![Super User](http://www.gravatar.com/avatar/8f29cc35bfcee5e137109c704783b4c7?s=100&default=https%3A%2F%2Feppo.go.th%2Fepposite%2Fcomponents%2Fcom_k2%2Fimages%2Fplaceholder%2Fuser.png)
Super User
กบง. ครั้งที่ 23 - วันอังคารที่ 17 พฤษภาคม พ.ศ. 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 11/2559 (ครั้งที่ 23)
เมื่อวันอังคารที่ 17 พฤษภาคม 2559 เวลา 09.30 น.
3.แนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มในกิจการพลังงาน
4.การเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น
5.รายงานความก้าวหน้าการลอยตัวราคา NGV
ผู้มาประชุม
1. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
9. ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
1.เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบแนวทาง การดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 ดังนี้ กลุ่มที่ 1 :SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561 เห็นควรให้ได้รับการต่ออายุสัญญาเดิมออกไปอีก 3 - 5 ปี โดยรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมเข้าสู่ระบบของ กฟผ. ในปริมาณที่น้อยสุด ด้วยสัญญาที่เหมาะสมและเป็นธรรม และกลุ่มที่ 2 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562– 2568 เห็นควรให้ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียง เฉพาะโรงไฟฟ้าที่มีสถานที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม หรือกลุ่มโรงงานขนาดใหญ่ ที่มีการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำหรือน้ำเย็นปริมาณมากเท่านั้น โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับหลักการและแนวทางที่ กพช. ให้ความเห็นชอบ ไปพิจารณาดำเนินการในรายละเอียดเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติต่อไป
2.ในประเด็นต่างๆ พร้อมทั้งมีข้อเสนอแนวทางการดำเนินการ ดังนี้ (1) ปริมาณ
การรับซื้อไฟฟ้า ตามที่ กพช. ได้มีมติ เป็นปริมาณที่ต่ำกว่าความเหมาะสมอย่างมาก รวมทั้งการก่อสร้างโรงไฟฟ้าจะต้องคำนึงถึงเงินลงทุนและขนาดที่เหมาะสม ดังนั้น ควรมีการปรับเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเข้าสู่ระบบของ กฟผ. เป็นไม่เกิน 60 เมกะวัตต์ (2) อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามมติ กพช. เป็นการใช้ประโยชน์โรงไฟฟ้าไม่คุ้มค่า เนื่องจากโรงไฟฟ้ามีอายุการใช้งานประมาณ 30 ปี จึงขอปรับเพิ่มอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเป็น 25 ปี และ (3) ราคารับซื้อไฟฟ้า ตามที่ กพช. ได้มีมติ เป็นราคาที่ไม่เป็นธรรมและต่ำกว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของ SPP และได้เสนอแนวทางการกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า โดยโครงสร้างราคาอ้างอิงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภทสัญญา Firm ปี 2553 โดยมีการปรับลดอัตราต่างๆ ลง เช่น ค่าพลังไฟฟ้า ให้มีส่วนลดร้อยละ 10 จากสูตรราคาตามระเบียบปี 2553 และค่าพลังงานไฟฟ้า ให้มีการปรับลดอัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) ลงเป็น 7,900 บีทียูต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง
3. ต่อมา รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รมว.พน.) ในฐานะประธาน กบง. ได้มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปจัดทำรายละเอียดแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ให้สอดคล้องกับแนวทางที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบไว้
ซึ่งเมื่อวันที่ 11 ธันวาคม 2558 กกพ. ได้เสนอแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 เสนอต่อ รมว.พน. สรุปได้ดังนี้ กลุ่มที่ 1 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561 (ต่ออายุสัญญา) ให้มีระยะเวลาการต่อสัญญา3 ปีปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 60 เมกะวัตต์ และราคารับซื้อไฟฟ้าอยู่ที่ 2.6817 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง และกลุ่มที่ 2 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) ให้มีระยะเวลาสัญญา25 ปีปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าร้อยละ 40 ของกำลังผลิตสุทธิไฟฟ้ารวมไอน้ำ แต่ไม่เกิน 45 เมกะวัตต์ และราคารับซื้อไฟฟ้าอยู่ที่ 3.1830 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง
4. กระทรวงพลังงานพิจารณาแนวทางการดำเนินการของ กกพ. แล้ว เห็นว่ายังไม่สอดคล้องกับแนวทางตามมติ กพช. กระทรวงพลังงานจึงได้เชิญหน่วยงานต่างๆ ประกอบด้วย กกพ. การไฟฟ้าฝ่ายผลิต
แห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และสมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (สมาคมฯ) เข้าร่วมประชุมหารือแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560-2568 ให้ได้ข้อสรุป เพื่อเสนอต่อ กบง. และ กพช. ต่อไป ซึ่งสรุปแนวทางการดำเนินการได้ ดังนี้ กลุ่มที่ 1 : SPP ระบบ Cogeneration
ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561 (ต่ออายุสัญญา)ที่ประชุมเห็นด้วยกับแนวทางของ กกพ. ซึ่ง กกพ.
ได้พิจารณาแล้วว่าอัตราและปริมาณเสนอขายไฟฟ้าสอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558
แล้ว และกลุ่มที่ 2 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่)
ที่ประชุมได้พิจารณาแล้วเห็นควรให้ดำเนินการ ดังนี้ (1) การกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า เห็นควรให้ปรับปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม แต่ยังคงเป็นปริมาณที่น้อยที่สุดเพื่อให้สอดคล้องกับเจตนารมณ์ของมติ กพช. โดยให้รับซื้อในปริมาณไม่เกิน 30 เมกะวัตต์ และจะต้องไม่เกินร้อยละ 30 ของกำลังผลิตสุทธิ (Net Generation) ไอน้ำรวมไฟฟ้ารวมทั้งจะต้องไม่เกินกว่าปริมาณขายไฟฟ้าตามสัญญาเดิม ทั้งนี้ SPP ระบบ Cogeneration จะดำเนินการขายไฟฟ้าให้ กฟผ. ในรูปแบบสัญญา Firm โดยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปริมาณคงที่ตลอด 24 ชั่วโมง(2) ราคารับซื้อไฟฟ้า
ที่ประชุมได้มอบหมายให้ สนพ. นำราคารับซื้อไฟฟ้าตามแนวทางของ กกพ. ไปพิจารณาถึงความเหมาะสม
ซึ่ง สนพ. และหน่วยงานต่างๆ ประกอบด้วย สำนักงาน กกพ. กฟผ. และ กฟภ. ได้ประชุมหารือร่วมกันแล้ว พบว่าควรให้มีการปรับปรุงราคารับซื้อไฟฟ้าตามแนวทางของ กกพ. ในส่วนของค่า Heat Rate โดยคำนึงถึงค่า Heat Rate เฉลี่ยของ IPP เอกชน และต้นทุนการผลิตและจัดหาไฟฟ้าของ กฟผ. ที่ประชุมจึงเห็นควรให้ลดค่า Heat Rate ลงจาก 7,711 บีทียูต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง เป็น 7,409 บีทียูต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง ทั้งนี้ จากการประสานหารือกับสมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ทางสมาคมได้แจ้งว่าสามารถปรับค่า Heat Rate ลดลงได้ เป็น 7,660 บีทียู
ต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง เท่านั้น (3) การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำรอง (Standby Rate) กฟภ. ได้ขอให้ กกพ. พิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำรองให้มีความเหมาะสม เพื่อลดภาระการลงทุนของ กฟภ. และสะท้อนต้นทุนการให้บริการที่แท้จริงของ SPP ระบบ Cogeneration และ (4) ข้อเสนอเพิ่มเติม มีดังนี้
1) ที่ประชุมเห็นควรให้ SPP ระบบ Cogeneration หาลูกค้าอุตสาหกรรมที่รับซื้อไฟฟ้าโดยตรงเพิ่มขึ้น
และเห็นควรให้มีการปรับปรุงรูปแบบสัญญา Firm สำหรับ SPP ระบบ Cogeneration ในกลุ่มนี้ ให้สามารถ
ลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ โดยการลดปริมาณขายไฟฟ้าจะต้องแจ้งให้ กฟผ. ทราบล่วงหน้าภายใน
1 เดือน 2) ให้ กกพ. ไปพิจารณากำหนดแนวทางและหลักเกณฑ์ เพื่อให้ SPP ระบบ Cogeneration สามารถบริหารจัดการในการจัดหาก๊าซธรรมชาติเอง ผ่านข้อกำหนด TPA Code ได้ รวมถึงให้ SPP ระบบ Cogenerationสามารถเข้าร่วม SPP-Power Pool ได้ทันที เมื่อรัฐมีนโยบายจัดตั้งขึ้น และ 3) ให้มีการกำหนดพื้นที่ดำเนินการโครงการ SPP ระบบ Cogeneration โดยให้ดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียง เฉพาะโรงไฟฟ้าที่มีการจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำหรือน้ำเย็นให้แก่โรงงานที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม หรือกลุ่มโรงงานขนาดใหญ่ที่อยู่นอกนิคมอุตสาหกรรมแต่มีการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำหรือน้ำเย็นปริมาณมากเท่านั้น โดยเงื่อนไขสัดส่วนการจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำหรือน้ำเย็นให้เป็นไปตามที่ กกพ. กำหนด
5.SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ตามที่ได้มีการประชุมหารือ สรุปได้ดังนี้ กลุ่มที่ 1 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561 (ต่ออายุสัญญา) ให้มีระยะเวลาการต่อสัญญา3 ปีปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 60 เมกะวัตต์ และราคารับซื้อไฟฟ้าอยู่ที่ และกลุ่มที่ 2 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) ให้มีระยะเวลาสัญญา25 ปีปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 30 MW และไม่เกินร้อยละ 30 ของกำลังผลิตสุทธิ (Net Generation) ไฟฟ้ารวมไอน้ำ และจะต้องไม่เกินกว่าปริมาณขายไฟฟ้าตามสัญญาเดิม และราคารับซื้อไฟฟ้าอยู่ที่ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอ กบง. เพื่อพิจารณา ดังนี้ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป (2) มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาปรับปรุงรูปแบบสัญญา Firm ของ SPP ระบบ Cogeneration ในกลุ่มนี้ ให้สามารถลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ และพิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำรองให้มีความเหมาะสมต่อไป และ (3) มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานดำเนินการศึกษา SPP-Power Pool เพื่อนำเสนอ กบง. / กพช. ต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบการปรับแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 โดยดำเนินการตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ พร้อมทั้งเห็นควรให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ซึ่งมีรายละเอียดแนวทางการดำเนินการดังนี้
กลุ่มที่ 1 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561 (ต่ออายุสัญญา)
ระยะเวลาสัญญา | 3 ปี |
ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า | ไม่เกิน 60 MW และไม่เกินกว่าปริมาณขายไฟฟ้าตามสัญญาเดิม |
ราคารับซื้อไฟฟ้า ณ ราคาก๊าซ 263 บาท/MMBTU | 2.3753 บาท/kWh |
- อัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) | 8,282 BTU/kWh |
- ค่าบำรุงรักษา (O&M) | 0.1871 บาท/kWh |
- กองทุนพัฒนาไฟฟ้า | 0.0100 บาท/kWh |
กลุ่มที่ 2 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่)
ระยะเวลาสัญญา |
25 ปี |
ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า | ไม่เกิน 30 MW และไม่เกินร้อยละ 30 ของกำลังผลิตสุทธิ (Net Generation) ไฟฟ้ารวมไอน้ำ และจะต้องไม่เกินกว่าปริมาณขายไฟฟ้าตามสัญญาเดิม |
อัตรารับซื้อไฟฟ้า | 2.8186 บาท/kWh |
- อัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) | 7,409 BTU/kWh |
- ค่าพลังไฟฟ้า (CP1) | 0.5000 บาท/kWh |
- ค่าปฏิบัติการโรงไฟฟ้า (CP2) | 0.3100 บาท/kWh |
- ค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิง (EP1) ณ ราคาก๊าซ 263 บาท/MMBTU | 1.9486 บาท/kWh |
- ค่าใช้จ่ายต้นทุนผันแปร (EP2) | 0.0500 บาท/kWh |
- กองทุนพัฒนาไฟฟ้า | 0.0100 บาท/kWh |
โครงการ SPP ระบบ Cogeneration ที่ได้รับสิทธิ การก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ |
ให้ดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม |
หมายเหตุ ค่าพลังไฟฟ้า (CP1) ข้างต้นประเมิน ณ อัตราแลกเปลี่ยน 34 บาท/USD ข้างต้นประเมินภายใต้สมมติฐานการเดินเครื่องร้อยละ 80
2.รวมทั้งได้มีข้อเสนอแนะเพิ่มเติมดังนี้
2.1 เห็นควรมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาปรับปรุงรูปแบบสัญญา Firm ของ SPP ระบบ Cogeneration ในกลุ่มนี้ ให้สามารถลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ รวมถึงพิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การขอลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบล่วงหน้า เพื่อให้ SPP ระบบ Cogeneration สามารถหาลูกค้าอุตสาหกรรมที่รับซื้อไฟฟ้าโดยตรงเพิ่มขึ้น และลดปริมาณการขายไฟฟ้าเข้าระบบลงเรื่อยๆ
2.2 ควรแจ้งให้ SPP ระบบ Cogeneration ทราบว่าสามารถบริหารจัดการการจัดหาก๊าซธรรมชาติเอง ผ่านข้อกำหนด TPA Code ได้ และเห็นควรมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาทบทวนการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับ IPP และ SPP ให้มีความเหมาะสมรวมถึงให้ SPP ระบบ Cogeneration สามารถเข้าร่วม SPP-Power Pool ได้ทันที เมื่อรัฐมีนโยบายจัดตั้งขึ้น
2.3 จากการตรวจสอบพบว่า มีโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration เดิมที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาบางแห่ง ไม่ได้มีที่ตั้งอยู่ในเขตนิคมอุตสาหกรรม แต่ตั้งอยู่ติดหรืออยู่บริเวณใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม และมีการจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำให้แก่ลูกค้าในนิคม ดังนั้นเพื่อให้เป็นไปตามเจตนารมณ์ของ กพช. และเพื่อให้เกิดความชัดเจน จึงเห็นควรให้มีการกำหนดพื้นที่ดำเนินการโครงการ SPP ระบบ Cogeneration โดยให้ดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม
2.4 เห็นควรให้ กกพ. พิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำรองให้มีความเหมาะสม เพื่อลดภาระการลงทุนของ กฟภ. และสะท้อนต้นทุนการให้บริการที่แท้จริงของการ SPP ระบบ Cogeneration
เรื่องที่ 2 การยกเว้นค่าธรรมเนียมในการตรวจสอบด้านเครื่องวัดหน่วยไฟฟ้าสำหรับโครงการนำร่อง
(Pilot Project) การส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี 100 เมกะวัตต์
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2558 สภาปฏิรูปแห่งชาติ (สปช.) เห็นชอบข้อเสนอโครงการปฏิรูปเร็ว (Quick win) เรื่อง โครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี (ระบบผลิตไฟฟ้าด้วยแสงอาทิตย์สำหรับบ้านและอาคาร) ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 7 พฤษภาคม 2558 ที่ประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบหลักการ การดำเนินโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี (โครงการส่งเสริมฯ) โดย (1) เน้นให้เป็นการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในบ้านและอาคารเป็นหลักแล้วจึงขายไฟฟ้าส่วนที่เกินให้แก่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายให้น้อยที่สุด โดยราคารับซื้อไฟฟ้า
ต้องไม่ก่อภาระต่อประชาชน (2) มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รับไปดำเนินโครงการฯ โดยให้ดำเนินการในรูปแบบโครงการนำร่อง (Pilot Project) ก่อน และให้ กฟภ. และ กฟน. คัดเลือกพื้นที่
ในการดำเนินโครงการนำร่อง (3) ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องประกอบด้วย พพ. สนพ. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ประเมินผลโครงการฯ หากได้ผลดีสามารถบรรลุเป้าหมายที่กำหนด ก็ให้พิจารณาแนวทางขยายผลการปฏิบัติไปทั่วทุกภูมิภาค
ของประเทศ และ (4) รายงานความก้าวหน้าการดำเนินโครงการส่งเสริมฯ ให้ กบง. ทราบเป็นระยะๆ ต่อไป
2.เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2559 กบง. ได้มีมติรับทราบแนวทางการดำเนินงานโครงการนำร่องการส่งเสริม
การติดตั้งโซลาร์รูฟแบบเสรี ที่ พพ. นำเสนอและมีประเด็นให้พิจารณาเพิ่มเติมดังนี้ (1) ประเด็นการซื้อขายไฟฟ้า
ในอนาคต อาจต้องมีการพิจารณาราคาให้เหมาะสม (2) ควรมีการศึกษาระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าให้ชัดเจนก่อนดำเนินการ (3) การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายควรมีการศึกษาแนวทางป้องกันและแก้ไขปัญหาทางเทคนิค จากการ
เกิดกระแสไฟฟ้าไหลย้อนจากการดำเนินการโครงการนำร่อง และ (4) เพื่อให้การดำเนินการเกิดความชัดเจนมากขึ้น ควรมีการจัดตั้งคณะทำงานที่จะเข้ามากำกับดูแลการดำเนินการดังกล่าว
3.เมื่อวันที่ 25 มกราคม 2559 พพ. ได้จัดตั้งคณะทำงานกำหนดแนวทางและประสานงาน กำกับติดตามโครงการนำร่อง การส่งเสริมการการติดตั้งโซลาร์รูฟแบบเสรี โดยมี พพ. เป็นประธานฯ และเลขานุการคณะทำงานฯ โดยองค์ประกอบของคณะทำงานฯ ประกอบด้วยหน่วยงานที่เกี่ยวข้องหลักๆ เช่น สนพ. และการไฟฟ้าฯ ซึ่งต่อมา พพ. ได้รายงานผลการพิจารณาแนวทางการดำเนินงานโครงการนำร่องฯ ให้ กบง. ทราบแล้ว เมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2559 และได้รายงานแนวทางการดำเนินงานโครงการนำร่องฯ จำนวน 100 เมกะวัตต์ ให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) รับทราบ เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559
4.คณะทำงานฯ ได้ร่วมกันจัดทำร่างหลักเกณฑ์และแนวทางการดำเนินการโครงการนำร่องฯ และ พพ.
ได้ทำหนังสือลงวันที่ 30 มีนาคม 2559 ส่งให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เพื่อพิจารณาจัดทำระเบียบและประกาศที่เกี่ยวข้องพร้อมรับฟังความเห็น ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 1 เมษายน 2559 คณะอนุกรรรมการกำกับการดูแลการจัดหาไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ได้พิจารณาร่างหลักเกณฑ์และแนวทางการดำเนินการโครงการนำร่องฯ ดังกล่าว และได้มีการปรับแก้ไขและส่งให้ ฝ่ายกฎหมาย สกพ. พิจารณา และอยู่ระหว่างดำเนินการ เพื่อพิจารณาจัดทำระเบียบและประกาศที่เกี่ยวข้อง
5.เนื่องจากในโครงการนำร่องฯ เป็นการส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองเป็นหลัก ไม่มีการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่ไหลย้อนเข้าระบบสายจำหน่าย ดังนั้น เพื่อให้โครงการนำร่องฯ มีแรงจูงใจให้ผู้สนใจเข้าร่วมโครงการ
มากขึ้น พพ. กับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง จึงมีความเห็นว่า ควรพิจารณาให้มีการยกเว้นค่าธรรมเนียมในการตรวจสอบ
ด้านเครื่องวัดหน่วยไฟฟ้าที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเรียกเก็บจากผู้ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบผลิตไฟฟ้าด้วยแสงอาทิตย์สำหรับบ้านและอาคาร เฉพาะผู้เข้าร่วมในโครงการนำร่องฯ ครั้งนี้ จำนวน 100 เมกะวัตต์ โดยให้การไฟฟ้า
ฝ่ายจำหน่าย และ กกพ. พิจารณาถึงการบริหารจัดการค่าใช้จ่ายในส่วนนี้ โดยเมื่อวันพฤหัสบดีที่ 3 พฤษภาคม 2559 พพ. ได้นำเสนอให้คณะอนุกรรมการกำกับดูแลการจัดหาไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน พิจารณา เรื่อง การยกเว้นค่าธรรมเนียมเชื่อมต่อระบบ ในส่วนค่าธรรมเนียมในการตรวจสอบด้านเครื่องวัดหน่วยไฟฟ้า เฉพาะกลุ่มที่เชื่อมต่อ
ที่ระดับแรงดันต่ำกว่า 12 กิโลโวลท์ ตามที่ระบุไว้ในร่างหลักเกณฑ์การเข้าร่วมโครงการนำร่องฯ ข้อ 10 คือ ยกเว้นค่าธรรมเนียมฯ สำหรับบ้านอยู่อาศัย จำนวน 10,000 บาท และสำหรับอาคารธุรกิจหรือโรงงาน จำนวน 15,000 บาท ซึ่งคณะอนุกรรมการกำกับดูแลฯ ได้มีความเห็นว่า สมควรนำเสนอ กบง. พิจารณาเห็นชอบให้เสนอ
ขอความร่วมมือการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย คือ กฟน. และ กฟภ. ยกเว้นในส่วนค่าธรรมเนียมในการตรวจสอบ
ด้านเครื่องวัดหน่วยไฟฟ้า เฉพาะกลุ่มที่เชื่อมต่อที่ระดับแรงดันต่ำกว่า 12 กิโลโวลท์ สำหรับโครงการนำร่องฯ จำนวน 100 เมกะวัตต์ โดยในเบื้องต้น พพ. ได้ประมาณการค่าใช้จ่ายที่ กฟน. และ กฟภ. ต้องรับภาระในการยกเว้นค่าธรรมเนียมฯ โดยรวมประมาณ 49.60 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ยกเว้นค่าธรรมเนียมที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเรียกเก็บจากผู้ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบผลิตไฟฟ้าด้วยแสงอาทิตย์สำหรับบ้านและอาคาร ภายใต้โครงการนำร่อง จำนวน 100 เมกะวัตต์ ในส่วนของค่าธรรมเนียมในการตรวจสอบด้านเครื่องวัดหน่วยไฟฟ้า เฉพาะกลุ่มที่เชื่อมต่อที่ระดับแรงดันต่ำกว่า
12 กิโลโวลท์
เรื่องที่ 3 แนวทางการบริหารจัดการน้ำมันปาล์มในกิจการพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบ
แนวทางการดำเนินการเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้าภาคใต้ โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.)
เพิ่มชั่วโมงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่เต็มกำลังการผลิต และให้พิจารณาใช้น้ำมันปาล์มดิบในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากระบี่ในสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 10 ของปริมาณการใช้น้ำมันเตา เพื่อลดปัญหาด้านการขนส่งน้ำมันเตา ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าเป็นสำคัญ และค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ
2. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน
ให้พิจารณาดำเนินการตามแนวทางการแก้ไขปัญหาปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มทั้งระบบ ระยะเร่งด่วน ตามที่ได้มีการประชุมหารือแนวทางการแก้ไขปัญหาปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มทั้งระบบกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) ต่อไป ทั้งนี้เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2558 กนป.
ได้เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานเสนอ กพช. กำหนดให้โรงไฟฟ้ากระบี่เพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มดิบผลิต
ในโรงไฟฟ้าเป็นเดือนละ 10,000 ตัน และให้ซื้ออย่างต่อเนื่อง
3. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2558 กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือถึงกระทรวงเกษตรและสหกรณ์แจ้งว่า กระทรวงพลังงานได้พิจารณาแล้วเห็นว่า การให้โรงไฟฟ้ากระบี่เพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มดิบผลิตไฟฟ้าเป็นเดือนละ 10,000 ตัน และให้ซื้ออย่างต่อเนื่อง เป็นมาตรการที่สามารถแก้ไขปัญหาเกษตรกรได้ แต่จะทำให้เกิดภาระค่าไฟฟ้าแก่ประชาชนทั้งประเทศ จึงเห็นควรให้มีการพิจารณาในโอกาสต่อไปว่าจะดำเนินการอย่างไรให้สามารถแก้ไขปัญหาทั้งระบบได้อย่างแท้จริง
4. ต่อมาเมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2559 กระทรวงมหาดไทย (มท.) ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน
เสนอข้อเสนอเชิงนโยบายในการแก้ไขปัญหาผลผลิตปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มทั้งระบบของจังหวัดกระบี่
โดยขอให้ กฟผ. ใช้น้ำมันปาล์มดิบทดแทนน้ำมันเตาในการผลิตกระแสไฟฟ้าเพิ่มมากขึ้น เป็นเดือนละ 10,000 ตัน และให้รับซื้อเฉพาะในพื้นที่จังหวัดกระบี่เท่านั้น และเมื่อวันที่ 16 มีนาคม 2559 กนป. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณากำหนดสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มดิบทดแทนน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้า
ของโรงไฟฟ้ากระบี่ในอัตราที่เหมาะสม
5. ผลการดำเนินงานของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องสรุปได้ ดังนี้ (1) กฟผ. ได้ดำเนินการตามมติ กพช.
เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 โดยได้นำน้ำมันปาล์มดิบ 10,000 ตัน มาผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ ระหว่างวันที่ 17 สิงหาคม 2556 – 20 มกราคม 2557 โดยคิดเป็นค่าใช้จ่ายส่วนเพิ่ม 48.78 ล้านบาท หรือคิดเป็นผลกระทบต่อค่า Ft 0.06 สตางค์ต่อหน่วย และได้ดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 โดยได้ดำเนินการจัดซื้อน้ำมันปาล์มดิบปริมาณ 15,000 ตัน มาผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ ระหว่างวันที่ 23 ตุลาคม 2558 – 21 ธันวาคม 2558 คิดเป็นค่าใช้จ่ายส่วนเพิ่ม 494.79 ล้านบาท หรือคิดเป็นผลกระทบต่อ
ค่า Ft 0.89 สตางค์ต่อหน่วย (2) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ดำเนินการตามข้อเสนอของ กนป. และ มท. โดยได้จัดการประชุมหารือร่วมกับผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และผู้แทน กฟผ. เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2559 เพื่อหารือตามข้อเสนอในการนำน้ำมันปาล์มดิบ 10,000 ตันต่อเดือน มาใช้ในการผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตา
ในโรงไฟฟ้ากระบี่ โดย กฟผ. ได้วิเคราะห์การนำน้ำมันปาล์มดิบมาผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ ระหว่างเดือนพฤษภาคม – ธันวาคม 2559 เป็นเวลา 8 เดือน เดือนละ 10,000 ตัน เบื้องต้นคาดการณ์ว่าจะใช้น้ำมันปาล์มดิบประมาณ 72,828 ตัน เนื่องจากช่วงเดือนพฤษภาคม – มิถุนายน 2559 จะมีการหยุดซ่อมโรงไฟฟ้ากระบี่ ทั้งนี้ จากการใช้น้ำมันปาล์มดิบ 72,828 ตัน จะทำให้เกิดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าคิดเป็นค่าใช้จ่ายส่วนเพิ่มประมาณ 1,474.38 ล้านบาท หรือคิดเป็นผลกระทบต่อค่า Ft ประมาณ 1.26 สตางค์ต่อหน่วย
6. เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2559 สนพ. พพ. สำนักงาน กกพ. และ กฟผ. ได้หารือร่วมกัน เพื่อหาข้อสรุปแนวทางการนำน้ำมันปาล์มดิบมาใช้ในการผลิตไฟฟ้าร่วมกับน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้ากระบี่ ก่อนนำเสนอ กพช. พิจารณา ที่ประชุมมีความเห็นร่วมกัน ดังนี้ (1) การนำน้ำมันปาล์มดิบมาผลิตไฟฟ้าเดือนละ 10,000 ตัน ตามข้อเสนอ ส่งผลกระทบทำให้เกิดค่าใช้จ่ายส่วนเพิ่มประมาณ 1,474.38 ล้านบาท คิดเป็นผลกระทบค่า Ft ประมาณ 1.26 สตางค์
ต่อหน่วย หรือคิดเป็นการอุดหนุนน้ำมันปาล์มดิบประมาณ 20.24 บาท/กิโลกรัม ซึ่งเป็นจำนวนเงินที่สูงมากและ
ไม่คุ้มค่าในการดำเนินการ (2) ปริมาณและราคาน้ำมันปาล์มดิบมีการปรับขึ้นลงตามฤดูกาล โดยจะมีสภาวะล้นตลาดช่วงเดือนกรกฏาคมถึงเดือนตุลาคม (ปริมาณสต๊อค มากกว่า 400,000 ตัน) และเกิดขึ้นเฉพาะบางปีเท่านั้น ดังนั้น การรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อผลิตไฟฟ้าในระยะเวลานานติดต่อกัน โดยเฉพาะช่วงที่น้ำมันปาล์มดิบมีไม่มากจะเป็นการสิ้นเปลืองงบประมาณและเป็นภาระค่าใช้จ่ายให้แก่ประชาชนโดยไม่จำเป็น และอาจนำไปสู่ภาวะการขาดแคลน น้ำมันปาล์มดิบขึ้นได้ เนื่องด้วยแนวทางการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบ 10,000 ตันต่อเดือน เพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตา
ในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ จะส่งผลให้ประชาชนทั้งประเทศต้องรับภาระค่า Ft เฉลี่ยเพิ่ม 1.26 สตางค์
ต่อหน่วย จากต้นทุนที่เพิ่มขึ้นประมาณ 1,474.38 ล้านบาท จึงเห็นควรหามาตรการอื่นในการช่วยเหลือชาวเกษตรกรสวนปาล์มน้ำมันที่เหมาะสมและสามารถแก้ปัญหาทั้งระบบได้อย่างแท้จริง ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้ช่วยเหลือรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้ากระบี่ในปริมาณการรับซื้อ
ที่เหมาะสมเป็นคราวๆ ไป โดยพิจารณาจากปริมาณสต๊อคและราคาน้ำมันปาล์มดิบประกอบด้วย เพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่มากเกินไป ทั้งนี้ เพื่อความคล่องตัวและรวดเร็วทันต่อสถานการณ์ในการพิจารณาให้ความช่วยเหลือดังกล่าว เห็นควรขอให้ กพช. มอบหมายให้ กบง. เป็นผู้พิจารณา
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบหลักการในการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบเพื่อนำมาผสมกับน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้า
ที่โรงไฟฟ้ากระบี่ในปริมาณการรับซื้อที่เหมาะสมเป็นคราวๆ ไป เพื่อช่วยเหลือเกษตรกร โดยพิจารณาจากปริมาณ
สต๊อกและราคาน้ำมันปาล์มดิบประกอบด้วย เพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่มากเกินไป และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
2. Ft และให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานการ กำกับดูแลการดำเนินงาน โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าเป็นสำคัญ ทั้งนี้ เพื่อความคล่องตัวและรวดเร็วทันต่อสถานการณ์ในการพิจารณาการรับซื้อน้ำมันปาล์มดิบ
เรื่องที่ 4 การเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1.เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP2015) โดยมีเป้าหมายการส่งเสริมการผลิตการใช้ไบโอดีเซล ในปี 2579 เป็น 14 ล้านลิตรต่อวัน และในคราวประชุมคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 5 เมษายน 2559 นายกรัฐมนตรีได้มีข้อสั่งการให้กระทรวงพลังงานเร่งดำเนินการศึกษาวิจัยเพื่อเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มในน้ำมันไบโอดีเซลสำหรับรถยนต์ชนิดต่างๆ ให้เป็นรูปธรรมภายใน 3 เดือน
2.กระทรวงพลังงาน (พน.) ได้ดำเนินการส่งเสริมการผลิตและการใช้ไบโอดีเซลมาอย่างต่อเนื่อง ปัจจุบันตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ 6)
พ.ศ. 2558 กำหนดให้น้ำมันดีเซลต้องมีส่วนผสมของไบโอดีเซล ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 3 สิงหาคม 2558 ซึ่งทำให้รถยนต์ดีเซลทุกประเภทใช้น้ำมันดีเซลที่มีส่วนผสมของไบโอดีเซล
ไม่เกินร้อยละ 7 หรือที่เรียกว่าไบโอดีเซล บี7 ในส่วนของการส่งเสริมการผลิตและการใช้น้ำมันไบโอดีเซล
ในสัดส่วนที่สูงขึ้น ที่ผ่านมากรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ทำการทดสอบน้ำมัน
ไบโอดีเซล บี10 และบี20 สำหรับรถประเภทต่างๆ ดังนี้ (1) รถยนต์ดีเซลขนาดเล็ก (รถบรรทุกส่วนบุคคล) ผลการทดสอบการใช้งานไบโอดีเซล บี10 ที่ระยะทางวิ่งทดสอบ 100,000 กิโลเมตร สรุปว่าสามารถใช้ไบโอดีเซล บี10 ได้ โดยไม่มีผลกระทบกับเครื่องยนต์ แต่มีข้อแนะนำให้เปลี่ยนน้ำมันหล่อลื่นและไส้กรองเร็วขึ้น (2) รถบรรทุก
ผลการทดสอบการใช้งานไบโอดีเซล บี20 ที่ระยะทางวิ่งทดสอบ 100,000 กิโลเมตร สรุปว่าสามารถใช้ไบโอดีเซล บี20 ได้ โดยไม่มีผลกระทบกับเครื่องยนต์ แต่มีข้อแนะนำให้เปลี่ยนน้ำมันหล่อลื่นและไส้กรองเร็วขึ้น
3.กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี (วท.) และ พน. ร่วมกับ Japan International Cooperation Agency (JICA) ทำการศึกษาเพื่อปรับปรุงคุณภาพน้ำมันไบโอดีเซลด้วยเทคโนโลยี H-FAME ทำให้ไบโอดีเซลมีคุณภาพดีขึ้น โดยลดค่าโมโนกลีเซอไรด์และเพิ่มค่า Oxidation stability ทำให้สามารถผสมสัดส่วนที่สูงขึ้นได้ ทั้งนี้ได้มีการทดสอบการใช้งานไบโอดีเซล บี20 ด้วยเทคโนโลยี H-FAME กับรถดีเซลขนาดเล็ก (ISUZU) ระยะวิ่งทดสอบ 50,000 กิโลเมตร สามารถใช้งานได้โดยไม่มีผลกระทบกับเครื่องยนต์
4.ประกาศกระทรวงการคลัง เรื่อง ลดอัตราภาษีสรรพสามิต (ฉบับที่ 128) กำหนดให้รถยนต์ประหยัดพลังงานเครื่องยนต์ดีเซลที่มีขนาดความจุกระบอกสูบไม่เกิน 1,500 ลูกบาศก์เซนติเมตร ที่ใช้เชื้อเพลิงประเภท
ไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่ไม่น้อยกว่าร้อยละ 10 เป็นส่วนผสมกับน้ำมันเชื้อเพลิง
ได้ เสียภาษีสรรพสามิตในอัตราร้อยละ 12 ตามมูลค่า ซึ่งต่ำกว่ารถยนต์ประหยัดพลังงานปกติ ร้อยละ 2 ซึ่งตามข้อมูลของกรมการขนส่งทางบก ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2558 พบว่ารถยนต์บรรทุกส่วนบุคคลมีจำนวนรวมทั้งสิ้น 5.7 ล้านคัน หรือคิดเป็นประมาณร้อยละ 60 ของจำนวนรถยนต์ดีเซลทั้งหมด ทั้งนี้หากมีการขยายผลการลดอัตราภาษีสรรพสามิตครอบคลุมถึงกลุ่มรถดังกล่าวจะทำให้การเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มในน้ำมันดีเซลมีผลสัมฤทธิ์
มากยิ่งขึ้น ทั้งนี้ ปัญหาอุปสรรคในการส่งเสริมการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น คือ ปัจจุบันยังไม่มีการจำหน่ายรถยนต์ประหยัดพลังงานที่สามารถใช้ไบโอดีเซล บี10 ได้ และยังไม่มีการกำหนดมาตรฐานน้ำมัน
ไบโอดีเซล บี10 ตลอดจนการจำหน่ายน้ำมันไบโอดีเซล บี10 เป็นทางเลือก
5. เมื่อพิจารณาจากผลการศึกษาและมาตรการด้านภาษีสรรพสามิตของกระทรวงการคลัง ที่สนับสนุนให้เกิดการใช้ไบโอดีเซล บี10 จึงเห็นควรผลักดันให้เกิดการใช้ไบโอดีเซล บี10 เป็นทางเลือก เพื่อให้เกิดการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มในน้ำมันดีเซลอย่างเป็นรูปธรรม โดยมีแนวทางการดำเนินงาน ดังนี้ (1) การศึกษาวิจัยเพื่อเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันปาล์มในน้ำมันดีเซล ในส่วนนี้ปัจจุบันดำเนินการโดยการขยายผลการศึกษาการปรับปรุงคุณภาพน้ำมันไบโอดีเซลด้วยเทคโนโลยี H-FAME ทำให้น้ำมันไบโอดีเซลมีคุณภาพดีขึ้น โดยมีหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี ผู้ผลิตไบโอดีเซล/ผู้ค้าน้ำมัน หน่วยงานราชการ/ทหาร และกระทรวงพลังงาน (2) การดำเนินงานตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก โดยมีหน่วยงานที่เกี่ยวข้องภายใต้กระทรวงพลังงาน ประกอบด้วย กรมธุรกิจพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน หน่วยงานราชการอื่นๆ ประกอบด้วย กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงพาณิชย์ กระทรวงการคลัง กระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี และหน่วยงานภาคเอกชน ประกอบด้วย บริษัทผู้ผลิตรถยนต์ และบริษัทผู้ค้าน้ำมัน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงพาณิชย์ กระทรวงการคลัง กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ดำเนินการตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกในส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล (ตามคำสั่งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่ 1/2557 ลงวันที่ 25 กรกฎาคม 2557) ดำเนินการขับเคลื่อนการเพิ่มสัดส่วนการใช้น้ำมันไบโอดีเซลให้สูงขึ้น และนำมารายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานทราบเป็นระยะต่อไป
2. เห็นชอบให้ดำเนินการเพื่อการผลิตไบโอดีเซลที่ได้รับการปรับปรุงคุณภาพแล้วในเชิงพาณิชย์ และดำเนินโครงการนำร่องการใช้น้ำมันไบโอดีเซล บี10 ในรถราชการและ/หรือทหาร
3. เห็นชอบให้มีการใช้น้ำมันไบโอดีเซล บี10 เป็นทางเลือกภายในปี 2561 และพิจารณาดำเนินการ
เพิ่มสัดส่วนน้ำมันปาล์มตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 (AEDP 2015) ต่อไป
4. เห็นชอบให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบตามข้อ
1 – 3 ต่อไป
เรื่องที่ 5 รายงานความก้าวหน้าการลอยตัวราคา NGV
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบ Roadmap การปรับโครงสร้างราคาก๊าซ NGV ดังนี้ (1) เห็นชอบให้ลอยตัวราคาขายปลีกก๊าซ NGV ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร แบบมีเงื่อนไขโดยตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 ถึง 15 กรกฎาคม 2559 ขอความร่วมมือให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กำหนดเพดานราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปที่ 13.50 บาทต่อกิโลกรัม โดยในช่วงเวลาดังกล่าวหากต้นทุนราคาก๊าซ NGV อยู่ในระดับที่ต่ำกว่า 13.50 บาทต่อกิโลกรัม ให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปลงเพื่อให้สะท้อนต้นทุน และตั้งแต่วันที่ 16 กรกฎาคม 2559 เป็นต้นไป ให้ปรับราคาก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปให้สะท้อนต้นทุน ตามหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซ NGV ตามผลการศึกษาของสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย โดยให้ใช้ค่าใช้จ่ายดำเนินการเฉพาะเอกชนที่ 3.4367 บาทต่อกิโลกรัม ในการคำนวณราคาขายปลีกก๊าซ NGV และในส่วนของต้นทุนของราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) ให้ใช้ราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมาในการคำนวณ และให้มีการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนกับต้นทุนราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมา ในทุกวันที่ 16 ของแต่ละเดือน และขอความร่วมมือให้ ปตท. คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัมสำหรับในส่วนของราคาก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะต่อไปและปรับเพิ่มวงเงินช่วยเหลือสำหรับกลุ่มรถโดยสารสาธารณะเดิมที่ได้รับในวงเงิน 9,000 บาทต่อเดือนเป็น 10,000 บาทต่อเดือน และกลุ่มรถสาธารณะเดิมที่ได้รับ 35,000 บาทต่อเดือนเป็น 40,000 บาทต่อเดือน โดยให้ช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะไปจนกว่าจะมีกลไกถาวรอื่นมาดูแลแทน เช่น พรบ. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
2. เห็นชอบการปรับค่าขนส่งก๊าซ NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตรจากสถานีหลักตามระยะทางจริง โดยขอความร่วมมือ ปตท. ให้คิดค่าขนส่งโดยใช้อัตราค่าขนส่งก๊าซ NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตรจากสถานีหลักที่ 0.0150 บาทต่อกิโลกรัมต่อกิโลเมตร ในการคำนวณแต่สูงสุดได้ไม่เกิน 4 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ให้มีผลตั้งแต่วันที่
21 มกราคม 2559 เป็นต้นไป โดยให้ ปตท. ไปหารือร่วมกับ สนพ. ถึงแนวทางการทยอยปรับค่าขนส่งดังกล่าว เพื่อให้เหมาะสมกับสถานการณ์ โดยตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2559 ถึงวันที่ 15 มิถุนายน 2559 ราคาขายปลีกก๊าซ NGV (ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร จากสถานีก๊าซธรรมชาติหลัก) อยู่ที่ 12.63 บาทต่อกิโลกรัม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง. ครั้งที่ 22 - วันจันทร์ที่ 2 พฤษภาคม พ.ศ. 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 10/2559 (ครั้งที่ 22)
เมื่อวันจันทร์ที่ 2 พฤษภาคม 2559 เวลา 13.30 น.
1. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนพฤษภาคม 2559
2. แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง
ผู้มาประชุม
1. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
8. ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนพฤษภาคม 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 และเมื่อวันที่ 3 เมษายน 2558 ได้เห็นชอบการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และ ปตท.สผ.) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน ทั้งนี้ให้มีการทบทวนราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหาทุกๆ 3 เดือนดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้มีการทบทวนต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) ต้นทุนจากโรงแยกฯ เดือนพฤษภาคม-กรกฎาคม 2559 ลดลง 0.4841 บาทต่อกิโลกรัม จาก 15.4542 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 14.9701 บาทต่อกิโลกรัม (2) คงต้นทุนโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก อ้างอิงราคาตลาดโลกที่ CP-20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เนื่องจากเป็นต้นทุนที่เหมาะสม ซึ่งจะทำให้ราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงฯ เดือนพฤษภาคม 2559 อยู่ที่ 11.5294 บาท
ต่อกิโลกรัม (3) คงต้นทุนก๊าซ LPG จากการนำเข้าอยู่ที่ CP + 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ทำให้ต้นทุนการนำเข้า
ก๊าซ LPG เดือนพฤษภาคม 2559 อยู่ที่ 15.2315 บาทต่อกิโลกรัม และ (4) ต้นทุนบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด เดือนพฤษภาคม – กรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 15.10 บาทต่อกิโลกรัม จากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP)
เดือนพฤษภาคม 2559 อยู่ที่ 347 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนเมษายน 2559 จำนวน 15 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนเมษายน 2559 อยู่ที่ 35.2582 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมีนาคม 2559 จำนวน 0.1449 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPGPool) ปรับลดลง 0.1196 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 14.0285 บาท
ต่อกิโลกรัม มาอยู่ที่ 13.9089 บาทต่อกิโลกรัม
2. กบง. เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2559 มีมติให้ยกเลิกการชดเชยค่าขนส่งทุกคลังทั่วประเทศ โดยให้มีบัญชีค่าขนส่งก๊าซ LPG ไปยังคลังต่างๆ ประกอบการกำกับดูแลราคา ณ คลังภูมิภาค เพื่อให้กระทรวงพาณิชย์ใช้เป็นข้อมูลควบคุมราคาขายปลีกก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นจากเดิมได้ไม่เกินไปกว่าอัตราค่าขนส่งที่ระบุไว้ในบัญชีค่าขนส่งต่อไปอีกเป็นเวลา 3 เดือน (พฤษภาคม-กรกฎาคม 2559) เพื่อให้ผู้ประกอบการที่รับก๊าซจากคลังภูมิภาคที่เคยได้รับการชดเชยมีเวลาในการปรับตัว
3. กบง. เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2559 รับทราบเรื่องแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ซึ่งปัจจุบัน
มีความก้าวหน้าในการดำเนินการ ดังนี้ (1) การกำหนดอัตราค่าบริการการใช้คลัง/ท่าเรืออยู่ในระหว่างการจัดทำอัตราค่าบริการคลังที่เหมาะสม และนำเสนอต่อ กบง. (2) การออกระเบียบหลักเกณฑ์การใช้คลัง/ท่าเรือ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้จัดทำร่างระเบียบเบื้องต้นแล้ว และอยู่ระหว่างรอการพิจารณาร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง (3) การออกระเบียบการคัดเลือก/ประมูล กรมธุรกิจพลังงาน อยู่ระหว่างการจัดทำระเบียบการคัดเลือก และนำระเบียบดังกล่าวไปทำการรับฟังความคิดเห็นจากกลุ่มโรงกลั่นน้ำมัน และกลุ่มผู้ค้าก๊าซ LPG และ (4) การดำเนินการคัดเลือก/ประมูล
ยังไม่ได้ดำเนินการ
4. จากราคาก๊าซ LPG Pool ของเดือนพฤษภาคม 2559 ที่ปรับตัวลดลง 0.1196 บาทต่อกิโลกรัม และเพื่อเป็นการลดภาระการชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับลดการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ ลง 0.1196 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.7095 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.5899 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายประมาณ 213 ล้านบาทต่อเดือน โดยฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 1 พฤษภาคม 2559 มีฐานะกองทุนสุทธิ 7,623 ล้านบาท และเพื่อให้ผู้ประกอบการที่รับก๊าซ LPG จากคลังภูมิภาคที่เคยได้รับการชดเชยมีเวลาในการปรับตัว ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้มีบัญชีค่าขนส่งก๊าซ LPG ไปยังคลังต่างๆ ประกอบการกำกับดูแลราคา
ณ คลังภูมิภาค ต่อไปอีกเป็นเวลา 3 เดือน (พฤษภาคม-กรกฎาคม 2559) และเพื่อให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ ปตท. มีระยะเวลาเตรียมการด้านเอกสารและระเบียบต่างๆ อย่างรอบคอบ เห็นควรปรับกรอบระยะเวลาเตรียมการ การดำเนินงานตาม “Roadmap การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG” ให้มีความยืดหยุ่นมากยิ่งขึ้น จากเดิมที่กำหนดให้นำเสนอ กบง. เกี่ยวกับหลักเกณฑ์การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ภายใน
ต้นเดือนมิถุนายน 2559 ให้เป็นเสนอ กบง. ภายในเดือนมิถุนายน – กรกฎาคม 2559
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ดังนี้
1.1 กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 14.9701 บาทต่อกิโลกรัม
1.2 กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก เป็นราคาตลาดโลก (CP) ลบ 20 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
1.3 กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า เป็นราคาตลาดโลก (CP) บวก 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
1.4 กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ
จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.10 บาทต่อกิโลกรัม
โดยที่ CP = ราคาประกาศเปโตรมิน ณ ราสทานูรา ซาอุดิอาระเบียของเดือนนั้น เป็นสัดส่วน ระหว่างโปรเปน กับ บิวเทน 60 ต่อ 40
ทั้งนี้ให้มีการทบทวนราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหาทุกๆ 3 เดือน
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.5899 บาท
3. เห็นชอบให้มีบัญชีค่าขนส่งก๊าซ LPG ไปยังคลังต่างๆ ประกอบการกำกับดูแลราคา ณ คลังภูมิภาคต่อไป
โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ทั้งนี้ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 3 พฤษภาคม 2559 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 2 แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เรื่อง แผนระบบรับ-ส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ดังนี้
(1) เห็นชอบโครงการลงทุนในระยะที่ 1 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำนวน 3 โครงการ วงเงินลงทุนประมาณ 13,900 ล้านบาท โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป็นผู้ดำเนินการ และ
(2) เห็นชอบในหลักการสำหรับการลงทุนในระยะที่ 2 และ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซฯ และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติ เหลว (LNG Receiving Facilities) โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปดำเนินการศึกษารายละเอียดตามข้อเสนอแนะของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และให้นำผลการศึกษาเสนอต่อ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อทราบต่อไป
2. ต่อมาเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 ครม. มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เรื่องแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซฯ เพื่อความมั่นคง ดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการการลงทุนในระยะที่ 2 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซฯ
(ส่วนที่ 1) โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการ จำนวน 2 โครงการ วงเงินรวม 110,100 ล้านบาท (2) เห็นชอบให้เลื่อนโครงการลงทุนในระยะที่ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซฯ (ส่วนที่ 1) ออกไป 6-10 ปี ประกอบด้วยโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซฯ จำนวน 2 โครงการ (ส่วนที่ 1 ระยะที่ 3) วงเงินรวม 12,000 ล้านบาท (3) ในส่วนของการลงทุน LNG Receiving Facilities (ส่วนที่ 2) จำนวน 2 โครงการ วงเงินรวม 65,500 ล้านบาท มอบหมายให้ กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายแลพแผนพลังงาน (สนพ.) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ร่วมกับ กกพ. และ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ไปศึกษาเพิ่มเติมโดยให้คำนึงถึงแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซฯ ในอนาคตอย่างใกล้ชิด แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. และ กพช. ตามลำดับอีกครั้ง
3. ในช่วงปี 2558 จนถึงปัจจุบัน มีโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินบางโครงการมีแนวโน้มที่จะไม่สามารถดำเนินการให้แล้วเสร็จได้ตามกำหนดการที่ระบุไว้ในแผน PDP 2015 ประกอบกับในช่วงปลายปี 2558 ที่ผ่านมา
เกิดวิกฤตการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกตกต่ำซึ่งส่งผลให้ราคาก๊าซฯ ทั้งในประเทศและในตลาดโลกมีราคาลดลง
จนอยู่ในระดับที่สามารถแข่งขันกับการผลิตไฟฟ้าโดยเชื้อเพลิงอื่นได้ ดังนั้นเพื่อลดความเสี่ยงด้านความมั่นคง กระทรวงพลังงานมีความจำเป็นต้องปรับเปลี่ยนแผนบริหารเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้าในระยะสั้นและระยะกลาง
ให้สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป โดยมีแผนเพิ่มการใช้ก๊าซฯ ในการผลิตไฟฟ้าทดแทนโรงไฟฟ้าถ่านหิน
ที่อาจไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผน PDP 2015 สรุปได้ดังนี้ (1) ความต้องการใช้ก๊าซฯ ในการผลิตไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มสูงขึ้นจากกรณีฐาน (Base case) เนื่องจากจะมีการนำก๊าซฯ ไปใช้เป็นเชื้อเพลิงทดแทนการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าถ่านหินที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนดการที่ระบุไว้ในแผน PDP 2015 รวมถึงโรงไฟฟ้าถ่านหินที่มีแนวโน้ม
จะดำเนินการล่าช้าจากกำหนดการตามแผน PDP 2015 กำลังผลิตติดตั้งรวมทั้งสิ้นประมาณ 3,340 เมกะวัตต์
(2) ความต้องการใช้ก๊าซฯ ในการผลิตไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มสูงขึ้น จากการนำก๊าซฯ ไปใช้ในการผลิตไฟฟ้าทดแทนในกรณี
ที่แผน AEDP และ EEP ที่อาจจะสามารถดำเนินการตามเป้าหมายได้เพียงร้อยละ 70 ทั้งนี้ จากการนำก๊าซฯ
ไปใช้ในการผลิตไฟฟ้าทดแทนตามข้างต้น จะส่งผลให้ปริมาณความต้องการใช้ก๊าซฯ ในปี 2579 ปรับเพิ่มขึ้นจากกรณีฐานที่มีความต้องการใช้ก๊าซฯ อยู่ใน ระดับ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ปรับเพิ่มขึ้นเป็นประมาณ 5,653
ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
4. ตามแผนการจัดหาก๊าซฯ ของประเทศไทยในปัจจุบัน แบ่งการจัดหาออกเป็น 3 ส่วน ได้แก่
(1) จากแหล่งก๊าซฯ ภายในประเทศทั้งบนบกและในทะเล (อ่าวไทย) รวมถึงพื้นที่พัฒนาร่วมระหว่างประเทศ ผ่านทางระบบท่อส่งก๊าซฯ (2) นำเข้าก๊าซฯ จากแหล่งก๊าซฯ ในประเทศเพื่อนบ้าน (ประเทศเมียนมา) ผ่านทางระบบท่อส่งก๊าซฯ (3) นำเข้าในรูปแบบก๊าซฯ เหลว (LNG) ผ่านทาง LNG Receiving Terminal ทั้งนี้ในส่วนของการพิจารณาปรับแผนจัดหาก๊าซฯและ LNG ตามแผน Gas Plan 2015 นั้น ชธ. และ สนพ. ได้มีการพิจารณาโดยคำนึงถึงประเด็นความเสี่ยงในเรื่องของการบริหารจัดการแหล่งผลิตในอ่าวไทยที่สัมปทานจะสิ้นอายุลงในช่วงปี 2565 - 2566 โดยแบ่งออกเป็น 2 กรณี คือ กรณีที่สามารถบริหารจัดการให้สามารถคงกำลังการผลิตตามสัญญาได้ ซึ่งจะกำหนดให้เป็นกรณีฐานใหม่ และ กรณีไม่เป็นไปตามกรณีฐานซึ่งเป็นกรณีที่กระทรวงพลังงานไม่สามารถบริหารจัดการได้ ซึ่งจากแผนจัดหาก๊าซฯ ทั้ง 2 กรณี ชธ. และ สนพ. พบว่าในปี 2565 ประเทศจะมีความต้องการนำเข้า LNG ในปริมาณประมาณ 13.5 – 15.5 ล้านตันต่อปี และในช่วงปลายแผนในปี 2579 คาดว่าประเทศจะมีความต้องการนำเข้า LNG เพิ่มสูงขึ้นถึง 31.3 ล้านตันต่อปี ดังนั้นจึงมีความจำเป็นต้องมีการเตรียมความพร้อมโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการนำเข้า LNG ให้มีความสามารถที่จะรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณดังกล่าวได้
5. เพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อความมั่นคงทางพลังงานในภาพรวมของประเทศ ควรมีการปรับแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซฯ เพื่อความมั่นคง ดังนี้ แผนเดิมตามมติครม. เมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 และ
27 ตุลาคม 2558 ส่วนที่ 1 โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซฯ จะยังไม่มีการปรับเปลี่ยนกรอบโครงการและสามารถดำเนินการต่อเนื่องต่อไปได้ และส่วนที่ 2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว จะมีการปรับเปลี่ยนกรอบโครงการให้เหมาะสมกับสถานการณ์ความต้องการก๊าซฯ ที่เปลี่ยนแปลงไป ดังนั้น เพื่อให้โครงสร้างพื้นฐานก๊าซฯ ของประเทศเพียงพอและสอดคล้องกับแนวทางการจัดหาก๊าซฯ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้พิจารณาปรับปรุงโครงการในส่วนที่ 2 ตามแผนระบบรับส่ง และโครงสร้างพื้นฐานก๊าซฯ เพื่อความมั่นคงให้มีความเหมาะสม โดยมีข้อสรุปเปรียบเทียบกับกรอบแผนเดิมที่ได้เคยนำเสนอต่อ กพช. และ ครม. แล้ว โดยแบ่งออกเป็น 2 กรณี
ดังนี้ (1) สำหรับรองรับการจัดหาก๊าซฯ ในกรณีฐานใหม่ การปรับเปลี่ยนโครงสร้างพื้นฐานในส่วนที่ 2 สำหรับรองรับนำเข้า LNG เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ก๊าซฯ ที่เพิ่มสูงขึ้น และการบริหารจัดการให้แหล่งผลิตในอ่าวไทยที่สัมปทานจะสิ้นอายุลงในช่วงปี 2565 - 2566 ยังคงสามารถผลิตต่อไปได้อย่างต่อเนื่อง และ (2) สำหรับรองรับการจัดหาก๊าซฯ ในกรณีที่ไม่เป็นไปตามกรณีฐาน การปรับเปลี่ยนโครงสร้างพื้นฐานในส่วนที่ 2 สำหรับรองรับการนำเข้า ก๊าซ LNG เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ก๊าซฯ ที่เพิ่มสูงขึ้น รวมทั้งรองรับการจัดหา LNG เพื่อทดแทนในกรณีที่กระทรวงพลังงานไม่สามารถบริหารจัดการแหล่งผลิตในอ่าวไทยที่สัมปทานจะสิ้นอายุลงในช่วงปี 2565 – 2566 ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้ขอความเห็นชอบปรับเปลี่ยนโครงการ ดังนี้ (1) โครงการลำดับที่ 2.1 [T-1 ext.] : โครงการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ Map Ta Phut LNG Terminal เพิ่มเติมอีก 1.5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 1,000 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ในปี 2562 (2) โครงการลำดับที่ 2.2 [T-2] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง ในระยะที่ 1 สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ในปี 2565 ทั้งนี้ มอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการก่อสร้างเพื่อเตรียมความพร้อมของฐานรากทั้งหมดให้มีความพร้อมที่อาจสามารถขยายกำลังการแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพิ่มได้อีก 2.5 ล้านตัน (รวมกำลังการแปรสภาพ LNG สูงสุดเป็น 7.5 ล้านตันต่อปี) เพื่อรองรับความเสี่ยงหากเกิดการจัดหาก๊าซธรรมชาติไม่เป็นไปตามกรณีฐาน (3) โครงการลำดับที่ 2.4 [F-1] : โครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) พื้นที่อ่าวไทยตอนบน สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปีปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี เพื่อจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าพระนครใต้ พระนครเหนือ รวมทั้งจัดส่งก๊าซธรรมชาติเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยมอบหมายให้ กฟผ. เป็นผู้ดำเนินโครงการ ทั้งนี้
มอบให้ กฟผ. ไปศึกษาเพิ่มเติมถึงวงเงินลงทุนที่เหมาะสม เพื่อนำกลับมาเสนอต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาให้
ความเห็นชอบต่อไป (4) โครงการลำดับที่ 2.3 [F-2] : โครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) พื้นที่ อ.จะนะ จ.สงขลา หรือ อ.มาบตาพุต จ.ระยอง สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปีปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี เพื่อจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าในเขตพื้นที่ ภาคใต้ของประเทศหรือบริเวณนิคมอุตสาหกรรมในภาคตะวันออกวงเงินงบประมาณ 27,000 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าได้ ในปี 2567 และมอบหมายให้ ชธ. และ กกพ. เตรียมความพร้อมในการเปิดประมูลคัดเลือกผู้ดำเนินโครงการต่อไป (5) โครงการลำดับที่ 2.5 [T-3] และ 2.6 [T-4 หรือ F-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal ขนาด 3 ล้านตันต่อปี (ในกรณีของ F-3) ถึง 5 ล้านตันต่อปี เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซที่คาดว่าจะเพิ่มสูงขึ้นในอนาคต โดยมอบหมายให้ ชธ. กกพ. และ ปตท. ไปศึกษาเพิ่มเติม ทั้งในเรื่องสถานที่และวงเงินลงทุนที่เหมาะสม และให้มีการติดตามแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในอนาคตอย่างใกล้ชิด แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาอีกครั้ง และ (6) โครงการที่ 2.3 [F-2] 2.5 [T-3] และ 2.6 [T-4 หรือ F-3] กำหนดให้การดำเนินโครงการต้องมีการออกประกาศเชิญชวนเพื่อคัดเลือกผู้ดำเนินโครงการ โดยมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้ดำเนินการกำหนดระเบียบและหลักเกณฑ์ในการคัดเลือกผู้ดำเนินโครงการ รวมถึงเป็นผู้คัดเลือกผู้ดำเนินโครงการที่เหมาะสม ทั้งนี้ให้เสนอผลการคัดเลือกผู้ดำเนินโครงการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไปโดยมอบหมายให้ ชธ. และ กกพ. ติดตามแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในอนาคตอย่างใกล้ชิด
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบโครงการลำดับที่ 2.1 [T-1 ext.] : โครงการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ Map Ta Phut LNG Terminal เพิ่มเติมอีก 1.5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 1,000 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและแปรสภาพ LNG จากของเหลว
เป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ในปี 2562
2. เห็นชอบโครงการลำดับที่ 2.2 [T-2] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง
ในระยะที่ 1 สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท
โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและ
แปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ในปี 2565 ทั้งนี้มอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการก่อสร้างเพื่อเตรียมความพร้อมของฐานรากทั้งหมดให้มีความพร้อมที่อาจสามารถขยายกำลังการแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพิ่มได้อีก 2.5 ล้านตัน (รวมกำลังการแปรสภาพ LNG สูงสุดเป็น 7.5 ล้านตันต่อปี) เพื่อรองรับความเสี่ยงหากเกิดการจัดหาก๊าซธรรมชาติไม่เป็นไปตามกรณีฐาน
3. เห็นชอบโครงการลำดับที่ 2.4 [F-1] : โครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) พื้นที่อ่าวไทยตอนบน สำหรับรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี เพื่อจัดส่งก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าพระนครใต้ พระนครเหนือ รวมทั้งจัดส่งก๊าซธรรมชาติเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ
โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยเป็นผู้ดำเนินโครงการ ทั้งนี้มอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยไปศึกษาเพิ่มเติมถึงวงเงินลงทุนที่เหมาะสม เพื่อนำกลับมาเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
ทั้งนี้ โครงการที่ 2.1 [T-1 ext.]2.2 [T-2] และ 2.4 [F-1] ให้นำเสนอ ต่อ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป สำหรับโครงการที่ 2.3 [F-2] : โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่ อ.จะนะ
จ.สงขลา หรือ อ.มาบตาพุต จ.ระยอง) 2.5 [T-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 3) และ 2.6[T-4 หรือ F-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 4) หรือ FSRU ที่ประเทศเมียนมาร์ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายแลพแผนพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ไปศึกษาเพิ่มเติม แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาอีกครั้ง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558- 2579 (Oil Plan 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ พร้อมทั้งได้เสนอแนะว่าควรมีการทบทวนแผนฯ เมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องใช้ดำเนินการต่อไป โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนฯ ต่อ กบง. ทุก 3 เดือน และเมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2559 ธพ. ได้รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนฯ ไตรมาสที่ 1 (ตุลาคม – ธันวาคม 2558) ต่อ กบง. แล้ว
2. การจัดทำแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นการบูรณาการระหว่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ.2558 - 2579 กับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558-2579 โดยเริ่มกระบวนการจัดทำแผนจากการพยากรณ์ปริมาณความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง โดยตั้งอยู่บนพื้นฐานของข้อมูลปริมาณความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงเดียวกับแผนอนุรักษ์พลังงาน ซึ่งได้มีการประเมินความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในกรณีฐาน (Business as Usual: BAU) ว่าในปี 2579 จะมีความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง 65,459 ktoe โดยตามแผนได้กำหนดแนวทางมาตรการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง โดยแบ่งแนวทางดำเนินการออกได้เป็น 4 กลุ่ม ได้แก่ (1) กำกับราคาเชื้อเพลิงในภาคขนส่งให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง (2) เพิ่มประสิทธิภาพการใช้เชื้อเพลิงในยานยนต์ (3) ส่งเสริมการบริหารจัดการการใช้รถบรรทุกและรถโดยสาร และ (4) พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานคมนาคมขนส่ง
3. จากข้อมูลการพยากรณ์ปริมาณความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงดังกล่าว กรมธุรกิจพลังงานจึงได้นำมาบริหารจัดการโดยกำหนดเป็นหลักการจัดทำแผน 5 มาตรการหลัก ดังนี้ (1) สนับสนุนมาตรการประหยัดน้ำมันเชื้อเพลิงในภาคขนส่งตามแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (Energy Efficiency Plan: EEP 2015)
(2) บริหารจัดการชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม (3) ปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม
(4) ผลักดันการใช้เชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล ตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก
พ.ศ. 2558 -2579 (Alternative Energy Development Plan: AEDP2015) (5) สนับสนุนการลงทุนในระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งภายใต้ 5 มาตรการหลักดังกล่าวประกอบด้วยแผนงาน/โครงการ ทั้งสิ้น 46 โครงการ/กิจกรรม เช่น โครงการติดฉลากแสดงประสิทธิภาพพลังงานในยางรถยนต์ การพัฒนาระบบโครงสร้างพื้นฐานคมนาคมขนส่งรถไฟฟ้าขนส่งมวลชน ประชาสัมพันธ์สร้างความเชื่อมั่น และความเข้าใจเกี่ยวกับน้ำมัน
แก๊สโซฮอล์อี 20 และ อี 85 (ภายใต้โครงการส่งเสริมการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ) และโครงการศึกษาการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพในการขนส่ง เป็นต้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามคำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติที่ 120/2557 เรื่อง การปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
ลงวันที่ 28 สิงหาคม 2557 โดยการปรับภาษีสรรพสามิตและกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงทำให้ราคาขายปลีกเปลี่ยนแปลงไป ซึ่งผู้ค้าน้ำมันจะได้รับเงินชดเชยหรือส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามปริมาณน้ำมันคงเหลือของวันที่
28 สิงหาคม 2557 คูณด้วยอัตราเงินชดเชยหรืออัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ สนพ. ประกาศ ทั้งนี้ตามคำสั่งฯ กำหนดให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และสำนักงานพลังงานจังหวัดแจ้งเป็นหนังสือให้ผู้ค้าน้ำมันในพื้นที่ที่รับผิดชอบทราบจำนวนเงินชดเชยที่พึงได้รับหรือจำนวนเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ (หนังสือให้ผู้ค้าฯ) เพื่อให้ผู้ค้าน้ำมันยื่นเอกสารขอรับเงินชดเชยหรือส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ต่อสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ทราบภายใน 90 วัน นับแต่วันที่ได้รับหนังสือจากพลังงานจังหวัด
2. เมื่อวันที่ 25 พฤษภาคม 2558 บริษัท ซัสโก้ จำกัด (มหาชน) ได้มีหนังสือถึง สบพน. แจ้งว่าบริษัท
ซัสโก้ฯ ไม่ได้รับหนังสือให้ผู้ค้าฯ จากสำนักงานพลังงานจังหวัดสระบุรี (พนจ. สระบุรี) ในเวลาอันควร ทำให้บริษัท
ซัสโก้ฯ ไม่ได้ดำเนินการขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ มาก่อนหน้านี้ จึงขอยื่นเอกสารขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ จากการปรับราคาขายปลีกสำหรับน้ำมันคงเหลือพร้อมแนบหนังสือให้ผู้ค้าฯ เป็นจำนวนเงิน 2,781,810.78 บาท ซึ่งต่อมา สบพน. ได้มีหนังสือถึง พนจ. สระบุรี เพื่อสอบถามข้อเท็จจริง โดย พนจ. สระบุรี
ได้ชี้แจงว่า พนจ. สระบุรี ได้ส่งมอบหนังสือให้ผู้ค้าฯ ให้กับพนักงานของบริษัทที่รับจ้างทำงานให้แทปไลน์ (พนักงาน Outsource) ซึ่งพนักงานคนดังกล่าวได้เดินทางไปรับหนังสือให้ผู้ค้าฯ และได้ส่งมอบเอกสารให้บริษัทผู้ค้าน้ำมัน
5 ราย คือ (1) บริษัท ซัสโก้ ดีลเลอร์ส จำกัด (2) บริษัท ไทยออยล์ จำกัด (มหาชน) (3) บริษัท เชฟรอน (ไทย) จำกัด (4) บริษัท เชลล์แห่งประเทศไทย จำกัด และ (5) บริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน) โดยตรงเรียบร้อยแล้ว ส่วนเอกสารของ บริษัท ซัสโก้ฯ ได้วางไว้บนโต๊ะทำงานของเจ้าหน้าที่ของ บริษัท ซัลโก้ฯ เนื่องจากเจ้าหน้าที่ไม่อยู่
ในห้องทำงาน
3. เมื่อวันที่ 10 สิงหาคม 2558 และวันที่ 3 ธันวาคม 2558 สบพน. ได้มีหนังสือถึง พนจ. สระบุรีเพื่อสอบถามว่า พนจ. สระบุรี ได้จัดส่งหนังสือให้ผู้ค้าฯ ให้แก่บริษัท ซัสโก้ฯ เมื่อใด และมีระเบียบวิธีการจัดส่งหนังสือให้ผู้ค้าฯ เป็นแบบใด ซึ่ง พนจ. สระบุรี ได้ชี้แจงว่า (1) เมื่อวันที่ 18 พฤษภาคม 2558 พนจ. สระบุรี ได้ส่งสำเนาหนังสือให้ผู้ค้าฯ ให้แก่บริษัท ซัสโก้ฯ ใหม่อีกครั้งในรูปแบบสำเนาเอกสาร เพื่อใช้แทนหนังสือให้ผู้ค้าฯ ตามที่บริษัท ซัสโก้ฯ อ้างว่ายังไม่ได้รับ และ (2) วิธีการจัดส่งเอกสารของ พนจ. สระบุรี ถ้าเป็นกรณีที่เป็นเอกสารทั่วไปจะให้ผู้ที่เกี่ยวข้องกับเอกสารสำคัญนั้น ติดต่อขอรับเอกสาร หรือจัดส่งเอกสารให้ทางจดหมายตอบรับ หรือไปส่งด้วยตนเอง แต่ถ้าเป็นกรณีการจัดส่งเอกสารเรื่องการขอรับเงินชดเชย เนื่องจากเป็นปีแรกที่ พนจ. สระบุรี เป็นผู้รับผิดชอบ สำนักงานได้ฝากส่งเอกสารให้กับเจ้าหน้าที่ของ พนักงาน Outsource
4. เมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2558 สบพน. ได้มีหนังสือถึงที่ปรึกษาคณะกรรมการสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (นายวันชาติ สันติกุญชร) เพื่อหารือข้อกฎหมายกรณีของบริษัท ซัสโก้ฯ ซึ่งที่ปรึกษาฯ ได้มีหนังสือ ตอบข้อหารือว่า การตีความเกี่ยวกับการปฏิบัติตามคำสั่งฯ อยู่ในอำนาจพิจารณาวินิจฉัยของ กบง. ตามข้อ 12 ของคำสั่งฯ ดังนั้น สบพน. ชอบที่จะรวบรวมข้อเท็จจริงส่งให้ กบง. พิจารณาดำเนินการวินิจฉัย ดังนั้น เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2559 สบพน. ได้มีหนังสือถึง สนพ. ขอให้พิจารณาเสนอ กบง. พิจารณาวินิจฉัยกรณีบริษัท ซัสโก้ฯ ขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ เกินระยะเวลา 90 วัน ซึ่ง สนพ. ได้พิจารณาจากข้อเท็จจริงทั้งหมดแล้ว และได้มีความเห็นให้
สบพน. พิจารณาดำเนินการจ่ายเงินชดเชยให้แก่บริษัท ซัสโก้ฯ เนื่องจากไม่ปรากฏหลักฐานทางข้อกฏหมายที่จะนำมาอ้างอิงสนับสนุนว่าบริษัท ซัสโก้ฯ ไม่ประสงค์ขอรับเงินชดเชย หากมีการฟ้องร้องดำเนินคดีจะมีผลเสียต่อไป
แต่เนื่องจาก สบพน. ได้ดำเนินการตรวจสอบข้อเท็จจริงจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องประกอบกับ ตามคำสั่งฯ ข้อ 12 ระบุว่า ในกรณีที่มีปัญหาในการตีความเกี่ยวกับการปฏิบัติตามคำสั่งนี้ ให้ กบง. พิจารณาวินิจฉัยและให้ถือว่าคำวินิจฉัยดังกล่าวเป็นที่สุด สบพน. จึงได้จัดทำข้อเสนอเพื่อให้ กบง. พิจารณาดำเนินการตามอำนาจหน้าที่ดังกล่าว
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงานดำเนินการตรวจสอบหลักฐานและข้อเท็จจริงที่เกี่ยวข้องให้ครบถ้วน และให้พิจารณาดำเนินการตามระเบียบและคำสั่งที่เกี่ยวข้องว่าสามารถจ่ายเงินชดเชยจำนวน 2,781,810.78 บาท ให้แก่บริษัท ซัสโก้ ดีลเลอร์ส จำกัด ได้หรือไม่ และนำมารายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายทราบต่อไป
รายงานผลการประชุม กบง. วันที่ 1 สิงหาคม 2559
เตรียมปรับโครงสร้าง ระบบบริหารกองทุนอนุรักษ์พลังงานฯ
กระทรวงพลังงาน เตรียมแผนการปรับโครงสร้างระบบการบริหารงานกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อเพิ่มขีดความสามารถในการขับเคลื่อนแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี เสนอคณะกรรมการกองทุนฯ สิงหาคมนี้
สนพ. จับมือ ส.อ.ท. ดึง SMEs ประหยัดพลังงาน รับสิทธิประโยชน์ 4 เด้ง
กิจกรรมสะสมแต้มพลังงาน (Energy Points) ส่งเสริมและจูงใจให้ผู้ประกอบการSMEs ดำเนินการประหยัดพลังงาน เพื่อแลกรับสิทธิประโยชน์ด้านพลังงาน 4 เด้ง โดยตั้งเป้ามีผู้เข้าร่วมโครงการไม่น้อยกว่า 500 แห่ง ลดต้นทุนค่าไฟ 500,000 บาทต่อแห่งต่อปี