่วงเดือนสิงหาคมหรือกันยายน 2560 นอกจากนั้น สำหรับโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน ประกอบด้วย (1) โครงการที่ กพช. เห็นชอบแล้ว เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม และวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้แก่ การขยายกำลังผลิตของ LNG Terminal ที่มีอยู่เดิมของ ปตท. เพิ่ม 1.5 ล้านตันต่อปี การก่อสร้าง LNG Terminal แห่งใหม่ ของ ปตท. ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี ให้เสร็จสิ้นภายในปี 2565 และการก่อสร้างและติดตั้ง FSRU ในอ่าวไทยตอนบนของการไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) ขนาด 5 ล้านตันต่อปี ภายในปี 2567 สำหรับโรงไฟฟ้าพระนครเหนือและพระนครใต้ (2) โครงการที่อยู่ระหว่างศึกษาและต้องรายงาน กพช. ได้แก่ โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ (ที่อำเภอจะนะหรือบริเวณอื่น) กำหนดเข้าระบบภายในปี 2571 และโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดเข้าระบบภายในปี 2570 โดยทั้ง 2 โครงการจะนำเสนอ กบง. เพื่อทราบในการประชุมครั้งนี้
3. สรุปสถานการณ์ผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติแหล่ง JAD-A18 หยุดจ่ายก๊าซธรรมชาตินอกแผนการทำงาน ตั้งแต่วันที่ 24 มิถุนายน 2560 เนื่องจากเกิดเหตุขัดข้องที่ Flare Tips ทำให้ไม่สามารถจ่ายก๊าซธรรมชาติปริมาณ 400 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันได้ โดยปริมาณก๊าซฯ ดังกล่าวสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ สถานีบริการ NGV และส่งเข้าระบบในภาคตะวันออกในปริมาณ 180 5 และ 255 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ตามลำดับ โดยส่งผลกระทบดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ต้องเปลี่ยนไปใช้น้ำมันดีเซลแทนตั้งแต่วันที่ 24 มิถุนายน 2560 โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 2 หยุดเดินเครื่อง (2) สถานีบริการ NGV ในพื้นที่ภาคใต้หยุดให้บริการ 6 แห่ง จากทั้งหมด 16 แห่ง และต้องขนส่งก๊าซจากภาคกลางมาเสริม 65 ตันต่อวัน และ (3) สำหรับระบบส่งก๊าซฯ ตะวันออก ปตท. เรียกรับก๊าซฯ จากผู้ผลิตก๊าซแหล่งอื่นๆ ในอ่าวไทยและเพิ่มการจ่าย LNG เข้าระบบ ในช่วงระหว่างวันที่ 24 มิถุนายน 2560 ถึงวันที่ 7 กรกฎาคม 2560 ความต้องการใช้ไฟฟ้าในภาคใต้อยู่ที่ 2,350 เมกะวัตต์ กำลังผลิตไฟฟ้าในภาคใต้อยู่ที่ 2,254 เมกะวัตต์ ทำให้ต้องส่งไฟฟ้าจากภาคกลางและรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากประเทศมาเลเซีย โดย ณ วันที่ 4 กรกฎาคม 2560 ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของภาคใต้ เกิดขึ้นเมื่อเวลา 19.27 น. อยู่ที่ 2,413.2 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ จะดำเนินการซ่อมบำรุงแหล่ง JDA-A18 แล้วเสร็จในวันที่ 12 กรกฎาคม 2560
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ประกอบด้วย เนื้อน้ำมัน ภาษี กองทุน และค่าการตลาด ซึ่งรวมกันเป็นราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล สำหรับต่างจังหวัดจะมีการบวกค่าขนส่งไปยังจังหวัดนั้นๆ โดยภาษีและกองทุนจะกำหนดจากนโยบายรัฐบาลและนโยบายท้องถิ่น ซึ่งภาษีและค่าขนส่งจะไม่เปลี่ยนแปลงบ่อย ขณะที่ค่าการตลาดจะเปลี่ยนแปลงขึ้นลงตามการแข่งขันในตลาดน้ำมัน ส่วนที่มีการเปลี่ยนแปลงบ่อยที่สุดคือ ราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง เนื่องจากสะท้อนการเปลี่ยนแปลงราคาน้ำมันในตลาดโลกซึ่งมีความผันผวนตลอดเวลา อย่างไรก็ตาม โครงสร้างราคา ณ โรงกลั่นฯ ถูกใช้มาเป็นเวลานาน องค์ประกอบที่ใช้ในการคำนวณหลายส่วนไม่ได้มีการปรับปรุงหรือมีที่มาไม่ชัดเจน อีกทั้งสถานการณ์การกลั่นน้ำมันในประเทศเปลี่ยนแปลงไปจากอดีต สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จึงได้ศึกษาปรับปรุงโครงสร้างราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อทบทวนให้มีความโปร่งใสและเหมาะสมสอดคล้องกับภาวะตลาดน้ำมันของประเทศในปัจจุบัน รวมทั้งได้ศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมกับสภาพการดำเนินธุรกิจสถานีบริการน้ำมันและไม่เป็นภาระต่อผู้บริโภค และได้แต่งตั้งคณะทำงานศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมสำหรับการแข่งขันเสรีในธุรกิจน้ำมันเชื้อเพลิง (คณะทำงาน) เพื่อทบทวนหลักเกณฑ์และศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง
2. จากผลการศึกษา สามารถสรุปแนวทางการปรับปรุงการกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ตามวิธีปัจจุบัน (Import Parity) ได้ดังนี้ (1) การใช้ราคา MOPS (Mean of Platts Singapore) เป็นราคา FOB (Free on Board) ณ สิงคโปร์ ปัจจุบันราคา MOPS ที่อ้างอิงในประเทศไทยจะใช้ราคา MOPS เฉลี่ย 3 วันย้อนหลังของน้ำมันทุกชนิดที่ 60 องศาฟาเรนไฮต์ หากปริมาณน้ำมันสำเร็จรูปที่ซื้อในแต่ละวันใกล้เคียงกันและมีการนำเข้าอย่างต่อเนื่อง การใช้ราคาน้ำมันที่ซื้อขายจริงในวันก่อนหน้า 1 วัน มาเป็นราคาอ้างอิง ไม่เกิด ความได้เปรียบเสียเปรียบ เพราะผู้นำเข้าทุกรายสั่งซื้อน้ำมันสำเร็จรูปทุกวัน จึงควรใช้ราคาน้ำมันที่ซื้อขายจริง วันก่อนหน้า 1 วัน เป็นราคา MOPS อ้างอิง (2) ค่าขนส่งน้ำมันจากสิงคโปร์มายังไทย ควรปรับเดือนละหนึ่งครั้ง ตามข้อมูลล่าสุดของ London Tanker Brokers Panel (LTBP) ซึ่งเป็นผู้ออกประกาศอัตราค่าขนส่งทางเรือ (3) ขนาดเรือบรรทุกน้ำมันควรเป็นขนาด Long Range 1 (LR1) และควรเป็นแบบ long term charter (4) การสูญเสียน้ำมันในระหว่างการขนส่งจากสิงคโปร์มายังไทย ปัจจุบันกำหนดไว้ที่ร้อยละ 0.5 ของราคา CIF (Cost Insurance Freight) ของน้ำมันทุกชนิด ทั้งนี้ ในประเทศแอฟริกาใต้ได้กำหนดความสูญเสียจากการติดค้างก้นเรือและการระเหยตามปกติ ไว้ที่ร้อยละ 0.3 ของราคา CIF ดังนั้น หากคำนึงถึงระยะทางขนส่งและเปรียบเทียบการสูญเสียน้ำมันระหว่างการขนส่งในกรณีประเทศไทยและประเทศแอฟริกาใต้ การสูญเสียน้ำมันควรใช้ค่าเดียวกับประเทศแอฟริกาใต้ (5) ค่าเสียเวลาเรือ (Demurrage) สำหรับน้ำมันดีเซล กำหนดไว้ที่ 0.16 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และ 0.1 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล สำหรับน้ำมันเบนซิน ทั้งนี้ หากการขนถ่ายน้ำมันใช้เวลามากกว่า 72 ชั่วโมง ซึ่งเป็นกรณีไม่ปกติ เกิดจากความบกพร่องของโรงกลั่นและ/หรือเรือบรรทุก จึงไม่มีเหตุผลที่ผู้ใช้น้ำมันต้องรับภาระในส่วนนี้ (6) การกำหนดปริมาณสำรองน้ำมัน การสั่งซื้อน้ำมันดิบจากตะวันออกกลางใช้เวลาขนส่งและขนถ่ายน้ำมันประมาณ 21 วัน หรือร้อยละ 6 ของความต้องการน้ำมันดิบต่อปี ในกรณีวิกฤต จะนำเข้าน้ำมันดิบจากตะวันออกไกลใช้เวลาขนส่งและขนถ่ายอย่างน้อย 10 วัน หรือร้อยละ 3 ของความต้องการน้ำมันดิบต่อปี สำหรับการนำเข้าก๊าซ LPG จะต้องสำรองปริมาณ LPG ที่ร้อยละ 1 ของปริมาณที่นำเข้า ซึ่งคงไม่เพียงพอเมื่อเกิดวิกฤตพลังงาน ดังนั้น ผู้นำเข้าน้ำมันดิบหรือก๊าซ LPG จะต้องนำเข้าน้ำมันสำรองเพื่อความมั่นคงที่ร้อยละ 3 ของปริมาณที่นำเข้าในทั้งสองกรณี (7) ค่าบริการอื่นๆ (ค่าใช้จ่ายคลังและค่าลำเลียง) ปัจจุบันกำหนดค่าคลังและค่าลำเลียงอื่นๆ ไว้ที่ 0.67 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล สำหรับน้ำมันเบนซิน และไม่มีการกำหนดสำหรับน้ำมันดีเซล ซึ่งปกติการกลั่นน้ำมันจะพยายามกลั่นให้ได้ตามปริมาณที่ได้รับคำสั่งซื้อเพื่อหลีกเลี่ยงการเก็บคงคลัง จึงไม่ควรกำหนดค่านี้ในค่าพรีเมียม (8) ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน (Qa) น้ำมันเบนซิน 95 ปัจจุบันกำหนดไว้ที่ 3.86 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เป็นปรับคุณภาพจาก 1,000 ppm เป็น 500 ppm (ก่อน EURO 4) ที่ 1.4 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งส่วนนี้จะเสนอให้ยกเลิกเนื่องจากปัจจุบันใช้ 500 ppm แล้ว และอีกส่วนเป็นค่าปรับคุณภาพน้ำมันเป็น EURO 4 ที่ 2.46 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เสนอให้คงไว้ตามเดิม ดังนั้น ค่าปรับคุณภาพน้ำมันเบนซิน 95 จะเท่ากับ 2.46 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ส่วนน้ำมันเบนซิน 91 ปัจจุบันกำหนดค่าปรับคุณภาพไว้ที่ 1.66 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล คำนวณจากค่าปรับคุณภาพน้ำมันเบนซิน 95 ลบด้วยค่าส่วนต่างคุณภาพน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันเบนซิน 91 (เป็นค่าคงที่เท่ากับ 2.2 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล) ดังนั้น ค่าปรับคุณภาพน้ำมันเบนซิน 91 ที่ปรับปรุงแล้วจะเท่ากับ 0.26 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (9) ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน (Qa) ของดีเซล ปัจจุบันกำหนดไว้ที่ 2.88 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เสนอให้ใช้ MOPS Gasoil 50 ppm แทน 500 ppm ซึ่งตรงกับมาตรฐานของไทย ทำให้ราคาอ้างอิงแพงขึ้นประมาณ 0.4 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ในปี 2560 และให้ยกเลิกค่าพรีเมียมน้ำมันดีเซลทั้งหมด และ (10) ค่าพรีเมียมน้ำมันเตา 600 (2%S) เสนอให้ใช้ราคา MOPS Gasoil 50 ppm แทน 500 ppm และยกเลิกค่าพรีเมียมในสูตรเดิม ส่วนน้ำมันเตา 1500 (2%S) เสนอให้ใช้ราคา FO 180 (2%) แทน FO 180 และยกเลิกค่าพรีเมียมในสูตรเดิม
3. ข้อเสนอจากผลการศึกษา ทำให้ต้องปรับปรุงสูตรกำหนดราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 น้ำมัน แก๊สโซฮอล 91 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันเตา 600 (2%S) และน้ำมันเตา 1500 (2%S) และปรับปรุงค่าพรีเมียมน้ำมันเบนซิน 95 จากปัจจุบันที่ 5.7657 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับลดลงมาอยู่ที่ 3.7581 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 91 ปัจจุบันอยู่ที่ 3.5575 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับลดลงมาอยู่ที่ 1.5511 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และเสนอให้ยกเลิกค่าปรับคุณภาพก่อนการประกาศใช้ EURO4 จำนวน 1.400 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เนื่องจากเป็นค่าปรับคุณภาพที่ 1000 ppm เป็น 500 ppm ของไทย ซึ่งปัจจุบันเป็น 500 ppm อยู่แล้ว ส่วนค่าพรีเมียมน้ำมันดีเซล ปัจจุบันอยู่ที่ 4.27 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับลดลงมาอยู่ที่ 1.3844 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และเสนอให้ใช้ MOPS Gasoil 50 ppm แทน MOPS Gasoil 500 ppm
4. ผลการศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม สรุปได้ดังนี้ (1) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมัน ประกอบด้วย ค่าขนส่งน้ำมันจากคลังมายังสถานีบริการในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล อยู่ที่ 0.09 บาทต่อลิตร ค่าจ้างและค่าใช้จ่ายสำนักงานให้ปรับเพิ่มค่าที่ดินตามราคาประเมินที่ดินในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑลที่ร้อยละ 13.06 ค่าสาธารณูปโภคคงเดิมอยู่ที่ 0.14 บาทต่อลิตร ภาษีและค่าซ่อมบำรุงคงเดิมอยู่ที่ 0.08 บาทต่อลิตร สรุปค่าใช้จ่ายในการดำเนินการจากเดิม 0.87 บาทต่อลิตร ข้อเสนอคณะทำงานอยู่ที่ 0.89 บาทต่อลิตร (2) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ประกอบด้วย ค่าจ้าง ค่าสวัสดิการและค่าใช้จ่ายสำนักงานปรับเพิ่มจาก 0.15 เป็น 0.24 บาทต่อลิตร เนื่องจากธุรกิจน้ำมันต้องอาศัยบุคลากรที่มีความเชี่ยวชาญ และมีค่าใช้จ่ายสำนักงานหลายรายการ ค่าประกันภัยและค่าใช้จ่ายคลังน้ำมันคงเดิมที่ 0.17 บาท ต่อลิตร ค่าใช้จ่ายฝึกอบรมคงเดิมที่ 0.01 บาทต่อลิตร และค่าสำรองน้ำมันฯ ตามกฎหมายปรับลดลงหลือร้อยละ 3 สรุปค่าใช้จ่ายของผู้ค้า ม.7 เสนอให้ปรับลดลงจาก 0.58 เหลือ 0.54 บาทต่อลิตร และ (3) ค่าลงทุนสถานีบริการ เสนอให้ปรับเพิ่มจาก 0.35 บาทต่อลิตร เป็น 0.43 บาทต่อลิตร จากค่าลงทุนที่อยู่ระหว่าง 18 - 25 ล้านบาทเฉลี่ยอยู่ที่ 22 ล้านบาท และให้คงผลตอบแทนการลงทุนไว้ที่ร้อยละ 8 สรุปค่าลงทุนสถานีบริการเสนอให้ปรับเพิ่มจาก 0.40 เป็น 0.49 บาทต่อลิตร ดังนั้น ค่าการตลาดน้ำมันฯ จากการศึกษาของคณะทำงานฯ จะเท่ากับ 1.92 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ จะทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันทุก 4 ปี ตามการเปลี่ยนแปลงราคาประเมินที่ดินของสำนักประเมินราคาทรัพย์สิน กรมธนารักษ์ กระทรวงการคลัง
5. จากผลการศึกษา หากมีการทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นฯ และค่าการตลาดตามที่เสนอ จะทำให้ราคา ณ โรงกลั่นฯ ปรับลดลงประมาณ 0.25 - 0.44 บาทต่อลิตร ในขณะที่ค่าการตลาดเฉลี่ยของน้ำมันฯ จะปรับเพิ่มขึ้นจากเดิมประมาณ 0.40 บาทต่อลิตร ซึ่งจะไม่ทำให้ราคาขายปลีกเปลี่ยนแปลงไปจากเดิม แต่จะส่งผลให้โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงมากขึ้น มีความเหมาะสมกับสภาวะตลาดในปัจจุบัน โปร่งใสและเป็นธรรมต่อทั้งผู้ผลิตและผู้บริโภค และเกิดประสิทธิภาพต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานในฐานะฝ่ายเลขานุการ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เริ่มกระบวนการสื่อสารกับกลุ่มผู้มีส่วนได้ส่วนเสียให้เป็นที่รับทราบและเข้าใจร่วมกันก่อนนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 4 หลักเกณฑ์การคำนวณราคาเชื้อเพลิงชีวภาพ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2550 กบง. เห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดราคาเอทานอล โดยใช้ราคาตลาดโลกจากประเทศบราซิล บวกค่าขนส่งเป็นราคาอ้างอิงเอทานอล เพื่อนำไปใช้เป็นเกณฑ์ในการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล แต่ภายหลังไม่มีรายงานข้อมูลการส่งออกเอทานอล ในตลาดบราซิลส่งมอบ ณ เมืองท่า Santos สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จึงใช้ระบบการคำนวณต้นทุนการผลิต (Cost Plus) เป็นราคาอ้างอิงและปรับเปลี่ยนต่อมาจนถึงหลักเกณฑ์ปัจจุบัน คือใช้ราคา เอทานอลอ้างอิงจากการเปรียบเทียบราคาต่ำสุดระหว่างที่ผู้ผลิตเอทานอลรายงานต่อกรมสรรพสามิตกับราคา เอทานอลที่ผู้ค้ามาตรา 7 รายงานต่อ สนพ. ซึ่งมีผลใช้บังคับตั้งแต่เดือนธันวาคม 2558
2. ราคาเอทานอลเฉลี่ยปี 2558 และ 2559 อยู่ที่ 26.51 และ 23.12 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่วนราคาเอทานอลเฉลี่ยปี 2560 อยู่ที่ 24.60 บาทต่อลิตร โดยมีราคากากน้ำตาลส่งออกและราคามันสำปะหลังอยู่ที่ 3.70 และ 2.00 บาทต่อกิโลกรัม ตามลำดับ โดยในปี 2560 กำลังการผลิตติดตั้งเอทานอลอยู่ที่ 4.79 ล้านลิตรต่อวัน ผลิตจริงประมาณ 3.34 ล้านลิตรต่อวัน แบ่งเป็นจากกากน้ำตาล 2.25 ล้านลิตรต่อวัน และจากมันสำปะหลัง 1.09 ล้านลิตรต่อวัน คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 33 ต่อ 67
3. หลักเกณฑ์การคำนวณราคาเอทานอลในปัจจุบัน ราคาเอทานอลจากกรมสรรพสามิตเป็นข้อมูลราคาซื้อขายหน้าโรงงานที่ผู้ผลิตจะขายให้กับผู้ค้าในเดือนถัดไป ซึ่งผู้ผลิตจะรายงานพร้อมกับปริมาณ เพื่อการคิดยกเว้นภาษีของสรรพสามิตที่ใช้เอทานอลเพื่อผลิตเป็นน้ำมันเชื้อเพลิง โดยมิได้มีกฎหมายตรวจสอบความถูกต้องของราคา ในส่วนของปริมาณที่แจ้งก็มิได้เป็นปริมาณต่อยอดขายของเดือนนั้นๆ ครบทั้งเดือน ส่วนราคาเอทานอลที่ สนพ. ขอความร่วมมือให้ผู้ค้าน้ำมันฯ รายงาน อาจมีการแจ้งราคาไม่ตรงกับความเป็นจริง รวมทั้งราคาเอทานอลที่คำนวณจากต้นทุนกากน้ำตาล ใช้ราคากากน้ำตาลส่งออกจากกรมศุลกากร เป็นข้อมูลย้อนหลังสองเดือน ทำให้ไม่สะท้อนราคาตลาดภายในประเทศ ณ เวลานั้น การเปรียบเทียบราคาเอทานอลนำเข้าจากบราซิลกับราคาเอทานอลอ้างอิงประเทศไทย พบว่าราคาอ้างอิงมีแนวโน้มผันแปรตามกัน แต่ราคาตลาดบราซิลจะต่ำกว่าประเทศไทย และบางช่วงที่สูงกว่าประเทศไทย การใช้ราคาอ้างอิงการนำเข้าจากตลาดบราซิลเป็นการตั้ง benchmark เพื่อไม่ให้ผู้ผลิตในประเทศตั้งราคาสูงเกินจริง ซึ่งอาจเกิดจากการรวมกลุ่มของผู้ผลิตทุกราย ทั้งนี้ผู้ผลิตต้องไปปรับปรุงผลผลิตและลดต้นทุนในการผลิตให้เหมาะสมกับราคา
4. เมื่อวันที่ 4 เมษายน 2554 กบง. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซล โดยการใช้ราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักจากราคาไบโอดีเซล โดยคำนึงถึงวัตถุดิบหลักในการผลิตไบโอดีเซล 3 ชนิด ได้แก่ น้ำมันปาล์มดิบ (CPO) ไขปาล์ม (Stearin, ST) และ น้ำมันปาล์มกึ่งบริสุทธิ์ (RBD) ในปี 2560 โรงงานไบโอดีเซลมีกำลังการผลิตรวมทั้งหมด 6,518,600 ลิตรต่อวัน และผลิตจริง 3,310,000 ลิตรต่อวัน โดยใช้วัตถุดิบจาก RBD เป็นหลัก คิดเป็นร้อยละ 60 ทั้งนี้ ราคาไบโอดีเซลเฉลี่ย B100 อยู่ที่ 32.78 บาทต่อลิตร ในขณะที่ราคา Stearin RBD PO และ CPO ของไทย อยู่ที่ 29.38 32.20 และ 29.20 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
5. ในการคำนวณราคาไบโอดีเซล สนพ. ได้เก็บข้อมูลราคาจากการสอบถามผู้ค้าและผู้ผลิตไบโอดีเซล 6 ราย จากทั้งหมด 12 ราย พบว่าราคาซื้อขายเปลี่ยนแปลงไปตามราคา CPO ราคาซื้อขายจะต่ำกว่าราคาไบโอดีเซลที่คำนวณตามสูตรปัจจุบันที่ กบง. เห็นชอบ ประมาณ 2 บาท และในการผลิตไบโอดีเซลของ โรงงานดำเนินการเพียงร้อยละ 45 ของกำลังการผลิตทั้งหมด ทั้งนี้ ในการผลิตไบโอดีเซลโรงงานต้องรับภาระค่าใช้จ่ายทั้งต้นทุนคงที่ (Fixed cost) และต้นทุนในการดำเนินการ (Operational cost) การที่โรงงานจะลดราคาเพื่อให้ยังคงมีการผลิตและสามารถรองรับค่าใช้จ่ายหลักในโรงงานทำให้โรงงานยังคงมีการผลิตต่อไปได้ บางครั้งจึงมีการต่อรองราคาโดยให้ราคาต่ำเพื่อให้ขายได้ หากการจัดหายังคงมากกว่าความต้องการใช้ ตลาดก็คงยังจะเป็นของผู้ค้าที่สามารถกำหนดราคาให้ผู้ผลิตขายได้ ซึ่งหากใช้ราคาที่ผู้ค้า/ผู้ผลิตแจ้งต่อ สนพ. อาจจะทำให้ไม่เกิดการผลิตที่มีประสิทธิภาพ เพราะอย่างไรก็ขายได้ที่ราคาที่แจ้งอีกทั้งหากมีการรวมกลุ่มกันเพื่อตั้งราคาที่สูงขึ้นก็สามารถทำได้ จึงเห็นว่าวิธีนี้ไม่เหมาะสม เมื่อเปรียบเทียบกับราคาไบโอดีเซลนำเข้าจากตลาดมาเลเซีย ราคาไบโอดีเซลตลาดมาเลเซียเป็นข้อมูลรายวันจาก Platts บวกค่าขนส่ง โดยคิดค่าขนส่ง 0.66 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ค่าสูญเสียร้อยละ 0.5 ของ ค่าคลัง 0.67 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ในอดีตราคาไบโอดีเซลมาเลเซียจะใกล้เคียงและต่ำกว่าราคาประเทศไทย แต่ต่อมาหลังปี 2557 ราคาไบโอดีเซลประเทศไทยแตกต่างกับราคามาเลเซียค่อนข้างมาก โดยราคาของประเทศไทยจะเป็นตามฤดูกาล ทั้งนี้ การใช้ราคาตลาดโลกมาเลเซีย บวกค่าขนส่งเป็นราคาอ้างอิงไบโอดีเซลของประเทศไทยจะทำให้สะท้อนราคาตลาดโลกมากขึ้น ช่วยให้เกิดการแข่งขันได้ในตลาดและผลผลิตมีประสิทธิภาพมากขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานผลการศึกษาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2559 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 โดยเห็นชอบกรอบการลงทุนส่วนที่ 2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) ตามแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง โดยมีมติมอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ร่วมกับ สนพ. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ไปศึกษาโครงการ [F-2] : Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา หรือมาบตาพุด จังหวัดระยอง) โครงการ [T-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 3) และ โครงการ [T-4 หรือ F-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 4) หรือ FSRU ที่ประเทศเมียนมา ให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี และนำกลับมาเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบ ต่อมาเมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 คณะรัฐมนตรีเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ที่เห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา [F-3] ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2570 โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปศึกษาในรายละเอียดความจำเป็นของโครงการ ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และนำเสนอผลการศึกษาต่อ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. การศึกษาโครงการ [F-2] : FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา) เพื่อรองรับการจัดหาและจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้โรงไฟฟ้าจะนะของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จากกำหนดการเดินเครื่องและปลดโรงไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1 และชุดที่ 2 มีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติสูงสุดอยู่ที่ 240 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือเทียบเท่า LNG ในปริมาณประมาณ 1.7 ล้านตันต่อปี พบว่าก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 ที่ส่งก๊าซธรรมชาติให้โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1 และ ชุดที่ 2 จะหมดลงในปี 2570 ในขณะที่โรงไฟฟ้าจะนะทั้งชุดที่ 1 และ ชุดที่ 2 ยังต้องเดินเครื่องอยู่ (โรงไฟฟ้าจะนะชุดที่ 1 และชุดที่ 2 มีแผนจะปลดในปี 2577 และ 2583 ตามลำดับ) ดังนั้น จึงจำเป็นต้องนำเข้า LNG มาทดแทนสำหรับใช้ในโรงไฟฟ้าจะนะทั้งสองชุด
3. สรุปผลการศึกษา แนวทางในการก่อสร้างโครงสร้างพื้นฐาน [F-2] ที่เหมาะสมที่สุดได้แก่ ดำเนินโครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) เพื่อรองรับการแปรสภาพ LNG ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี สถานที่ตั้งโครงการอยู่ที่บริเวณอ่าวไทยในพื้นที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา ห่างจากฝั่งประมาณ 15 กิโลเมตร (ออกแบบให้มีระยะปลอดภัยรัศมีประมาณ 1 ไมล์ทะเล) โครงการประกอบด้วย 3 ส่วน ได้แก่ (1) ท่าเทียบเรือ FSRU อยู่ห่างจากชายฝั่งประมาณ 15 กิโลเมตร มีระดับน้ำลึกมากกว่า15 เมตร ไม่จำเป็นต้องขุดร่องน้ำ มีรูปแบบเป็น Single Berth Jetty สำหรับให้เรือ FSRU เทียบท่า และเรือขนส่ง LNG จะจอดเทียบกับเรือ FSRU เพื่อขนถ่าย LNG แบบ Side-by-Side (Ship To Ship Transfer) (2) เรือ FSRU ออกแบบให้ขนาด 263,000 ลูกบาศก์เมตร เพื่อรองรับการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี มีปริมาณ กักเก็บ LNG สำรอง 3 วัน และ (3) ท่อส่งก๊าซธรรมชาติจาก FSRU จะต้องก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลไปขึ้นฝั่งซึ่งมีระยะทางประมาณ 15 กิโลเมตร และวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกไปสถานีรับก๊าซธรรมชาติบนบกระยะทางประมาณ 3 กิโลเมตร เพื่อเชื่อมต่อกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเดิมและส่งต่อไปยังโรงไฟฟ้าจะนะ รวมระยะทางวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติทั้งสิ้นประมาณ 18 กิโลเมตร ทั้งนี้ จำเป็นต้องก่อสร้างกำแพงกันคลื่น (Breakwater) ยาวประมาณ 600 เมตร ประมาณการเงินลงทุนรวม 740 ล้านเหรียญสหรัฐฯ (ประมาณ 26,270 ล้านบาท ที่อัตราแลกเปลี่ยน 35.5 บาท ต่อ 1 เหรียญสหรัฐฯ) กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2571
4. การศึกษาโครงการ [F-3] : FSRU ในประเทศเมียนมา เพื่อรองรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติทดแทนแหล่งก๊าซธรรมชาติที่นำเข้าจากประเทศเมียนมาที่มีปริมาณลดลง และบริหารจัดการคุณภาพก๊าซธรรมชาติ ในพื้นที่ฝั่งตะวันตกของประเทศไทย โดยประเทศไทยได้ประโยชน์ดังนี้ (1) กระจายความเสี่ยงของพื้นที่ตั้ง LNG Receiving Terminal โดยไม่พึ่งพิง LNG Receiving Terminal จากพื้นที่ฝั่งตะวันออกของประเทศไทย (2) ลดระยะเวลาการขนส่ง LNG จากตะวันออกกลางและแอฟริกา (3) ลดความเสี่ยงจากการขนส่ง LNG ผ่านช่องแคบมะละกา ที่มีแนวโน้มการจราจรหนาแน่นขึ้น (4) ประหยัดเงินลงทุนและค่าใช้จ่ายในการดำเนินการด้านพลังงานได้ในอนาคต (5) รองรับความต้องการก๊าซธรรมชาติในพื้นที่ที่มีศักยภาพในการตั้งโรงไฟฟ้า เนื่องจากมีสายส่งไฟฟ้าและระบบสาธารณูปโภคต่างๆ รองรับ รวมทั้งได้รับการยอมรับจากประชาชนในพื้นที่ที่มีโรงไฟฟ้า ก๊าซธรรมชาติอยู่ในปัจจุบัน (6) ลดระยะทางการจัดส่งก๊าซธรรมชาติมายังพื้นที่ฝั่งตะวันตก จากการจัดส่ง ก๊าซธรรมชาติมาจากฝั่งตะวันออก (7) ลดการลงทุนในสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติได้ประมาณ 3,100 ล้านบาท (8) ลดการใช้พลังงานในการจัดส่งก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันออก จากการเดินเครื่องสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติประมาณ 150 ล้านบาทต่อปี (8) เป็นการประสานความร่วมมือทางพลังงานระหว่างประเทศ และ (9) ช่วยส่งเสริมความมั่งคั่งทางการเงินให้กับประเทศไทยจากผลตอบแทนการลงทุนของโครงการ และประเทศเมียนมา ได้ประโยชน์ โดยสามารถใช้ LNG Receiving Terminal ร่วมกับประเทศไทย ได้รับผลตอบแทนจากการร่วมลงทุนในโครงการ และมีรายได้จากการจัดเก็บภาษี ช่วยสนับสนุนให้เกิดการขยายการลงทุนธุรกิจ ขยายโอกาสการสร้างงานในพื้นที่ และพัฒนาเศรษฐกิจ รวมทั้งได้เรียนรู้การทำธุรกิจ LNG จากประเทศไทย
5. สรุปผลการศึกษา แนวทางในการก่อสร้างโครงสร้างพื้นฐาน [F-3] โครงการตั้งอยู่ในพื้นที่เมือง Kanbauk ภาคใต้ของประเทศเมียนมา เขตการปกครองตะนาวศรี ห่างจากเมืองทวายไปทางทิศเหนือประมาณ 60 กิโลเมตร ซึ่งเป็นบริเวณที่มีท่อส่งก๊าซธรรมชาติ 3 เส้น ความยาวประมาณ 75 กิโลเมตร มาเชื่อมต่อกับระบบท่อก๊าซธรรมชาติของประเทศไทย บริเวณชายแดนบ้านอีต่อง ตำบลปิล็อก อำเภอทองผาภูมิ จังหวัดกาญจนบุรี โครงการประกอบด้วย 3 ส่วน ได้แก่ (1) ท่าเทียบเรือ FSRU อยู่ห่างจากชายฝั่งประมาณ 4 กิโลเมตร มีระดับน้ำลึกประมาณ 10 เมตร มีรูปแบบเป็น Single Berth Jetty สำหรับให้เรือ FSRU เทียบท่า และเรือขนส่ง LNG จะจอดเทียบกับเรือ FSRU เพื่อขนถ่าย LNG แบบ Ship To Ship Transfer ทั้งนี้ จะต้องขุดลอกร่องน้ำให้ได้ระดับความลึกที่ 15 เมตร (2) เรือ FSRU ขนาด 170,000 ลูกบาศก์เมตร เพื่อรองรับการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซในปริมาณ 3 ล้านตันต่อปี มีปริมาณกักเก็บ LNG สำรอง 2.5 วัน และ (3) ท่อส่งก๊าซธรรมชาติจาก FSRU จะต้องก่อสร้างท่อส่งก๊าซในทะเลเพื่อส่งก๊าซธรรมชาติที่แปรสภาพแล้วไปขึ้นฝั่งระยะทางประมาณ 13 กิโลเมตร และวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกประมาณ 15 กิโลเมตร เพื่อเชื่อมต่อกับระบบท่อเดิมบริเวณศูนย์ปฏิบัติการระบบท่อ (Operation Center) ในเมือง Kanbauk ประมาณการเงินลงทุนโครงการฯ รวม 587 ล้านเหรียญสหรัฐ (ประมาณ 20,838.5 ล้านบาท ที่อัตราแลกเปลี่ยน 35.5 บาทต่อ 1 เหรียญสหรัฐฯ) กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2570 โครงสร้างทางธุรกิจที่เหมาะสมคือรูปแบบ Tolling Model มีค่าใช้จ่ายดำเนินการน้อยที่สุดและใช้เงินทุนหมุนเวียนต่ำ ซึ่งบริษัทจะเป็นผู้ให้บริการจัดเก็บและแปรสภาพ LNG เท่านั้น มีรายได้จากค่าบริการจัดเก็บและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากเจ้าของเนื้อ LNG โดยการเช่า FSRU จากผู้ให้บริการ ทำให้เงินลงทุนรวมลดลงไปเหลือประมาณ 317 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ในส่วน LNG Receiving Terminal จะเป็นบริษัทที่จดทะเบียนในประเทศเมียนมา เป็นการร่วมทุนระหว่าง ปตท. และ Myanma Oil and Gas Enterprise (MOGE) ซึ่งเป็นรัฐวิสาหกิจในสังกัดกระทรวงไฟฟ้าและพลังงานเมียนมา ปัจจุบัน รัฐบาลเมียนมากำลังอยู่ในระหว่างการพิจารณาสัดส่วนการร่วมทุน ในส่วนการนำเข้า LNG เพื่อส่งออกไปยังประเทศไทย จะรับผิดชอบโดย ปตท. ซึ่งต้องทำสัญญาการใช้ท่อกับเจ้าของท่อในประเทศเมียนมา เพื่อลำเลียงก๊าซธรรมชาติจาก LNG Receiving Terminal มายังชายแดนไทยที่บ้านอีต่อง จังหวัดกาญจนบุรี โดยโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติที่ชายแดนไทย จะประกอบด้วยค่าเนื้อ LNG และค่าบริการแปรสภาพและค่าผ่านท่อในประเทศเมียนมา ซึ่งค่าผ่านสถานี LNG Receiving Terminal และค่าผ่านท่อในประเทศเมียนมาที่รวมกัน จะเทียบเคียงได้กับค่าผ่านสถานี LNG Receiving Terminal อื่นๆ ในประเทศไทย ทั้งนี้ โครงการสามารถส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2570 โดย ปตท. จะต้องได้รับอนุมัติให้ดำเนินโครงการภายในปี 2564 ทั้งนี้ โครงการสามารถเร่งดำเนินการให้แล้วเสร็จได้ในกลางปี 2566 โดย ปตท. จะต้องได้รับอนุมัติให้ดำเนินโครงการภายในปี 2560 โดยสิ่งที่ภาครัฐต้องอนุมัติ ได้แก่ ปีที่เริ่มรับก๊าซธรรมชาติ และปริมาณการรับก๊าซธรรมชาติที่แปรสภาพผ่านสถานี LNG Receiving Terminal ที่แน่นอนตามหลักการ Ship or Pay และสูตรราคาก๊าซธรรมชาติ ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย-เมียนมา ทั้งนี้เพื่อให้ดำเนินการขออนุมัติโครงการต่อรัฐบาลเมียนมา จัดทำผลศึกษาผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม (EIA) และชุมชน (SIA) และดำเนินการก่อสร้างได้ทันตามกำหนด
6. หน่วยงานที่เกี่ยวข้องมีความเห็นดังนี้ (1) ชธ. มีความเห็นว่าโครงการ [F-2] ช่วยส่งเสริมความมั่นคงด้านพลังงานในพื้นที่ภาคใต้และช่วยบริหารทรัพยากรในอ่าวไทยได้อย่างมีประสิทธิภาพ เห็นควรสนับสนุนการดำเนินการ ส่วนโครงการ [F-3] ช่วยรองรับปริมาณก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตกจากแหล่งผลิตของประเทศเมียนมาที่จะหมดลงในปี 2571 ซึ่ง ปตท. ได้เสนอ 2 แนวทางคือ การระบบตามแผนในปี 2570 หรือเร่งรัดดำเนินการให้เข้าระบบในปี 2567 ซึ่งจำเป็นต้องพิจารณาและศึกษารายละเอียดเพิ่มเติมเกี่ยวกับความสามารถในการจัดหาก๊าซของฝั่งตะวันตก เพื่อให้สอดคล้องกับกำหนดการปลดโรงไฟฟ้าฝั่งตะวันตก (2) สนพ. มีความเห็นว่าโครงการ [F-2] จะช่วยทดแทนก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA แต่ควรศึกษาเพิ่มเติมถึงความมั่นคงของพลังงานในภาคใต้โดยรวมกรณีโรงไฟฟ้าถ่านหินไม่เป็นไปตามแผน นอกจากนี้ เห็นควรเปิดให้เอกชนสามารถเข้ามาประมูลเพื่อก่อสร้างสำหรับโครงการดังกล่าว ส่วนโครงการ [F-3] การนำเข้าก๊าซธรรมชาติต้องคำนึงถึงความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในฝั่งตะวันตกของประเทศไทย โดยเฉพาะเรื่องแผนการปลดโรงไฟฟ้าในภาคตะวันตก ซึ่งความต้องการก๊าซธรรมชาติที่ลดลงจากโรงไฟฟ้าฝั่งตะวันตกที่ปลดไปนั้นอาจทำให้การนำเข้าก๊าซธรรมชาติผ่านโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมาต้องถูกส่งไปยังพื้นที่อื่นแทนและอาจส่งผลให้ไม่มีความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์ได้ และ (3) กกพ. มีความเห็นว่า โครงการ [F-2] การเลือกใช้ Onshore LNG Terminal หรือ FSRU จะต้องคำนึงถึงความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตไฟฟ้าในเขตพื้นที่ภาคใต้ที่จะเพิ่มขึ้น หากกำหนดให้อำเภอจะนะ เป็นแหล่งผลิตไฟฟ้าหลักของพื้นที่ภาคใต้ ควรพิจารณาการก่อสร้าง Onshore LNG Terminal แทนการสร้าง FSRU เนื่องจากมีเสถียรภาพสูงกว่าและสามารถขยายเพิ่มเติมเพื่อรองรับความต้องการก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มสูงขึ้นในอนาคต นอกจากนี้ ควรพิจารณาความเป็นไปได้ที่จะผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 เพิ่มเติมจากปัจจุบันและเรื่องสัญญาใช้ท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลจากแหล่ง JDA-A18 มายังโรงแยกก๊าซธรรมชาติ TTM ซึ่งจะหมดอายุสัญญาลงในปี 2568 ในขณะที่ก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 จะหมดในปี 2571 ประกอบการพิจารณาดำเนินโครงการ และให้ศึกษาข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งควรให้ชุมชนมีส่วนร่วมเพื่อให้เกิดการยอมรับก่อนเริ่มการก่อสร้างและพัฒนาโครงการ ส่วนโครงการ [F-3] ราคาก๊าซธรรมชาติที่จุดซื้อขายชายแดนไทย-เมียนมา จะต้องมีราคาที่แข่งขันได้กับการจัดหา LNG ทางฝั่งตะวันออกของประเทศไทยและควรศึกษากฎหมายที่เกี่ยวข้องในประเทศเมียนมาเพื่อไม่ให้เป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาและการดำเนินโครงการในอนาคต
7. การดำเนินการต่อไป ชธ. ร่วมกับ สนพ. กกพ. และ ปตท. จะนำผลการศึกษาโครงการ [F-2] และโครงการ [F-3] และความเห็นที่เกี่ยวข้องไปใช้ประกอบในการปรับปรุงแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas plan) สำหรับโครงการ [F-2] ชธ. อยู่ระหว่างการประสานงานกับหน่วยงานต่างๆ เพื่อขอความชัดเจนเรื่องปริมาณก๊าซธรรมชาติส่วนที่เพิ่มจากแหล่ง MTJDA สำหรับใช้ประกอบการตัดสินใจในการดำเนินโครงการ ในส่วนโครงการ [F-3] ปตท. จะประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องของประเทศเมียนมาอย่างใกล้ชิดเพื่อให้เกิดความชัดเจนโดยเร็ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควตาการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอ ทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ในส่วนของการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน คือ ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ - ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม ส่วนที่ 2 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมี ซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ โดยให้ ราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง +ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ทั้งนี้ เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ และ (2) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนผลิตและจัดหา โดยยกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศ โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ เดือนพฤษภาคม - กรกฎาคม 2560 เพิ่มขึ้นจากเดือนกุมภาพันธ์ – เดือนเมษายน 2560 ที่ 0.0551 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.3815 บาทต่อกิโลกรัมเป็น 13.4366 บาทต่อกิโลกรัม (2) โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก ต้นทุนอ้างอิงราคาตลาดโลกที่สูตรราคา CP โดยต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในเดือนกรกฎาคม 2560 เท่ากับ 355 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ลดลงจากเดือนก่อน 32 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) การนำเข้า ต้นทุนเดือนกรกฎาคม 2560 อยู่ที่ 398.73 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และ (4) บริษัท ปตท. สผ. สยาม จำกัด ต้นทุนเดือนพฤษภาคม - กรกฎาคม 2560 ลดลง 0.10 บาทต่อกิโลกรัม จาก 15.20 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.10 บาทต่อกิโลกรัม สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนกรกฎาคม 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 355.00 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมิถุนายน 2560 อยู่ที่ 34.1655 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับลดลง 1.4262 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 15.0491 บาทต่อกิโลกรัม (434.6940 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 13.6229 บาทต่อกิโลกรัม (398.7336 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และราคา ณ โรงกลั่นของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคปิโตรเคมีที่อ้างอิงราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก ปรับลดลง 0.4871 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.5436 บาทต่อกิโลกรัม (391.2074 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 13.0565 บาทต่อกิโลกรัม (382.1536 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
3. จากมติ กบง. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบและราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก อัตราแลกเปลี่ยน ส่งผลให้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ/ชดเชย ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุน#1) ณ เดือนกรกฎาคม 2560 เป็นดังนี้ ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ที่ขายภาคปิโตรเคมี ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.3801 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ที่ขายเป็นเชื้อเพลิง ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.1863 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขายภาคปิโตรเคมี ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.9277 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขายเป็นเชื้อเพลิง ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 1.4941 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจาก ปตท. สผ. สยามฯ ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.7892 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจากอัตราเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าวส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมัน#1) มีรายรับ 173 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น เพื่อลดภาระการชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ และเตรียมการในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในอนาคต ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ณ วันที่ 2 กรกฎาคม 2560 อยู่ที่ 6,448 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.49 บาทต่อกิโลกรัม โดยกองทุนน้ำมันฯ ปรับลดการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ ลง 1.4262 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 1.5469 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.1207 บาทต่อกิโลกรัม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือน กรกฎาคม 2560 ดังนี้
(1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 13.4366 บาทต่อกิโลกรัม
(2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 12.1288 บาทต่อกิโลกรัม
(3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 13.6229 บาทต่อกิโลกรัม
(4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.1000 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.1207 บาท
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 16 พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินคืนกองทุนสำหรับก๊าซที่ส่งออกนอกราชอาณาจักร
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 6 กรกฎาคม 2560 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 7 การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เต็มรูปแบบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 กพช. ได้พิจารณาเรื่อง หลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG และได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG facility ประกอบด้วย ผลตอบแทนการลงทุน เงินลงทุนรวม ระยะเวลาโครงการ ค่าใช้จ่ายดำเนินงาน ปริมาณ LPG ค่าเสื่อมราคา และภาษี และได้มอบหมายให้ กบง. พิจารณากำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility ตามหลักเกณฑ์ดังกล่าว และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุน
2. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2559 วันที่ 9 มกราคม 2560 วันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560 และวันที่ 7 มีนาคม 2560 ได้มีมติที่เกี่ยวกับการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ดังนี้ (1) แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ แบ่งเป็นระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่าน เปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันและโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของ ธพ. (2) การกำหนดราคาก๊าซ LPG จากการผลิตและการจัดหา ประกอบด้วย ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) แบ่งเป็นส่วนที่จำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 และส่วนที่ไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และบริษัท ปตท.สผ.สยามฯ ใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนที่แท้จริง (cost plus) ราคา โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติกกำหนดราคาเท่ากับ CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และราคานำเข้าที่ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดราคานำเข้าที่ CP บวกค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (CP+X) (3) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักร ของส่วนผลิต จัดหา ประกอบด้วยที่ผลิตโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และที่ผลิตโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก และในส่วนที่ส่งออกจะกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และที่ผลิตโดยโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติกที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออก (4) มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG โดยกำหนดให้ผู้นำเข้าก๊าซ LPG ต้องรายงานปริมาณและราคาจริงของการนำเข้าก๊าซ LPG ให้ ธพ. รับทราบ และ ปตท. ต้องจำหน่ายก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติให้ผู้ค้าทุกรายที่ต้องการซื้อ ในช่วงเวลาก่อนการเปิดบริการคลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ให้บุคคลที่สามสามารถใช้คลังได้ (Third Party Access: TPA) สามารถเพิ่มอัตราการสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมายตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยพิจารณาจากความมั่นคงและไม่ก่อให้เกิดภาระเกินสมควรต่อผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 นอกจากนี้ การสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน หรือ Prompt Cargo ผู้นำเข้ามีสิทธิ์ได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันฯ ตามต้นทุนจริง
3. ความพร้อมในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ได้แก่ (1) สถานการณ์การผลิต การจัดหา และการใช้ก๊าซ LPG ภายหลังจากการเปิดเสรีการนำเข้าเมื่อวันที่ 10 มกราคม 2560 ในช่วงเดือนมกราคมถึงพฤษภาคม 2560 พบว่ามีส่วนขาดก๊าซ LPG สำหรับใช้ในประเทศอยู่ประมาณเดือนละ 28,716 - 39,520 ตัน ยกเว้นเดือนกุมภาพันธ์ผลิตได้สูงกว่าความต้องการใช้ 12,066 ตัน เนื่องจากความต้องการใช้ในภาคปิโตรเคมีลดลง ปริมาณส่วนขาดนี้ทดแทนด้วยการนำเข้าโดย ปตท. และสยามแก๊ส ส่วนยูนิคแก๊สนำเข้ามาเพื่อการส่งออกเท่านั้น สำหรับแผนในช่วงเดือนมิถุนายนถึงธันวาคม 2560 ปริมาณการผลิตภายในประเทศไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ทุกเดือน โดยในเดือนธันวาคมขาดก๊าซ LPG ภายในประเทศประมาณ 25,694 ตัน ชดเชยด้วยการนำเข้าทดแทนส่วนที่ขาด สำหรับปริมาณการส่งออกเพิ่มสูงขึ้นจาก 26,850 ตัน ในเดือนมิถุนายนเป็น 35,900 ตัน ในเดือนธันวาคม และในเดือนกรกฎาคม ปตท. มีแผนจะนำเข้า 66,000 ตัน เป็นการนำเข้ามาเพื่อการส่งออกทดแทนการส่งออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติปริมาณ 59,000 ตัน (2) ตลาดก๊าซ LPG มีการแข่งขันสูงขึ้น โดยมีผู้ค้าน้ำมันรายใหม่ 1 รายคือ บริษัท มิตซูบิชิ (ประเทศไทย) จำกัด เพื่อนำเข้าก๊าซ LPG มาจำหน่ายในประเทศ มีปริมาณการค้าก๊าซ LPG 10 ล้านตันต่อปี และมีเรือขนส่งก๊าซ LPG ขนาดบรรทุกกว่า 40,000 ตัน จำนวนมากกว่า 20 ลำ จากการนำเข้าก๊าซ LPG ที่เพิ่มสูงขึ้น ส่งผลให้ในภาพรวมมีปริมาณจัดหาสูงกว่าความต้องการใช้ ตลาดเริ่มมีการแข่งขันด้านราคามากขึ้น และ (3) แผนการก่อสร้างโครงสร้างพื้นฐาน (คลังเก็บและจ่ายก๊าซบนบก และท่าเทียบเรือนำเข้า) โดยบริษัท สยามแก๊ส แอนด์ ปิโตรเคมีคัลส์ จำกัด (มหาชน) ผู้นำเข้าที่ได้รับอนุญาตให้ใช้คลังลอยน้ำเป็นการชั่วคราวระหว่างก่อสร้างคลังนำเข้า ได้แจ้งแผนการก่อสร้างต่อ ธพ. โดยจะสร้างถังเก็บและจ่ายก๊าซ ขนาด 3,000 ตัน จำนวน 15 ใบ ความจุรวม 45,000 ตัน ปัจจุบันอยู่ระหว่างการเจรจาขอซื้อที่ดิน (4) การดำเนินการเพื่อป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG ประกอบด้วย การยกร่างประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดเงื่อนไขการนำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลวของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 พ.ศ. .... เพื่อรองรับแนวทางและวิธีการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG โดยให้อธิบดี ธพ. โดยความเห็นชอบของ กบง. มีอำนาจสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 นำเข้าก๊าซ LPG เป็นกรณีฉุกเฉิน เมื่อเกิดภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG และกระทบต่อความมั่นคงของประเทศ ให้ผู้ค้าฯ ที่นำเข้าก๊าซ LPG เพื่อจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงทำสัญญายินยอมชดใช้ค่าเสียหาย กรณีไม่นำเข้าตามแผน รวมถึงการกำหนดมาตรการรองรับความเสียหายอันเกิดจากการชดเชยราคาส่วนต่างจากการนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน และการออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดชนิดและอัตรา หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการคำนวณปริมาณสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 ลงวันที่ 20 มิถุนายน 2560 เพื่อปรับเพิ่มการสำรองก๊าซ LPG ตามกฎหมาย โดยกำหนดระยะเวลาการบังคับใช้เป็น 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1 (วันที่ 1 มกราคม 2561 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563) ให้คงอัตราสำรองก๊าซ LPG ไว้ที่ร้อยละ 1 และอัตราสำรองก๊าซธรรมชาติที่ผลิตก๊าซ LPG ร้อยละ 0.5 โดยยกเลิกข้อผ่อนปรนที่ให้เก็บสำรองในแต่ละวันได้ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 70 เป็นต้องเก็บไม่ต่ำกว่าร้อยละ 100 ของปริมาณสำรองทุกวัน ประเทศจะมีปริมาณก๊าซ LPG ที่เพียงพอใช้ 5 วันตลอดเวลา และระยะที่ 2 (ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564) ปรับเพิ่มอัตราสำรองจากร้อยละ 1.5 เป็นร้อยละ 2.5 โดยมีปริมาณสำรองเพียงพอใช้ได้ 9 วัน เมื่อพิจารณาจากระยะเวลาการจัดหาจากประเทศจีนและญี่ปุ่น (ระยะเวลาการจัดหาจากประเทศจีนใช้เวลา 5 - 7 วัน และประเทศญี่ปุ่นใช้เวลา 9 วัน)
4. ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้ตั้งข้อสังเกตต่อร่างประกาศกระทรวงฯ 2 ประเด็น คือ การกำหนดเงื่อนไขให้ทำสัญญายินยอมชดใช้ค่าเสียหาย สามารถกระทำได้หรือไม่ อาศัยกฎหมายใด และสัญญาจะมีผลใช้บังคับหรือไม่ ซึ่ง ธพ. มีความเห็นว่า ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 มาตรา 6 และมาตรา 8 รัฐมนตรีมีอำนาจกำหนดเงื่อนไขเกี่ยวกับการดำเนินการค้าใดๆ ตามที่เห็นสมควร เพื่อให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ปฏิบัติตาม ในกรณีมีเหตุจำเป็นเพื่อการป้องกันและแก้ไขการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และเงื่อนไขที่รัฐมนตรีสามารถกำหนดได้นั้น มีหลายลักษณะ โดยเป็นมาตรการเท่าที่จำเป็นเพื่อให้บรรลุวัตถุประสงค์ของประกาศฯ และไม่สร้างภาระให้ผู้ที่ต้องปฏิบัติตามเกินสมควร นอกจากนี้ สัญญายินยอมชดใช้ค่าเสียหายในร่างประกาศฯ เป็นสัญญาทางปกครอง และเป็นสัญญาที่มีข้อกำหนดซึ่งมีลักษณะพิเศษที่แสดงถึงเอกสิทธิ์ของรัฐเพื่อให้การจัดให้มีก๊าซ LPG แก่ประชาชนเป็นไปอย่างเพียงพอตามภารกิจของกระทรวงพลังงาน สัญญาจึงมีผลใช้บังคับ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการนำเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานลงนามในร่างประกาศกระทรวงฯ
5. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ใน ปี 2559 ราคา CP อยู่ในช่วงระหว่าง 287 – 410 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยราคาได้ปรับเพิ่มขึ้นในช่วงเดือนมกราคมถึงเมษายน 2560 เนื่องจากเข้าสู่ฤดูหนาว โดยมีราคาระหว่าง 460 – 555 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และในเดือนพฤษภาคมและมิถุนายน 2560 ราคา CP ได้ปรับลดลงมาอยู่ที่ 388 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติอยู่ในช่วงระหว่าง 374 – 437 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน มีแนวโน้มลดลง โดยในช่วงเดือนมกราคมถึงเมษายน 2560 อยู่ระหว่าง 369 – 382 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และในเดือนพฤษภาคมและมิถุนายน 2560 ปรับเพิ่มมาอยู่ที่ 388 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และราคานำเข้าก๊าซ LPG อยู่ในช่วงระหว่าง 372 - 495 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคา CP ในช่วงเดือนมกราคมถึงเมษายน 2560 อยู่ที่ 504 – 604 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และในเดือนพฤษภาคมและมิถุนายน 2560 ลดลงมาอยู่ที่ 435 – 436 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
6. แนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้นำเสนอแนวทางการดำเนินการซึ่งประกอบด้วย (1) ยกเลิกการกำหนดราคา ณ แหล่งผลิตก๊าซ LPG ภายในประเทศ (ราคาซื้อตั้งต้น) โรงแยก ก๊าซธรรมชาติ ปตท.สผ.สยาม โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก รวมทั้งนำเข้า (2) สนพ. จะประกาศราคาอ้างอิงสำหรับเป็นข้อมูลในการกำกับดูแลราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศเท่านั้น (3) ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของการผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท.สผ. สยาม รวมทั้งโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก (ยกเลิกกองทุน#1) (4) ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ (5) ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกองทุนน้ำมันฯ เพื่อวัตถุประสงค์รักษาเสถียรภาพราคาเท่านั้น (6) มอบให้ สนพ. ธพ. และกรมการค้าภายในศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ที่เหมาะสมและบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีก ก๊าซ LPG ระหว่างกรุงเทพฯ และส่วนภูมิภาค และ (7) สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้า LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ เช่น อาจมีการเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ หากราคา CP+X สูงกว่าต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเกิน 50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน หรือกองทุนฯจะจ่ายชดเชยกรณีราคา CP+X ต่ำกว่าต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเกิน 50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เป็นตั้น ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามความเห็นชอบของ กบง.
7. ในส่วนคลังก๊าซ ปตท. จังหวัดชลบุรี ปตท.จะดำเนินธุรกิจโครงการ LIFE (LPG Integrated Facility Enhancement Project (LIFE Project)) ในเชิงพาณิชย์เมื่อมีการเปิดเสรีเต็มรูปแบบตามข้อ 6 โดย ปตท. จะต้องนำเสนอคณะกรรมการ ปตท. เพื่อขอความเห็นชอบการดำเนินการ ก่อนที่ สนพ. จะนำเสนอ กพช. เพื่อยกเลิกการกำหนดอัตราผลตอบแทนและวิธีจ่ายผลตอบแทนการลงทุนโครงการ LIFE ตามที่ กพช. มีมติเห็นชอบไว้เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 และ ปตท. จะกำหนดกติกาที่ทำให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสามารถเข้ามาใช้บริการคลังนำเข้าก๊าซ LPG ของ ปตท. ที่เขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี บนหลักการที่ผู้ค้าก๊าซ LPG ทุกรายมีสิทธิใช้อย่างเป็นธรรมและเท่าเทียมกันและให้มีการเจรจาอัตราค่าบริการเป็นเชิงพาณิชย์ จนกว่าจะมีผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสร้าง/ขยายคลังก๊าซ LPG นำเข้าขนาดใหญ่ แล้วเสร็จ โดยกติกาการใช้คลังจะเผยแพร่ให้สาธารณชนทราบด้วย ในส่วนการจำหน่าย LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท. เมื่อการผลิตก๊าซ LPG จากโรงแยก ก๊าซธรรมชาติลดลงอันเป็นผลมาจากปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยลดลง ปตท. จะให้ความสำคัญกับการจำหน่ายก๊าซ LPG ในภาคเชื้อเพลิงเป็นลำดับแรกและจะไม่ทำการต่ออายุสัญญาซื้อ-ขายวัตถุดิบปิโตรเคมีเดิม (ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559) ที่จะทยอยหมดอายุลง โดยจะจำหน่ายเฉพาะเท่าที่สัญญาซื้อ-ขายยังคงมีผลบังคับอยู่ และ เพื่อส่งเสริมให้มีการจำหน่ายก๊าซ LPG ภายในประเทศเป็นลำดับแรก การส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาตต่อ ธพ. และการส่งออก LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้านั้นได้มีการแจ้งแผนให้ ธพ. ทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เต็มรูปแบบ โดยจะเริ่มให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2560 เป็นต้นไป ดังนี้
1.1 ยกเลิกการกำหนดราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก รวมทั้งการนำเข้า
1.2 ยกเลิกการกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะประกาศราคาอ้างอิงสำหรับเป็นข้อมูลในการกำกับดูแลราคาขายปลีก LPG ในประเทศเท่านั้น
1.3 ยกเลิกการกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนการผลิตจาก โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท.สผ.สยาม รวมทั้ง โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก (ยกเลิกกองทุน#1)
1.4 ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ
1.5 ปรับกลไกกองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ให้มีลักษณะคล้ายกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อวัตถุประสงค์ในการรักษาเสถียรภาพราคา
1.6 มอบหมายให้ สนพ. กรมธุรกิจพลังงาน และกรมการค้าภายในศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ที่เหมาะสมและบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ระหว่างกรุงเทพมหานครและส่วนภูมิภาค
1.7 สนพ. จะมีกลไกติดตามกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนโรงแยก ก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ
1.8 คลังก๊าซ ปตท. LPG Facility (LPG Integrated Facility Enhancement : LIFE ) จังหวัดชลบุรี ปตท.จะดำเนินธุรกิจโครงการ LIFE ในเชิงพาณิชย์เมื่อมีการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ โดย ปตท. จะมีการกำหนดกติกาให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสามารถเข้ามาใช้บริการคลังนำเข้าก๊าซ LPG ของ ปตท. ที่เขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี บนหลักการที่ผู้ค้าก๊าซ LPG ทุกรายมีสิทธิใช้อย่างเป็นธรรมและเท่าเทียมกันและให้มีการเจรจาอัตราค่าบริการเป็นเชิงพาณิชย์ จนกว่าจะมีผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสร้าง/ขยายคลังก๊าซ LPG นำเข้าขนาดใหญ่ แล้วเสร็จ โดยกติกาการใช้คลังจะเผยแพร่ให้สาธารณชนทราบด้วย
1.9 การจำหน่ายก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปตท. จะให้ความสำคัญกับการจำหน่ายก๊าซ LPG ในภาคเชื้อเพลิงเป็นลำดับแรกและจะไม่ทำการต่ออายุสัญญาซื้อ-ขายวัตถุดิบปิโตรเคมีเดิม (ก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559) ที่จะทยอยหมดอายุลง โดยจะจำหน่ายเฉพาะเท่าที่สัญญาซื้อ-ขายยังคงมีผลบังคับอยู่
1.10 การส่งออกก๊าซ LPG เพื่อส่งเสริมให้มีการจำหน่ายก๊าซ LPG ภายในประเทศเป็นลำดับแรกการส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาตต่อกรมธุรกิจพลังงาน และการส่งออกก๊าซ LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้าได้มีการแจ้งแผนให้กรมธุรกิจพลังงานทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export)
2. เห็นชอบมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง กำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility (LPG Integrated Facility Enhancement : LIFE ) และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนโดยให้ ปตท. ดำเนินโครงการนี้เป็นเชิงพาณิชย์แทน
3. เห็นชอบแนวทางการดำเนินโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ดังนี้
3.1 ให้กรมบัญชีกลางเป็นผู้ดำเนินการภายใต้นโยบายบัตรสวัสดิการ และใช้เงินกองทุน ประชารัฐแทนระบบปัจจุบันทั้งหมด
3.2 การให้สวัสดิการรวมเข้าไปในส่วนของค่าไฟฟ้า ลักษณะเป็นการช่วยเหลือค่าครองชีพเพิ่มขึ้น เนื่องจากเป็นการช่วยเหลือด้านพลังงานเหมือนกัน
3.3 ใช้ฐานข้อมูลของกรมบัญชีกลาง จากผู้มาลงทะเบียนรับสิทธิสวัสดิการ
3.4 เตรียมนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณายกเลิกการช่วยเหลือในส่วนของร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร เนื่องจากเป็นการช่วยเหลือค่าครองชีพของประชาชนโดยทั่วไป โดยให้ผู้ค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ยังสามารถได้รับสิทธิตามเงื่อนไขของนโยบายบัตรสวัสดิการ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยมีรายละเอียดที่เกี่ยวข้องกับโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ดังนี้ (1) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก (2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก จาก CP-20 เป็น CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ทั้งนี้ สนพ. ได้ออกประกาศ กบง. ฉบับที่ 14 พ.ศ. 2560 ตามมติดังกล่าว ต่อมาบริษัท พีทีที โกลบอล เคมิคอล จำกัด (มหาชน) (บริษัท PTTGC) ได้มีหนังสือสอบถามเกี่ยวกับการนำส่งเงินกองทุนและขอรับเงินชดเชยกรณีผลิตก๊าซ LPG จากโรงโอเลฟินส์ เนื่องจากโรงโอเลฟินส์ สาขา 3 โรงโอเลฟินส์ ไอ-สี่ หยุดซ่อมบำรุงตามแผนประจำปี ตั้งแต่วันที่ 24 พฤษภาคม 2560 ถึงวันที่ 7 กรกฎาคม 2560 เป็นระยะเวลา 45 วัน บริษัท PTTGC จึงได้นำบิวทาไดอีนเหลว (เดิมจัดส่งเป็นวัตถุดิบให้โรงโอเลฟินส์ สาขา 3 โรงโอเลฟินส์ ไอ-สี่) มาผลิตเป็นก๊าซ LPG ประมาณ 5,000 ตัน ในเดือนมิถุนายนและกรกฎาคม 2560 เพื่อจำหน่ายให้แก่ลูกค้าเป็นครั้งแรก (ในอดีตหากมีการหยุดซ่อมบำรุงตามแผนงาน จะนำบิวทาไดอีนเหลวไปเผาที่หอเผา) ทั้งนี้ บริษัท PTTGC ขอสอบถามความชัดเจนว่า กรณีที่บริษัท PTTGC นำก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงงานอุตสาหกรรมปิโตรเคมีประเภทโรงโอเลฟินส์ และนำไปจำหน่ายแก่ภาคเชื้อเพลิงในประเทศและลูกค้าเพื่อนำใช้เป็นวัตถุดิบในโรงงานอุตสาหกรรมปิโตรเคมี เข้าข่ายที่จะต้องนำส่งเงินกองทุนน้ำมันฯ ตามข้อ 3 และได้รับเงินชดเชยตามข้อ 5 ในประกาศ กบง. ฉบับที่ 14 พ.ศ. 2560 หรือไม่ ซึ่งหากต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ และได้รับเงินชดเชยจะต้องนำส่งและได้รับอัตราใดของประกาศ กบง. ซึ่งบริษัท PTTGC ยินดีที่จะส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไปก่อนตาม ข้อ 3(2) ประกาศ กบง. ฉบับที่ 14 พ.ศ. 2560 รวมทั้ง บริษัท PTTGC ขอสงวนสิทธิ์ในการขอคืนเงินจากกองทุนน้ำมันฯ หากทราบความชัดเจนว่าไม่ต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ
2. แนวทางการแก้ไขปัญหา มีดังนี้ (1) ก๊าซ LPG ที่บริษัท PTTGC นำไปจำหน่ายให้แก่ลูกค้า เป็นไปตามประกาศ กบง. ฉบับที่ 14 พ.ศ. 2560 ข้อ 1 ซึ่ง ก๊าซ หมายความถึง ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ก๊าซโปรเปน และก๊าซบิวเทน (2) ประกาศ กบง. ฉบับที่ 14 พ.ศ. 2560 ข้อ 3 กำหนดเฉพาะโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติกไม่รวมถึงโรงโอเลฟินส์ ซึ่งโรงโอเลฟินส์เป็นโรงอุตสาหกรรมเคมีปิโตรเลียมและสารละลายประเภทหนึ่งที่สามารถผลิตก๊าซ LPG ได้เช่นเดียวกับโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก และ (3) เพื่อไม่ให้เกิดความได้เปรียบเสียเปรียบในการส่งเงินเข้าหรือการขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นสมควรกำหนดให้โรงโอเลฟินส์ มีหน้าที่นำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ หรือขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ เช่นเดียวกับโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก โดยกำหนดหลักเกณฑ์ ดังนี้ (1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงโอเลฟินส์ เท่ากับ CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และ (2) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรืออัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงโอเลฟินส์ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และโรงโอเลฟินส์ อย่างไรก็ตาม ในเบื้องต้นได้รับการประสานด้วยวาจากับกรมสรรพสามิต หากจะให้มีความชัดเจนมากยิ่งขึ้น กบง. สามารถที่จะพิจารณากำหนดให้บริษัท PTTGC นำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้ภายในเมื่อไร โดยกรมสรรพสามิต เห็นว่าสามารถนำส่งเงินกองทุนน้ำมันฯ ย้อนหลังได้ 10 วัน นับตั้งแต่บริษัท PTTGC รับทราบมติจาก กบง. ว่ามีหน้าที่ต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงโอเลฟินส์ เท่ากับ CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรืออัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงโอเลฟินส์ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และโรงโอเลฟินส์
3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักร จากโรงโอเลฟินส์ โดยให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 6 กรกฎาคม ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2560
4. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน หารือประเด็นปัญหาข้อกฎหมายไปยังสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา เกี่ยวกับการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรจากโรงโอเลฟินส์ โดยให้มีผลย้อนหลังไปตั้งแต่วันที่ 15 มิถุนายน 2560 ถึงวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 อันมีผลทำให้โรงโอเลฟินส์มีหน้าที่ส่งเงินเข้ากองทุนและมีสิทธิได้รับเงินชดเชยในช่วงระยะเวลาดังกล่าวได้หรือไม่
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 1 กันยายน 2558 ได้มีมติเห็นชอบให้การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ดำเนินโครงการตามแผนงานเปลี่ยนระบบสายไฟฟ้าอากาศเป็นสายไฟฟ้าใต้ดินเพื่อรองรับการเป็นมหานครแห่งอาเซียน จำนวน 39 เส้นทาง ระยะทาง 127.3 กิโลเมตร กรอบวงเงินลงทุน 48,717.2 ล้านบาท ระยะเวลาดำเนินการ 10 ปี (ปี 2559-2568) ต่อมานายกรัฐมนตรีได้มีนโยบายเร่งรัดให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายใน 5 ปี และให้กระทรวงมหาดไทย เป็นหน่วยงานหลักในการบูรณาการแผนพัฒนาสาธารณูปโภคในภาพรวม และได้แต่งตั้ง คณะกรรมการอำนวยการโครงการเปลี่ยนระบบสายไฟฟ้าอากาศเป็นสายไฟฟ้าใต้ดินเพื่อรองรับการเป็นมหานครแห่งอาเซียน (คณะกรรมการอำนวยการฯ) โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย เป็นประธานฯ เพื่อทำหน้าที่กำหนดนโยบาย แนวทาง และจัดลำดับความสำคัญของพื้นที่ที่จะดำเนินโครงการ อำนวยการและประสานการดำเนินโครงการให้เป็นไปด้วยความเรียบร้อย รวมทั้งเสนอแนวทางแก้ไขปัญหา และรายงานต่อคณะรัฐมนตรีทราบ
2. เมื่อวันที่ 9 มิถุนายน 2560 กฟน. ได้รายงานความก้าวหน้าการดำเนินการตามมติคณะกรรมการอำนวยการฯ ต่อปลัดกระทรวงพลังงาน ในฐานะคณะกรรมการอำนวยการฯ เพื่อทราบ และฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญและผลการดำเนินงานโครงการฯ เพื่อให้ กบง. รับทราบโครงการพัฒนาและปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้าที่รัฐบาลให้ความสำคัญ โดยมีขอบเขตการดำเนินโครงการ แบ่งเป็น (1) โครงการฯ เดิม ระยะเวลา 10 ปี แบ่งพื้นที่ตามความเห็นของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เป็น 3 กลุ่มพื้นที่ คือ พื้นที่เมืองชั้นในและศูนย์กลางเศรษฐกิจของกรุงเทพฯ พื้นที่เชื่อมโยงระบบส่งระหว่างสถานีไฟฟ้าต้นทาง เพื่อสนับสนุนพื้นที่พื้นที่เมืองชั้นในและศูนย์กลางเศรษฐกิจ และพื้นที่ร่วมกับหน่วยงานสาธารณูปโภคอื่น จำนวนรวม 39 เส้นทาง ระยะทางรวม 127.3 กิโลเมตร (2) กรณีเร่งรัดโครงการ ระยะเวลา 5 ปี แบ่งตามความสอดคล้องกับแผนงานหน่วยงานสาธารณูปโภคและ กฟน. ความพร้อมทางกายภาพของพื้นที่ และความเสี่ยงการปฏิบัติงาน เป็น 8 กลุ่มโครงการ ได้แก่ โครงการสามเสน-รอบพระตำหนักจิตรดารโหฐาน โครงการวงเวียนใหญ่-อรุณอัมรินทร์ โครงการลาดพร้าว-เทพารักษ์ โครงการติวานนท์-แจ้งวัฒนะ โครงการพหลโยธิน-สุขุมวิท โครงการรามคำแหง-เพชรบุรี โครงการเขตพื้นที่เมืองชั้นใน และโครงการจรัญสนิทวงศ์-ประชาราษฎร์สาย 2 จำนวนรวม 39 เส้นทาง ระยะทางรวม 127.3 กิโลเมตร
3. ความก้าวหน้าการดำเนินโครงการฯ ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ (1) ในพื้นที่จังหวัดนนทบุรี และจังหวัดสมุทรปราการ มีการแต่งตั้งคณะทำงานแยกตามจังหวัด โดยมีผู้ว่าราชการจังหวัดเป็นประธานฯ เพื่อปรับแผนงานให้สอดคล้องกับแผนงานของ กฟน. โดยจังหวัดนนทบุรีได้แต่งตั้งคณะทำงานเพื่อหาแนวทางบริหารจัดการพื้นที่บริเวณก่อสร้างโครงการรถไฟฟ้าสายสีชมพู ช่วงแคราย – มีนบุรี ที่ได้รับผลกระทบให้เป็นไปด้วยความเรียบร้อย และจังหวัดสมุทรปราการ ได้ปรับหรือชะลอการดำเนินการแผนงานในระดับท้องถิ่นและระดับจังหวัดที่เกี่ยวข้องให้สอดคล้องกับแผนของ กฟน. (2) กรุงเทพมหานคร เป็นเจ้าภาพจัดประชุมหารือร่วมกับทุกหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อบูรณาการแผนงานของทุกหน่วยงานกับแผนงานของ กฟน. เพื่อใช้จัดสรรงบประมาณ โดยใช้แผนงานของ กฟน. เป็นหลัก (3) สำนักงานคณะกรรมการกิจการกระจายเสียง กิจการโทรทัศน์และกิจการโทรคมนาคมแห่งชาติ (กสทช.) เป็นผู้ประสานงานกับผู้ประกอบการในการพิจารณาการเช่าท่อสายสื่อสารในพื้นที่โครงการฯ เพื่อให้มีการนำสายสื่อสารลงดินและรื้อถอนเสาไฟฟ้าให้แล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2560
4. กฟน. ร่วมกับ กสทช. บริษัท ทีโอที จำกัด (มหาชน) บริษัท กสท โทรคมนาคม จำกัด (มหาชน) ติดตามแผนการนำสายสื่อสารลงดินในพื้นที่โครงการฯ โดยแบ่งเป็น 3 ส่วนงาน ดังนี้ (1) โครงการก่อนมหานครแห่งอาเซียน ระยะทาง 41.9 กิโลเมตร มีกำหนดการรื้อถอนสายสื่อสารภายในกันยายน 2560 รื้อถอนเสาไฟฟ้าภายในธันวาคม 2560 ปัจจุบันดำเนินการได้ตามแผน (2) โครงการก่อนมหานครแห่งอาเซียน จำนวน 6 โครงการ ระยะทางรวม 45.4 กิโลเมตร มีกำหนดรื้อถอนสายสื่อสารตั้งแต่เดือนเมษายน 2560 ถึงธันวาคม 2564 ปัจจุบันอยู่ระหว่างดำเนินการและเป็นไปตามแผน และ (3) โครงการมหานครแห่งอาเซียน ระยะทางรวม 127.3 กิโลเมตร แบ่งเป็น โครงการรอบพระตำหนักจิตรลดารโหฐาน อยู่ระหว่างก่อสร้างท่อหลัก โครงการตามแนวรถไฟฟ้าสายสีน้ำเงินและโครงการตามแนวรถไฟฟ้าสายสีเขียว อยู่ระหว่างออกแบบ และโครงการอื่น ที่เหลืออยู่ระหว่างหาที่ปรึกษาออกแบบ โดยภาพรวมการดำเนินงานเป็นไปตามแผนงาน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง. ครั้งที่ 39 - วันพุธที่ 7 มิถุนายน 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 6/2560 (ครั้งที่ 39)
เมื่อวันพุธที่ 7 มิถุนายน 2560 เวลา 14.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
2. รายงานความก้าวหน้าโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี
4. รายงานผลการดำเนินงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ประจำปีบัญชี 2559
5. รายงานเบื้องต้นผลการจัดรับฟังความคิดเห็นร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
6. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมิถุนายน 2560
7. อัตราการรับซื้อไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในเดือนพฤษภาคม 2560 โดยเฉลี่ยมีการปรับตัวลดลงเนื่องจากการลดปริมาณการผลิตของกลุ่มโอเปคและการตัดสัมพันธ์ทางการทูตระหว่างประเทศกาตาร์และประเทศกลุ่มสมาชิก GCC (Gulf Copperation Council) ในภูมิภาคตะวันออกกลาง รวมทั้งการถอนตัวของประเทศสหรัฐอเมริกาออกจากความตกลงปารีส (COP 21) จะส่งผลให้ปริมาณการผลิตน้ำมันดิบในประเทศสหรัฐฯเพิ่มขึ้น สำหรับในช่วงครึ่งปีหลังของปี 2560 ราคาน้ำมันดิบมีทิศทางปรับตัวลดลงโดยจะอยู่ในช่วง 53 – 57 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และในปี 2561 ราคาจะอยู่ในช่วง 55 – 58 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนมิถุนายน 2560 ราคา CP (Contact Price) อยู่ที่ 387.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และราคามีทิศทางปรับตัวลดลง เนื่องจากเริ่มเข้าสู่ฤดูร้อนทำให้ความต้องการใช้ในหลายประเทศลดลง (3) ราคาถ่านหินมีทิศทางปรับตัวสูงขึ้น เนื่องจากอากาศที่ร้อนขึ้นทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้ามีมากขึ้น รวมทั้งหากประเทศกาตาร์ไม่สามารถส่งออก LNG ได้จะทำให้ความต้องการใช้ถ่านหินมาทดแทนในการผลิตไฟฟ้ามีมากขึ้น และ (4) ราคา LNG ในช่วงครึ่งเดือนหลังของเดือนพฤษภาคม 2560 ได้ปรับตัวลดลงจาก 5.5 เป็น 5.3 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เนื่องจากปริมาณการผลิต LNG ในประเทศออสเตรเลียเพิ่มขึ้นมากและมีการส่งออกมากขึ้น แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจจะส่งผลกระทบต่อราคา LNG คือการตัดสัมพันธ์ทางการทูตของกลุ่ม GCC กับประเทศกาตาร์ และการปิดโรงไฟฟ้าถ่านหินจำนวน 8 โรงเป็นเวลา 30 วันของประเทศเกาหลีใต้ อย่างไรก็ตามความขัดแย้งในกลุ่ม GCC ยังไม่ส่งผลกระทบต่อการส่งออก LNG ของประเทศกาตาร์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานความก้าวหน้าโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2558 สภาปฏิรูปแห่งชาติ (สปช.) ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอโครงการปฏิรูปเร็ว (Quick win) เรื่อง โครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี เมื่อวันที่ 7 พฤษภาคม 2558 ที่ประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบหลักการการดำเนินโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี และเมื่อวันที่ 5 มกราคม 2559 กบง. ได้มีมติรับทราบแนวทางดำเนินงานโครงการนำร่อง (Pilot Project) การส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี โดยหลักการสำคัญ คือ การผลิตไฟฟ้าใช้เองเท่านั้น โดยให้ พพ. จัดตั้งคณะทำงานกำหนดแนวทางและประสานงาน กำกับติดตามโครงการนำร่องการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี (ระบบผลิตไฟฟ้าด้วยแสงอาทิตย์สำหรับบ้านและอาคาร) ต่อมาเมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2559 กบง. ได้มีมติรับทราบการจัดตั้งคณะทำงานฯ และรับทราบหลักเกณฑ์และแนวทางการดำเนินโครงการนำร่องฯ ซึ่งหลังจากคณะทำงานฯ ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการฯ แล้ว ได้นำส่งให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาออกระเบียบและออกประกาศ รวมทั้ง พพ. ได้จัดจ้างจุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ดำเนินการศึกษาวิเคราะห์ ติดตาม และประเมินผลการดำเนินโครงการนำร่องฯ ต่อมาเมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2559 กกพ. ได้ออกประกาศการเข้าร่วมโครงการนำร่องฯ โดยกำหนดปริมาณรวม 100 เมกะวัตต์ ในพื้นที่ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และกำหนดให้ระบบโซลาร์รูฟต้องเชื่อมต่อเข้าระบบจำหน่ายของ กฟน. และ กฟภ. ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 31 มกราคม 2560 และเมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2560 กบง. รับทราบการขอขยายระยะเวลาเชื่อมต่อโครงข่ายไฟฟ้าจากวันที่ 31 มกราคม 2560 เป็นวันที่ 31 มีนาคม 2560 โดย สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ออกประกาศขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อ เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2560
2. หลังจาก สำนักงาน กกพ. ประกาศขยายเวลาการเชื่อมต่อระบบโซลาร์รูฟเข้ากับระบบจำหน่าย ของการไฟฟ้าจากเดิม ภายในวันที่ 31 มกราคม 2560 เป็นภายในวันที่ 31 มีนาคม 2560 มีผู้เข้าร่วมโครงการ ยื่นหนังสือไปยัง สำนักงาน กกพ. เพื่อขอเลื่อนขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าจากวันที่ 31 มีนาคม 2560 ออกไปอีกจำนวน 15 ราย รวมกำลังการผลิต 1,931.36 กิโลวัตต์ คณะทำงานฯ ในการประชุม ครั้งที่ 2/2560 (ครั้งที่ 7) เมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2560 ได้พิจารณาเรื่อง การขยายระยะเวลาเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าโครงการนำร่อง (Pilot Project) การผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาอย่างเสรีโดยได้รับทราบสถานะการเชื่อมต่อไฟฟ้าเข้าระบบการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ณ วันที่ 5 พฤษภาคม 2560 ว่ามีผู้เข้าร่วมโครงการ ที่ได้ขออนุญาตติดตั้งระบบและยื่นขอรับใบอนุญาตเรียบร้อยแล้ว จำนวน 184 ราย กำลังการผลิตรวม 5,673.9 กิโลวัตต์ (5.67 เมกะวัตต์) เชื่อมต่อเข้าระบบโครงข่ายไฟฟ้าแล้ว รวม 75 ราย กำลังการผลิตรวม 3,094.5 กิโลวัตต์ (3.09 เมกะวัตต์) และยังไม่ได้เชื่อมต่อเข้าระบบไฟฟ้ารวม 109 ราย ปริมาณรวม 2,579.4 กิโลวัตต์ (รวม 2.58 เมกะวัตต์) แบ่งเป็น (1) เขตพื้นที่ กฟน. มีผู้ที่ได้รับใบอนุญาตจากสำนักงาน กกพ. จำนวน 154 ราย กำลังการผลิต 3,967.9 กิโลวัตต์ (3.97 เมกะวัตต์) เชื่อมต่อเข้าระบบแล้ว 48 ราย กำลังการผลิต 1,397.2 กิโลวัตต์ (1.40 เมกะวัตต์) ยังไม่ได้เชื่อมต่อ 106 ราย (รวม 2.57 เมกะวัตต์) และ (2) เขตพื้นที่ กฟภ.มีผู้ที่ได้รับอนุญาตจาก สำนักงาน กกพ. จำนวน 30 ราย กำลังการผลิต 1,706 กิโลวัตต์ (1.71 เมกะวัตต์) เชื่อมต่อเข้าระบบแล้ว 27 ราย กำลังการผลิต 1,697.31 กิโลวัตต์ (1.70 เมกะวัตต์) ยังไม่ได้เชื่อมต่อ 3 ราย (รวม 9 กิโลวัตต์) และคณะทำงานฯ ได้เห็นชอบ ดังนี้ (1) ให้ขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าโครงการนำร่อง (Pilot Project) การผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาอย่างเสรี จากวันที่ 31 มีนาคม 2560 เป็นวันที่ 30 มิถุนายน 2560 โดยขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อระบบเฉพาะผู้ที่ได้รับใบแจ้งยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตแล้ว และ (2) เมื่อสิ้นสุดการขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อระบบแล้ว ให้การไฟฟ้านครหลวงและการไฟฟ้าส่วนภูมิภาคแจ้งสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเพื่อเพื่อยกเลิกใบแจ้งยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาต สำหรับผู้ที่ไม่ได้ดำเนินการต่อไป ซึ่งปัจจุบัน พพ. อยู่ระหว่างการดำเนินโครงการศึกษาวิเคราะห์โครงการนำร่องการส่งเสริมติดตั้งโซลาร์รูฟเสรี โดยจุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ซึ่งในการดำเนินโครงการฯ ได้กำหนดจำนวนกลุ่มเป้าหมายตรวจวัดข้อมูลติดตามผล 300 ราย แต่จากผลการดำเนินโครงการฯ มีผู้เข้าร่วมไม่เป็นไปตามจำนวนที่กำหนด ดังนั้น คณะทำงานฯ จึงเห็นชอบให้จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ตรวจวัดข้อมูลจากโครงการโซลาร์รูฟฯ กลุ่มที่ได้รับ Feed-in Tariff และกลุ่มที่ขนานเครื่อง เพื่อใช้เป็นข้อมูลประกอบในการวิเคราะห์โครงการนำร่องการส่งเสริมติดตั้งโซลาร์รูฟเสรี
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าโครงการนำร่อง (Pilot Project) การผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาอย่างเสรี จากวันที่ 31 มีนาคม 2560 เป็นวันที่ 30 มิถุนายน 2560 โดยขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อระบบเฉพาะผู้ที่ได้รับใบแจ้งยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาต โดยเมื่อสิ้นสุดการขยายระยะเวลาการเชื่อมระบบโครงข่ายไฟฟ้าแล้วให้การไฟฟ้านครหลวงและการไฟฟ้าส่วนภูมิภาคแจ้งต่อสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเพื่อยกเลิกใบแจ้งยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตสำหรับผู้ที่ไม่ได้ดำเนินการต่อไป
2. รับทราบการมอบหมายให้จุฬากรณ์มหาวิทยาลัยตรวจวัดข้อมูลที่เกี่ยวข้องจากโครงการโซลาร์รูฟ โดยเพิ่มกลุ่มที่ได้รับ Feed-in Tariff และกลุ่มที่ขนานเครื่อง เพื่อใช้เป็นข้อมูลประกอบวิเคราะห์โครงการนำร่องฯ เพื่อเสนอแนวทางการส่งเสริมโซลาร์รูฟเสรีในระยะต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
การดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558 – 2579 (Oil Plan 2015) ไตรมาสที่ 2 ปี 2560 สรุปได้ดังนี้ ส่วนที่มีความก้าวหน้า ได้แก่ มาตรการที่ 5 สนับสนุนการลงทุนในระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิง ได้แก่การสนับสนุนระบบโลจิสติกส์ที่มีประสิทธิภาพโดยการพัฒนาระบบขนส่งน้ำมันทางท่อมีความคืบหน้าดังนี้ (1) โครงการระบบท่อขนส่งน้ำมันสายเหนือ คณะกรรมการผู้ชำนาญการพิจารณารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (คชก.) ได้พิจารณารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) แล้วเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2560 และมีมติไม่ให้ความเห็นชอบและมอบหมายบริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จำกัด (FPT) นำกลับไปแก้ไขเพิ่มเติมตามรายละเอียดที่ คชก. กำหนด ซึ่งบริษัทฯ ได้แก้ไขรายงานเสร็จแล้วและอยู่ระหว่างตรวจสอบความสมบูรณ์ครบถ้วน ในส่วนของการก่อสร้างคลังน้ำมันในจังหวัดพิจิตรมีความก้าวหน้าอยู่ที่ร้อยละ 20 (2) โครงการระบบท่อขนส่งน้ำมันสายตะวันออกเฉียงเหนือ เมื่อเดือนมกราคม 2560 กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และบริษัท ไทย ไปป์ไลน์ เน็ตเวิร์ค จำกัด (TPN) ได้มีการชี้แจงรายละเอียดโครงการเบื้องต้นต่อผู้ว่าราชการจังหวัดทั้ง 5 จังหวัด (จังหวัดสระบุรี จังหวัดลพบุรี จังหวัดชัยภูมิ จังหวัดนครราชสีมา และจังหวัดขอนแก่น) คาดว่าจะดำเนินการรับฟังความคิดเห็นของประชาชน ครั้งที่ 1 ในช่วงเดือนพฤษภาคม – มิถุนายน 2560 รวมทั้ง ได้ดำเนินการออกแบบระบบท่อขนส่งน้ำมันและคลังน้ำมันเบื้องต้นแล้วเสร็จ และเมื่อวันที่ 23 พฤษภาคม 2560 ได้มีการลงนามบันทึกข้อตกลงความร่วมมือ (MOU) การเชื่อมต่อและการดำเนินงานส่วนขยายระบบขนส่งน้ำมันทางท่อระหว่างบริษัท ไทยไปป์ไลน์ เน็ตเวิร์ค จำกัด (TPN) และบริษัท ท่อส่งปิโตรเลียมไทย จำกัด (THAPPLINE) ทั้งนี้ การดำเนินงานอาจล่าช้ากว่าแผนงานเดิมที่กำหนดไว้ เนื่องจากพื้นที่เดิมที่ได้มีการวางแผนไว้ว่าจะสร้างคลังน้ำมันจังหวัดขอนแก่นติดข้อกำหนด ผังเมือง โดยจะส่งผลต่อการเปิดใช้งานคลังน้ำมันจากแผนเดิมที่วางไว้ในปลายปี 2563 เป็นภายในปี 2564 ส่วนมาตรการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ ธพ. ได้ยกเลิกการคัดเลือกที่ปรึกษา เนื่องจากมูลนิธิเพื่อสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย บริษัทที่ปรึกษาที่ผ่านการคัดเลือกให้เหลือน้อยราย จำนวน 1 ราย ไม่สามารถดำเนินการศึกษาตามที่ TOR กำหนด ซึ่ง ธพ. ได้มีการปรับ TOR และจะเสนอให้คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงพิจารณาอีกครั้ง และมาตรการที่ 2 การบริหารจัดการชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม ได้แก่ การบริหารจัดการชนิดของเชื้อเพลิงให้เหมาะสมกับกลุ่มผู้ใช้ต่างๆ กรณี NGV ซึ่งที่ผ่านมามีการเปิดให้สถานีบริการก๊าซธรรมชาติเฉพาะตามแนวท่อก๊าซฯ จำนวน 1 สถานี และได้ดำเนินการก่อสร้างศูนย์พักรถขนส่งสินค้าพร้อมสถานีบริการก๊าซธรรมชาติ (NGV Terminal Hub) เฟสแรกแล้วเสร็จและเปิดบริการแล้ว ปัจจุบันอยู่ระหว่างก่อสร้างวางท่อเพื่อเปลี่ยนเป็นสถานีแนวท่อ จำนวน 1 สถานี ส่วนที่สถานะความก้าวหน้าการดำเนินงานยังคงเดิม ได้แก่ มาตรการที่ 2 การบริหารจัดการชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม ธพ. ได้บริหารจัดการชนิดของเชื้อเพลิงให้เหมาะสมกับกลุ่มผู้ใช้ต่างๆ (NGV) สนับสนุนให้มีสถานีบริการก๊าซธรรมชาติเฉพาะตามแนวท่อก๊าซ โดยเปิดให้บริการสถานีบริการก๊าซธรรมชาติเฉพาะตามแนวท่อก๊าซ จำนวน 1 สถานี ส่วนการลดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิง ธพ. ได้ชะลอการยกเลิกน้ำมันแก๊สโซออล 91 เนื่องจากสถานการณ์ปริมาณเอทานอลเริ่มไม่คงที่จึงต้องรอความชัดเจนของนโยบาย และการกำหนดมาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิงภูมิภาคอาเซียน ปัจจุบันอยู่ระหว่างรอข้อคิดเห็นเกี่ยวกับข้อเสนอการจัดทำร่างมาตรฐานน้ำมันอาเซียน ของประเทศสมาชิกอาเซียนจากสำนักความร่วมมือระหว่างประเทศ นอกจากนี้ในส่วนของมาตรการที่ 4 ผลักดัน การใช้เชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล ตามแผน AEDP 2015 ได้แก่ ศึกษาการกำหนดมาตรฐานน้ำมันดีเซล ที่ผสมไบโอดีเซลในสัดส่วนร้อยละ 10 ซึ่งปัจจุบัน ธพ. อยู่ระหว่างการศึกษารวบรวมและติดตามข้อมูล
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 รายงานผลการดำเนินงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ประจำปีบัญชี 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 30 กันยายน 2546 เห็นชอบให้หน่วยงานต่างๆ ที่มีเงิน นอกงบประมาณถือปฏิบัติตามมาตรการกำกับดูแลเงินนอกงบประมาณตามที่กระทรวงการคลังเสนออย่างเคร่งครัด ซึ่งรวมถึงการนำระบบประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนที่เป็นมาตรฐานสากล และมีการกำหนดตัวชี้วัดการดำเนินงาน (KPI) มาใช้เพื่อวัดประสิทธิภาพและประสิทธิผลการดำเนินงานของทุนหมุนเวียนด้วย ซึ่งกรมบัญชีกลางได้พิจารณาเห็นชอบให้ทุนหมุนเวียนที่อยู่ในกำกับของกระทรวงพลังงาน คือ กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เข้าสู่ระบบประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนตั้งแต่ปีบัญชี 2551 เป็นต้นไป ทั้งนี้ การกำกับดูแลและประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนจะดำเนินการโดยคณะกรรมการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน โดยมีการกำหนดกรอบหลักเกณฑ์การประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน 4 ด้าน คือ ด้านการเงิน ด้านการสนองประโยชน์ต่อผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย ด้านการปฏิบัติการ และด้านการบริหารพัฒนาทุนหมุนเวียน รวมทั้งกำหนดเกณฑ์การให้คะแนนผลการดำเนินงาน 3 ระดับ คือ (1) ไม่ผ่านเกณฑ์ปกติ (ต่ำกว่า 3.0000 คะแนน) (2) ระดับปกติ – ดี (3.0000 – 3.9999 คะแนน) และ (3) ระดับดี – ดีมาก (4.0000 – 5.0000 คะแนน)
2. การกำหนดเกณฑ์การประเมินผลกองทุนน้ำมันฯ กรมบัญชีกลางและที่ปรึกษา (ในปี 2559 คือ บริษัท ทริส คอร์ปอเรชั่น จำกัด) ได้มีการหารือร่วมกับสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) เพื่อกำหนดเกณฑ์ชี้วัดการประเมินผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ ภายใต้กรอบ 4 ด้าน จากนั้นกรมบัญชีกลางจะนำเกณฑ์ชี้วัดดังกล่าวเสนอต่อคณะกรรมการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน พิจารณาให้ความเห็นชอบและประเมินผลการดำเนินงานเมื่อสิ้นปีงบประมาณต่อไป ทั้งนี้ ระหว่างปี 2552 – 2559 กองทุนน้ำมันฯ มีผลการดำเนินงานสรุปผลได้ ดังนี้ ปี 2555 อยู่ที่ระดับ 3.5989 ปี 2556 อยู่ที่ระดับ 3.8245 ปี 2557 อยู่ที่ระดับ 3.8346 และปี 2558 อยู่ที่ระดับ 3.7130
3. เมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2560 กรมบัญชีกลาง ได้มีหนังสือถึง สนพ. แจ้งว่า คณะกรรมการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน กรมบัญชีกลาง กระทรวงการคลัง ได้พิจารณาและให้ความเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ ประจำปีบัญชี 2559 โดยอยู่ที่ระดับ 4.5791 คะแนน ซึ่งอยู่ในระดับดี – ดีมาก (4.0000 – 5.0000 คะแนน) ซึ่งดีขึ้นเมื่อเทียบกับปีบัญชี 2558 ที่มีคะแนน 3.7130 อยู่ในระดับปกติ – ดี (3.0000 – 3.9999 คะแนน) เนื่องจากกองทุนฯ สามารถดำเนินการตามเกณฑ์วัดผลการดำเนินงานได้ดีขึ้นในทุกด้าน โดยเฉพาะด้านการปฏิบัติการ ได้คะแนนเต็ม ประกอบด้วย ด้านการเบิกจ่ายเงินสามารถดำเนินการได้ตามที่ได้รับอนุมัติ สามารถส่งรายงานการรับจ่ายและการใช้จ่ายเงินให้กับกรมบัญชีกลางภายใน 60 วันนับจากวันสิ้นปีงบประมาณ และสามารถรักษามาตรฐานระยะเวลาเบิกจ่ายเงินให้หน่วยงานที่เบิกภายในกำหนด 5 วัน หลังจากได้รับเอกสาร เบิกจ่ายเงินครบถ้วนสมบูรณ์ รวมทั้งสามารถดำเนินการได้จริงตามแผนประชาสัมพันธ์และสร้างภาพลักษณ์ ของกองทุนน้ำมันฯ และแผนปรับปรุงพัฒนาการดำเนินงานกองทุนน้ำมันฯ และไม่มีข้อสังเกตจากคณะกรรมการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนต่อการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม 2560 ได้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) นำร่าง พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ฉบับที่ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ไปจัดทำรายละเอียดการวิเคราะห์ผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากกฎหมาย ตามหลักเกณฑ์ การตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) พร้อมทั้งจัดให้มีการรับฟัง ความคิดเห็นต่อร่าง พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... และเผยแพร่ผลการรับฟังความคิดเห็นผ่านเว็บไซต์ของ สนพ. และ สบพน. เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทยต่อไป
2. สนพ. ได้ดำเนินการตามหลักเกณฑ์และแนวทางการรับฟังความคิดเห็นประกอบการจัดทำร่างกฎหมาย โดย สนพ. ได้มีประกาศสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเรื่อง การรับฟังความคิดเห็นร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย โดยมีวิธีการรับฟังความคิดเห็น 3 ช่องทาง คือ 1) ผ่านเว็บไซต์ www.eppo.go.th ตั้งแต่วันที่ 2 พฤษภาคม – 1 มิถุนายน 2560 และ www.lawamendment.go.th ตั้งแต่วันที่ 17 พฤษภาคม – 1 มิถุนายน 2560 2) การแสดงความคิดเห็นเป็นเอกสารไปรษณีย์/อีเมล์ ตั้งแต่วันที่ 2 พฤษภาคม – 1 มิถุนายน 2560 ส่งทางไปรษณีย์ลงทะเบียนมาที่ สนพ. หรือ โทรสาร 0 2612 1391 และ 3) การจัดสัมมนารับฟังความคิดเห็น เมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2560 โดยมีผู้เข้าร่วมสัมมนาจากหน่วยงานภาครัฐ ผู้ค้าน้ำมัน โรงกลั่นน้ำมัน สมาคม มูลนิธิ ภาควิชาการ รวมถึงประชาชนทั่วไป ซึ่งสรุปจำนวนผู้เกี่ยวข้องที่แสดงความคิดเห็น ทั้งหมด จำนวน 336 คน โดยผ่านทาง www.eppo.go.th จำนวน 29 คน เอกสารไปรษณีย์/อีเมล์ จำนวน 5 คน เข้าร่วมการสัมมนารับฟังความคิดเห็นเมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2560 จำนวน 302 คน
3. จากการเปิดรับฟังความเห็นต่อร่าง พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... จากช่องทางดังกล่าว ส่วนใหญ่มีความเห็นด้วยกับร่าง พ.ร.บ. ฉบับดังกล่าว แต่ยังมีผู้มีความเห็นแย้ง ซึ่งสรุปประเด็นหลักๆ ได้ดังนี้ (1) ความจำเป็นของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยร้อยละ 97 ของผู้เข้าร่วมสัมมนามีความเห็นว่ากองทุนน้ำมันฯ ยังมีความจำเป็น เพื่อเป็นกลไกในการช่วยป้องกันและบรรเทาภาวะขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงและรักษาระดับราคา ขายปลีกน้ำมันในประเทศจากความผันผวนของตลาดโลก ช่วยลดผลกระทบต่อประชาชน และระบบเศรษฐกิจ ของประเทศ ส่วนร้อยละ 3 มีความเห็นว่ากองทุนน้ำมันฯ ไม่มีความจำเป็นเนื่องจากขัดมาตรา 77 รัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย เป็นการเพิ่มภาระให้กับประชาชนในการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุน ประกอบกับไม่สอดคล้องกับสภาวการณ์ในตลาดโลกที่เปลี่ยนแปลง (2) วัตถุประสงค์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง มาตรา 5 โดยร้อยละ 75 เห็นด้วยในหลักการของวัตถุประสงค์ คือ (1) รักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม ในกรณีที่เกิดวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงไป (2) สนับสนุนราคาเชื้อเพลิงชีวภาพให้มีส่วนต่างราคาที่สามารถแข่งขันกับน้ำมันเชื้อเพลิงได้ และ (3) บรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับผู้มีรายได้น้อยและผู้ด้อยโอกาส ส่วนร้อยละ 25 ให้กระทรวงพลังงานทบทวนความจำเป็นของวัตถุประสงค์ข้อ (4) และ (5) เนื่องจากได้กำหนดให้กองทุนน้ำมันฯ มีจำนวนเงินไม่เกิน 40,000 ล้านบาท ซึ่งเป็นวงเงินที่ไม่เพียงพอ หากจะเรียกเก็บเพิ่มจะเป็นการสร้างภาระให้กับประชาชน (3) คณะกรรมการ โดยร้อยละ 100 เห็นด้วยในหลักการให้มีการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงโดยคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง แต่องค์ประกอบในมาตรา 9(4) กรรมการผู้ทรงคุณวุฒิที่รัฐมนตรีแต่งตั้งจากผู้มีความรู้ความเชี่ยวชาญ และประสบการณ์ในด้านการเงิน และด้านธุรกิจน้ำมันเชื้อเพลิง อย่างน้อยด้านละหนึ่งคน เสนอให้เพิ่มด้านสังคมและคุ้มครองผู้บริโภคอีก 1 คน (4) วงเงินกองทุน โดยร้อยละ 100 เห็นด้วยในหลักการ ในการกำหนดวงเงินสูงสุดของกองทุนพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนอย่างมีประสิทธิภาพไม่เกิน 40,000 ล้านบาท เพราะไม่สร้างภาระให้กับประชาชนมากเกินไป และ (5) บทกำหนดโทษโดย ร้อยละ 80 ไม่เห็นด้วยกับการให้มีการกำหนดโทษจำคุก ซึ่งเป็นคดีอาญา เนื่องจาก มีการกำหนดเงินเพิ่มในอัตราร้อยละ 1.5 และร้อยละ 3 แล้ว แต่หากกระทรวงพลังงานพิจารณาแล้วเห็นว่า ยังเป็นเรื่องที่จำเป็น ขอเสนอเพิ่มถ้อยคำว่า “จะต้องมีเจตนา” ในส่วนของการดำเนินงานในระยะต่อไป สนพ. กำลังจัดทำรายงานสรุปผลการรับฟังความคิดเห็น และจะมีการเปิดเผยผลการรับฟังความคิดเห็นต่อประชาชนบนเว็บไซต์ของ สนพ. www.eppo.go.th และ www.lawamendment.go.th ต่อไป เพื่อประกอบการจัดทำคำชี้แจงตามหลักเกณฑ์การตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) โดยเมื่อดำเนินการดังกล่าวแล้วเสร็จจะนำเสนอต่อคณะกรรมการกฤษฎีกา คณะรัฐมนตรี และสภานิติบัญญัติแห่งชาติต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมิถุนายน 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควตาการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของ ทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอ ทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ในส่วนของการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน คือ ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ - ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม ส่วนที่ 2 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ โดยให้ ราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง +ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ทั้งนี้ เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ และ (2) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนผลิตและจัดหา โดยยกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศ โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมิถุนายน 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ เดือนพฤษภาคม - กรกฎาคม 2560 เพิ่มขึ้นจากเดือนกุมภาพันธ์ – เดือนเมษายน 2560 ที่ 0.0551 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.3815 บาทต่อกิโลกรัมเป็น 13.4366 บาทต่อกิโลกรัม (2) โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก ต้นทุนอ้างอิงราคาตลาดโลกที่สูตรราคา CP โดยต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในเดือนมิถุนายน 2560 เท่ากับ 387.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) การนำเข้า ต้นทุนเดือนมิถุนายน 2560 อยู่ที่ 434.6940 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และ (4) บริษัท ปตท. สผ. สยาม จำกัด ต้นทุนเดือนพฤษภาคม - กรกฎาคม 2560 ลดลง 0.10 บาทต่อกิโลกรัม จาก 15.20 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.10 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ ศาลปกครองสูงสุดมีคำพิพากษาให้เพิกถอนระเบียบคณะกรรมการปฏิรูปที่ดินเพื่อเกษตรกรรม เรื่องการให้ความยินยอมในการนำทรัพยากรธรรมชาติในเขตปฏิรูปที่ดินไปใช้ประโยชน์ตามกฎหมายอื่น พ.ศ. 2541 ซึ่งเดิมเป็นระเบียบปฏิบัติที่ผู้รับสัมปทานปิโตรเลียมดำเนินการขออนุญาตเพื่อเข้าดำเนินกิจกรรมสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในพื้นที่เขตปฏิรูปที่ดินฯ ทำให้การอนุญาตใช้ประโยชน์ในเขตปฏิรูปที่ดินเพื่อเกษตรกรรมตามระเบียบพิพาทเป็นโมฆะ เมื่อวันที่ 2 มิถุนายน 2560 กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ได้มีหนังสือแจ้งบริษัท ปตท. สผ. สยาม จำกัด ให้หยุดการผลิตปิโตรเลียมในพื้นที่เขตปฏิรูปที่ดินเพื่อเกษตรกรรม จนกว่าจะได้รับอนุญาตให้เข้าไปใช้ประโยชน์ในที่ดินดังกล่าวได้ เพื่อมิให้ขัดต่อข้อกฎหมายและคำพิพากษาของศาลปกครองสูงสุด ส่งผลให้ปริมาณก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด ลดลงเหลือร้อยละ 60 ของปริมาณการผลิตเดิม โดยสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนมิถุนายน 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 387.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนพฤษภาคม 2560 อยู่ที่ 34.6199 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับลดลง 0.0527 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 15.1018 บาทต่อกิโลกรัม (436.3049 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 15.0491 บาทต่อกิโลกรัม (434.6940 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และราคา ณ โรงกลั่นของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคปิโตรเคมีที่อ้างอิงราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average) ปรับเพิ่มขึ้น 0.0031 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.5405 บาทต่อกิโลกรัม (391.1977 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 13.5436 บาทต่อกิโลกรัม (391.2074 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
3. จากมติ กบง. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบและราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก อัตราแลกเปลี่ยน ส่งผลให้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ/ชดเชย ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุน#1) ณ เดือนมิถุนายน 2560 เป็นดังนี้ ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ที่ขายภาคปิโตรเคมี ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.1070 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ที่ขายเป็นเชื้อเพลิง ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 1.6125 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขายภาคปิโตรเคมี ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.1284 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขายเป็นเชื้อเพลิง ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 1.6339 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจาก ปตท. สผ. สยามฯ ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.7892 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจากอัตราเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าวส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมัน#1) มีรายรับ 520 ล้านบาท ต่อเดือน ดังนั้น เพื่อเป็นการลดภาระการชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ และเตรียมการในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในอนาคต ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 4 มิถุนายน 2560 มีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของก๊าซ LPG จำนวน 6,430 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.49 บาทต่อกิโลกรัม โดยกองทุนน้ำมันฯ ปรับลดการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ ลง 0.0527 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 1.5996 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 1.5469 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับเท่ากับรายจ่าย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือน มิถุนายน 2560 ดังนี้
(1) ราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 13.4366 บาทต่อกิโลกรัม
(2) ราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 13.4152 บาทต่อกิโลกรัม
(3) ราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 15.0491 บาทต่อกิโลกรัม
(4) ราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.1000 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 1.5469 บาท
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 14 พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินคืนกองทุนสำหรับก๊าซที่ส่งออกนอกราชอาณาจักร
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 8 มิถุนายน 2560 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 7 อัตราการรับซื้อไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาเรื่องแนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ” สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบในหลักการให้ การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และบริษัท พีอีเอ เอ็นคอม อินเตอร์ เนชั่นแนล จำกัด ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐสำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ (โครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ) ในส่วนของการผลิตไฟฟ้าชีวมวล โดยมีปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 12 เมกะวัตต์ โดยร่วมกับบริษัทชุมชนประชารัฐ/วิสาหกิจชุมชน ทั้งนี้ให้รายงานผลการดำเนินงานต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และมอบให้ กบง. พิจารณาในการดำเนินการในส่วนของการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) โดยมีปริมาณการรับซื้อไม่เกิน 30 เมกะวัตต์ (2) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานและคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) โดยความเห็นชอบของ กบง. กำหนดอัตราราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ โดยคำนึงถึงความเป็นธรรมและเพียงพอในการรองรับวัตถุประสงค์ของแนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ”(3) มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) บริหารต้นทุนการผลิตไฟฟ้าเพื่อให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ โดยให้มีผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าน้อยที่สุด ทั้งนี้ ให้รับความเห็นของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปประกอบการพิจารณาดำเนินการต่อไป
2. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้จัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้โดยมีหลักการ ดังนี้ (1) อัตรารับซื้อไฟฟ้าต้องเป็นธรรมและเพียงพอที่จะทำให้โครงการสามารถดำเนินการได้อย่างยั่งยืน และทำให้บริษัทชุมชนประชารัฐ/วิสาหกิจชุมชน มีรายได้อย่างต่อเนื่อง และเป็นธรรมกับผู้ประกอบการในพื้นที่ใกล้เคียง (2) สร้างรายได้ในส่วนของการจัดหาเชื้อเพลิงอย่างมั่นคง เพื่อให้เกิดการสร้างงาน เพิ่มรายได้ของชุมชน (3) สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558-2579 (AEDP 2015) ที่มีเป้าหมายจะผลิตพลังงานไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนให้ได้ร้อยละ 20 ของการผลิตไฟฟ้าทั้งหมด และในการจัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ มีขั้นตอน ดังนี้ (1) การทบทวนสมมติฐานต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าชีวมวลสำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ เพื่อกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff ของชีวมวล โดยพิจารณาการเปลี่ยนแปลงต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าโดยใช้ค่า k ตามวิธีการคิดของสำนักงบประมาณ พบว่า ต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าชีวมวล ณ เดือนพฤษภาคม 2560 เทียบกับเดือนธันวาคม 2557 จะลดลงร้อยละ 0.3 และตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 18 มกราคม 2548 ได้กำหนดว่าราคากลางงานก่อสร้างของทางราชการ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ให้คำนวณราคากลางงานก่อสร้างตามหลักเกณฑ์ปกติแล้วบวกเพิ่มเป็นค่าตอบแทนพิเศษเพื่อจูงใจในการปฏิบัติงาน จำนวนร้อยละ 5 ของราคากลางที่คำนวณได้เป็นราคากลางงานก่อสร้าง โดยสามารถสรุปเงินลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าชีวมวล ที่จะใช้ในการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากชีวมวลในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ ได้เท่ากับ 78.513 ล้านบาทต่อเมกะวัตต์ (2) การกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้า ได้พิจารณาจากแนวทางการจัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ดังนี้
2.1 การพิจารณาอัตรารับซื้อในส่วนคงที่ (FiTF) เป็นอัตรารับซื้อส่วนที่สะท้อนเงินลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าชีวมวลสำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ โดยมีผลตอบแทนโครงการตามนโยบายที่กำหนด มีแนวทางพิจารณาตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 โดยกำหนดผลตอบแทนโครงการ (Project IRR ร้อยละ 10) ซึ่งเป็นผลตอบแทนที่อยู่ในระดับที่เพียงพอ และผู้ลงทุนยังมีความสามารถในการจัดหาสินเชื่อเพื่อพัฒนาโครงการได้ และทำการวิเคราะห์ผลตอบแทนส่วนเพิ่มของโครงการประชารัฐ/วิสาหกิจชุมชน พบว่า โครงการในระดับชุมชนจะมีศักยภาพในการจัดหาเงินทุนต่ำ (สัดส่วนอัตราหนี้สินต่อทุนประมาณ 50:50) และมีต้นทุนอัตราดอกเบี้ยเงินกู้ที่สูง (มากกว่าโครงการที่พัฒนาโดยภาคเอกชนทั่วไปอีกประมาณร้อยละ 0.5 -1.0) ส่งผลให้ต้นทุนทางการเงินเฉลี่ยของกิจการ (Weighted Average Cost of Capital: WACC) เพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 1.0 ดังนั้น โครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐควรกำหนดผลตอบแทนโครงการส่วนเพิ่มเพื่อชดเชยต้นทุนทางการเงินอีกร้อยละ 1.0 เพื่อรักษาระดับผลตอบแทนส่วนทุน (Equity IRR) ให้เท่ากับโครงการทั่วไป นอกจากนี้ จากการประสานสถาบันการเงินให้แนวทางว่า ควรกำหนดผลตอบแทนเพื่อรองรับความเสี่ยงสำหรับโครงการขนาดเล็กมาก (น้อยกว่า 3 เมกะวัตต์) อีกร้อยละ 1.0 เพื่อรองรับการพิจารณาผลตอบแทนส่วนเพิ่ม รองรับความเสี่ยงในการดำเนินโครงการในระยะยาวที่สูงกว่าปกติ (Risk Premium) ในการพิจารณาสินเชื่อของสถาบันการเงิน จากแนวทางดังกล่าวสรุปผลตอบแทนโครงการที่เหมาะสมในการจัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้ดังนี้ โรงไฟฟ้ากำลังผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 3 เมกะวัตต์ Project IRR อยู่ที่ร้อยละ 12 และโรงไฟฟ้ากำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 3 เมกะวัตต์ อยู่ที่ร้อยละ 11
2.2 การพิจารณาอัตรารับซื้อในส่วนแปรผัน (FiTV) ซึ่งสะท้อนราคารับซื้อเชื้อเพลิง พพ. ได้กำหนดอัตราเท่ากับ อัตรารับซื้อไฟฟ้าพื้นฐาน (FiTV) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ซึ่งเป็น อัตรา FiTV เดียวกันกับอัตรารับซื้อ FiTV VSPP Semi-Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 ซึ่งเมื่อนำสมมติฐานเงินลงทุนและแนวทางการกำหนดผลตอบแทนโครงการที่กล่าวมาข้างต้นมาประเมินร่วมกับแบบจำลองทางการเงินที่ใช้สำหรับการกำหนด FiT จะสามารถสรุปข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากชีวมวลสำหรับโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้ดังนี้ กำลังผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 3 เมกะวัตต์ FiT อยู่ที่ 5.14 บาทต่อหน่วย และกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 3 เมกะวัตต์ FiTอยู่ที่ 4.45 บาทต่อหน่วย โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี ทั้งนี้ อัตรา FiT จะเพิ่มขึ้นต่อเนื่องตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557
2.3 การพิจารณาเรื่องความเป็นธรรมของอัตรารับซื้อกับผู้ประกอบการในพื้นที่ใกล้เคียง เพื่อให้เป็นไปตามหลักการในการจัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้า ควรกำหนดหลักเกณฑ์ในการเดินเครื่องโดยต้องมี Plant factor ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 80 จึงจะได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้าดังกล่าว หากไม่สามารถทำได้ควรได้อัตราเท่ากับค่าเฉลี่ยที่ผู้ประกอบการในพื้นที่เดียวกันที่ประมูลมาครั้งล่าสุด ทั้งนี้ สรุปข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้ดังนี้
3. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า (1) อัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ตามที่เสนอในข้อ 2.3 มีอัตรารับซื้อที่สูงกว่าเมื่อเปรียบเทียบกับอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชีวมวลที่ชนะการแข่งขันทางด้านราคาในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ที่ผ่านมา ซึ่งประเด็นดังกล่าวอาจส่งผลให้เกิดการร้องเรียนหรือการฟ้องร้องเรื่องความไม่เป็นธรรมได้ (2) ควรกำหนดพื้นที่ตั้งโครงการโดยพิจารณาจากความเหมาะสมศักยภาพระบบไฟฟ้า ความต้องการใช้ไฟฟ้า และศักยภาพเชื้อเพลิงชีวมวลในพื้นที่ที่เพียงพอ และจะต้องส่งผลกระทบต่อการรับซื้อเชื้อเพลิงโครงการพลังงานหมุนเวียนที่อยู่ระหว่างดำเนินการอยู่ในพื้นที่ใกล้เคียงน้อยที่สุด เพื่อหลีกเลี่ยงปัญหาการฟ้องร้องเรื่องความไม่เป็นธรรมในอนาคต (3) ควรมีการส่งเสริมการพัฒนาเชื้อเพลิงชีวมวลภายในบริเวณโครงการและกลุ่มแนวร่วมของชุมชนในพื้นที่ เพื่อเป็นการสร้างรายได้ในส่วนของการจัดหาเชื้อเพลิงที่จะป้อนเข้าสู่โรงไฟฟ้า รองรับการจัดตั้ง โครงการพาคนกลับบ้าน ของ กอ.รมน.ภาค 4 สน. และโครงการรองรับมวลชน หมู่บ้านสันติสุข เพื่อให้เกิดการสร้างงาน เพิ่มรายได้ ส่งเสริมระบบป้องกันตนเองจากมวลชนในพื้นที่ตน ตามวัตถุประสงค์ของโครงการที่ กพช. มีมติเห็นชอบไว้ (4) ควรมีแนวทางการกำหนดผลตอบแทนที่กลับคืนสู่ชุมชนในพื้นที่ที่แน่นอน เช่น การรับประกันการจัดสรรผลตอบแทนขั้นต่ำกลับคืนสู่ชุมชนในพื้นที่ไม่ต่ำกว่าข้อเสนอต่อ กพช. (ร้อยละ 10 ของกำไรสุทธิในแต่ละปี) การรับประกันราคาและปริมาณรับซื้อเชื้อเพลิงจากชุมชนในพื้นที่ที่กำหนด เป็นต้น และ (5) ควรให้ บริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ นำเสนอแผนการดำเนินงานในการเชิญชวนให้บริษัทชุมชนประชารัฐ/วิสาหกิจชุมชนเข้าร่วมลงทุนให้ครบตามสัดส่วนที่ได้เสนอในหลักการต่อ กพช. ไว้ เพื่อให้ทันตามระยะเวลาการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ทั้งนี้ ควรให้ กฟภ. จัดกระบวนการคัดเลือกผู้เข้าร่วมโครงการอย่างเป็นธรรมและโปร่งใส ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากชีวมวลในรูปแบบ Feed - in Tariff (FiT) ของโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ดังนี้
ทั้งนี้ การคำนวณอัตรา Plant Factor (PF) ประจำเดือนจะไม่รวมในกรณีที่มีเหตุสุดวิสัยจากระบบส่งไฟฟ้า
2. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค กำหนดจุดพัฒนาโครงการให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ และอยู่ในพื้นที่ที่มีศักยภาพชีวมวลที่เหมาะสม โดยพื้นที่ตั้งโครงการจะต้องเป็นพื้นที่ที่มีความเสี่ยงพิเศษ หรือพื้นที่เพื่อความมั่นคงพิเศษที่ผู้แทนพิเศษของรัฐบาลในการแก้ไขปัญหาจังหวัดชายแดนภาคใต้เป็นผู้กำหนด
3. มอบหมายให้การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคและบริษัท พีอีเอ เอ็นคอม อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด รับความเห็น และข้อสังเกตของที่ประชุมไปดำเนินการและรายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อทราบต่อไป
4. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ โดยมีเงื่อนไขว่าต้องรับซื้อไม้ในพื้นที่เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าเป็นลำดับแรก และต้องเป็นไม้ที่ไม่ได้มาจากการตัดไม้ทำลายป่า
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ ภาคการเกษตร (โครงการฯ) โดยมีขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ซึ่งแต่งตั้งโดย กพช. รับไปกำหนดหลักเกณฑ์ ระเบียบการคัดเลือกโครงการ และพิจารณารับซื้อไฟฟ้าโดยคำนึงถึงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์และความสามารถรองรับของระบบสายส่ง ต่อมาเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 กพช. เห็นชอบให้เลื่อนวัน SCOD ของโครงการฯ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในระยะที่ 1 ออกไป เป็นภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้ ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือ (ระยะที่ 2) ยังคงเป็นไปตามกำหนดระยะเวลาเดิม คือ ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 และต่อมาเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 กพช. เห็นชอบการมอบอำนาจให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาขยายระยะเวลา SCOD ของโครงการฯ พร้อมบทกำหนดโทษปรับลดอัตราค่าไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ลดลงไม่เกินร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย และหักระยะเวลาการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามข้อเท็จจริงแห่งเหตุอุทธรณ์ ทั้งนี้อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น โดยระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ กำหนดเงื่อนไขการพิจารณาอุทธรณ์ตามสัญญาว่า ในกรณีคู่สัญญามีปัญหาปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า ให้เป็นอำนาจของ กกพ. วินิจฉัยหาข้อยุติ โดยให้ถือว่าคำวินิจฉัยของ กกพ. เป็นที่สุด และหากผู้ผลิตไฟฟ้าไม่พอใจในคำวินิจฉัยของ กกพ. ให้ฟ้องคดีต่อศาลไทย
2. จากการดำเนินงานมีสหกรณ์ภาคการเกษตรผ่านการพิจารณาคัดเลือกรวม 67 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 281.32 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนดจำนวน 55 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 232.87 เมกะวัตต์ แต่เนื่องจากระยะเวลานับจากวันลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) มีกำหนดประมาณปลายเดือนสิงหาคม 2559 จึงเหลือระยะเวลาดำเนินโครงการเพื่อ COD เพียง 4 เดือน ส่งผลให้บางโครงการไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ภายในกำหนด การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟน. หรือ กฟภ. ซึ่งเป็นคู่สัญญา) ได้มีหนังสือถึงบริษัทฯ แจ้งยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยหนังสือดังกล่าวมีการแจ้งสิทธิในการยื่นคำอุทธรณ์ต่อ กกพ. ภายใน 30 วันนับจากวันที่บริษัทฯ ได้รับหนังสือบอกเลิกสัญญาซื้อไฟฟ้าและบริษัทฯ ได้ยื่นอุทธรณ์จำนวน 11 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 43.45 เมกะวัตต์ และ มี 1 โครงการที่ปฏิเสธการตอบรับซื้อ กำลังผลิตติดตั้ง 5 เมกะวัตต์ โดยโครงการที่ยังไม่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบและยื่นอุทธรณ์ต่อ กกพ. จำนวน 11 โครงการ 3 รายแรกอยู่ระหว่างการพิจารณาอุทธรณ์ และอีก 8 ราย การไฟฟ้า ฝ่ายจำหน่ายได้บอกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้าซึ่งบริษัทฯ ได้มีหนังสืออุทธรณ์การยกเลิกสัญญาซื้อไฟฟ้าของ กฟน. และ กฟภ. ต่อ กกพ. ระหว่างเดือนกุมภาพันธ์ - เดือนมีนาคม 2560 โดยมีประเด็นอุทธรณ์ ดังนี้ (1) พื้นที่ตั้งโครงการประสบปัญหาเกี่ยวกับสภาพอากาศ โดยมีฝนตกหนักระหว่างเดือนกันยายน – เดือนตุลาคม 2559 ทำให้เป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาโครงการ (2) ระยะเวลาในการก่อสร้างนับจากวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าถึงกำหนดวัน SCOD ไม่เพียงพอ (3) บริษัทฯ ต้องจัดทำรายงานเกี่ยวกับการศึกษามาตรการป้องกันและแก้ไขผลกระทบต่อคุณภาพสิ่งแวดล้อมและความปลอดภัย (ESA) ตามประกาศกระทรวงอุตสาหกรรมฯ เมื่อเดือนกันยายน 2559 ซึ่งเป็นขั้นตอนที่กำหนดเพิ่มเติมภายหลังจากการประกาศรับซื้อไฟฟ้าในโครงการดังกล่าว ทำให้กระบวนการในการขออนุญาตต้องใช้ระยะเวลาเพิ่มมากขึ้น จึงไม่สามารถก่อสร้างโรงงานได้ตามกำหนด และ (4) สัญญาซื้อขายไฟฟ้ากำหนดให้คู่สัญญาสามารถพิจารณาเลื่อนกำหนดวัน SCOD ได้ หากมีเหตุอันสมควร
3. เมื่อวันที่ 24 พฤษภาคม 2560 กกพ. ได้พิจารณาอุทธรณ์ของบริษัทฯ จำนวน 8 ราย และเห็นว่าอุทธรณ์ของบริษัทฯ ฟังขึ้นโดยมีเหตุผลประกอบ ดังนี้ (1) บริษัทฯ จะต้องดำเนินการยื่นขอรับใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงาน และใบอนุญาตที่เกี่ยวข้องกับการประกอบกิจการโรงงานผลิตพลังงานไฟฟ้า โดยมีระยะเวลาในการขอรับใบอนุญาตประเภทต่างๆ อ้างอิงตามคู่มือสำหรับประชาชนตามพระราชบัญญัติการอำนวยความสะดวกในการพิจารณาอนุญาตของทางราชการ พ.ศ. 2558 (2) เนื่องจากระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร กำหนดให้แบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้เป็นไปตามที่ กกพ. กำหนด โดยเมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2559 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด และสำนักงาน กกพ. ได้จัดส่งร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าดังกล่าวให้กับการไฟฟ้าเมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2559 จากข้อเท็จจริงการไฟฟ้าและบริษัทฯ ได้เข้าทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าช่วงปลายเดือนสิงหาคม 2559 บริษัทฯ จึงมีระยะเวลาดำเนินการประมาณ 4 เดือน นับจากวันลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าถึงกำหนดวัน SCOD (วันที่ 30 ธันวาคม 2559)
4. เมื่อพิจารณาจากข้อเท็จจริงแล้วเห็นได้ว่าระยะเวลาที่ได้มีการเลื่อนจากกำหนดเดิมตามประกาศ กกพ. กำหนดการจับสลากเดือนธันวาคม 2558 ได้ถูกเลื่อนออกไปเนื่องจากปัญหาการอุทธรณ์ร้องเรียนประกอบกับตามคำสั่ง คสช. ที่ 4/2559 ทำให้ระยะเวลาจับสลากเลื่อนไป 4 เดือน ถึงเดือนเมษายน 2559 ประกอบกับกำหนดระยะเวลาลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายใน 120 วัน ทำให้เมื่อลงนามแล้วระยะเวลาก่อสร้างเข้าสู่ช่วงฤดูฝนและระยะเวลาก่อสร้างโรงไฟฟ้าเหลือเพียง 4 เดือน ถึงกำหนดวัน SCOD ในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ทำให้มีระยะเวลาในการก่อสร้างมีอุปสรรคและไม่เพียงพอ ประกอบกับบริษัทฯ ไม่สามารถดำเนินการขอรับใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงาน และใบอนุญาตที่เกี่ยวข้องได้ภายในกำหนดวัน SCOD (วันที่ 30 ธันวาคม 2559) บริษัทฯ ทั้ง 8 โครงการได้อุทธรณ์กรณีที่การไฟฟ้าใช้สิทธิบอกเลิกสัญญาเนื่องจากระยะเวลาได้ล่วงเลยกำหนดวัน SCOD ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ในประเด็นดังกล่าว กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าจากการเลื่อนกำหนดการจับสลากออกไปจากเดิมทำให้ระยะเวลาดำเนินการน้อยลงกว่าเดิมประกอบกับช่วงเวลาที่เลื่อนทำให้ตรงกับฤดูฝนเป็นอุปสรรคต่อการดำเนินการประกอบกับโครงการของบริษัทฯ ทั้ง 8 รายได้ดำเนินการก่อสร้างเสร็จแล้ว ข้ออุทธรณ์ของบริษัทฯ จึงรับฟังได้ เนื่องจากความล่าช้าในการก่อสร้างมิได้เกิดจากความผิดของบริษัทฯ อย่างเดียว จึงเห็นควรให้ขยายกำหนดวัน SCOD ออกไปให้กับโครงการของผู้อุทธรณ์ทั้ง 8 ราย และปรับลดอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลงร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย เหลือ 5.377 บาทต่อหน่วย ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า การพิจารณาขยายระยะเวลา SCOD โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 1 จำนวน 8 โครงการ จะต้องพิจารณาให้สอดคล้อง ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ที่เห็นชอบมอบกรอบอำนาจให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาขยายระยะเวลา SCOD พร้อมกำหนดบทลงโทษ ปรับลดอัตราค่าไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ลดลงไม่เกินร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย และหักระยะเวลาการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามข้อเท็จจริงแห่งเหตุอุทธรณ์ ทั้งนี้อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 1 ให้กับโครงการ ของผู้ผ่านการอุทธรณ์ จำนวน 8 รายรวมกำลังผลิตติดตั้ง 33.95 เมกะวัตต์ จากเดิมกำหนดวัน SCOD ภายในเดือนธันวาคม 2559 เป็นภายในเดือนสิงหาคม 2560 อายุสัญญายังคงสิ้นสุดในวันที่ 30 ธันวาคม 2584 เช่นเดียวกับโครงการอื่น โดยให้ปรับลดอัตราค่าไฟฟ้า FiT ลดลงร้อยละ 5 จาก 5.66 บาทต่อหน่วย เหลือ 5.377 บาทต่อหน่วย
กบง. ครั้งที่ 38 - วันจันทร์ที่ 1 พฤษภาคม 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 5/2560 (ครั้งที่ 38)
เมื่อวันจันทร์ที่ 1 พฤษภาคม 2560 เวลา 14.00 น.
1. สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
5. การใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมัน
6. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนพฤษภาคม 2560
7. รายงานความก้าวหน้าร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
8. หลักการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานเรื่องอัตราการขยายตัวของเศรษฐกิจโลกให้ทราบว่ากองทุนการเงินระหว่างประเทศ (IMF) ได้ประมาณการว่าอัตราการขยายตัวของเศรษฐกิจโลกในปี 2560 จะอยู่ที่ ร้อยละ 3.5 จากที่เคยประมาณการไว้ว่าอยู่ที่ร้อยละ 3.4 โดยปัจจัยสำคัญมาจากการขยายตัวอย่างต่อเนื่อง ของเศรษฐกิจประเทศจีน และอินเดีย สำหรับสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกได้รายงานให้ ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในเดือนเมษายน 2560 โดยเฉลี่ยมีการปรับตัวลดลง เนื่องจากปริมาณการผลิตน้ำมันดิบ ในประเทศสหรัฐฯ เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง และประมาณการว่าในเดือนพฤษภาคม 2560 ราคาน้ำมันดิบยังคงมีทิศทางปรับตัวลดลง สำหรับในช่วงครึ่งหลังของปี 2560 มีปัจจัยที่จะส่งผลต่อทิศทางราคาน้ำมันดิบว่าจะเพิ่มขึ้นหรือลดลง ได้แก่ ผลการประชุมของกลุ่มโอเปคที่จะจัดขึ้นระหว่างวันที่ 24 – 25 พฤษภาคม 2560 ความต้องการใช้พลังงาน ที่เพิ่มขึ้นของประเทศสหรัฐฯ ท่าทีที่จะไม่ลดกำลังการผลิตน้ำมันดิบของประเทศรัสเซีย ระดับความรุนแรงของความขัดแย้งในคาบสมุทรเกาหลี และนโยบายของประธานาธิบดีคนใหม่ของประเทศฝรั่งเศสที่จะเลือกตั้งในเดือนพฤษภาคม 2560 อย่างไรก็ตาม คาดการณ์ว่าในช่วงครึ่งหลังของปี 2560 ราคาน้ำมันดิบจะเฉลี่ยอยู่ที่ 50 – 55 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนพฤษภาคม 2560 ราคา CP (Contract Price) อยู่ที่ 387.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อนหน้า จำนวน 72.5 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากในภูมิภาคเอเชีย มีการปิดซ่อมบำรุงอุตสาหกรรมปิโตรเคมีบางส่วน ทำให้ความต้องการใช้ก๊าซ LPG ในภาคปิโตรเลียมลดลง และหลายประเทศหมดช่วงฤดูหนาว (3) ราคา LNG ในเดือนเมษายน 2560 มีการปรับตัวลดลง โดยราคาเฉลี่ย ในภูมิภาคเอเชียอยู่ที่ 5.5 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เนื่องจากประเทศแองโกลา และสหรัฐอเมริกา ผลิต LNG เพิ่มขึ้น และอียิปต์นำเข้า LNG ลดลง สำหรับราคา LNG ในเดือนพฤษภาคม 2560 คาดการณ์ว่าจะอยู่ที่ 6 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และ (4) ราคาถ่านหิน ช่วงปลายเดือนเมษายน 2560 มีการปรับตัวลดลงโดยอยู่ที่ระดับต่ำกว่า 80 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากประเทศรัสเซีย โคลัมเบีย มีการส่งออกเพิ่มขึ้น และคาดการณ์ว่าราคา ถ่านหินในเดือนพฤษภาคม 2560 ยังคงมีแนวโน้มที่จะลดลง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. ความคืบหน้าการดำเนินการตามแผน PDP 2015 ไตรมาสที่ 1 ปี 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) การจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในช่วง 2 เดือนแรกของปี 2560 สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติอยู่ที่ร้อยละ 62 มากกว่าแผนฯ ซึ่งอยู่ที่ร้อยละ 60 ส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนอยู่ที่ร้อยละ 8 ต่ำกว่าแผนฯ ที่ตั้งไว้ที่ร้อยละ 11 (2) การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน โดยโครงการเซเปียนและโครงการน้ำเงี๊ยบ 1 มีการดำเนินการเร็วกว่า แผน การเจรจาความร่วมมือด้านพลังงานกับ สปป.ลาว เป็นไปตามแผน ส่วนโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเกาะกง ประเทศกัมพูชา การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ประชุมกับผู้ร่วมพัฒนาทั้ง 2 ราย เพื่อชี้แจงแนวทางการจัดทำข้อเสนอขายไฟฟ้า (3) โครงการระบบสายส่งไฟฟ้า ส่วนใหญ่เป็นไปตามแผนงาน มีบางโครงการที่ล่าช้า ได้แก่ โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าระยะที่ 12 มีการคัดค้านจากชุมชน โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันตกและภาคใต้เพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า งานก่อสร้างสายส่ง 500 เควี สุราษฎร์ธานี 2 – ภูเก็ต 3 อยู่ระหว่างการกำหนดราคาค่าทดแทนที่ดินและทรัพย์สิน และต้องใช้ระยะเวลาในการขออนุญาตใช้พื้นที่ (4) แผนการสื่อสารและสร้างความรู้ความเข้าใจ โดยนายกรัฐมนตรีได้มีข้อสั่งการเมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2560 ให้กระทรวงพลังงานเป็นหน่วยงานหลักร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง สร้างการรับรู้ความเข้าใจแก่สาธารณชนเกี่ยวกับเรื่องพลังงานในภาพรวมของประเทศ สถานการณ์พลังงานโลก และการบริหารจัดการพลังงานของต่างประเทศ โดยจัดเวทีรับฟังความคิดเห็นจากทุกภาคส่วน ในพื้นที่ที่เหมาะสมหรือในแต่ละกลุ่มจังหวัด เพื่อให้สามารถร่วมกันพิจารณากำหนดแนวทางการบริหารจัดการพลังงานที่สอดคล้องกับความต้องการของพื้นที่และสร้างความมั่นคง ด้านพลังงาน
2. เมื่อวันที่ 16 มีนาคม 2560 คณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) ได้แต่งตั้งคณะกรรมการการสร้างความรู้ ความเข้าใจ และรับทราบความคิดเห็นเกี่ยวกับสถานการณ์พลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ เพื่อสร้างความรู้ ความเข้าใจ และรับทราบความคิดเห็นเกี่ยวกับสถานการณ์พลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ เสริมสร้างความมั่นคง ด้านพลังงานไฟฟ้า ซึ่งคณะกรรมการฯ โดย คสช. และกองทัพภาคที่ 4 ได้จัดกิจกรรมในวันจันทร์ที่ 27 มีนาคม 2560 ในพื้นที่ 3 จังหวัด ได้แก่ จังหวัดสงขลา จังหวัดกระบี่ และจังหวัดสุราษฎร์ธานี มีผู้เข้าร่วมสัมมนาทั้งสิ้น 3,485 คน บรรยากาศแต่ละเวทีเป็นไปด้วยความเรียบร้อย ไม่มีเหตุการณ์การก่อความไม่สงบ มีเพียงเวทีจังหวัดสงขลา ที่กลุ่มผู้คัดค้านโครงการต่างๆ ในภาคใต้ไม่เข้าร่วมการสัมมนา ทั้งนี้ ผู้แสดงความคิดเห็นมีความเห็นส่วนใหญ่ตรงกันว่าภาคใต้จำเป็นต้องมีโรงไฟฟ้าเพื่อมารองรับความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้น สำหรับแผนก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหิน ในพื้นที่ภาคใต้ ฝ่ายที่เห็นด้วยมีความเห็นว่าโรงไฟฟ้าจะช่วยทำให้คุณภาพชีวิตของคนในพื้นที่ดีขึ้น ส่วนฝ่ายที่ไม่เห็นด้วยมีความเห็นว่าโครงการจะส่งผลกระทบต่อการท่องเที่ยวและสิ่งแวดล้อม รวมถึงประชาชนในพื้นที่ยังไม่ได้มีส่วนร่วมในกระบวนการรับฟังความคิดเห็นเท่าที่ควร ต่อมาเมื่อวันที่ 31 มีนาคม 2560 คสช. ได้จัดทำสรุปผลการจัดกิจกรรมเสนอนายกรัฐมนตรี และจะจัดทำรายงานผลการดำเนินงานฉบับสมบูรณ์พร้อมข้อเสนอแนะเพื่อเป็นข้อมูลประกอบการพิจารณาแก่รัฐบาลต่อไป
3. การดำเนินการตามข้อสั่งการของรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและปลัดกระทรวงพลังงานเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพของระบบไฟฟ้า โดยมีผลการดำเนินการในช่วงเดือนมกราคมถึงมีนาคม 2560 ดังนี้ (1) กฟผ. ได้ปรับปรุงกระบวนการวางแผนการผลิตและวิเคราะห์ระบบไฟฟ้าเพื่อลดการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าประเภทจำเป็น (Must Run) ในเขตนครหลวง โดยสามารถลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าลงได้ประมาณ 265 ล้านบาท และ (2) การลดการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมราชบุรี โดยเดินเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมอื่นๆ ทดแทน เนื่องจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมมีความสามารถในการเปลี่ยนเชื้อเพลิงสูงถึงร้อยละ 73 ช่วยลดผลกระทบจากการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซฯ ในฝั่งตะวันตก โดยสามารถลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 314 ล้านบาท (3) การปรับปรุงระบบการคำนวณความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ใหม่ โดยใช้ระบบของ 3 การไฟฟ้าที่รวมการผลิตไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ด้วย
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 – 2579 (EEP 2015) พร้อมมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้พิจารณาและให้การสนับสนุนการดำเนินงานของแผน EEP 2015 โดยมีเป้าหมายลดความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity; EI) ลงร้อยละ 30 ในปี 2579 เมื่อเทียบกับปี 2553 โดยต้องลดค่าความเข้มการใช้พลังงานจากปีฐาน (ปี 2553) ซึ่งมีค่า 8.54 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อพันล้านบาท ลดลงให้เหลือ 5.98 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อพันล้านบาท ในปี 2579 และในการประชุม COP20 ประเทศไทยได้เสนอเป้าหมาย NAMAs ในปี 2563 จะลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาคขนส่งและภาคพลังงานให้ได้ร้อยละ 7-20 จากปริมาณที่ปล่อยในปี 2548 ในภาวะปกติ (สำหรับกรณีที่ไม่ได้รับความช่วยเหลือจากชาติอื่น) โดยมียุทธศาสตร์และมาตรการในการขับเคลื่อนการอนุรักษ์พลังงานของประเทศ เป็น 3 ระยะ ได้แก่ ระยะสั้น 1 - 2 ปี ระยะกลาง 5 ปี และระยะยาว 22 ปี แบ่งกลุ่มเป้าหมาย 4 กลุ่มเศรษฐกิจ ได้แก่ ภาคอุตสาหกรรม ภาคอาคารธุรกิจ อาคารของรัฐ ภาคบ้านอยู่อาศัย และภาคขนส่ง โดยมี 3 กลยุทธ์ (10 มาตรการ) ได้แก่ กลยุทธ์ภาคบังคับ (Compulsory Program) เป็นการกำกับดูแลโดยใช้กฎหมาย กลยุทธ์ ความร่วมมือ (Voluntary Program) เป็นการสนับสนุนด้านการเงิน การอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่งและการศึกษาวิจัย และกลยุทธ์สนับสนุน (Complementary Program) เป็นการพัฒนาบุคลากรและการสร้างจิตสำนึกการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ
2. เป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานจากทุกมาตรการในปี 2560 กำหนดไว้ที่ 1,270 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) แบ่งเป็นเป้าหมายที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่ง จำนวน 703 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และเป้าหมายเฉพาะมาตรการในภาคขนส่ง จำนวน 567 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ โดยในปี 2560 ในส่วนของมาตรการที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่ง (การจัดการโรงงานและอาคารควบคุม การใช้เกณฑ์มาตรฐานอาคาร การใช้เกณฑ์มาตรฐานและติดฉลากอุปกรณ์ การสนับสนุนด้านการเงิน และการส่งเสริมการใช้หลอด LED) มีเป้าหมายผลประหยัดตามแผนและผลประหยัดที่คาดว่าจะได้รับอยู่ที่ 703 และ 787 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ตามลำดับ และหากรวมมาตรการในภาคขนส่ง จะมีเป้าหมายผลประหยัดตามแผนและผลประหยัดที่คาดว่าจะได้รับอยู่ที่ 1,270 และ 1,303 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ตามลำดับ ทั้งนี้ ความคืบหน้าในภาคขนส่ง ในช่วง 2 เดือนแรกของปี 2560มีการติดฉลากแสดงประสิทธิภาพยานยนต์ (Eco-sticker) แล้วจำนวน 86,047 ฉบับ คิดเป็นผลประหยัด 49 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) อยู่ระหว่างจัดทำแผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่งระยะ 4 ปี (Action Plan 2561 - 2564) และได้เตรียมจัดประชุมคณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง ในช่วงปลายเดือนพฤษภาคม 2560
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
เป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนในปี 2560 ตามแผน AEDP 2015 แบ่งเป็น 3 ด้าน ดังนี้ (1) การใช้พลังงานทดแทนผลิตไฟฟ้า โดยมีการติดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนรายเทคโนโลยี ได้แก่ ขยะชุมชน ขยะอุตสาหกรรม พลังงานน้ำขนาดเล็ก ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และพลังน้ำขนาดใหญ่ มีเป้าหมายสะสมถึงสิ้นปี 2560 อยู่ที่ 9,327.15 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 33,580.65 ล้านหน่วย และ ณ เดือนมกราคม 2560 มีการติดตั้งสะสม 10,111.77 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 2,581.85 ล้านหน่วย และมีแผนจ่ายไฟเข้าระบบ 1,192.70เมกะวัตต์ ทั้งนี้ คาดการณ์ว่า ณ สิ้นปี 2560 จะมีการกำลังติดตั้งสะสมรวม 11,304.48 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 32,545.86 ล้านหน่วย (2) การใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน ได้แก่ ขยะ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ พลังงานแสงอาทิตย์ และพลังงานความร้อนทางเลือกอื่น (เช่น พลังงานจากใต้พิภพ น้ำมันจากยางรถยนต์ที่ใช้แล้ว) จำนวน 7,115.10 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ คิดเป็นร้อยละ 8.70 ของการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย โดย ณ เดือนมกราคม 2560 มีการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน จำนวน 631.76 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ คิดเป็นร้อยละ 9.43 ของการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย และ (3) การใช้เชื้อเพลิงชีวภาพในภาคขนส่ง มีเป้าหมายอยู่ที่ 1,869.51 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ได้แก่ เอทานอล 3.84 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 714.82 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และไบโอดีเซล 3.67 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 1,154.69 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) ในเดือนมกราคม 2560มีการใช้เอทานอล 3.73 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 58.97 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และไบโอดีเซล 3.17 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 84.71 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) โดยสรุปในปี 2560 มีเป้าหมายเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนตามแผน AEDP 2015 อยู่ที่ร้อยละ 14.48 ในเดือนมกราคม 2560 ดำเนินการได้อยู่ที่ร้อยละ 14.86 และคาดว่า ณ สิ้นปี 2560 จะสามารถเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนได้อยู่ที่ร้อยละ 14.50
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 การใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมัน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 3 เมษายน 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติรับทราบ และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำข้อเสนอการใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมันกรณีราคาน้ำมันตลาดโลกในช่วงขาลง และให้นำเสนอในการประชุม กบง. ครั้งต่อไป
2. สถานการณ์ราคาตลาดโลก ณ วันที่ 27 เมษายน 2560 น้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 50.52 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 65.51 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 63.20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรลอัตราแลกเปลี่ยน ณ วันที่ 26 เมษายน 2560 อยู่ที่ 34.5930 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ โดยกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 23 เมษายน 2560 มีฐานะสุทธิ 40,091 ล้านบาท โดยแยกเป็นของน้ำมัน 33,647 ล้านบาท และก๊าซ LPG 6,444 ล้านบาท
3. หลักการการใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการบริหารจัดการราคาน้ำมัน มีดังนี้ (1) กองทุนน้ำมันฯ ช่วยครึ่งหนึ่งและราคาขายปลีกรับภาระฝ่ายละกึ่งหนึ่ง (Half – Half Concept) โดยเมื่อราคาน้ำมันดิบดูไบปรับตัวสูงขึ้นจนกระทั่งแตะราคาเริ่มต้น (Trigger Point) ที่ 60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าไปบริหารจัดการ ดังนี้ ครั้งที่ 1 กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าไปช่วยที่ 0.40 – 0.60 บาทต่อลิตร ครั้งที่ 2 ถ้าราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับเพิ่มขึ้น ราคาขายปลีกปรับขึ้นที่ 0.40 – 0.60 บาทต่อลิตร เพื่อให้กลไกตลาดเสรีทำงาน และครั้งที่ 3 กรณีราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง ราคาขายปลีกจะขยับขึ้นและกองทุนน้ำมันฯ จะเข้าช่วยสลับกันเช่นนี้ไปเรื่อยๆ (2) กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยเหลือน้ำมันดีเซลและน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 สูงสุดที่ไม่เกิน 3 บาทต่อลิตร ขณะที่น้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอลชนิดอื่น ให้กองทุนน้ำมันฯ รักษาระดับราคาขายปลีกเพื่อส่งเสริมการใช้เอทานอลต่อไป (3) กำหนดเพดานราคาขายปลีกน้ำมัน เพื่อให้ภาคขนส่ง รถโดยสารสาธารณะ ภาคอุตสาหกรรม รวมถึงประชาชนมีเวลาเตรียมพร้อมรับผลกระทบที่จะเกิดขึ้นเมื่อราคาน้ำมันปรับเพิ่มขึ้น โดยมีหลักการ คือ กำหนดเพดานราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลที่ 29.99 บาทต่อลิตร เนื่องจากหากราคาขายปลีกสูงกว่านี้อาจส่งผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน แต่หากราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงมีแนวโน้มสูงขึ้นเรื่อยๆ จะต้องมีการปรับเพดานราคาทุกๆ 3 เดือน แต่ทั้งนี้จะไม่กำหนดเพดานราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มแก๊สโซฮอล เนื่องจากไม่ส่งผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน อีกทั้งผู้บริโภคมีทางเลือกและศักยภาพที่สามารถจ่ายได้ (4) กรอบวงเงินการช่วยเหลือ ตามร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ... กำหนดให้กองทุนน้ำมันฯ มีเงินได้ไม่เกิน 40,000 ล้านบาท และกู้เงินได้ไม่เกิน 20,000 ล้านบาท ซึ่งจำนวนเงินดังกล่าวมีไว้สำหรับแก้ไขวิกฤตราคาน้ำมันเชื้อเพลิง รักษาเสถียรภาพราคา ส่งเสริมพลังงานทดแทน และช่วยเหลือประชาชนผู้มีรายได้น้อยที่ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาพลังงาน ดังนั้น การใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาจึงควรกำหนดกรอบวงเงินไว้ไม่เกิน 15,000 ล้านบาท แบ่งเป็น กรอบวงเงินการช่วยเหลือกลุ่มน้ำมันดีเซลที่ 10,000 ล้านบาท และกรอบวงเงินการช่วยเหลือกลุ่มน้ำมันแก๊สโซฮอลที่ 5,000 ล้านบาท (5) การปรับอัตราภาษีสรรพสามิต โดยใช้การลดอัตราภาษีสรรพสามิต เมื่อกองทุนน้ำมันฯ ช่วยเหลือจนถึง 3 บาทต่อลิตร หรือระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลแตะ 29.99 บาทต่อลิตร หรือช่วยเหลือจนเต็มกรอบวงเงินตามที่กำหนด และ (6) การถอนกองทุนน้ำมันฯ (Exit Strategy) โดยจะเริ่มทยอยลดการช่วยเหลือเมื่อ กรณีที่ 1 หากราคาน้ำมันดิบดูไบทรงตัวอยู่ในระดับสูงหรือปรับเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง และกองทุนน้ำมันฯ ช่วยเหลือจนถึง 3 บาทต่อลิตร หรือเต็มกรอบวงเงิน รวมทั้งลดอัตราภาษีสรรพสามิตแล้ว จะปรับราคาขายปลีกขึ้นพร้อมกับปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ จนกระทั่งการช่วยเหลือเป็นศูนย์ โดยจะต้องมีวงเงินช่วยเหลือเพิ่มเติมอีกประมาณ 15,000 ล้านบาท เพื่อให้การถอนกองทุนน้ำมันฯ เป็นไปอย่างค่อยเป็นค่อยไป และกรณีที่ 2 หากราคาน้ำมันดิบดูไบเริ่มปรับตัวลดลง กองทุนน้ำมันฯ จะใช้หลักการ Half – Half Concept โดยให้ตัวที่ปรับล่าสุดเริ่มปรับลงก่อน และหากราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับลดลงอย่างต่อเนื่อง จะทยอยถอนการช่วยเหลือเช่นนี้สลับกันไปเรื่อยๆ จนกระทั่งการช่วยเหลือเป็นศูนย์
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ยกตัวอย่างการใช้กองทุนน้ำมันฯ บริหารจัดการราคาน้ำมันดีเซล เมื่อราคาน้ำมันดูไบแตะ Trigger Point ที่ 60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามสมมติฐาน ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบดูไบเปลี่ยนแปลง 1 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลเปลี่ยนแปลง 0.20 บาทต่อลิตร (2) ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 (ม.7) ปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลครั้งละประมาณ 0.30 - 0.60 บาทต่อลิตร (3) ณ วันที่ 24 เมษายน 2560 ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 51.30 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 5.85 บาทต่อลิตร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 0.01 บาทต่อลิตร และราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 25.49 บาทต่อลิตร และ (4) ถ้าราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 57.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลจะอยู่ที่ 26.73 บาทต่อลิตร ซึ่งการใช้กองทุนน้ำมันฯ บริหารจัดการราคาน้ำมัน มีดังนี้ (1) หากราคาน้ำมันดิบดูไบแตะ Trigger Point (60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล) จะต้องปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ลง 0.50 บาทต่อลิตร (ทำให้กองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.49 บาทต่อลิตร) เพื่อคงราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลไว้ที่ 26.73 บาทต่อลิตร (2) หากราคาน้ำมันดิบดูไบปรับตัวขึ้นจนแตะ 62.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ราคาขายปลีกจะปรับเพิ่มขึ้น 0.50 บาทต่อลิตร ทำให้ราคาขายปลีกเป็น 27.23 บาทต่อลิตร (3) หากราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับตัวขึ้นอย่างต่อเนื่อง ในทุกๆ 2.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะปรับลดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ 0.50 บาทต่อลิตร และปรับเพิ่มราคาขายปลีก 0.50 บาทต่อลิตร และทำเช่นนี้สลับกันไปเรื่อยๆ จนกระทั่งกองทุนน้ำมันฯ ช่วยเหลือถึง 3 บาทต่อลิตร หรือเต็มกรอบวงเงินที่ 10,000 ล้านบาทแล้ว มีความจำเป็นต้องปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตเพื่อคงราคาขายปลีกไม่ให้เกิน 29.99 บาทต่อลิตร (4) หากราคาน้ำมันดิบดูไบเริ่มปรับตัวลดลง ให้ปรับเพิ่มอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ หรือปรับลดราคา ขายปลีกลง โดยขึ้นกับการช่วยเหลือครั้งสุดท้ายในช่วงราคาน้ำมันขาขึ้นว่าเป็นวิธีใดให้ใช้วิธีนั้นเริ่มต้นถอนการช่วยเหลือ และ (5) หากราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่อง ในทุกๆ 2.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะปรับเพิ่มอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ 0.50 บาทต่อลิตร และปรับลดราคาขายปลีก 0.50 บาทต่อลิตร โดยทำเช่นนี้สลับกันไปเรื่อยๆ ตามหลักการ Half – Half Concept จนอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ กลับมาเท่ากับก่อนการช่วยเหลือ ที่ 0.10 บาทต่อลิตร
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนพฤษภาคม 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควตาการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของ ทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ในส่วนของการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน คือ ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ - ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม ส่วนที่ 2 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ โดยให้ ราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง +ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ทั้งนี้ เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ และ (2) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนผลิตและจัดหา โดยยกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศ โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคา ก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG พฤษภาคม 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ เดือนพฤษภาคม - กรกฎาคม 2560 เพิ่มขึ้นจากเดือนกุมภาพันธ์ – เดือนเมษายน 2560 ที่ 0.0551 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.3815 บาทต่อกิโลกรัมเป็น 13.4366 บาทต่อกิโลกรัม (2) โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก ต้นทุนอ้างอิงราคาตลาดโลกที่สูตรราคา CP โดยต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในเดือนพฤษภาคม 2560 เท่ากับ 387.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) การนำเข้า ต้นทุนเดือนพฤษภาคม 2560 อยู่ที่ 436.3049 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (15.1018 บาทต่อกิโลกรัม) และ (4) บริษัท ปตท.สผ. สยาม จำกัด ต้นทุนเดือนพฤษภาคม - กรกฎาคม 2560 เพิ่มขึ้น 0.10 บาทต่อกิโลกรัม จาก 15.20 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.10 บาทต่อกิโลกรัม โดยสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนพฤษภาคม 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 387.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนเมษายน 2560 อยู่ที่ 34.6130 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับลดลง 2.5630 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 17.6648 บาท ต่อกิโลกรัม (503.7363 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 15.1018 บาทต่อกิโลกรัม (436.3049 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และราคา ณ โรงกลั่นของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคปิโตรเคมีที่อ้างอิงราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average) ปรับลดลง 0.9637 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 14.5042 บาทต่อกิโลกรัม (413.6065 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 13.5405 บาทต่อกิโลกรัม (391.1977 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
3. จากมติ กบง. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบและราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก อัตราแลกเปลี่ยน ส่งผลให้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ/ชดเชย ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุน#1) ณ เดือนพฤษภาคม 2560 เป็นดังนี้ ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯที่ขายภาคปิโตรเคมี ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.1039 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯที่ขายเป็นเชื้อเพลิง ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 1.6652 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขายภาคปิโตรเคมี ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 0.1280 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันขายเป็นเชื้อเพลิง ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 1.6893 บาทต่อกิโลกรัม ก๊าซ LPG ที่ผลิตจากปตท.สผ.สยามฯ ต้องส่งเงินเข้ากองทุนฯ 1.2321 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจากอัตราเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าวส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมัน#1) มีรายรับ 552 ล้านบาท ต่อเดือน ดังนั้น เพื่อเป็นการลดภาระการชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ และเตรียมการในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในอนาคต ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 30 เมษายน 2560 มีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของก๊าซ LPG 6,422 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงใคร่ขอเสนอการปรับเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมัน 3 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 คงราคาขายปลีกไว้ที่ 20.96 บาทต่อกิโลกรัม โดยกองทุนน้ำมันฯ ปรับลดอัตราเงินชดเชย 2.5630 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 3.7197 บาทต่อกิโลกรัม เป็นชดเชย 1.1567 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับ 153 ล้านบาทต่อเดือน แนวทางที่ 2 ปรับลดราคาขายปลีกลดลง 7 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยกองทุนน้ำมันฯ ปรับลดอัตราเงินชดเชย 2.1201 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 3.7197 บาทต่อกิโลกรัม เป็นชดเชย 1.5996 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกลดลง 0.47 บาทต่อกิโลกรัม จาก 20.96 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 20.49 บาทต่อกิโลกรัม (หรือ 7 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม) ส่งผลให้รายรับและรายจ่ายกองทุนฯ เมื่อหักลบกันแล้วเกือบเป็นศูนย์ แนวทางที่ 3 ปรับลดราคาขายปลีกลดลง 10 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยกองทุนน้ำมันฯ ปรับลดอัตราเงินชดเชย 1.9369 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 3.7197 บาทต่อกิโลกรัม เป็นชดเชย 1.7828 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกลดลง 0.67 บาทต่อกิโลกรัม จาก 20.96 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 20.29 บาทต่อกิโลกรัม (หรือ 10 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม) ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย 63 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือน พฤษภาคม 2560 ดังนี้
(1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 13.4366 บาทต่อกิโลกรัม
(2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 13.4125 บาทต่อกิโลกรัม
(3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 15.1018 บาทต่อกิโลกรัม
(4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.1000 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบตามที่ฝ่ายเลขานุการฯเสนอใน แนวทางที่ 2 กำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนฯ สำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 1.5996 บาท
3. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 12 พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินคืนกองทุนสำหรับก๊าซที่ส่งออกนอกราชอาณาจักร
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 2 พฤษภาคม 2560 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 7 รายงานความก้าวหน้าร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2559 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้เห็นชอบร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้นำข้อคิดเห็นของกระทรวงต่างๆ ไปปรับปรุงในขั้นตอนการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ต่อมาในวันที่ 4 เมษายน 2560 ครม. ได้เห็นชอบแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย ที่สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรีร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาจัดทำขึ้น พร้อมหลักเกณฑ์ในการตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย และมติ ครม. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2559 เรื่อง นโยบายการปฏิรูปกฎหมายในส่วนที่เกี่ยวกับฝ่ายบริหาร โดยให้เป็นหลักเกณฑ์ในการตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติท้ายระเบียบว่าด้วยหลักเกณฑ์และวิธีเสนอเรื่องต่อคณะรัฐมนตรี พ.ศ. 2548 และให้หน่วยงานของรัฐถือปฏิบัติอย่างเคร่งครัดต่อไป โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ได้มีการชี้แจงรายละเอียดร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ต่อคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ซึ่งได้มีการพิจารณาเสร็จสิ้นแล้ว เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2560
2. ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... มี 7 หมวด (มาตรา 1-45) และบทเฉพาะกาล (มาตรา 46-55) จำนวนทั้งหมด 55 มาตรา สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้ (1) วัตถุประสงค์ของกองทุน (มาตรา 5) ให้จัดตั้งกองทุนขึ้นกองทุนหนึ่ง เรียกว่า “กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง” ในสำนักงานกองทุนน้ำมันฯ มีวัตถุประสงค์ ดังนี้ 1) รักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม 2) สนับสนุนเชื้อเพลิงชีวภาพให้มีส่วนต่างราคาที่สามารถแข่งขันกับน้ำมันเชื้อเพลิงได้ 3) บรรเทาผลกระทบจากการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับผู้มีรายได้น้อยและผู้ด้อยโอกาส 4) สนับสนุนการลงทุนการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ เพื่อป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และเพื่อประโยชน์ความมั่นคงทางด้านพลังงาน และ 5) สนับสนุนการลงทุนระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อประโยชน์แก่ ความมั่นคงทางด้านพลังงาน ทั้งนี้ การดำเนินการตามวัตถุประสงค์ตามวรรคหนึ่ง ให้อยู่ภายใต้กรอบนโยบายที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนด (2) คณะกรรมการ (มาตรา 9) ให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันฯ มีองค์ประกอบคณะกรรมการทั้งหมด 15 คน โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เป็นประธาน และมีผู้อำนวยการสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นกรรมการและเลขานุการ (3) อำนาจหน้าที่คณะกรรมการ (มาตรา 14) อาทิ เสนอแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันฯ กำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนหรือได้รับเงินชดเชย และกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน หรืออัตราเงินชดเชย อัตราเงินที่ส่งเข้ากองทุนคืนจากกองทุน และอัตราเงินชดเชยคืนกองทุน เป็นต้น (4) สถานะสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (มาตรา 18) ให้มีสำนักงานกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะเป็นหน่วยงานของรัฐที่เป็นนิติบุคคล และไม่เป็นส่วนราชการตามกฎหมายว่าด้วยระเบียบบริหารราชการแผ่นดิน หรือรัฐวิสาหกิจตามกฎหมายว่าด้วยวิธีการงบประมาณหรือกฎหมายอื่น และให้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (5) อำนาจหน้าที่สำนักงาน (มาตรา 19) ได้แก่ จัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันฯ รวมทั้งรายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติการตามแผนดังกล่าว เสนอต่อคณะกรรมการ และกู้ยืมเงินโดยความเห็นชอบของคณะกรรมการและโดยอนุมัติของคณะรัฐมนตรี เพื่อดำเนินงานตามวัตถุประสงค์ของกองทุนตามมาตรา 5 (1) (2) หรือ (3) ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหน (6) การดำเนินงานของกองทุน (มาตรา 26) กองทุนต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้ตามวรรคสองแล้วต้องไม่เกินจำนวนสี่หมื่นล้านบาท เมื่อกองทุนมีจำนวนเงินไม่เพียงพอเพื่อดำเนินงานตามวัตถุประสงค์ของกองทุนตามมาตรา 5 (1) (2) หรือ (3) ให้สำนักงานโดยความเห็นชอบของคณะกรรมการและโดยอนุมัติของคณะรัฐมนตรีมีอำนาจกู้ยืมเงินตามมาตรา 19 (3) เป็นจำนวนไม่เกินสองหมื่นล้านบาท ตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหนด ทั้งนี้ การเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินที่กองทุนต้องมีตามวรรคหนึ่ง และกรอบวงเงินกู้ตามวรรคสองให้สอดคล้องกับสถานการณ์ทางเศรษฐกิจให้กระทำได้โดยการตราพระราชกฤษฎีกา และ (7) บทกำหนดโทษ (หมวด 7 มาตรา 40 - 45) เพื่อให้การบังคับใช้พระราชบัญญัติเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ มีการกำหนดบทลงโทษสำหรับผู้ไม่ส่งเงินเข้ากองทุน ผู้ส่งเงินเข้าไม่ครบถ้วนตามจำนวน ผู้ไม่ให้ถ้อยคำหรือไม่ส่งเอกสารหรือหลักฐาน ผู้แจ้งความเท็จหรือให้ถ้อยคำเท็จ
3. เพื่อให้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. …. มีการดำเนินการตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมาย กระทรวงพลังงานจึงต้องดำเนินการตามหลักเกณฑ์และแนวทางดังต่อไปนี้ (1) หน่วยงานเจ้าของเรื่อง (ในกรณีนี้คือ สนพ. และ สบพน.) จะต้องจัดทำความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญ แห่งราชอาณาจักรไทยโดยเฉพาะขั้นตอนในการจัดรับฟังความคิดเห็นและจัดทำรายละเอียดการวิเคราะห์ผลกระทบ ที่อาจเกิดขึ้นจากกฎหมาย (Regulatory Impact Assessment : RIA) และจัดส่งให้คณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาตรวจสอบ และ (2) คณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) และสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาจะนำเสนอ ครม. และ สนช. ต่อไป โดยการดำเนินการในระยะต่อไป ได้แก่ (1) จัดทำรายละเอียดการวิเคราะห์ผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากกฎหมาย (Regulatory Impact Assessment : RIA) ตามหลักเกณฑ์การตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) ที่สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรีร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาปรับปรุงขึ้น เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย (2) จัดการรับฟังความคิดเห็นตามหลักเกณฑ์ในข้อ 10 ของ Checklist โดยนำร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ที่ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ไปรับฟังความคิดเห็น (3) จัดทำกฎหมายลำดับรองตามหลักเกณฑ์ในข้อ 9 ของ Checklist และ (4) การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. เพื่อแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547
มติของที่ประชุม
1. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ประสานการเตรียมการกับสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาให้สอดคล้องกับรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และสถาบันบริหารกองทุนพลังงานเตรียมการดำเนินงาน ดังนี้
(1) จัดทำรายละเอียดการวิเคราะห์ผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากกฎหมาย (Regulatory Impact Assessment : RIA) ตามหลักเกณฑ์การตรวจสอบความจำเป็นในการตราพระราชบัญญัติ (Checklist) ที่สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรีร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาปรับปรุงขึ้น เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการจัดทำและเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย
(2) จัดการรับฟังความคิดเห็นตามหลักเกณฑ์ในข้อ 10 ของ Checklist โดยนำร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ที่ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) ไปรับฟังความคิดเห็น ดังนี้
1) รับฟังความคิดเห็นผ่านเว็บไซต์สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน หรือผ่านเว็บไซต์ www.lawamendment.go.th ทั้งนี้ระยะเวลาการรับฟังความคิดเห็นต้องไม่น้อยกว่า 15 วัน
2) จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็น ในวันที่ 1 มิถุนายน 2560 โดยมีจำนวนผู้เข้าร่วมสัมมนารับฟังความคิดเห็นไม่น้อยกว่า 200 คน และเผยแพร่ผลการรับฟังความคิดเห็นผ่านเว็บไซต์ของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและสถาบันบริหารกองทุนพลังงานต่อไป
(3) จัดทำกฎหมายลำดับรองตามหลักเกณฑ์ในข้อ 9 ของ Checklist
3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เตรียมการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. เพื่อแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547
เรื่องที่ 8 หลักการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP Hybrid Firm) เพื่อให้การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนต้องช่วยสร้างความมั่นคงให้แก่ระบบไฟฟ้า ต่อมา องค์การบริหารส่วนจังหวัดนนทบุรี (อบจ.นนทบุรี) ได้มีหนังสือมายังกระทรวงพลังงาน (พน.) แจ้งว่า อบจ. นนทบุรีได้ดำเนินโครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการระบบขยะมูลฝอย โดยจัดเป็นโครงการนำร่องระยะเร่งด่วนตามแผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) เมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2557 รวมทั้งเป็นโครงการในกิจการพัฒนาระบบจัดการขยะมูลฝอยที่รัฐส่งเสริมให้เอกชนมีส่วนร่วมในการลงทุนภายใต้แผนยุทธศาสตร์การให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2558-2562 ลักษณะโครงการจะให้สิทธิเอกชนลงทุนก่อสร้าง บริหารจัดการ และบำรุงรักษาระบบกำจัดขยะมูลฝอย โดยพลังงานความร้อนที่เกิดขึ้นจากกระบวนการกำจัดขยะมูลฝอยจะนำไปใช้ผลิตเป็นพลังงานไฟฟ้า โดยมีเป้าหมายในการกำจัดขยะมูลฝอยไม่ต่ำกว่า 1,000 ตันต่อวัน และผลิตไฟฟ้าขนาด 20 เมกะวัตต์
2. เมื่อวันที่ 12 มกราคม 2559 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบโครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการระบบกำจัดขยะมูลฝอยโดยให้ อบจ.นนทบุรี ดำเนินโครงการตามขั้นตอนแห่งพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 (พระราชบัญญัติฯ) อบจ.นนทบุรี จึงได้มีหนังสือขอให้กระทรวงพลังงานกำหนดนโยบายอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรายเล็ก (SPP) สำหรับพลังงานประเภทขยะมูลฝอยชุมชน โดย สนพ. วิเคราะห์แล้วว่า โครงการของ อบจ.นนทบุรี มีความสอดคล้องและเป็นโครงการนำร่องระยะเร่งด่วนตามแผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย ซึ่งได้รับความเห็นชอบ จาก คสช. นอกจากนี้ อาจยังมีโครงการในลักษณะเดียวกันที่มีศักยภาพในอนาคตที่สามารถดำเนินการได้ตาม Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย เช่น ในเทศบาลขนาดใหญ่ที่มีปริมาณขยะหรือกลุ่มเทศบาลที่มีการรวบรวมขยะได้มากกว่า 500 ตันต่อวัน ดังนั้น หากจะมีการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการขยะ ประเภท SPP เป็นการทั่วไป เห็นสมควรที่จะนำเสนอ ให้ กบง. พิจารณาเห็นชอบในหลักการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชนต่อไป
3. ข้อเสนอหลักในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) มีดังนี้ (1) ขนาดโครงการ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน กำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ (2) ส่งเสริม ในลักษณะ Non-firm เนื่องจากฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่าปัญหาเรื่องการจัดหาเชื้อเพลิงขยะที่ไม่แน่นอน อาจส่งผลให้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้อย่างสม่ำเสมอในรูปแบบ Firm (3) อัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน ไม่ควรสูงไปกว่าเพดานของอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการประเภท SPP Hybrid Firm (ในปัจจุบันคือ 3.66 บาท ต่อหน่วย ตามมติ กพช. ครั้งที่ 1/2560 (ครั้งที่ 11) เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560) เพื่อไม่ให้เป็นการเพิ่มภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้า โดยผู้พัฒนาโครงการอาจสามารถเสนอให้กระทรวงมหาดไทยพิจารณาแนวทางการสนับสนุนให้หน่วยงานท้องถิ่นจัดเก็บค่าธรรมเนียมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย (Tipping Fee) ตามพระราชบัญญัติ รักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 เพื่อให้สามารถสนับสนุน ค่า Tipping Fee ให้สอดคล้องกับกรอบอัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชนที่เสนอให้ กพช. พิจารณากำหนดต่อไป (4) การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) สอดคล้องตามมติ กพช. ในการประชุมครั้งที่ 5/2558 (ครั้งที่ 5) เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยจะต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmap หรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล และ (5) กำหนดให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 เช่นเดียวกับการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ SPP Hybrid Firm
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ หารือกับกระทรวงมหาดไทย เกี่ยวกับการจัดทำอัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน เพื่อเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ร่วมกับคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ตามความเหมาะสม ยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้า (FiT) ที่หากจะมีการเปลี่ยนแปลงจะต้องนำเสนอ กพช. ทั้งนี้ การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามกรอบเป้าหมายที่ กพช. ได้เห็นชอบไว้แล้ว อาจมีความจำเป็นต้องปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าในบางส่วน เพื่อให้สอคล้องกับสถานการณ์และเป็นไปตามเป้าหมายที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบไว้ อีกทั้งการเปิดรับซื้อไฟฟ้าในแต่ละรอบอาจจะไม่สามารถรับซื้อได้ครบตามเป้าหมายที่กำหนด รวมถึงขั้นตอนในการปฏิบัติตามกฎหมายของหน่วยงานต่างๆ ที่ทำให้การเปิดรับซื้ออาจไม่เป็นไปตามกรอบเวลาที่ กพช. กำหนด ดังนั้น เพื่อลดภาระงานของ กพช. ให้เกิดความชัดเจนในการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 จึงเห็นควรเสนอให้ กพช. มอบอำนาจให้ กบง. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้
2. ต่อมา ที่ปรึกษา รมว.พน. (ณัฐติพล กนกโชติ) มีหนังสือถึง สนพ. แจ้งว่า ไม่ควรนำเสนอเรื่องดังกล่าว เข้าที่ประชุม กพช. ในวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 แต่สมควรพิจารณาตัดข้อความในวงเล็บท้ายข้อ 3 ออก เพื่อมอบอำนาจการปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยรวมพลังงานแสงอาทิตย์เข้าไปในมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธธันวาคม 2558 (ข้อ 3) เพื่อให้ กบง. สามารถพิจารณาโครงการพลังงานหมุนเวียนได้ทุกเชื้อเพลิง โดยยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรา FiT ที่ต้องนำเข้า กพช. ดังนั้น เพื่อให้ กบง. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน จากเดิมที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอให้มีการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เพิ่มเติมจนครบเป้าหมายตามที่ กพช. กำหนดได้ และให้ กบง. สามารถพิจารณากำหนดปริมาณรับซื้อโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรายพื้นที่ ภายใต้กรอบเป้าหมายที่ กพช. กำหนด
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน จากเดิมที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ ดังนี้
1. ให้ความเห็นชอบเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เพิ่มเติมจนครบเป้าหมายตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติกำหนดได้
2. สามารถพิจารณากำหนดปริมาณรับซื้อโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรายพื้นที่ ภายใต้กรอบเป้าหมายที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติกำหนด
3. มอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียน จากเดิมที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนได้เฉพาะในกรณีที่โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า หรือมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว แต่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนดในกรอบระยะเวลาที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กำหนด เนื่องจากเหตุสุดวิสัย โดยให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน สามารถพิจารณาเลื่อนกำหนด SCOD ใหม่ได้ โดยให้กรอบการขยายระยะเวลา SCOD เท่ากับระยะเวลาที่เกิดเหตุสุดวิสัยจริง และจะต้องรายงานผลการดำเนินการให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ทราบเป็นระยะๆ
กบง. ครั้งที่ 37 - วันจันทร์ที่ 3 เมษายน 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 4/2560 (ครั้งที่ 37)
เมื่อวันจันทร์ที่ 3 เมษายน 2560 เวลา 14.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
4. การใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมัน
5. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนเมษายน 2560
8. รายงานสรุปงานหยุดจ่ายก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก ระหว่างวันที่ 25 มีนาคม - 2 เมษายน 2560
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในเดือนมีนาคม 2560 มีการปรับตัวลดลง เนื่องจากปริมาณสำรองน้ำมันดิบของประเทศสหรัฐฯ อยู่ในปริมาณที่สูง ทั้งนี้ ยังมีปัจจัยที่ส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบเริ่มปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น ได้แก่ เหตุความไม่สงบในประเทศลิเบียซึ่งขัดขวางการขนส่งน้ำมันทางท่อ และกลุ่มโอเปคอาจจะขยายระยะเวลาการลดปริมาณการผลิตน้ำมันดิบออกไปอีก 6 เดือน รวมทั้งโรงกลั่นในประเทศสหรัฐฯ เริ่มเข้าสู่ช่วงการปิดซ่อมบำรุง โดยคาดการณ์ว่าในช่วงครึ่งหลังของปี 2560 ราคาน้ำมันดิบจะเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 54 – 55 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ส่วนราคาน้ำมันสำเร็จรูปยังทรงตัวตามราคาน้ำมันดิบ แต่ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาน้ำมันสำเร็จรูปปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากเริ่มเข้าสู่ช่วงฤดูการท่องเที่ยวของประเทศสหรัฐฯ (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนเมษายน 2560 ราคา CP (Contract Price) อยู่ที่ 460 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อนหน้า จำนวน 80 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากราคาก๊าซบิวเทน (C4) ปรับลดลง 110 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และหลายประเทศเริ่มหมดช่วงฤดูหนาว โดยคาดการณ์ว่าในเดือนพฤษภาคม 2560 ราคาก๊าซ LPG จะทรงตัวอยู่ที่ประมาณ 400 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) ราคาถ่านหิน มีแนวโนมปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากประเทศออสเตรเลียลดปริมาณการส่งออกชั่วคราวเพราะประสบปัญหาภัยธรรมชาติ และ (4) ราคาก๊าซ LNG ในเดือนมีนาคม 2560 มีการปรับตัวลดลง โดยราคาเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 5 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู เนื่องจากประเทศสหรัฐอเมริกา ออสเตรเลีย อังกฤษ และมาเลเซีย เริ่มดำเนินโครงการผลิตก๊าซ LNG ทำให้ปริมาณก๊าซ LNG ในตลาดโลกเพิ่มขึ้น สำหรับราคาก๊าซ LNG ในเดือนเมษายน 2560 คาดการณ์ว่าจะอยู่ในช่วง 5 – 6 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2560 นายกรัฐมนตรีได้มีข้อสั่งการให้กระทรวงพลังงาน (พน.) เป็นหน่วยงานหลักร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น กระทรวงมหาดไทย กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (ทส.) สร้างการรับรู้ความเข้าใจแก่สาธารณชนเกี่ยวกับเรื่องพลังงานในภาพรวมของประเทศ สถานการณ์พลังงานโลก และการบริหารจัดการพลังงานของต่างประเทศ โดยอาจพิจารณาจัดเวทีรับฟังความคิดเห็นจากทุกภาคส่วนทั้งภาครัฐ เอกชน ท้องถิ่น และกลุ่มองค์กรไม่แสวงหากำไร (NGO) ในพื้นที่ที่เหมาะสมหรือในแต่ละกลุ่มจังหวัด เพื่อให้สามารถร่วมกันพิจารณากำหนดแนวทางการบริหารจัดการพลังงานที่มีความสอดคล้องกับความต้องการของพื้นที่ พร้อมกับสร้างความมั่นคงด้านพลังงานต่อไป และต่อมา รองนายกรัฐมนตรี (พลเอก ประวิตร วงษ์สุวรรณ) สั่งการให้ดำเนินการสร้างความรู้ ความเข้าใจ และรับทราบความคิดเห็นเกี่ยวกับสถานการณ์พลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ให้แล้วเสร็จภายใน 1 เดือน โดยจะนำความคิดเห็นของประชาชนรายงานต่อหัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติต่อไป ซึ่งต่อมาคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) ได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการการสร้างความรู้ ความเข้าใจ และรับทราบความคิดเห็นเกี่ยวกับสถานการณ์พลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ (คณะกรรมการฯ) เพื่อดำเนินการสร้างความรู้ ความเข้าใจ และรับทราบความคิดเห็นเกี่ยวกับสถานการณ์พลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ โดยมีผู้บัญชาการทหารบก/เลขาธิการคณะรักษาความสงบแห่งชาติ เป็นประธานกรรมการ มีหน่วยงานด้านความมั่นคง และหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง เป็นกรรมการ และมี พล.ท.ณัฐพล นาคพาณิชย์ รองเสนาธิการทหารบก/หัวหน้า ส่วนอำนวยการ สำนักเลขาธิการคณะรักษาความสงบแห่งชาติเป็นกรรมการและเลขานุการ
2. เมื่อวันที่ 27 มีนาคม 2560 คณะกรรมการฯ และกองทัพภาคที่ 4 ได้จัดกิจกรรมสร้างความรู้ ความเข้าใจ และรับทราบความคิดเห็นเกี่ยวกับสถานการณ์พลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ ซึ่งมีผู้บัญชาการทหารบก (พล.อ.เฉลิมชัย สิทธิสารท) เป็นประธานจัดงาน โดยกิจกรรมได้จัดขึ้นพร้อมกัน 3 เวที ครอบคลุมพื้นที่ 14 จังหวัดภาคใต้ โดยมีผู้เข้าร่วมงานจากภาคส่วนต่างๆ อาทิ ฝ่ายปกครอง ผู้ว่าราชการจังหวัด กำนัน ผู้ใหญ่บ้าน ตลอดจนผู้แทนประชาชนในสาขาอาชีพต่างๆ และภาคประชาสังคม รวมทั้งสิ้น 3,485 คน โดยสรุปสาระสำคัญกิจกรรม ดังนี้ ช่วงเช้าเป็นการสร้างการรับรู้ สร้างความเข้าใจเกี่ยวกับสถานการณ์ไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ โดยผู้แทนจาก พน. นำเสนอสถานการณ์การใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ภาคใต้ ผู้แทนจาก กฟผ. นำเสนอทางเลือกที่เหมาะสม/เป็นไปได้/ยอมรับได้ และผู้แทนจาก ทส. นำเสนอข้อพิจารณาผลกระทบต่อทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ช่วงบ่ายเป็นการรับทราบความคิดเห็น โดยมีการสรุปประเด็นในช่วงเช้าก่อน แล้วจึงให้ตัวแทนภาคประชาสังคมจากจังหวัดต่างๆ นำเสนอข้อคิดเห็น สำหรับรายละเอียดของสถานที่และจำนวนผู้เข้าร่วม สรุปได้ดังนี้ เวทีที่ 1 จังหวัดสุราษฎร์ธานี จัดที่โรงแรมไดมอนด์พลาซ่า จังหวัดสุราษฎร์ธานี ครอบคลุมพื้นที่ 4 จังหวัด ได้แก่ จังหวัดชุมพร ระนอง สุราษฎร์ธานี และนครศรีธรรมราช มีผู้เข้าร่วมกิจกรรมทั้งสิ้น จำนวน 1,167 คน เป็นผู้เข้าร่วมภาคประชาชน จำนวน 973 คน โดยมีผู้แทนภาคประชาชนร่วมแสดงความคิดเห็น 15 คน เวทีที่ 2 จังหวัดกระบี่ จัดที่โรงแรมเมอริไทม์ ครอบคลุมพื้นที่ 4 จังหวัด ได้แก่ จังหวัดพังงา ภูเก็ต กระบี่ และตรัง มีผู้เข้าร่วมกิจกรรมทั้งสิ้น จำนวน 1,182 คน เป็นผู้เข้าร่วมภาคประชาชน จำนวน 899 คน โดยมีผู้แทนภาคประชาชนร่วมแสดงความคิดเห็น 25 คน และเวทีที่ 3 จังหวัดสงขลา จัดที่ศูนย์ประชุมนานาชาติฉลองสิริราชสมบัติครบ 60 ปี มหาวิทยาลัยสงขลานครินทร์ จังหวัดสงขลา ครอบคลุมพื้นที่ 6 จังหวัด คือ จังหวัดพัทลุง สตูล สงขลา ปัตตานี ยะลา และนราธิวาส มีผู้เข้าร่วมกิจกรรมทั้งสิ้น จำนวน 1,136 คน เป็นผู้เข้าร่วมภาคประชาชน จำนวน 1,020 คน โดยมีผู้แทนภาคประชาชนร่วมแสดงความคิดเห็น 24 คน สรุปภาพรวมการจัดงาน บรรยากาศในแต่ละเวทีเป็นไปด้วยความเรียบร้อย ไม่มีเหตุการณ์ความรุนแรง การแสดงสัญลักษณ์ การคัดค้านการจัดงาน หรือการก่อความไม่สงบแต่อย่างใด อย่างไรก็ตาม เวทีจังหวัดสงขลากลุ่มผู้คัดค้าน โครงการต่างๆ ในภาคใต้มีการรวมตัวกัน ไม่เข้าร่วมรับฟังการสัมมนาในครั้งนี้ สำหรับการแสดงความคิดเห็นจากตัวแทนภาคประชาสังคมต่างๆ พบว่า ส่วนใหญ่มีความเห็นตรงกันว่าภาคใต้จำเป็นต้องมีโรงไฟฟ้าเพื่อมารองรับความต้องการที่เพิ่มสูงขึ้น แต่สำหรับกรณีที่มีแผนก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหินในพื้นที่ภาคใต้ยังมีทั้งส่วนที่เห็นด้วยและ ไม่เห็นด้วย โดยฝ่ายที่เห็นด้วยมีความเห็นว่าโรงไฟฟ้าจะช่วยทำให้คุณภาพชีวิตของคนในพื้นที่ดีขึ้น ส่วนฝ่ายที่ไม่เห็นด้วยมีความเห็นว่าโครงการจะส่งผลกระทบต่อการท่องเที่ยวของจังหวัดและส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม รวมทั้งประชาชนในพื้นที่ยังไม่ได้มีส่วนร่วมในกระบวนการรับฟังความคิดเห็นเท่าที่ควร นอกจากนี้ ยังต้องการให้ภาครัฐส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มากขึ้น เนื่องจากเห็นว่าภาคใต้มีศักยภาพในการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงดังกล่าวสูง ทั้งนี้ คสช. จะสรุปผลการจัดกิจกรรม เสนอนายกรัฐมนตรี ภายในวันที่ 31 มีนาคม 2560 และจัดทำรายงานผลการดำเนินงานฉบับสมบูรณ์ รวมทั้งจัดทำข้อเสนอแนะเพื่อเป็นข้อมูลประกอบการพิจารณาแก่รัฐบาลภายในวันที่ 28 เมษายน 2560
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. การดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 และตามการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผน Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 โดยกำหนดการดำเนินงานใน 4 ด้าน ดังนี้ (1) ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG (2) รักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศให้ยาวนานขึ้น (3) การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ และ (4) มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขันทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access; TPA)
2. ความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผน Gas Plan 2015 ไตรมาสที่ 1 ปี 2560 สรุปได้ดังนี้ การลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ พบว่าอัตราการใช้ก๊าซฯ เฉลี่ย 2 เดือนแรกของปี 2560 อยู่ที่ระดับ 4,618 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ในแผนร้อยละ 8 สำหรับสัดส่วนการใช้ก๊าซฯ ในภาคการผลิตไฟฟ้าเทียบกับเชื้อเพลิงอื่นในเดือนมกราคม 2560 อยู่ที่ร้อยละ 63 สำหรับการรักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) การบริหารจัดการแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุ ในปี 2565 – 2566 ซึ่งสภานิติบัญญัติแห่งชาติ (สนช.) ได้มีมติเห็นชอบร่าง พ.ร.บ. ปิโตรเลียมและ พ.ร.บ. ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม แล้วเมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2560 และ ชธ. อยู่ระหว่างดำเนินการยกร่างกฎหมายลำดับรอง ประกอบด้วย กฎกระทรวง 5 ฉบับ และประกาศคณะกรรมการปิโตรเลียม 1 ฉบับ รวมทั้งอยู่ระหว่างการเตรียมการในส่วนของข้อมูลที่ต้องใช้ในการเปิดประมูล การกำหนดเงื่อนไขและเกณฑ์การคัดเลือก รวมถึงการพิจารณาประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง (2) การเปิดให้ยื่นขอสิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ ซึ่ง ชธ. อยู่ระหว่างยกร่างกฎหมายลำดับรองที่จำเป็น ในเบื้องต้นคาดว่าจะเปิดให้ยื่นภายหลังจากการดำเนินการเกี่ยวกับแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุในปี 2565 – 2566 เสร็จสิ้นแล้ว (3) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากอ่าวไทยให้มีประสิทธิภาพ ลดก๊าซฯ จากอ่าวไทยที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ เพื่อใช้ให้เกิดประโยชน์สูงสุด ทั้งนี้ อัตราก๊าซฯ ที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ ในเดือนมกราคม – กุมภาพันธ์ 2560 อยู่ที่ระดับ 387 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยเฉลี่ย ต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ และต่ำกว่าค่าเฉลี่ยในช่วงเดียวกันของปีก่อน ในส่วนของการหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG อย่างมีประสิทธิภาพ โดย ชธ. ได้ดำเนินโครงการศึกษานโยบายด้านราคาและองค์ประกอบของ LNG ที่เหมาะสมกับประเทศไทย ซึ่งมีการศึกษาสัดส่วนที่เหมาะสมของ LNG และองค์ประกอบ/คุณภาพก๊าซฯ สำหรับประเทศไทย คาดว่าจะแล้วเสร็จภายในเดือนพฤษภาคม 2560 และมิถุนายน 2560 ตามลำดับ และสามารถนำเสนอผลการศึกษาต่อผู้บริหารได้ประมาณเดือนกรกฎาคม – สิงหาคม 2560 นอกจากนั้น สำหรับโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน ประกอบด้วย (1) โครงการที่ กพช. เห็นชอบแล้ว เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 และวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้แก่ การขยายกำลังผลิตของ LNG Terminal ที่มีอยู่เดิมของ ปตท. เพิ่ม 1.5 ล้านตันต่อปี การก่อสร้าง LNG Terminal แห่งใหม่ ของ ปตท. ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี ให้เสร็จสิ้นภายในปี 2565 และการก่อสร้างและติดตั้ง FSRU ในอ่าวไทยตอนบนของ กฟผ. ขนาด 5 ล้านตันต่อปี ภายในปี 2567 สำหรับโรงไฟฟ้าพระนครเหนือและพระนครใต้ (2) โครงการที่อยู่ระหว่างศึกษา และต้องรายงาน กพช. ภายในพฤษภาคม 2560 ได้แก่ โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ (ที่อำเภอจะนะหรือบริเวณอื่น) โดยกำหนดที่จะเข้าระบบภายในปี 2571 และโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดเข้าระบบภายในปี 2570
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 การใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมัน
สรุปสาระสำคัญ
1. เนื่องจากช่วงเดือนมกราคม - มีนาคม 2560 ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ประมาณ 51 - 55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จากการคาดการณ์ของบริษัทน้ำมันระบุว่าปี 2560 ราคาน้ำมันเฉลี่ยจะอยู่ที่ประมาณ 55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ประกอบกับกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในส่วนของน้ำมันสำเร็จรูป มีฐานะอยู่ประมาณ 3.4 หมื่นล้านบาท ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้กำหนดหลักการใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการบริหารจัดการราคาน้ำมัน เพื่อรองรับสถานการณ์ในอนาคตกรณีราคาน้ำมันมีความผันผวนทั้งจากปัจจัยภายในและภายนอกประเทศ ดังนี้ (1) กองทุนน้ำมันฯ ช่วยครึ่งหนึ่งและราคาขายปลีกรับภาระฝ่ายละกึ่งหนึ่ง (Half – Half Concept) โดย เมื่อราคาน้ำมันดิบดูไบปรับตัวสูงขึ้นจนกระทั่งแตะราคาเริ่มต้น (Trigger Point) ที่ 55, 60 หรือ 65 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าไปบริหารจัดการ ดังนี้ ครั้งที่ 1 ราคาขายปลีกเริ่มปรับขึ้นที่ 0.40 – 0.60 บาทต่อลิตร เพื่อให้กลไกตลาดเสรีทำงาน ครั้งที่ 2 ถ้าราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับเพิ่มขึ้น กองทุนน้ำมันฯ จะเข้าไปช่วยที่ 0.40 – 0.60 บาทต่อลิตร และครั้งที่ 3 กรณีราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง ราคาขายปลีกจะขยับขึ้นและกองทุนน้ำมันฯ จะเข้าช่วยสลับกันเช่นนี้ไปเรื่อยๆ (2) กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยเหลือน้ำมันดีเซลและน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 สูงสุดที่ไม่เกิน 3 บาทต่อลิตร ขณะที่น้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอลชนิดอื่น ให้กองทุนน้ำมันฯ รักษาระดับราคาขายปลีกเพื่อส่งเสริมการใช้เอทานอล (3) กำหนดเพดานราคาขายปลีกน้ำมัน โดยกำหนดเพดานราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลที่ 29.99 บาทต่อลิตร เนื่องจากหากราคาขายปลีกสูงกว่านี้อาจส่งผลกระทบต่อภาคขนส่ง รถโดยสารสาธารณะ ภาคอุตสาหกรรม และประชาชน หากราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงมีแนวโน้มสูงขึ้นเรื่อยๆ จะต้องมีการปรับเพดานราคาทุกๆ 3 เดือน สำหรับน้ำมันกลุ่มแก๊สโซฮอลไม่ต้องกำหนดเพดานราคาขายปลีก เนื่องจากไม่ส่งผลกระทบต่อผู้บริโภคในภาคดังกล่าวข้างต้น (4) กรอบวงเงินการช่วยเหลือตามร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... กำหนดให้กองทุนน้ำมันฯ มีเงินกองทุนได้ไม่เกิน 40,000 ล้านบาท และกู้เงินได้ไม่เกิน 20,000 ล้านบาท ซึ่งจำนวนเงินดังกล่าวมีไว้สำหรับแก้ไขวิกฤตราคาน้ำมันเชื้อเพลิง รักษาเสถียรภาพราคา ส่งเสริมพลังงานทดแทน และช่วยเหลือประชาชนผู้มีรายได้น้อยที่ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาพลังงาน ดังนั้น การใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาจึงควรกำหนดกรอบวงเงินไว้ไม่เกิน 15,000 ล้านบาท แบ่งเป็น กรอบวงเงินการช่วยเหลือกลุ่มน้ำมันดีเซลที่ 10,000 ล้านบาท และกรอบวงเงินการช่วยเหลือกลุ่มน้ำมันแก๊สโซฮอลที่ 5,000 ล้านบาท (5) การปรับอัตราภาษีสรรพสามิต จะใช้การลดภาษีสรรพสามิตมาช่วย เมื่อกองทุนน้ำมันฯ ช่วยเหลือจนถึง 3 บาทต่อลิตร หรือระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลแตะ 29.99 บาทต่อลิตร หรือช่วยเหลือจนเต็มกรอบวงเงิน และ (6) การถอนกองทุนน้ำมันฯ (Exit Strategy) กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มทยอยลดการช่วยเหลือ ในกรณีที่ 1 หากราคาน้ำมันดิบดูไบทรงตัวอยู่ในระดับสูงหรือปรับเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยกองทุนน้ำมันฯ ช่วยเหลือจนถึง 3 บาทต่อลิตร หรือเต็มกรอบวงเงิน และลดอัตราภาษีสรรพสามิตแล้ว จะปรับราคาขายปลีกพร้อมๆ กับปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ จนกระทั่งการช่วยเหลือเป็นศูนย์ โดยจะต้องมีวงเงินช่วยเหลือประมาณ 15,000 ล้านบาท เพื่อให้การถอนกองทุนน้ำมันฯ ทำอย่างค่อยเป็นค่อยไป และกรณีที่ 2 หากราคาน้ำมันดิบดูไบเริ่มปรับตัวลดลง ราคาขายปลีกจะขยับลงก่อนตามกลไกตลาด จากนั้นกองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มถอนการช่วยเหลือ โดยหากราคาน้ำมันดิบดูไบยังคงปรับลดลงอย่างต่อเนื่อง ราคาขายปลีกจะขยับลงก่อนและกองทุนน้ำมันฯ จะถอนการช่วยเหลือเช่นนี้สลับกันไปเรื่อยๆ จนกระทั่งการช่วยเหลือเป็นศูนย์
2. หากราคาน้ำมันดิบดูไบแตะ Trigger Point ที่ 55, 60, 65 หรือ 70 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าช่วยเหลือ ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีภาระ ดังนี้ (1) หากราคาน้ำมันดิบดูไบแตะ Trigger Point ที่ 55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าช่วยเหลือโดยรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 1,332 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 857 ล้านบาทต่อเดือน และหากกำหนดเพดานการช่วยเหลือไว้ที่ 2.99 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ จะรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 5,382 ล้านบาทต่อเดือน และ ในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 2,512 ล้านบาทต่อเดือน (2) หากราคาน้ำมันดิบดูไบแตะ Trigger Point ที่ 60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าช่วยเหลือโดยรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 1,332 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 832 ล้านบาทต่อเดือน และหากกำหนดเพดานการช่วยเหลือไว้ที่ 2.99 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ จะรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 5,382 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 2,512 ล้านบาทต่อเดือน (3) หากราคาน้ำมันดิบดูไบแตะ Trigger Point ที่ 65 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าช่วยเหลือโดยรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 882 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 857 ล้านบาทต่อเดือน และหากกำหนดเพดานการช่วยเหลือไว้ที่ 2.99 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ จะรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 5,382 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 2,512 ล้านบาทต่อเดือน และ (4) หากราคาน้ำมันดิบดูไบแตะ Trigger Point ที่ 70 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าช่วยเหลือโดยรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 1,152 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 773 ล้านบาทต่อเดือน และหากกำหนดเพดานการช่วยเหลือไว้ที่ 2.99 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ จะรับภาระในส่วนของน้ำมันดีเซล 5,382 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนของน้ำมันแก๊สโซฮอล 2,512 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานจัดทำข้อเสนอการใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมันกรณีราคาน้ำมันตลาดโลกในช่วงขาลง และให้นำเสนอในการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานครั้งต่อไป
เรื่องที่ 5 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนเมษายน 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควตาการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPGณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ในส่วนของการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน คือ ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม ส่วนที่ 2 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ โดยให้ ราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง +ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ทั้งนี้ เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ และ (2) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนผลิตและจัดหา โดยยกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศ โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนเมษายน 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ เดือนกุมภาพันธ์-เมษายน 2560 เพิ่มขึ้นจากเดือนพฤศจิกายน 2559 – มกราคม 2560 ที่ 0.1177 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.2638 บาทต่อกิโลกรัมเป็น 13.3815 บาทต่อกิโลกรัม (2) โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก ต้นทุนอ้างอิงราคาตลาดโลกที่สูตรราคา CP โดยต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในเดือนเมษายน 2560 เท่ากับ 460 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) การนำเข้า ต้นทุนเดือนเมษายน 2560 อยู่ที่ 503.7363 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (17.6648 บาทต่อกิโลกรัม) และ (4) บริษัท ปตท.สผ. สยาม จำกัด ต้นทุนเดือนกุมภาพันธ์ – เมษายน 2560 เพิ่มขึ้น 0.20 บาทต่อกิโลกรัม จาก 15.00 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.20 บาทต่อกิโลกรัม โดยสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนเมษายน 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 460 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมีนาคม 2560 อยู่ที่ 35.0676 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของ ก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับลดลง 2.9139 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 20.5787 บาทต่อกิโลกรัม (584.7996 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 17.6648 บาทต่อกิโลกรัม (503.7363 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และราคา ณ โรงกลั่น ของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคปิโตรเคมีที่อ้างอิงราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average) ปรับลดลง 0.9247 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 15.4289 บาทต่อกิโลกรัม (438.4531 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 14.5042 บาทต่อกิโลกรัม (413.6065 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
3. เพื่อเป็นการลดภาระการชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ และเตรียมการในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในอนาคต ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 2 เมษายน 2560 มีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของก๊าซ LPG อยู่ที่ 6,514 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.96 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับลดการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ ลง 2.9139 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 6.6336 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 3.7197 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมัน#1) มีรายรับจำนวน 1,165 ล้านบาทต่อเดือน และมีรายจ่ายเพื่อทำการรักษาระดับราคาขายปลีก ก๊าซ LPG (กองทุน#2) จำนวน 1,286 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น กองทุนน้ำมันฯ (#1 และ #2) มีรายจ่ายสุทธิ 121 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งเป็นภาระที่ลดลงจากเดือนมีนาคม 2560 จำนวน 322 ล้านบาท
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้รายงานความก้าวหน้าการกำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility และ TPA คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา โดยมีรายละเอียดดังนี้ เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบเพิ่มขีดความสามารถการนำเข้า การจ่ายและระบบขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อรองรับปริมาณการใช้ก๊าซ LPG ที่เพิ่มสูงขึ้น ต่อมาเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 ครม. มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility และมอบหมายให้ กบง. พิจารณากำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility รวมทั้งวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุน ต่อมา วันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทาง การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG และเห็นชอบมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการจัดทำระเบียบการใช้คลังจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ซึ่งการลงทุน LPG ให้แก่บุคคลที่สามใช้ได้ (Third Party Access: TPA) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนเมษายน 2560 ซึ่งการลงทุนสร้าง LPG Facility เป็นส่วนหนึ่งของโครงการดังกล่าวด้วย วันที่ 29 มีนาคม 2560 ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีการประชุมร่วมกับ ธพ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) โดยมีพลเอกสุรศักดิ์ ศรีศักดิ์ กรรมการผู้ช่วยรัฐมนตรีประจำกระทรวงพลังงานเป็นประธานการประชุม ซึ่งที่ประชุมมีความเห็นว่า เนื่องจากปัจจุบันระบบการค้าก๊าซ LPG เป็นระบบการค้าแบบเสรี ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เป็นต้นมา และการลงทุนสร้าง LPG Facility เป็นส่วนหนึ่งของโครงการ TPA การพิจารณาผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility รวมทั้งวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหนดเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 ควรต้องเปลี่ยนแปลงให้สอดคล้องกับนโยบายการเปิดเสรีธุรกิจดังกล่าว ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอรับไปศึกษาหลักเกณฑ์การพิจารณาผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility ให้สอดคล้องกับนโยบายการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG เพื่อเสนอให้ กบง. พิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือนเมษายน 2560 ดังนี้
(1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 13.3815 บาท ต่อกิโลกรัม
(2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 16.1311 บาทต่อกิโลกรัม
(3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 17.6648 บาทต่อกิโลกรัม
(4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.2000 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร กิโลกรัมละ 3.7197 บาท
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 10 พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 4 เมษายน 2560 เป็นต้นไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 เห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร โดยให้ปรับเปลี่ยนการดำเนินงานจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้งในพื้นที่ชุมชนเป็นโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานจากแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รับไปกำหนดหลักเกณฑ์ ระเบียบการคัดเลือกโครงการ และพิจารณารับซื้อไฟฟ้าโดยคำนึงถึงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์และความสามารถรองรับของระบบสายส่ง ต่อมาสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ออกประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 โดยลงประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2558 ซึ่งแบ่งเป้าหมายการรับซื้อเป็นหน่วยงานราชการ ไม่เกิน 400 เมกะวัตต์ และสหกรณ์ภาคการเกษตร ไม่เกิน 400 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ในระยะที่ 1 กำหนดเป้าหมายรับซื้อ 600 เมกะวัตต์
2. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ได้เห็นชอบให้ขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) ของโครงการฯ จากเดิมภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 เห็นชอบให้เลื่อน SCOD ของโครงการฯ โดยให้มีการทยอยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ เป็นระยะๆ โดยมีกำหนด SCOD ครั้งแรกภายในวันที่ 30 กันยายน 2559 สำหรับพื้นที่ที่มีความพร้อมด้านระบบส่งไฟฟ้า และไม่เกินภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 สำหรับพื้นที่ที่เหลือ โดยให้มีการปรับปรุงการกำหนดเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามกลุ่มเป้าหมายให้ชัดเจน เช่น 400 เมกะวัตต์ สำหรับกลุ่มสหกรณ์ภาคการเกษตร และอีก 400 เมกะวัตต์ สำหรับหน่วยงานราชการ หรือกลุ่มละประมาณกึ่งหนึ่งของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าโดยรวมของโครงการ รวมทั้ง กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 เห็นชอบให้เลื่อน SCOD ของโครงการฯ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในระยะที่ 1 ออกไปอีก 3 เดือน เป็นภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือ (ระยะที่ 2) ยังคงเป็นไปตามกำหนดระยะเวลาเดิม คือ ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561
3. สรุปสถานะของโครงการฯ ณ วันที่ 30 ธันวาคม 2559 มีผู้เข้าร่วมโครงการทั้งหมด 67 ราย ปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้า จำนวน 281.32 เมกะวัตต์ โดยแบ่งออกเป็น 5 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่มที่ 1 ได้รับใบอนุญาตครบและ COD ตามกำหนด มีจำนวน 52 ราย รวม 217.87 เมกะวัตต์ กลุ่มที่ 2 กกพ. ได้มีมติให้ขยาย SCOD ตามเงื่อนไขสัญญา จำนวน 3 ราย รวม 15 เมกะวัตต์ กลุ่มที่ 3 อยู่ระหว่างก่อสร้างและขอรับใบอนุญาต จำนวน 8 ราย รวม 33.95 เมกะวัตต์ โดยมีความก้าวหน้าในการพัฒนาโครงการมากกว่าร้อยละ 80 และพร้อมจ่ายไฟฟ้า อย่างไรก็ตาม มีอุปสรรคบางประการที่ทำให้ไม่สามารถเริ่ม COD ได้ทันภายในสิ้นปี 2559 กลุ่มที่ 4 ติดปัญหาที่ตั้งโครงการ ไม่สามารถออกใบอนุญาตได้ จำนวน 3 ราย รวม 9.50 เมกะวัตต์ โดยที่ตั้งโครงการติดปัญหา เช่น พื้นที่ชุ่มน้ำ พื้นที่ป่าสงวน และติดผังเมือง ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือแจ้งผลการพิจารณาไม่เห็นชอบการออกใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงานไปแล้ว และกลุ่มที่ 5 ปฏิเสธการตอบรับซื้อ จำนวน 1 ราย 5 เมกะวัตต์ เนื่องจากสหกรณ์การเช่าซื้อที่ดินลำลูกกา (บมจ. ไทย แอพพลายแอนซ์ อินดัสตรี้) เปลี่ยนแปลงโฉนดที่ดินไม่ตรงกับคำขอขายไฟฟ้า
4. กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2560 ได้มีมติให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายแจ้งบอกเลิกสัญญากับผู้ผลิตไฟฟ้าที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ โดยเป็นกลุ่มที่ 3 จำนวน 8 ราย และกลุ่มที่ 4 จำนวน 3 ราย ซึ่งต่อมาในเดือนมีนาคม 2560 กลุ่มที่ 3 ได้ยื่นอุทธรณ์ยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้ามายังสำนักงาน กกพ. สำหรับกลุ่มที่ 4 ได้ยื่นอุทธรณ์คำสั่งไม่ออกใบอนุญาต 2 ราย และยื่นฟ้องศาลปกครอง 1 ราย ดังนั้น เพื่อบรรเทาผลกระทบแก่ผู้ประกอบกิจการที่ได้ลงทุนติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้า และสหกรณ์ซึ่งเป็นคู่สัญญา ตลอดจนการดำเนินตามนโยบายรัฐบาลในการส่งเสริมรายได้ให้แก่เกษตรกร สำนักงาน กกพ. จึงเสนอแนวทางแก้ไขปัญหาสำหรับโครงการที่ไม่สามารถ SCOD และยังไม่ได้รับการพิจารณาขยาย SCOD จำนวน 11 ราย ซึ่งได้มีการยื่นคำขออุทธรณ์ไว้แล้วภายในกำหนด และการพิจารณาเห็นชอบตามคุณสมบัติเป็นไปตามประกาศและหลักเกณฑ์ โดยกลุ่มที่ 3 อยู่ระหว่างก่อสร้างและขอรับใบอนุญาต จำนวน 8 ราย ขยายวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) จากเดิมวันที่ 30 ธันวาคม 2559 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2560 โดยกำหนดเงื่อนไขว่าต้องมีความพร้อมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (ก่อสร้างมากกว่าร้อยละ 80 และไม่ขัดข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้อง) ได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT เดิมที่ 5.66 บาทต่อหน่วย และระยะเวลาขายไฟฟ้าลดลง ทั้งนี้อายุสัญญาสิ้นสุดวันที่ 30 ธันวาคม 2584 (25 ปี นับจากวันที่ 30 ธันวาคม 2559) เช่นเดียวกับโครงการอื่น และหากพ้นวันที่ 30 มิถุนายน 2560 ยังไม่สามารถ COD ได้ ให้ถือว่าสัญญาสิ้นสุด และกลุ่มที่ 4 ติดปัญหาข้อกฎหมาย ที่ปรากฏขึ้นภายหลัง ไม่สามารถออกใบอนุญาตได้ จำนวน 3 ราย ขยายวัน COD จากเดิมวันที่ 30 ธันวาคม 2559 เป็นภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2560 โดยกำหนดเงื่อนไขว่าต้อง COD ภายในระยะเวลา 6 เดือน นับจากได้รับแจ้งผลการพิจารณาอุทธรณ์ ได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT เดิมที่ 5.66 บาทต่อหน่วย และระยะเวลาขายไฟฟ้าลดลง ทั้งนี้ อายุสัญญาสิ้นสุดวันที่ 30 ธันวาคม 2584 (25 ปี นับจากวันที่ 30 ธันวาคม 2559) เช่นเดียวกับโครงการอื่น และหากไม่สามารถ COD ภายใน 6 เดือน นับจากได้รับแจ้งผลการพิจารณาอุทธรณ์ ให้ถือว่าสัญญาสิ้นสุด
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาการยื่นอุทธรณ์ของผู้ประกอบการ กลุ่มสหกรณ์ภาคการเกษตร จำนวน 11 ราย ภายใต้โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 1 ให้แล้วเสร็จ และนำมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. ในการประชุม เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 เห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตรขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่ง รวม 800 เมกะวัตต์ ในอัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วย โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ได้เห็นชอบให้ขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) ของโครงการฯ จากเดิมภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 เห็นชอบให้เลื่อน SCOD ของโครงการฯ โดยให้มีการทยอยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ เป็นระยะๆ โดยมีกำหนด SCOD ครั้งแรกภายในวันที่ 30 กันยายน 2559 สำหรับพื้นที่ที่มีความพร้อมด้านระบบส่งไฟฟ้า และไม่เกินภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 สำหรับพื้นที่ที่เหลือ โดยให้มีการปรับปรุงการกำหนดเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามกลุ่มเป้าหมายให้ชัดเจน เช่น 400 เมกะวัตต์ สำหรับกลุ่มสหกรณ์การเกษตร และอีก 400 เมกะวัตต์ สำหรับหน่วยงานราชการ หรือกลุ่มละประมาณกึ่งหนึ่งของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าโดยรวมของโครงการ รวมทั้ง กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 เห็นชอบให้เลื่อน SCOD ของโครงการฯ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในระยะที่ 1 ออกไปอีก 3 เดือน เป็นภายในวันที่30 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้ ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือ (ระยะที่ 2) ยังคงเป็นไปตามกำหนดระยะเวลาเดิม คือ ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561
2. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่ 4.12 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี และเห็นชอบ FiT Premium สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนใต้ (ตลอดอายุโครงการ) ที่อัตรา 0.50 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ ให้ใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้านี้สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตรรอบถัดไป และการประกาศรับซื้อไฟฟ้าครั้งต่อๆ ไปจนกว่า กพช. จะมีมติเห็นชอบอัตราใหม่
3. การดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 1 โดย กกพ. ได้ติดตามผลการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการฯ ระยะที่ 1 ซึ่งมีผู้ผ่านการคัดเลือกรวม 67 ราย (สหกรณ์การเกษตรทั้งหมด) กำลังผลิตติดตั้ง 281.32 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ เป้าหมายการรับซื้อที่ได้รับตามมติ กพช. จำนวน 800 เมกะวัตต์ เมื่อหักในส่วนของการรับซื้อระยะที่ 1 จึงมีเป้าหมายคงเหลือ 518.68 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นส่วนราชการ 400 เมกะวัตต์ สหกรณ์ภาคการเกษตร 118.68 เมกะวัตต์
4. การดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 2 โดย กกพ. ได้มอบหมายให้ สำนักงาน กกพ. หารือสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) ในประเด็นข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับแนวทางการดำเนินโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการ ซึ่ง สคก. ได้แจ้งความเห็น สรุปได้ว่า (1) กรณีส่วนราชการ ไม่มีกฎหมายให้อำนาจส่วนราชการในการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า ย่อมไม่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ (2) กรณีมหาวิทยาลัยในกำกับรัฐ หากกฎหมายจัดตั้งมหาวิทยาลัยในกำกับรัฐไม่ได้กำหนดวัตถุประสงค์และอำนาจหน้าที่ในเรื่องดังกล่าวไว้อย่างชัดเจนแล้ว ย่อมไม่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้ (3) กรณีองค์การที่รัฐจัดตั้งขึ้น หากกฎหมายจัดตั้งให้อำนาจองค์การในการประกอบกิจการอันมีลักษณะในทางการค้า องค์การนั้นย่อมสามารถเข้าร่วมโครงการนี้ได้ เช่น กรณีขององค์การสงเคราะห์ทหารผ่านศึก และ (4) กรณีองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) แม้ว่ากฎหมายจะกำหนดให้อำนาจ อปท. ในการดำเนินกิจการในลักษณะที่เป็นการพาณิชย์ได้ แต่การดำเนินกิจการเชิงพาณิชย์ต้องเป็นการดำเนินการประกอบกิจการค้าขายภายในท้องถิ่นอันเป็นไปเพื่อประโยชน์ของประชาชนในท้องถิ่นโดยตรงเท่านั้น อปท. จึงไม่มีอำนาจเข้าร่วมโครงการฯ ได้ นอกจากนี้ สำนักงาน กกพ. ได้ตรวจสอบ พ.ร.บ. มหาวิทยาลัย จำนวน 25 แห่ง ไม่พบว่ามีมหาวิทยาลัยในกำกับของรัฐที่มีวัตถุประสงค์ตามกฎหมายให้ประกอบกิจการในเชิงพาณิชย์โดยตรง จึงไม่สามารถดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าในโครงการฯ ดังนั้นจึงมีเพียงกรณีองค์การที่รัฐจัดตั้งขึ้น คือ องค์การสงเคราะห์ทหารผ่านศึก เท่านั้นที่สามารถเข้าร่วมโครงการได้ ต่อมา เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2560 กกพ. ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อแจ้งความเห็นของคณะกรรมการกฤษฎีกาเกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการว่า หน่วยงานของรัฐที่สามารถเข้าร่วมโครงการฯ ได้โดยไม่ขัดหรือแย้งกับบทบัญญัติแห่งกฎหมายอื่นที่เกี่ยวข้องมีจำกัด และไม่สามารถดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าในโครงการฯ ได้ครบถ้วนตามเป้าหมายที่ กพช. กำหนด
5. กกพ. ได้ประชุมหารือร่วมกับกระทรวงพลังงาน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2560 เพื่อกำหนดเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับสหกรณ์ภาคการเกษตร ในระยะที่ 2 จำนวน 119 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นส่วนที่เหลือจากระยะที่ 1 จำนวน 19 เมกะวัตต์ ในพื้นที่ประกาศเดิม (ภาคเหนือ ภาคตะวันออก ภาคตะวันตก และภาคกลาง) และระยะที่ 2 จำนวน 100 เมกะวัตต์ ในพื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือและภาคใต้ สำหรับส่วนราชการ จัดสรรเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ และต่อมา กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2560 ได้พิจารณาแนวทางการดำเนินโครงการฯ ระยะที่ 2 และได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อทราบแนวทางการดำเนินโครงการฯ ดังนี้ (1) อยู่ระหว่างจัดทำระเบียบ ประกาศ และหลักเกณฑ์ที่เกี่ยวข้อง ซึ่งต้องผ่านกระบวนการรับฟังความคิดเห็น โดยคาดว่าจะประกาศลงราชกิจจานุเบกษาได้ภายในต้นเดือนเมษายน 2560 (2) รูปแบบการดำเนินโครงการฯ แบ่งเป็น 3 ขั้นตอน โดยขั้นตอนแรก หน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ยื่นคำขอสิทธิในการจับสลาก พร้อมแสดงพื้นที่ตั้งโครงการและจุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ขั้นตอนที่สอง จับสลากเพื่อจัดสรรจุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า โดยคาดว่าจะประกาศผลประมาณต้นเดือนพฤษภาคม 2560 และขั้นตอนที่สาม รับคำขอขายไฟฟ้าและพิจารณาเงื่อนไขคุณสมบัติของผู้ที่ผ่านการจับสลาก คาดว่าจะแล้วเสร็จประมาณต้นเดือนพฤศจิกายน 2560 (3) อยู่ระหว่างรวบรวมข้อมูลเพื่อกำหนดเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้าสำหรับหน่วยงานราชการที่เหมาะสม โดยไม่เกินเกณฑ์จัดสรร 100 เมกะวัตต์ (4) อัตรารับซื้อไฟฟ้า อยู่ที่ 4.12 บาทต่อหน่วย ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 และ (5) ขยายกำหนด SCOD จากเดิมวันที่ 30 มิถุนายน 2561 เป็นภายในวันที่ 28 ธันวาคม 2561 ทั้งนี้ ในการประชุมหารือข้อราชการกระทรวงพลังงาน ประจำเดือนมีนาคม 2560 เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2560 ที่ประชุมได้สรุปเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับหน่วยงานราชการ 100 เมกะวัตต์ และสหกรณ์ภาคการเกษตร 119 เมกะวัตต์ ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้ประสานแจ้งเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้าดังกล่าว ให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ใช้เป็นข้อมูลประกอบการจัดสรรการผลิตไฟฟ้าจากแหล่งพลังงานทดแทนเชิงพื้นที่ (RE Zoning) และประสานแจ้งให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายดำเนินการจัดทำศักยภาพระบบไฟฟ้า (Grid Capacity) เพื่อใช้เป็นเอกสารแนบท้ายประกาศจัดหาไฟฟ้าต่อไป
6. สำนักงาน กกพ. จึงได้เสนอ กบง. เพื่อขอความเห็นชอบเป้าหมายและพื้นที่รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ดังนี้ (1) สหกรณ์ภาคการเกษตร เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้า 119 เมกะวัตต์ โดยแบ่งสัดส่วนเชิงพื้นที่ เป็นภาคตะวันออกเฉียงเหนือและภาคใต้ 100 เมกะวัตต์ และพื้นที่ประกาศเดิม (ภาคเหนือ ภาคตะวันออก ภาคตะวันตก และภาคกลาง) 19 เมกะวัตต์ สำหรับส่วนราชการ (ที่มีคุณสมบัติเข้าร่วมโครงการได้) เป้าหมายการรับซื้อ 100 เมกะวัตต์ (2) การพัฒนาโครงการฯ จำเป็นต้องดำเนินการตามขั้นตอนทางกฎหมายให้แล้วเสร็จภายในเดือนพฤศจิกายน 2560 เพื่อดำเนินการลงนามสัญญาซื้อขายกับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายซึ่งใช้ระยะเวลา 120 วัน และดำเนินการก่อสร้างซึ่งใช้ระยะเวลาอีกประมาณ 9 เดือน จึงทำให้เจ้าของโครงการไม่สามารถพัฒนาโครงการและ COD ได้ทันกำหนด ดังนั้น จึงขอเลื่อน SCOD สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในระยะที่ 2 จากเดิมภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 เป็นภายในวันที่ 28 ธันวาคม 2561 ได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ที่ 4.12 บาทต่อหน่วย โดยมีอายุสัญญา 25 ปี สิ้นสุดวันที่ 28 ธันวาคม 2586
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 2 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ ทั้งในส่วนของสหกรณ์ภาคการเกษตร เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้า 119 เมกะวัตต์ และส่วนราชการ (ที่มีคุณสมบัติเข้าร่วมโครงการได้) เป้าหมายการรับซื้อ 100 เมกะวัตต์ สำหรับรายละเอียดการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าในแต่ละพื้นที่ มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และ กกพ. ร่วมกันหารือแนวทางและรายละเอียด ที่เหมาะสมในการดำเนินโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร ระยะที่ 2 และเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานหรือคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
เรื่องที่ 8 รายงานสรุปงานหยุดจ่ายก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก ระหว่างวันที่ 25 มีนาคม - 2 เมษายน 2560
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้รายงานสรุปผลการดำเนินงานตามมาตรการรองรับผลกระทบด้านพลังงานไฟฟ้า ในช่วงการหยุดจ่ายก๊าซฯ ฝั่งตะวันตก (แหล่งยาดานา) ระหว่างวันที่ 25 มีนาคม – 2 เมษายน 2560 ได้ดังนี้ (1) ปริมาณการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงทดแทนก๊าซฯ ต่ำกว่าแผน โดยแผนการใช้เชื้อเพลิงในช่วงการทำงานวันที่ 24 มีนาคม – 3 เมษายน 2560 คาดการณ์ว่าจะมีการใช้น้ำมันเตา และน้ำมันดีเซลในปริมาณ 102 และ 13.9 ล้านลิตร ตามลำดับ แต่ระหว่างวันที่ 24 มีนาคม – 2 เมษายน 2560 มีปริมาณการใช้จริงของน้ำมันเตาอยู่ที่ 28.98 ล้านลิตร ส่วนน้ำมันดีเซลไม่มีการใช้ (2) ความต้องการใช้ไฟฟ้าจริงต่ำกว่าแผน โดยได้มีการคาดการณ์ว่า ในวันที่ 30 มีนาคม 2560 จะปริมาณการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) อยู่ที่ระดับ 28,250 เมกะวัตต์ แต่ค่าที่เกิดขึ้นจริงในระบบของ กฟผ.อยู่ที่ระดับ 26,220 เมกะวัตต์ และค่าที่เกิดขึ้นจริงในระบบของทั้ง 3 การไฟฟ้าที่อยู่ระดับ 27,051 เมกะวัตต์ (3) ภาพรวมระบบไฟฟ้ามีความมั่นคงตลอดช่วงการหยุดจ่ายก๊าซฯ เนื่องจาก 4 สาเหตุหลัก คือ สภาพอากาศที่มีฝนตก และอุณหภูมิต่ำลงจากพายุฤดูร้อน มาตรการความร่วมมือลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) ระหว่างวันที่ 27 - 31 มีนาคม 2560 ปตท. สามารถจ่ายก๊าซฯ ฝั่งตะวันออกเพื่อทดแทนก๊าซฯ ฝั่งตะวันตกได้มากกว่าแผน และ ปตท.สามารถทำงานแล้วเสร็จก่อนแผนประมาณ 1 วัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง. ครั้งที่ 36 - วันอังคารที่ 7 มีนาคม 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2560 (ครั้งที่ 36)
เมื่อวันอังคารที่ 7 มีนาคม 2560 เวลา 14.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
3. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมีนาคม 2560
4. การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG กรณีการนำเข้าและส่งออกก๊าซ LPG
5. การใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมัน
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายประเสริฐ สินสุขประเสริฐ)
แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานโลกและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในเดือนกุมภาพันธ์ 2560 ยังอยู่ในระดับทรงตัว แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปริมาณแหล่งขุดเจาะน้ำมันดิบ และปริมาณน้ำมันดิบสำรองเชิงพาณิชย์ของประเทศสหรัฐฯ มีจำนวนเพิ่มมากขึ้น รวมทั้งปริมาณซื้อขายในตลาดซื้อขายล่วงหน้าสูงเป็นประวัติการณ์ ทั้งนี้ ในภาพรวมคาดการณ์ว่าราคาน้ำมันดิบจะทรงตัวอยู่ที่ประมาณ 50-55 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ส่วนราคาน้ำมันสำเร็จรูปยังทรงตัวตามราคาน้ำมันดิบ แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาน้ำมันสำเร็จรูปปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากเริ่มเข้าสู่ ช่วงเทศกาลถือศีลอดและช่วงท่องเที่ยวของชาวมุสลิม รวมทั้งโรงกลั่นในทวีปเอเชียจะปิดซ่อมบำรุงตามแผน ช่วงเดือนมีนาคม – เมษายน 2560 (2) ราคาก๊าซ LPG ในเดือนมีนาคม 2560 ราคา CP (Contract Price) อยู่ที่ 540 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อนหน้า จำนวน 15 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากราคาโพรเพน (C3) ปรับตัวลดลง ทั้งนี้ คาดการณ์ว่าราคา CP เดือนเมษายน 2560 จะยังทรงตัวอยู่ที่ประมาณ 500 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) ราคาถ่านหิน ในภาพรวมยังทรงตัวอยู่ที่ประมาณ 70 - 80 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากประเทศจีนปรับลดปริมาณการผลิตถ่านหินลง รวมทั้งประเทศอังกฤษปิดโรงไฟฟ้าถ่านหินเพิ่มเติมเพื่อให้เป็นไปตามแผนการปรับลดปริมาณก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ของประเทศ และ (4) ราคาก๊าซ LNG ในเดือนกุมภาพันธ์ 2560 ราคาปรับตัวลดลง โดยเฉลี่ยอยู่ที่ 6.8 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียูและในเดือนมีนาคม 2560 ราคา LNG ยังคงมีทิศทางปรับตัวลดลง เนื่องจากหมดช่วงฤดูหนาวของหลายประเทศ ปริมาณการผลิตก๊าซ LNG ของประเทศออสเตรเลียและมาเลเซียเพิ่มสูงขึ้น แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากท่อส่ง LNG ของประเทศไนจีเรียระเบิด แต่ล่าสุดสามารถควบคุมสถานการณ์ได้แล้วและเริ่มส่งออกก๊าซ LNG ได้ตามปกติ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
ความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558 – 2579 (Oil Plan 2015) ไตรมาสที่ 1 ปี 2560 แบ่งเป็น 2 ส่วน คือ (1) ส่วนที่มีความก้าวหน้าในการดำเนินงาน คือ มาตรการที่ 5 สนับสนุนการลงทุนในระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิง ได้แก่ การสนับสนุนระบบโลจิสติกส์ที่มีประสิทธิภาพโดยการพัฒนาระบบขนส่งน้ำมันทางท่อ ปัจจุบันสายเหนืออยู่ระหว่างการพิจารณารายงาน EIA ของคณะกรรมการ ผู้ชำนาญการของสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) ส่วนสายตะวันออกเฉียงเหนือเมื่อเดือนมกราคม 2560 กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้เข้าชี้แจงรายละเอียดโครงการเบื้องต้นต่อผู้ว่าราชการทั้ง 5 จังหวัด (จังหวัดสระบุรี จังหวัดลพบุรี จังหวัดชัยภูมิ จังหวัดนครราชสีมา และจังหวัดขอนแก่น) ขณะนี้อยู่ระหว่างการเตรียมการเพื่อจัดประชุมรับฟังความคิดเห็นของผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในพื้นที่ที่ท่อพาดผ่าน และการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ ปัจจุบัน ธพ. ได้ยกเลิกการคัดเลือกที่ปรึกษา เนื่องจากมูลนิธิเพื่อสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย บริษัทที่ปรึกษาที่ผ่านการคัดเลือกให้เหลือน้อยราย จำนวน 1 ราย ไม่ประสงค์จะดำเนินการศึกษา (เนื่องจากเงื่อนไขเรื่องระยะเวลา และผู้เชี่ยวชาญจากต่างประเทศ) และ (2) ส่วนที่ความก้าวหน้าในการดำเนินงานยังคงเดิม คือ มาตรการที่ 2 บริหารจัดการชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม ได้แก่ การบริหารจัดการชนิดของเชื้อเพลิงให้เหมาะสมกับกลุ่มผู้ใช้ต่างๆ กรณี NGV ซึ่งที่ผ่านมามีการเปิดให้บริการสถานีบริการก๊าซธรรมชาติเฉพาะตามแนวท่อก๊าซ จำนวน 1 สถานี และได้ดำเนินการก่อสร้างศูนย์พักรถขนส่งสินค้าพร้อมสถานีบริการก๊าซธรรมชาติ (NGV Terminal Hub) เฟสแรกแล้วเสร็จและเปิดบริการแล้ว ปัจจุบันอยู่ระหว่างก่อสร้างวางท่อเพื่อเปลี่ยนเป็นสถานีแนวท่อ จำนวน 1 แห่ง ส่วนการลดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิง ธพ. ได้ชะลอการยกเลิกน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 เนื่องจากสถานการณ์ปริมาณเอทานอลเริ่มไม่คงที่จึงต้องรอความชัดเจนของนโยบาย และการกำหนดมาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิงภูมิภาคอาเซียน ปัจจุบันอยู่ระหว่างรอข้อคิดเห็นเกี่ยวกับข้อเสนอการจัดทำร่างมาตรฐานน้ำมันอาเซียนของประเทศสมาชิกอาเซียน จากสำนักความร่วมมือระหว่างประเทศ นอกจากนี้ยังมีในส่วนของมาตรการที่ 4 ผลักดันการใช้เชื้อเพลิง เอทานอลและไบโอดีเซล ตามแผน AEDP 2015 ได้แก่ ศึกษาการกำหนดมาตรฐานน้ำมันดีเซลที่ผสมไบโอดีเซล ในสัดส่วนร้อยละ10 ซึ่งปัจจุบัน ธพ. อยู่ระหว่างดำเนินการศึกษารวบรวมและติดตามข้อมูล
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมีนาคม 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควตาการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน ในระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPGณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของกรมธุรกิจพลังงาน ในส่วนของการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน คือ ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม ส่วนที่ 2 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ โดยให้ ราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง + ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ทั้งนี้ เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ และ (2) อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนผลิตและจัดหา โดยยกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซ ที่นำเข้าจากต่างประเทศ โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรของ โรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับ การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนมีนาคม 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ต้นทุนเดือนกุมภาพันธ์ – เมษายน 2560 เพิ่มขึ้นจากเดือนพฤศจิกายน 2559 – มกราคม 2560 ที่ 0.1177 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.2638 บาทต่อกิโลกรัมเป็น 13.3815 บาทต่อกิโลกรัม (2) โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก ต้นทุนอ้างอิงราคาตลาดโลกที่สูตรราคา CP โดยต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในเดือนมีนาคม 2560 เท่ากับ 540 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) การนำเข้า ต้นทุนเดือนมีนาคม 2560 อยู่ที่ 584.7996 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (20.5787 บาทต่อกิโลกรัม) และ (4) บริษัท ปตท.สผ. สยาม จำกัด ต้นทุนเดือนกุมภาพันธ์ – เมษายน 2560 เพิ่มขึ้น 0.20 บาท ต่อกิโลกรัม จาก 15.00 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.20 บาทต่อกิโลกรัม โดยสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เดือนมีนาคม 2560 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 540 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนกุมภาพันธ์ 2560 อยู่ที่ 35.1893 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับลดลง 0.9327 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 21.5114 บาทต่อกิโลกรัม (604.0595 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 20.5787 บาทต่อกิโลกรัม (584.7996 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และราคา ณ โรงกลั่นของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคปิโตรเคมีที่อ้างอิงราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average) ปรับลดลง 0.2624 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 15.6913 บาทต่อกิโลกรัม (440.6266 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 15.4289 บาทต่อกิโลกรัม (438.4531 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
3. เพื่อเป็นการลดภาระการชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ และเตรียมการในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในอนาคต ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2560 มีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของก๊าซ LPG อยู่ที่ 6,961 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.96 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับลดการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ ลง 0.9327 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 7.5663 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 6.6336 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมัน#1) มีรายรับจำนวน 1,887 ล้านบาทต่อเดือน และมีรายจ่ายเพื่อทำการรักษาระดับราคาขายปลีก ก๊าซ LPG (กองทุน#2) จำนวน 2,330 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น กองทุนน้ำมันฯ (#1 และ #2) มีรายจ่ายสุทธิ 443 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งเป็นภาระที่ลดลงจากเดือนกุมภาพันธ์ 2560 จำนวน 47 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือน มีนาคม 2560 ดังนี้
(1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 13.3815 บาทต่อกิโลกรัม
(2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 19.0022 บาทต่อกิโลกรัม
(3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 20.5787 บาทต่อกิโลกรัม
(4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.2000 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร กิโลกรัมละ 6.6336 บาท
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 6 พ.ศ. 2560 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 8 มีนาคม 2560 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 4 การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG กรณีการนำเข้าและส่งออกก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 9 มกราคม 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบกำหนดให้ผู้นำเข้าก๊าซ LPG ต้องรายงานปริมาณและราคาจริงของการนำเข้าก๊าซ LPG ให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) รับทราบ โดยให้ ธพ. เป็นหน่วยงานหลัก พร้อมด้วยสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ดำเนินการศึกษามาตรการรองรับความเสียหายอันเกิดจากการชดเชยราคาส่วนต่างจากการนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน และให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ต้องจำหน่ายก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติให้แก่ผู้ค้าทุกรายที่มีความต้องการซื้อ ในช่วงเวลาก่อนการเปิดบริการคลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA) รวมทั้งให้ ธพ. และ สนพ. ทบทวนหลักการ การขออนุญาตส่งออกก๊าซ LPG นอกราชอาณาจักร และทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร กรณีได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักร และนำมาเสนอให้ กบง. พิจารณาอีกครั้ง ซึ่งจากสถานการณ์ก๊าซ LPG ภายหลังจากการเปิดเสรีการนำเข้าก๊าซ LPG เมื่อวันที่ 10 มกราคม 2560 ช่วงเดือนมกราคม – พฤษภาคม 2560 สรุปได้ว่า เดือนมกราคม 2560 ก๊าซ LPG สำหรับใช้ในประเทศยังขาดอยู่ประมาณ 7,987 ตัน และเดือนกุมภาพันธ์ขาดอยู่ประมาณ 2,506 ตัน ทั้งนี้ กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ให้ผู้ค้าก๊าซ LPG บริหารจัดการดึงก๊าซ LPG ในสต็อกของตนเองมาใช้ ตั้งแต่เดือนมีนาคม-พฤษภาคม 2560 ทำให้เดือนมีนาคม 2560 มีปริมาณก๊าซ LPG ส่วนเกิน 48,701 ตัน เดือนเมษายน 2560 มีปริมาณก๊าซ LPG ส่วนเกิน 26,753 ตัน และเดือนพฤษภาคม 2560 มีปริมาณก๊าซ LPG ส่วนเกิน 21,281 ตัน
2. การจัดทำมาตรการรองรับความเสียหายอันเกิดจากการชดเชยราคาส่วนต่างจากการนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน โดย ธพ. ได้ยกร่างประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดเงื่อนไขการนำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลวของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 พ.ศ. .... โดยมีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) ให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่มีปริมาณการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อนำมาจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงในราชอาณาจักรปฏิบัติ ต้องทำสัญญายินยอมชดใช้ค่าเสียหายกรณีไม่นำเข้าตามแผน มีการแจ้งยืนยันการปฏิบัติตามแผนการนำเข้าก่อนเรือนำเข้ามาถึงเขตท่าศุลกากรล่วงหน้าเป็นเวลาไม่น้อยกว่า 3 วัน และแจ้งรายละเอียดเกี่ยวกับปริมาณ ราคา และค่าใช้จ่ายที่เกิดจากการนำเข้าก๊าซ LPG ภายใน 5 วัน นับแต่วันที่เข้ามาในราชอาณาจักรแล้วเสร็จ (2) อธิบดี ธพ. จะพิจารณาสั่งให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้าก๊าซ LPG เป็นกรณีฉุกเฉิน เมื่อมีเหตุอันอาจทำให้เกิดภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG และกระทบต่อความมั่นคงของประเทศ จากเหตุอย่างหนึ่งอย่างใด เช่น ได้รับแจ้งว่าผู้ผลิตก๊าซ LPG ภายในประเทศมีปัญหาปิดซ่อมแซมฉุกเฉิน และผู้ค้าน้ำมันไม่นำเข้าตามแผนการนำเข้าที่ได้แจ้งไว้ เป็นต้น ทั้งนี้ ให้เสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบก่อนออกคำสั่ง (3) หากผู้ค้าน้ำมันไม่ดำเนินการตามแผนการนำเข้าก๊าซ LPG จนเป็นเหตุให้จำเป็นต้องสั่งให้มีการนำเข้าเป็นกรณีฉุกเฉิน อธิบดี ธพ. จะออกคำสั่งเป็นหนังสือกำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันชำระเงินชดเชยค่าเสียหายตามที่ได้ให้ความยินยอม ภายใน 30 วันนับแต่วันที่ทราบคำสั่ง (4) หากผู้ค้าน้ำมันไม่ชำระเงินโดยถูกต้องครบถ้วนภายในระยะเวลาที่กำหนด อธิบดี ธพ. จะมีหนังสือเตือนให้ผู้ค้าน้ำมันชำระเงินภายในระยะเวลาที่กำหนดอีกครั้งหนึ่งแต่ต้องไม่น้อยกว่า 7 วัน ถ้าไม่มีการปฏิบัติตามคำเตือนจะพิจารณาใช้มาตรการบังคับทางปกครองโดยการยึดหรืออายัดทรัพย์สินและขายทอดตลาดเพื่อชำระเงินให้ครบถ้วน ตามกฎหมายว่าด้วยวิธีปฏิบัติราชการทางปกครองต่อไป (5) ผู้ค้าน้ำมันที่ไม่ได้นำเข้าก๊าซ LPG ตามแผนที่แจ้งไว้ในเดือนใด ไม่ว่าการไม่นำเข้าตามแผนดังกล่าวจะส่งผลให้มีการสั่งนำเข้าก๊าซ LPG เป็นกรณีฉุกเฉินหรือไม่ก็ตาม ให้ถือว่าเป็นการไม่ปฏิบัติตามเงื่อนไขเกี่ยวกับการดำเนินการค้าที่ออกตามมาตรา 8 แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ซึ่งจะถูกลงโทษตามมาตรา 36 จำคุกไม่เกิน 6 เดือน หรือปรับไม่เกิน 50,000 บาท หรือทั้งจำทั้งปรับ (6) รัฐมนตรีอาจพิจารณาเพิกถอนใบอนุญาตเป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 เมื่อผู้ค้าน้ำมันไม่นำเข้าตามแผน 3 ครั้ง ใน 1 ปีปฏิทิน (7) ผู้ค้าน้ำมันที่ไม่อาจดำเนินการตามแผน การนำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว อันเนื่องมาจากเหตุสุดวิสัย ไม่ต้องรับผิดในค่าเสียหาย และยกเว้นความผิดตามมาตรา 36 ทั้งนี้ ให้ผู้ค้าน้ำมันแจ้งเหตุหรือพฤติการณ์ดังกล่าว พร้อมหลักฐานเป็นหนังสือ ให้อธิบดี ธพ. ทราบภายใน 7 วัน นับถัดจากวันที่เหตุนั้นสิ้นสุดลง และให้เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณา และ (8) การพิจารณายกเลิกประกาศฯ เมื่อเกิดกรณีใดกรณีหนึ่ง ได้แก่ โครงสร้างราคาก๊าซ LPG ถูกกำหนดโดยอุปสงค์และอุปทาน หรือกลไกตลาด สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงและมีการแข่งขันอย่างเสรี ไม่มีการควบคุมการนำเข้าหรือการส่งออกที่เป็นอุปสรรคต่อการค้าก๊าซ LPG ระหว่างประเทศ เมื่อพ้น 3 ปี นับแต่วันที่ประกาศนี้มีผลใช้บังคับ
3. มาตรการเพิ่มสำรองก๊าซ LPG ธพ. ได้ยกร่างประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดชนิดและอัตรา หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการคำนวณปริมาณสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... โดยมีสาระสำคัญ ดังนี้ ระยะที่หนึ่ง (วันที่ 1 กรกฎาคม – 30 กันยายน 2560) เพื่อปรับให้เกิดความมั่นคงทางพลังงานของประเทศเพิ่มขึ้น โดยยกเลิกการให้เงื่อนไขการผ่อนปรนการเก็บสำรอง LPG ในแต่ละวันไว้ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 70 ของปริมาณที่มีหน้าที่ต้องเก็บสำรองส่งผลให้ผู้ค้าต้องสำรอง LPG ในแต่ละวันเท่ากับปริมาณที่มีหน้าที่ต้องสำรอง (ร้อยละ 100) โดยกำหนดอัตราสำรอง LPG ร้อยละ 1 ทั้งจากการผลิตในประเทศและการนำเข้า และคงอัตราสำรองก๊าซธรรมชาติ ที่ร้อยละ 0.5 ระยะที่สอง (วันที่ 1 ตุลาคม 2560 – 31 ธันวาคม 2563) คงอัตราสำรอง LPG ที่ผลิตภายในประเทศและก๊าซธรรมชาติเท่าเดิมที่อัตราร้อยละ 1 และร้อยละ 0.5 ตามลำดับ แต่เพิ่มอัตราสำรอง LPG นำเข้า เป็นร้อยละ 1.5 เพื่อให้เกิดความเสมอภาคระหว่างการจัดหาภายในประเทศ และการนำเข้า และระยะที่สาม (ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 เป็นต้นไป) ปรับเพิ่มอัตราสำรอง LPG ที่มาจากการผลิตภายในประเทศจากร้อยละ 1 เป็นร้อยละ 2.5 และเพิ่มอัตราสำรองก๊าซธรรมชาติจากร้อยละ 0.5 เป็นร้อยละ 1.5 และเพิ่มอัตราสำรอง LPG นำเข้า เป็นร้อยละ 4 ส่งผลให้จำนวนวันที่สำรองก๊าซ LPG เพียงพอใช้ได้เพิ่มขึ้นจาก 5 วัน เป็นประมาณ 15 วัน
4. การส่งออกก๊าซ LPG หลังเปิดเสรีนำเข้า ในส่วนของการเปิดเสรีนำเข้าก๊าซ LPG จำเป็นต้องปรับเปลี่ยนการกำหนดหลักเกณฑ์การส่งออกก๊าซ LPG ของประเทศให้มีความยืดหยุ่นมากขึ้น โดยเห็นควรให้ผู้ค้าสามารถขออนุญาตส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศได้ เพื่อเป็นการรักษาสมดุลการผลิตและจัดหาให้สอดคล้องกับความต้องการภายในประเทศ โดยให้ ธพ. เป็นผู้อนุญาตการส่งออกก๊าซ LPG โดยให้พิจารณาการส่งออกเป็นรายเที่ยว กรณีการขออนุญาตส่งออกก๊าซ LPG จากปริมาณที่ผลิตได้ในประเทศ จะพิจารณาอนุญาตให้ส่งออกได้ในกรณีที่ประเทศมีก๊าซ LPG เพียงพอใช้แล้ว และยังมีส่วนเกินปริมาณจัดหาอยู่ โดยจะอนุญาตให้ส่งออกได้ไม่เกินกว่า ปริมาณจัดหาส่วนที่เกินกว่าความต้องการใช้ภายในประเทศเท่านั้น และหากได้รับอนุญาตให้ส่งออก ผู้ค้ามีหน้าที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามหลักเกณฑ์ที่กำหนด ส่วนการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า รัฐยังคงกำหนดราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกฯ ที่หลักเกณฑ์ของราคา Cost Plus และราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นฯ ที่หลักเกณฑ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) แต่ในบางกรณีราคาที่รัฐกำหนดดังกล่าวอาจจะต่ำกว่าราคาที่ผู้ผลิตควรจะได้หากผู้ผลิตทำการส่งออกเอง ดังนั้น ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ จึงจำเป็นต้องกำหนดเงื่อนไขการส่งออกที่จำเป็นเพิ่มเติมเพื่อให้ผู้ผลิตจำหน่ายก๊าซ LPG เข้าสู่ระบบภายในประเทศเป็นหลัก โดยต้องมีการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับก๊าซที่อนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักรเท่ากับส่วนต่างของราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง (CP+X) และราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (Cost Plus) ดังสูตร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกโดยโรงแยกฯ = (CP+X) – ราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ โรงแยกก๊าซฯ สามารถส่งออกก๊าซ LPG ได้ในกรณีที่กรมธุรกิจพลังงานพิจารณาเห็นชอบแล้วว่าเป็นการส่งออกก๊าซ LPG ในกรณีจำเป็นเท่านั้น ส่วนการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร โดยโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก สำหรับก๊าซที่อนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักร เท่ากับส่วนต่างของ ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง (CP+X) และราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและ โรงอะโรเมติกที่อิงราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) ดังสูตร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกโดยโรงกลั่นฯ = (CP+X) – CP
มติของที่ประชุม
1. รับทราบมาตรการรองรับความเสียหายอันเกิดจากการชดเชยราคาส่วนต่างจากการนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉินของกรมธุรกิจพลังงาน
2. เห็นชอบหลักการการขออนุญาตส่งออกก๊าซ LPG นอกราชอาณาจักร ดังนี้
(1) ให้กรมธุรกิจพลังงานเป็นผู้ควบคุมดูแลการส่งออกเนื้อก๊าซ LPG โดยให้พิจารณาการขออนุญาตส่งออกเป็นรายเที่ยว
(2) อนุญาตให้ส่งออกก๊าซ LPG จากปริมาณที่ผลิตได้ในประเทศ จะพิจารณาอนุญาตเฉพาะผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่เป็นผู้ผลิตก๊าซ LPG และในปริมาณไม่เกินกว่าส่วนที่เกินกว่าความต้องการใช้ภายในประเทศ
3. เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร กรณีได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักร ดังนี้
(1) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรโดย โรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักรตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เท่ากับส่วนต่างของราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง (CP+X) และราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (Cost Plus)
(2) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักร โดยโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก สำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักรตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เท่ากับส่วนต่างของราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง (CP+X) และราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติกที่อิงราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP)
โดยที่ ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) คือ ราคาประกาศเปโตรมิน ณ ราสทานูรา ซาอุดิอาราเบีย ด้วยสัดส่วนระหว่างโพรเพนและบิวเทน 50:50 ณ เดือนที่คำนวณราคา
4. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักรตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 กิโลกรัมละ 7.1972 บาท
5. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักร โดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก สำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักรตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 กิโลกรัมละ 1.5765 บาท
6. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินคืนกองทุนสำหรับก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักร ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 กิโลกรัมละ 6.6336 บาท
ทั้งนี้ ให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานตามคำแนะนำของผู้แทนจากสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
เรื่องที่ 5 การใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมัน
สรุปสาระสำคัญ
เนื่องจากช่วงเดือนมกราคม - มีนาคม 2560 ราคาน้ำมันตลาดโลกอยู่ในช่วงขาขึ้นที่ประมาณ 50 - 55 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล จึงมีคำถามว่ากองทุนน้ำมันฯ ซึ่งมีฐานะสุทธิอยู่ที่ประมาณ 3.3 หมื่นล้านบาท จะมีบทบาทในการดูแลราคาน้ำมันอย่างไร ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอหลักการ 3 ข้อ ดังนี้
1. หากราคาน้ำมันปรับขึ้นสูงกว่าราคาฐานซึ่งต้องพิจารณาอีกครั้งว่าราคาฐานควรอยู่ระดับใด กองทุนน้ำมันฯ จะเข้าช่วยครึ่งหนึ่งและราคาขายปลีกจะปรับขึ้นครึ่งหนึ่ง (Half – Half Concept) เพื่อไม่ให้ราคาขายปลีกปรับขึ้นในอัตราที่สูงมากเกินไป แต่จะไม่ช่วยทั้งหมดเพราะหากต้องการยกเลิกการช่วยเหลือภายหลังจะดำเนินการ ได้ยาก ตัวอย่างหลักการ Half – Half กรณีน้ำมันดีเซล สมมติว่ากำหนดราคาฐานไว้ที่ 65 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และเมื่อราคาน้ำมันดิบสูงถึงราคาฐาน กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าไปสนับสนุน ในช่วงที่ราคาน้ำมันดิบดูไบ 65 – 79 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยครึ่งหนึ่งตั้งแต่ 0.01 – 1.41 บาทต่อลิตร และอีกครึ่งหนึ่งจะเป็นการปรับขึ้นราคาขายปลีก ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกอยู่ในช่วง 28.59 – 29.99 บาทต่อลิตร
2. กำหนดเพดานราคาขายปลีก เมื่อราคาน้ำมันดิบขึ้นสูงมากอาจต้องมีการกำหนดเพดานราคาขายปลีกขั้นสูงไว้ เช่น ปัจจุบันราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ประมาณ 54 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล หรือเทียบเท่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลที่ประมาณ 26.59 บาทต่อลิตร ดังนั้น อาจจะมีเพดานราคาขายปลีกขั้นที่หนึ่ง ที่ 28.59 บาทต่อลิตร ในระยะเวลา 3 เดือน และจากนั้นอาจจะมีเพดานราคาขายปลีกที่ 29.99 บาทต่อลิตร อีกหนึ่งครั้ง ซึ่งตัวเลขเหล่านี้สามารถปรับเปลี่ยนได้ แต่หลักการคือมีเพดานราคาขายปลีกโดยอาจจะมี 1 ขั้น หรือ 2 ขั้น แล้วแต่การพิจารณา ของ กบง.
3. หากราคาน้ำมันดิบดูไบสูงเกินค่าใดค่าหนึ่ง อาจจะต้องใช้ภาษีสรรพสามิตมาช่วย ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ประมาณการว่ากองทุนน้ำมันฯ จะสามารถช่วยเหลือได้จนราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกสูงถึง 80 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล โดยจะยกตัวอย่าง 2 กรณี ดังนี้ กรณีที่ 1 กำหนดราคาฐานไว้ที่ 65 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และกำหนดเพดานราคาขายปลีกไว้ที่ 29.99 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มเข้าช่วยที่ระดับราคาน้ำมันดิบดูไบอยูที่ 65 – 72 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล โดยกองทุนน้ำมันฯ ช่วยตั้งแต่ 0.01 – 0.71 บาทต่อลิตร ซึ่งทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันอยู่ในช่วง 28.59 - 29.29 บาทต่อลิตร ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีภาระที่ 648 ล้านบาทต่อเดือน และหากราคาน้ำมันดิบดูไบปรับขึ้นเป็น 72 – 79 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเข้าไปช่วยตามหลักการ Half – Half โดยจะชนเพดานที่ 79 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยที่ประมาณ 1.4 บาทต่อลิตร ซึ่งจะทำให้มีรายจ่ายที่ประมาณ 2 พันล้านบาทต่อเดือน และหากน้ำมันดิบเพิ่มขึ้นไปถึง 79 เหรียญฯสหรัฐต่อบาร์เรล หรือมากกว่า กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยที่ประมาณ 2 บาทต่อลิตร ซึ่งจะทำให้มีรายจ่ายอยู่ที่ประมาณ 3,600 บาทต่อเดือน สำหรับกรณีน้ำมันดีเซล และส่วนที่เหลือภาษีสรรพสามิตจะต้องลดลง ซึ่งปัจจุบันอัตราภาษีสรรพสามิตอยู่ที่ 5.85 บาทต่อลิตร จากฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในปัจจุบันจะช่วยได้ประมาณ 8-9 เดือน ตามตัวอย่างที่กล่าวแล้วเป็นกรณีน้ำมันดีเซล โดยหลักการนี้จะใช้ทั้งน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซล กรณีการช่วยน้ำมันเบนซินด้วย รายจ่ายทั้งหมดจะอยู่ที่ประมาณ 5 พันล้านบาทต่อเดือน กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยได้ประมาณ 6 เดือน และกรณีที่ 2 ราคาฐานไว้ที่ 55 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และกำหนดเพดานราคาขายปลีกไว้ที่ 26.99 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯ เริ่มเข้าช่วยที่ระดับราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 55 – 59 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยที่ประมาณ 0.40 บาทต่อลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันอยู่ในช่วง 26.59 - 26.99 บาทต่อลิตร และในหลักการเดียวกันหากราคาน้ำมันดิบดูไบขยับขึ้น กองทุนน้ำมันฯ จะเข้าช่วยครึ่งหนึ่งจนถึงเพดาน และหากราคาน้ำมันดิบดูไบสูงกว่า 70 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล กองทุนน้ำมันฯ จะเข้าช่วยที่ประมาณ 3 บาทต่อลิตร ซึ่งจะทำให้ภาระกองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ประมาณ 5,400 ล้านบาทต่อเดือนสำหรับกรณีน้ำมันดีเซล และส่วนที่เหลือภาษีสรรพสามิตจะต้องลดลง และหากรวมน้ำมันเบนซินด้วยซึ่งจะมีค่าใช้จ่ายอยู่ที่ประมาณ 2,500 ล้านบาทต่อเดือน ทำให้มีค่าใช้จ่ายรวมทั้งหมดประมาณ 8,000 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานจัดทำข้อเสนอการใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการราคาน้ำมันและให้นำเสนอในการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานครั้งต่อไป