คณะกรรมการและอนุกรรมการ (2532)
Children categories
กบง. ครั้งที่ 30 - วันพุธที่ 5 ตุลาคม 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 18/2559 (ครั้งที่ 30)
เมื่อวันพุธที่ 5 ตุลาคม 2559 เวลา 14.00 น.
3. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนตุลาคม 2559
4. แผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560
5. การพัฒนาข้อมูลภาพรวมการผลิตไฟฟ้าของประเทศ
6. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแนวทางการจัดทำแผน PDP 2015 โดยให้มีระยะเวลาของแผนสอดคล้องกับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) พร้อมทั้งจัดทำแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Development Plan: EEDP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan: AEDP) ให้มีกรอบระยะเวลาของแผนระหว่างปี 2558-2579 เช่นเดียวกับแผน PDP 2015
2. การดำเนินงานของโครงการตามแผน PDP 2015 ไตรมาสที่ 3/2559 มีดังนี้
2.1 PDP1 การติดตามแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ประกอบด้วย (1) PDP1-1: โครงการพัฒนาโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จำนวน 7 โครงการ ดังนี้ 1) โครงการพระนครเหนือ ชุดที่ 2 กำลังการผลิต 828 เมกะวัตต์ จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 2) โครงการเขื่อนบางลาง หน่วยที่ 1 – 3 3) โครงการพลังแสงอาทิตย์เขื่อนสิรินธร 4) โครงการแสงอาทิตย์ กฟผ. 5) โครงการเขื่อนป่าสักชลสิทธิ์ 6) โครงการเขื่อนแม่กลอง หน่วยที่ 1 - 2 และ 7) โครงการแสงอาทิตย์ทับสะแก กำลังการผลิต 12 0.25 10 6.7 12 และ 5 เมกะวัตต์ อยู่ระหว่างดำเนินการ (2) PDP1 - 2 ประกอบด้วย 3 กุล่ม ดังนี้ กลุ่มที่ 1 กลุ่ม IPP 2 โครงการ คือ โครงการโรงไฟฟ้าของเอกชน IPP จำนวน 2 โครงการ ดังนี้ 1) โครงการโรงไฟฟ้าทดแทนขนอม ชุดที่ 1 กำลังการผลิต 930 เมกะวัตต์ มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 2) โครงการเนชันแนล พาวเวอร์ ซัพพลาย เครื่องที่ 1 - 2 กำลังการผลิต 270 เมกะวัตต์บริษัทฯ มีหนังสือถึงคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ขอเลื่อนกำหนด SCOD เป็นเดือนพฤศจิกายน 2564 และเดือนมีนาคม 2565 กลุ่มที่ 2 กลุ่มโครงการโรงไฟฟ้าของเอกชน SPP Firm มีทั้งหมด10 โครงการ มีโครงการที่ COD ทันกำหนด จำนวน 6 โครงการ คือ บีกริม บีไอพี พาวเวอร์ 2 ท็อป เอสพีพี โครงการ 1 ท็อป เอสพีพี โครงการ 2 ผลิตไฟฟ้า นวนคร โครงการ 1 อมตะ บีกริม พาวเวอร์ โครงการ 5 และบ่อวิน คลีน เอนเนอจี มีโครงการที่ COD ล่าช้ากว่ากำหนดการ จำนวน 4 โครงการ คือ โครงการพีพีทีซี อ่างทอง เพาเวอร์ (เดิม คือ สยามเพียวไรซ์) เอสเอสยูที โครงการ 1 และเอสเอสยูที โครงการ 2 และ กลุ่มที่ 3 กลุ่มโครงการโรงไฟฟ้าของเอกชน SPP NonFirm จำนวน 11 โครงการ เป็นโครงการที่ SCOD ทันกำหนด จำนวน 3 โครงการ คือ พัฒนาพลังงานลม (วายุวินด์ฟาร์ม) ชัยภูมิ วินด์ฟาร์ม และโคราชวินด์เอ็นเนอร์ยี (มิตรภาพวินด์ฟาร์ม) และเป็นโครงการที่ SCOD ล่าช้ากว่ากำหนดการ จำนวน 2 โครงการ คือ อีเอ วินด์ หาดกังหัน 3 โครงการ 3 และอีเอ วินด์ หาดกังหัน 3 โครงการ 2 และโครงการที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2558 จำนวน 7 โครงการ คือ กรีโนเวชั่น เพาเวอร์ (สราญลมวินด์ฟาร์ม) โครงการไทยเอกลักษณ์เพาเวอร์ เขาค้อวินด์ พาวเวอร์ อีเอ โซล่า พิษณุโลก วะตะแบก วินด์ และอีเอ วินด์ หาดกังหัน 3 โครงการ 1 (2) PDP2 การติดตามการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ประกอบด้วย 1) PDP2 - 1 การติดตามการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ มีโครงการจำนวน 4 โครงการ กำลังการผลิตรวม 2,334 เมกะวัตต์ เป็นโครงการที่สามารถดำเนินการได้ตามแผนจำนวน 2 โครงการ คือ หงสา เครื่องที่ 3 และไซยะบุรี และเป็นโครงการที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนจำนวน 2 โครงการ คือ เซเปียน และน้ำเงี้ยบ 1 PDP2-2 2) ติดตามการเจรจาความร่วมมือด้านพลังงานกับประเทศเพื่อนบ้าน สปป.ลาว มี 3 โครงการ คือ น้ำเทิน 1 ปากเบ่ง เซกอง กำลังการผลิตรวม 1,903 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการยื่นเอกสารหรือเจรจาหาข้อตกลง ส่วนประเทศกัมพูชา คือ โครงการเกาะกง แบ่งเป็น 3 โครงการ คือ Samart Corporation, Koh Kong Utilities และ Phongsabthavy Road & Bridge Construction กำลังการผลิตรวม 5,400 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการเจรจาหาข้อตกลง (3) PDP3 ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวมรับซื้อไฟฟ้าประมาณ 2,063 เมกะวัตต์ คาดว่าการดำเนินการจะเสร็จสิ้นประมาณปี 2562 (4) PDP4 ติดตามโครงการระบบส่งไฟฟ้า ประกอบด้วย 1) PDP 4 - 1 โครงการพัฒนาระบบส่งเพื่อรองรับความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น มีทั้งหมด 4 โครงการ เป็นโครงการที่ดำเนินการได้ตามเป้าหมาย 2 โครงการ คือ โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ระยะที่ 3 และโครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าระยะที่ 12 ส่วนอีก 2 โครงการ คือ โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ระยะที่ 2 และโครงการพัฒนาระบบเคเบิ้ลใต้ทะเลไปยังบริเวณอำเภอเกาะสมุย จังหวัดสุราษฎร์ธานี อยู่ระหว่างการศึกษาความเหมาะสม 2) PDP 4 - 2 โครงการพัฒนาระบบส่งเพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า มีทั้งหมด 5 โครงการ เป็นโครงการที่ดำเนินการได้ตามเป้าหมาย 1 โครงการ คือ โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันออก ส่วนโครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันตกและภาคใต้ ไม่สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมายที่กำหนด ส่วนโครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ภาคเหนือตอนล่าง ภาคกลาง และกรุงเทพมหานคร บริเวณภาคเหนือตอนบน และบริเวณภาคใต้ตอนล่าง อยู่ระหว่างการสำรวจหรือออกแบบ 3) PDP 4 - 3 โครงการปรับปรุงและขยายระบบส่งที่เสื่อมสภาพตามอายุการใช้งานมีจำนวน 3 โครงการ เป็นโครงการที่สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมายจำนวน 2 โครงการ คือ โครงการปรับปรุงและขยายระบบ ส่งไฟฟ้าที่เสื่อมสภาพตามอายุการใช้งาน ระยะที่ 1 : ส่วนสถานีไฟฟ้าแรงสูง และระยะที่ 1 : ส่วนสายส่งไฟฟ้าแรงสูง ส่วนโครงการที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมาย คือ โครงการปรับปรุงและขยายระบบส่งไฟฟ้า ที่เสื่อมสภาพตามอายุการใช้งาน ระยะที่ 2 และ 4) PDP 4 -4 โครงการพัฒนาระบบส่งเพื่อรองรับการเชื่อมต่อโรงไฟฟ้า มีจำนวน 7 โครงการ เป็นโครงการที่ดำเนินการได้ตามเป้าหมาย 4 โครงการ คือ โครงการระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำเขื่อนน้ำงึม 3 - น้ำเทิน 1 โครงการระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP 2007) โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าหลักเพื่อรองรับโรงไฟฟ้าผู้ผลิตเอกชน รายเล็กระบบ Cogeneration ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า และโครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าบริเวณจังหวัดเลย หนองบัวลำภู และขอนแก่น เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการใน สปป. ลาว ส่วนโครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้า บริเวณจังหวัดอุบลราชธานี ยโสธร และอำนาจเจริญ เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการใน สปป. ลาว มีการ ดำเนินการล่าช้ากว่าเป้าหมายที่กำหนด และโครงการระบบส่งไฟฟ้าสำหรับโครงการโรงไฟฟ้าเพื่อทดแทนโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 4-7 และโครงการระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่(IPP 2012) อยู่ระหว่างการออกแบบและศึกษาความเหมาะสม (5) PDP5 แผนการสื่อสารและสร้างความรู้ความเข้าใจ ได้แก่ PDP5-1 แผนงานสื่อสารการจัดทำแผน PDP มีการจัดทำแผนงานสื่อสารผ่านสื่อต่างๆ และ(6) PDP6 การศึกษาแผนและนโยบายในระยะยาว มีการศึกษาทั้งหมด 3 ส่วน ดังนี้ 1) PDP6-1 Smart Grid 2) PDP6 - 2 ค่าไฟฟ้า SEZ และ 3) PDP6-3 ยานยนต์ไฟฟ้า (EV)
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ทั้งนี้ ควรมีการทบทวน แผนฯ เมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องใช้ดำเนินการต่อไป โดยมอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนฯ ต่อ กบง. ทุก 3 เดือน และเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนฯ ตามมติ กพช. ดังกล่าว
2. การจัดทำแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas Plan 2015) ให้รองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้มีเพียงพอในอนาคต ได้วางเป้าหมายการดำเนินงาน 4 ด้านสำคัญ คือ (1) ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นรวดเร็วจากการนำเข้า LNG (2) ยืดอายุแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติโดยกระตุ้นการสำรวจและพัฒนาแหล่ง ในประเทศและการใช้เทคโนโลยี เพื่อรักษาระดับการจัดหาให้ยาวนานขึ้น (3) การหาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG ที่มีประสิทธิภาพ และ (4) มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน ทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access; TPA) และเพื่อให้สอดคล้องกับแผน PDP 2015 จึงได้จัดทำคาดการณ์การใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ภายใต้แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 ใน 3 กรณี คือ (1) กรณีฐาน - คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยยังคงขยายตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยคาดว่าจะเพิ่มขึ้นจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต (ที่ค่าความร้อน 1,000 บีทียู ต่อก๊าซธรรมชาติ1 ลูกบาศก์ฟุต) ในปี 2558 เป็น 5,099 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562 แต่ในระยะยาวคาดว่าลดลงมาอยู่ที่ระดับวันละ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579 (2) กรณีคิดความเสี่ยงด้านความต้องการใช้จากการชะลอโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน และความสำเร็จของการดำเนินงานตามแผน AEDP และ EEDP ทำได้ร้อยละ 70 คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ จะเพิ่มขึ้นจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2558 เป็น 5,528 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2562 และในระยะยาวคาดว่าสูงขึ้นอีกเล็กน้อย มาอยู่ที่ระดับวันละ 5,658 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579 (3) กรณีสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุในปี 2565 และ 2566 ผลิต ไม่ต่อเนื่อง คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติจะลดลงจากวันละ 4,810 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2558 เป็น 4,688 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2562 และการใช้ระยะยาวอยู่ที่วันละ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2579
3. ความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 (Gas Plan 2015) ไตรมาสที่ 3 ในส่วนของการบริหารจัดการด้านการใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศ แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558-2579 (Gas Plan 2015) ประกอบด้วย (1) G1 การคาดการณ์ ความต้องการใช้ก๊าซปี 59 เพื่อติดตามการใช้ก๊าซให้เป็นไปตามแนวทางการชะลอการเติบโตของความต้องการ ใช้ก๊าซ ผลการดำเนินงานคือ อัตราการใช้ก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย 7 เดือนแรกของปี 2559 อยู่ที่ระดับ 4,745 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ในแผนเล็กน้อย (ร้อยละ 1) (2) G2 รักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ 1) G2-1 การบริหารจัดการแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุ ในปี 2565-2566 เพื่อให้การผลิตก๊าซธรรมชาติเป็นไปอย่างต่อเนื่อง ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนของการเตรียมการด้านกฎหมาย ทั้งร่าง พ.ร.บ.ปิโตรเลียม และพ.ร.บ.ภาษีเงินได้ปิโตรเลียมที่ขณะนี้อยู่ในการพิจารณาของสภานิติบัญญัติแห่งชาติ (สนช.) ควบคู่กับการยกร่างกฎกระทรวงที่จำเป็น จากนั้นจึงจะกำหนดเงื่อนไข/หลักเกณฑ์เตรียมเปิดประมูลต่อไป แต่เนื่องจาก สนช. ได้ขอขยายเวลาพิจารณาร่าง พ.ร.บ. ทั้งสองฉบับถึงเดือนตุลาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) จึงได้มีมติเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 ให้กระทรวงพลังงานขยายระยะเวลาในการคัดเลือกผู้ดำเนินการโดยการเปิดประมูลแข่งขันยื่นข้อเสนอจากเดิมให้แล้วเสร็จภายใน1 ปี นับจาก กพช. มีมติเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 เป็นให้แล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2560 2) G2-2 การเปิดให้ยื่นขอสิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ อยู่ระหว่างการดำเนินการเตรียมการด้านกฎหมายทั้งร่าง พ.ร.บ. ปิโตรเลียมและร่าง พ.ร.บ. ภาษีเงินได้ปิโตรเลียมที่ สนช. กำลังพิจารณา และยกร่างกฎหมายลำดับรองที่จำเป็น 3) G2-3 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากอ่าวให้มีประสิทธิภาพ ลดก๊าซฯ จากอ่าวที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ เพื่อใช้ให้เกิดประโยชน์สูงสุด ผลการดำเนินงาน คือ อัตราก๊าซที่ไม่ผ่านโรงแยกฯ เฉลี่ย 7 เดือน (มกราคม – กรกฎาคม 2559) อยู่ที่ระดับวันละ 686 ล้าน ลบ.ฟุต ต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ (ประมาณร้อยละ 6) และต่ำกว่าค่าเฉลี่ยของปี 2558 ซึ่งอยู่ที่วันละ 710 ล้านลบ.ฟุต (3) G3 หาแหล่งและการบริหารจัดการ LNG อย่างมีประสิทธิภาพ ดังนี้ 1) G3-2การศึกษาแนวทางการกำกับดูแลด้าน LNG เพื่อให้มีแนวทางการบริหารจัดการและกำกับดูแล LNG อย่างเหมาะสม และสนับสนุนให้เกิดการแข่งขันในธุรกิจ LNG อยู่ระหว่างการปรับแก้รายละเอียดโครงการ (Scope of Work) เพื่อจัดทำ TOR คาดว่า จะเริ่มโครงการในเดือนพฤศจิกายน 2559 และ (4) G4 มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน ดังนี้ 1) G4-2 LNG Terminal โดย กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 เห็นชอบให้ (1) ขยายกำลังผลิตของ LNG Terminal ที่มีอยู่เดิมของ ปตท. เพิ่ม 1.5 ล้านตันต่อปี และพัฒนา LNG Terminal แห่งใหม่ ขนาด 5 ล้านตันต่อปี ภายในปี 2565 (2) มอบหมายการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยศึกษาความเป็นไปได้ในการพัฒนา FSRU ในอ่าวไทยตอนบน และ (3) มอบหมาย พน. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทำการศึกษาและจัดทำแผนโครงสร้างพื้นฐานด้าน LNG ของประเทศให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี
4. ปัญหาและอุปสรรค ประกอบด้วย G2-1 แนวทางในการบริหารสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุ กฎหมายแม่บท 2 ฉบับ ที่ใช้ในการบริหารจัดการยังอยู่ระหว่างการพิจารณาของ สนช. ซึ่งได้มีการขอขยายระยะเวลาพิจารณาออกไปจนถึงวันที่ 21 ตุลาคม 2559 ทำให้ พน. ต้องขยายกรอบการดำเนินงานตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ออกไปจนถึงเดือนกันยายน 2560 นอกจากนั้นยังมีกฎหมายลำดับรองที่จะต้องยกร่างเพิ่มเติมเพื่อรองรับการบริหารจัดการที่เพิ่มเข้ามาอีก 2 แบบ คือ แบบแบ่งปันผลผลิตและแบบสัญญาจ้างสำรวจและผลิต (2) G2-2 การเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ปัญหาอุปสรรคที่เกิดขึ้น คือ การรอกฎหมายใหม่บังคับใช้ เช่นเดียวกับโครงการ G2-1 และ G4 โครงสร้างพื้นฐานรองรับการนำเข้า LNG ประเด็น ท้าทายคือ การรักษาความสมดุลระหว่างเสถียรภาพด้านการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้เพียงพอกับความต้องการใช้ของประเทศในอนาคตกับการส่งเสริมการแข่งขันอย่างเสรีของธุรกิจก๊าซธรรมชาติ เนื่องจากมีความไม่แน่นอนของปัจจัยภายนอกที่ซับซ้อน เช่น การสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหิน ความสำเร็จของแผน AEDP 2015 EEP 2015 เป็นต้น และเพื่อให้การดำเนินงานเป็นไปตามแผน Gas Plan 2015 ชธ. เสนอว่า เนื่องจากแต่ละแผนมีการเชื่อมโยงความสัมพันธ์กัน หากแผนใดมีการเปลี่ยนแปลง ย่อมส่งผลต่อแผนฉบับอื่น จึงควรมีหน่วยงานในการประสานความร่วมมือระหว่างแผนบูรณาการพลังงานระยะยาวทั้ง 5 แผน เพื่อติดตามความคืบหน้าของแต่ละแผน และควรมีระบบการถ่ายทอดข้อมูลระหว่างหน่วยงานที่ชัดเจน เป็นระบบ สม่ำเสมอ เพื่อให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องมีข้อมูลเท่าเทียมกัน เล็งเห็นประโยชน์และมุ่งสู่เป้าหมายในทิศทางเดียวกัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนตุลาคม 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. กบง. เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 และเมื่อวันที่ 3 เมษายน 2558 ได้เห็นชอบการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และ ปตท.สผ.สยาม) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน
2. จากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนตุลาคม 2559 อยู่ที่ 352 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนกันยายน 2559 จำนวน 47 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนกันยายน 2559 อยู่ที่ 34.9014 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าลงจากอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนสิงหาคม 2559 จำนวน 0.0076 บาท ต่อเหรียญสหรัฐฯ ต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติในเดือนตุลาคม 2559 อยู่ที่ 383 บาท ต่อกิโลกรัม ลดลงจากเดือนกันยายน 2559 ที่ 37 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้น ของก๊าซ LPG (LPG Pool) ปรับลดลง 0.1644 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.1623 บาทต่อกิโลกรัม มาอยู่ที่ 12.9979 บาทต่อกิโลกรัม
3. จากราคาก๊าซ LPG Pool ของเดือนตุลาคม 2559 ที่ปรับตัวลดลง 0.1644 บาทต่อกิโลกรัม ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นที่ 0.1644 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.1567 บาทต่อกิโลกรัม เป็นส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.3211 บาท ต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกคงเดิมที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับประมาณ 115 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.3211 บาท และเห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 26 พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ทั้งนี้ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 6 ตุลาคม 2559 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 4 แผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 พฤศจิกายน 2557 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติอนุมัติกรอบแผนการใช้จ่ายเงินงบบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงงบบริหาร ปีงบประมาณ 2558 – 2561 ของ 5 หน่วยงาน ได้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมสรรพสามิต กรมศุลกากร สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) เป็นจำนวนเงิน 153,152,200 บาท และงบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2558 – 2561 เป็นจำนวนเงินปีละ 300 ล้านบาท เพื่อเป็นเงินสำรองกลาง โดยมอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (อบน.) บริหารจัดการงบประมาณตามกรอบแผนการใช้จ่ายเงินงบบริหารกองทุนน้ำมันฯ และให้สอดคล้องกับวัตถุประสงค์การใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันฯ ซึ่งต่อมาในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 2 ตุลาคม 2558 ที่ประชุมได้รับทราบผลการใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันฯ ประจำปีงบประมาณ 2558 รวมทั้งได้อนุมัติแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันฯ ปีงบประมาณ 2559 เป็นงบบริหารจำนวน 27,161,600 บาท และงบค่าใช้จ่ายอื่น จำนวน 300,000,000 บาท พร้อมทั้งได้อนุมัติเงินงบค่าใช้จ่ายอื่นให้ดำเนินงานโครงการจำนวน 3 โครงการ จำนวนเงินรวม 10,075,820 บาท
2. ผลการใช้จ่ายเงิน ปีงบประมาณ 2559 มีดังนี้ (1) งบบริหาร มีผลการเบิกจ่ายเงิน 11,706,209.71 บาท คิดเป็นร้อยละ 43.10 ของยอดเงินที่ได้รับอนุมัติ แบ่งเป็น สป.พน. 4.8545 ล้านบาท สนพ. 1.0197 ล้านบาท กรมสรรพสามิต 4.8129 ล้านบาท กรมศุลกากร 0.4950 ล้านบาท และ สบพน. 0.5240 ล้านบาท ส่วนงบ ค่าใช้จ่ายอื่น ในปีงบประมาณ 2559 กบง. ได้อนุมัติงบค่าใช้จ่ายอื่น จำนวน 3 โครงการ วงเงิน 10,075,820 บาท โดยมีผลการเบิกจ่าย ดังนี้ (1) โครงการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง (สนพ.) วงเงิน 6,875,820 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 9 เดือน สนพ. ได้จัดจ้าง บริษัท เบอร์รา จำกัด ซึ่งเมื่อวันที่ 22 กรกฎาคม 2559 ที่ปรึกษาได้ส่งรายงานผลการศึกษาเบื้องต้น (Inception Report) ปัจจุบันคณะกรรมการฯ อยู่ระหว่างการพิจารณารายงานดังกล่าว (2) โครงการพัฒนาระบบฐานข้อมูลราคาพลังงานต่างประเทศ (สนพ.) วงเงิน 2,000,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 12 เดือน สนพ. ได้จัดจ้าง บริษัท เบอร์รา จำกัด ปัจจุบันที่ปรึกษาอยู่ระหว่างจัดทำรายงานผลการศึกษาเบื้องต้น (Inception Report) (3) โครงการจัดจ้างที่ปรึกษาด้านกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) วงเงิน 1,200,000 ระยะเวลา 12 เดือน เบิกจ่ายแล้ว 800,000 บาท คงเหลือ 88,700 บาท ซึ่ง อบน. ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2559 ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการเบิกค่าใช้จ่ายเงิน จากเดิมสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2559 เป็นสิ้นสุดวันที่ 30 ตุลาคม 2559
3. เมื่อวันที่ 8 กันยายน 2559 อบน. ได้รับทราบผลการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และได้มีมติอนุมัติแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560 ดังนี้ (1) งบบริหาร ของทั้ง 5 หน่วยงาน เป็นจำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 27,938,200 บาท แบ่งเป็น สป.พน. 10.5324 ล้านบาท สนพ. 8.1929 ล้านบาท กรมสรรพสามิต 6.6998 ล้านบาท กรมศุลกากร 1.1451 ล้านบาท และ สบพน. 1.3680 ล้านบาท (2) งบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2560 จำนวน 300,000,000 บาท เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลาง โดยเบื้องต้น อบน. ได้รับข้อเสนอโครงการทั้งสิ้น 3 โครงการ และได้อนุมัติในหลักการให้หน่วยงานดำเนินโครงการ จำนวน 2 โครงการ รวมเป็นเงิน 4,700,000 บาท ดังนี้ 1) โครงการการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... (สบพน.) วงเงิน 4,100,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 8 เดือน 2) โครงการจัดจ้างที่ปรึกษาด้านกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) วงเงิน 600,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 15 เดือน และ 3) โครงการศึกษาการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศไทย (Strategic Petroleum Reserve: SPR) (ธพ.) ขอรับการสนับสนุนงบประมาณ 30,000,000 บาท ซึ่ง อบน. มอบหมายให้ ธพ. รับไปดำเนินการปรับปรุงรายละเอียดของโครงการให้มีความชัดเจนและเหมาะสมตามข้อพิจารณาของที่ประชุม และนำเสนอ อบน. อีกครั้ง ทั้งนี้ กรอบวงเงินที่เหลือของงบค่าใช้จ่ายอื่น มอบหมายให้ อบน. เป็นผู้พิจารณาอนุมัติต่อไป ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้ กบง. พิจารณา ดังนี้ (1) รับทราบผลการใช้จ่ายเงินงบบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2559 และ (2) ขอความเห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2559
2. เห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560 ดังนี้
2.1 งบบริหาร ของทั้ง 5 หน่วยงาน เป็นจำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 21,938,200 บาท โดยงบประมาณทุกหมวดรายจ่ายให้สามารถนำมาถัวจ่ายได้ทุกรายการ โดยมีรายละเอียด ดังนี้
2.2 งบค่าใช้จ่ายอื่น จำนวน 300,000,000 บาท เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลาง ปีงบประมาณ 2560 อนุมัติให้ดำเนินโครงการ จำนวน 2 โครงการ รวมเป็นเงิน 4,700,000 บาท ดังนี้
(1) โครงการการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) วงเงิน 4,100,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 8 เดือน
(2) โครงการจัดจ้างที่ปรึกษาด้านกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับกรมธุรกิจพลังงาน ของกรมธุรกิจพลังงาน วงเงิน 600,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 15 เดือน
ทั้งนี้ ให้งบบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2560 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2559 และกรอบวงเงินคงเหลือของงบค่าใช้จ่ายอื่น มอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นผู้พิจารณาและอนุมัติ ต่อไป
เรื่องที่ 5 การพัฒนาข้อมูลภาพรวมการผลิตไฟฟ้าของประเทศ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 กรกฎาคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติมอบหมายให้สำนักงาน กกพ. ปรับปรุงระเบียบการรับชื้อไฟฟ้าจาก VSPP และ SPP หรือประกาศที่เกี่ยวข้อง โดยกำหนดให้ผู้ประกอบการโรงไฟฟ้า VSPP และ SPP ต้องรายงานข้อมูลปริมาณการผลิตไฟฟ้าทั้งกำลังไฟฟ้า (เมกะวัตต์) และพลังงานไฟฟ้า (กิโลวัตต์-ชั่วโมง) รวมถึงปริมาณการผลิตไฟฟ้าในส่วนที่ใช้เอง ที่ขายตรงในนิคมอุตสาหกรรม และ/หรือ ที่ขายนอกระบบของ กฟผ. และรายงานให้ กบง. ทราบต่อไป
2. สำนักงาน กกพ. ได้พัฒนาระบบการรายงานข้อมูลการผลิตและการใช้ไฟฟ้าแบบ Near Real Time ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2558 โดยมีเป้าหมายในการพัฒนาระบบการรายงานข้อมูลด้านการผลิตและการใช้ไฟฟ้า และก๊าซธรรมชาติให้มีความสมบูรณ์และเป็นระบบมากยิ่งขึ้น โดยปีงบประมาณ 2558 การไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) มีการรายงานข้อมูลการผลิตของโรงไฟฟ้า กฟผ. IPP SPP และ Import มายังระบบของสำนักงาน กกพ. ทุกๆ 1 นาที และในปีงบประมาณ 2559 สำนักงาน กกพ. ได้รวบรวมและพัฒนาการรายงานข้อมูลการผลิตของ VSPP และโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (PEA) และโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กและโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กมากของกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เข้ามาในระบบข้อมูลการผลิตของ กฟผ. เพื่อเป็นภาพรวมการผลิตของประเทศ
3. สรุปการพัฒนาข้อมูล ระบบ และขั้นตอนการรายงานข้อมูลการผลิตไฟฟ้าของประเทศ ดังนี้ (1) การรายงานข้อมูลตรวจวัดจริงมายังระบบ Near Real Time โดย กฟผ. มีการรายงานข้อมูลการผลิตทั้งหมดของโรงไฟฟ้า กฟผ. IPP SPP และ Import มายังระบบ Near Real Time ของสำนักงาน กกพ. ทุกๆ 1 นาที การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) รายงานข้อมูลการผลิตของ VSPP จำนวน 1 ราย มายังระบบของ กฟผ. เพื่อส่งมายังระบบ ของสำนักงาน กกพ. ทุกๆ 15 นาที และ PEA รายงานข้อมูลการผลิตของ VSPP จำนวน 72 ราย มายังระบบของสำนักงาน กกพ. ทุกๆ 15 นาที และ (2) การรายงานข้อมูลสถิติกำลังผลิตของ VSPP รายเดือน เพื่อใช้ประมาณการข้อมูลการผลิต จำแนกตามประเภทเชื้อเพลิงและรายจังหวัด โดย กฟผ. กฟน. PEA และ พพ. จะจัดส่งข้อมูลดังกล่าวมายังสำนักงาน กกพ. ทางจดหมายอิเล็กทรอนิกส์ภายในวันที่ 10 ของทุกเดือน เพื่อให้สำนักงาน กกพ. นำข้อมูลดังกล่าวใช้ประมาณการข้อมูลการผลิตของ VSPP โครงการของ PEA และ โครงการของ พพ. ภายในวันที่ 15 ของเดือน เพื่อนำขึ้นระบบรวมกับข้อมูลจากการตรวจวัดจริงในระบบ Near Real Time
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2559 กระทรวงการคลังได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เรื่องการปรับขึ้นอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล เนื่องจากกระทรวงการคลังได้ผูกพันประมาณการรายรับ ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2560 ในส่วนของรายได้กรมสรรพสามิตได้กำหนดประมาณการรายรับรวม 549,900 ล้านบาท โดยมีการผูกพันให้ปรับขึ้นอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล เป็น 5.95 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ กระทรวงการคลังขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาแนวทางในการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล เพื่อไม่ให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลเปลี่ยนแปลงในทันที
2. เมื่อพิจารณาโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในปัจจุบัน (ณ วันที่ 5 ตุลาคม 2559) อัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 5.65 บาทต่อลิตร ซึ่งกระทรวงการคลังขอปรับเพิ่มขึ้นอีก 0.30 บาทต่อลิตร เป็น 5.95 บาทต่อลิตร โดยทำให้ภาพรวมรายรับของกระทรวงการคลังจากการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตน้ำมันทุกประเภทอยู่ที่ 15,531 ล้านบาทต่อเดือน หรือ 188,956 ล้านบาทต่อปี และหากเป็นตามที่กระทรวงการคลังเสนอโดยขอปรับอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลขึ้นเป็น 5.95 บาทต่อลิตร รายได้จะเพิ่มเป็น 195,220 ล้านบาทต่อปี ซึ่งเกินกว่าเป้าหมายของแผนที่ได้กำหนดไว้ ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอต่อ กบง. เรื่อง แนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เป็น 3 กรณี ดังนี้ (1) กรณีที่ 1 คือการปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล 0.30 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯ จะต้องช่วยอีก 0.32 บาทต่อลิตร จากเดิมที่จัดเก็บจากน้ำมันดีเซลเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.01 บาทต่อลิตร เป็นกองทุนน้ำมันฯ สนับสนุนจำนวน 0.31 บาทต่อลิตร ซึ่งผลจากการปรับอัตรานี้จะส่งผลให้กรมสรรพสามิตมีรายรับเพิ่มขึ้นประมาณ 515 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมันฯ จะมีรายจ่ายเพิ่มขึ้นประมาณ 585 ล้านบาทต่อเดือน โดยจะไม่ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลมีการเปลี่ยนแปลง (2) กรณีที่ 2 คือการปรับเพิ่มภาษีสรรพสามิตของทั้งน้ำมันเบนซินและดีเซล โดยใช้รายรับที่กระทรวงการคลังพึงจะได้เป็นตัวตั้ง ใช้หลักการที่ว่าการจัดเก็บภาษีน้ำมันดีเซลและเบนซิน ควรจัดเก็บในอัตราที่ใกล้เคียงกัน โดยกลุ่มน้ำมันเบนซินจะเลือกชนิดที่มีปริมาณการใช้มากที่สุดคือน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 ซึ่งจากการคำนวณโครงสร้างพบว่า อัตราการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตในกลุ่มของน้ำมันเบนซินจะอยู่ที่ 5.86 บาทต่อลิตร หรือเป็นการปรับเพิ่มขึ้น 0.19 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลปรับเพิ่มขึ้น 0.21 บาทต่อลิตร ซึ่งหากใช้หลักเกณฑ์นี้จะส่งผลให้กรมสรรพสามิตมีรายรับเพิ่มขึ้นประมาณ 527 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมันฯ จะมีรายจ่ายเพิ่มขึ้นประมาณ 599 ล้านบาทต่อเดือน โดยจะไม่ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลมีการเปลี่ยนแปลงเช่นเดียวกับกรณีที่ 1 เนื่องจากกองทุนน้ำมันฯ จะเข้าไปช่วยเหลือทั้งในกลุ่มเบนซินและดีเซล และ (3) กรณีที่ 3 คือการปรับเพิ่มภาษีน้ำมันเบนซิน และ น้ำมันดีเซลปรับเพิ่มอีก 0.19 และ 0.21 บาท ต่อลิตร (เช่นเดียวกับกรณีที่ 2) รวมถึงการสร้างส่วนต่างราคาของน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 3 บาทต่อลิตร เพิ่มขึ้นอีกประมาณ 0.46 บาทต่อลิตร เพื่อรองรับการขยายฐานของการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ให้นำมาสู่การเกิดสมดุลของเบนซินชนิดต่างๆ ทั้งนี้ หากเลือกกรณีนี้จะส่งผลให้กรมสรรพสามิตมีรายรับเพิ่มขึ้นประมาณ 527 ล้านบาทต่อเดือน และกองทุนน้ำมันฯ จะมีรายจ่ายเพิ่มขึ้นประมาณ 643 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและกระทรวงการคลัง พิจารณาการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม โดยคำนึงถึงเป้าหมายรายรับจากภาษีน้ำมันและผลิตภัณฑ์น้ำมันตามที่กระทรวงการคลังกำหนดคือ 194,000 ล้านบาทต่อปี และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานในการประชุมครั้งต่อไป
กบง. ครั้งที่ 29 - วันพุธที่ 7 กันยายน พ.ศ. 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 17/2559 (ครั้งที่ 29)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 7 กันยายน 2559 เวลา 13.30 น.
2. รายงานผลการศึกษาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ
4. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกันยายน 2559
5. การเตรียมความพร้อมภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้เสนอรายงานความคืบหน้า Oil Plan 2015 ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) แล้ว ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2559 รายงานไตรมาส 1 (ตุลาคม - ธันวาคม 2558) (2) เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2559 รายงานไตรมาส 2 (มกราคม - มีนาคม 2559) และ (3) ในการประชุม กบง. ครั้งนี้เป็นการรายงานไตรมาส 3 (เมษายน-มิถุนายน 2559) ซึ่งในช่วงไตรมาสที่ 3 มีความก้าวหน้าของมาตรการต่างๆ ดังนี้
1. มาตรการที่ 2 บริหารจัดการชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม ข้อ 2.2.1 การลดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิง เป็นไปตามแผนโดยมีการประชุมหารือกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย และผู้ค้าน้ำมันแล้ว
2. มาตรการที่ 4 ผลักดันการใช้เอทานอลและไบโอดีเซลตามแผน AEDP 2015 ข้อ 4.2.4 การส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล บี 7 อย่างต่อเนื่อง โดยเมื่อวันที่ 16 สิงหาคม 2559 ธพ. ได้ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดคุณภาพน้ำมันดีเซลฉบับใหม่ โดยกำหนดให้มีไบโอดีเซล ระหว่าง บี 3 – บี 7 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 25 สิงหาคม 2559 เพื่อปรับสมดุลปริมาณน้ำมันปาล์มและราคาไบโอดีเซล
3. มาตรการที่ 5 สนับสนุนการลงทุนในระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิง มีความคืบหน้าของโครงการ/กิจกรรมต่างๆ ดังนี้ ข้อ 5.1.4 ก่อสร้างระบบท่อขนส่งน้ำมันไปยังภาคเหนือและภาคตะวันออกเฉียงเหนือ โดยความก้าวหน้าการก่อสร้างระบบท่อขนส่งน้ำมันไปยังภาคเหนือ ธพ. ได้ลงนามใน MOU กับ บริษัทขนส่งน้ำมันทางท่อ (FPT) เรื่องการลงทุนก่อสร้างระบบท่อน้ำมันไปยังภาคเหนือ และ FPT.ได้ยื่นขออนุญาตในส่วนของคลังน้ำมัน ณ จังหวัดพิจิตร แล้ว และในส่วนของภาคตะวันออกเฉียงเหนือ เมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2559 ธพ. ได้ ลงนามใน MOU กับ บริษัท ไทย ไปป์ไลน์ เน็ตเวิร์ค (TPN) ซึ่งเป็นบริษัทภายในเครือของกลุ่มบริษัท เอส ซี กรุ๊ป เพื่อสนับสนุนโครงการขยายระบบท่อขนส่งน้ำมันไปยังภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ทั้งนี้ โครงการดังกล่าวจะต่อขยายจากระบบเดิม ของบริษัท ท่อส่งปิโตรเลียมไทย (THAPPLINE) อ. เสาไห้ จ. สระบุรี ไปยัง จ.ขอนแก่น ระยะทาง 350 กิโลเมตร ประมาณการเงินลงทุน 10,000 ล้านบาท หลังจาก ลงนาม MOU แล้ว TPN จะดำเนินการทำ EIA และคาดว่าจะเริ่มต้นก่อสร้างได้ในปี 2561 และแล้วเสร็จในปี 2563 ซึ่งโครงการดังกล่าวเป็นการขยายโครงสร้างพื้นงานด้านพลังงานที่สำคัญ รองรับการขยายตัวของภูมิภาคอาเซียน และเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันของประเทศไทย และความคืบหน้าของข้อ 5.2.1 การดำเนินการศึกษาเพื่อกำหนดแนวทางการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ ขณะนี้อยู่ระหว่างการเตรียมจัดจ้างที่ปรึกษา คาดว่าจะใช้ระยะเวลาดำเนินโครงการ 9 เดือน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานผลการศึกษาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เห็นชอบในหลักการให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับไปดำเนินการแยกกิจการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ออกไปในรูปบริษัท จำกัด ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2558 และเห็นชอบให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องยกเว้นภาษีต่างๆ และค่าธรรมเนียม ในการโอนทรัพย์สินจาก บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้แก่บริษัท ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด ที่จะจัดตั้งขึ้นใหม่โดยจะดำเนินการให้เป็นไปตามระเบียบราชการต่อไป และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) ไปดำเนินการศึกษาและทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในปัจจุบัน เพื่อให้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสามารถรองรับกับโครงสร้างการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติที่จะเกิดขึ้นและให้นำกลับมาเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2557 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ออกประกาศคณะกรรมการ กำกับกิจการพลังงานเรื่อง ข้อบังคับว่าด้วยหลักเกณฑ์การจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานี LNG แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Regime) เพื่อกำหนดให้ผู้รับใบอนุญาตที่เกี่ยวข้องจัดทำข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานี LNG แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Code) ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กพช. ได้มีมติ เห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558-2579 (Gas Plan 2015) และเห็นชอบกรอบหลักการการบริหารจัดการด้านการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ให้มีการแข่งขันเสรีและส่งเสริมการลงทุนด้านโครงสร้างพื้นฐานในอนาคต โดยเพิ่มจำนวนผู้จัดหาและจำหน่ายการเปิดให้บุคคลที่สามสามารถใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติและสถานี LNG (Third Party Access; TPA) และกำกับดูแลการจัดหา LNG ในระยะสั้น/ระยะยาว โดยมอบหมายให้ สนพ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และ กกพ. ร่วมกันศึกษาและจัดทำแนวทางการส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันเสรี และจัดทำแนวทางการกำกับดูแลด้านการจัดหา LNG ต่อไป
3. สนพ. และ กกพ. ได้ร่วมกันจัดจ้างสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (PTIT) เพื่อทำการศึกษาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ โดยมีวัตถุประสงค์ ดังนี้ (1) เพื่อพัฒนาและส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ (2) เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในกิจการด้านพลังงาน และ (3) เพื่อให้ภาคเอกชนและประชาชนทั่วไปมีส่วนร่วมในการพัฒนากิจการก๊าซธรรมชาติและส่งเสริมการพัฒนาตลาดก๊าซธรรมชาติ ซึ่งจากโครงสร้างกิจการและราคาก๊าซธรรมชาติที่ส่งเสริมให้มีการแข่งขันของ 5 ประเทศที่ทำการศึกษา ได้แก่ ประเทศสหรัฐอเมริกา สหราชอาณาจักร เนเธอร์แลนด์ ญี่ปุ่น และตุรกี ทีมที่ปรึกษาพบว่า สหราชอาณาจักรและเนเธอร์แลนด์เป็นประเทศที่มีขนาดตลาดก๊าซธรรมชาติใกล้เคียงกับประเทศไทย และประสบความสำเร็จในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ โดยสามารถรักษาสมดุลระหว่างประสิทธิภาพการแข่งขันและการสร้างความมั่นคงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติได้เป็นอย่างดี โดยจากการหารือร่วมกับหน่วยงานกำกับดูแลและผู้บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของทั้ง 2 ประเทศเพื่อทำความเข้าใจกับหลักการและเหตุผล รวมทั้งแนวคิด และเครื่องมือต่างๆ ที่หน่วยงานดังกล่าวใช้ในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติพบว่า 4 ปัจจัยสำคัญที่ทำให้ทั้ง 2 ประเทศนี้ประสบความสำเร็จในกิจการก๊าซธรรมชาติที่มีการแข่งขัน ได้แก่ (1) มีผู้บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลักที่มีความเข้มแข็งและทักษะสูง (2) มี Shippers จำนวนมาก และไม่มีผู้ประกอบการรายใดครอบงำตลาด (No Dominant Shipper) (3) มีระบบการเปิดเผยข้อมูลอย่างโปร่งใสที่ทุกคนเข้าถึงได้อย่างเท่าเทียมกัน (4) การไม่มีการรวมตัวของกิจการในแนวดิ่ง (Vertical Integration) ทั้งในส่วนของระบบท่อส่งก๊าซฯ หลักและระบบจำหน่าย เพื่อให้ Shippers สามารถเข้ามาสู่ตลาดได้เพิ่มขึ้น อย่างไรก็ตาม เมื่อพิจารณาถึงเงื่อนไขตามแผน Gas Plan 2015 จะพบว่าปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติตามสัญญาการซื้อขายเดิม จะมีบทบาทลดลงเหลือเพียงร้อยละ 30 - 40 ช่วงครึ่งหลังของแผนฯ ขณะที่ LNG จะมีบทบาทเพิ่มขึ้นอย่างมาก เป็นร้อยละ 60-70 อีกทั้งยังต้องมีการสร้างสถานี LNG ใหม่ขนาด 700 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน อีกทั้งหมด 3 สถานี ดังนั้น กรอบในการดำเนินการเพื่อสร้างกรอบพื้นฐานของการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยจึงควรให้ความสำคัญกับเรื่องของการแข่งขันในการจัดหา LNG และในการให้บริการสถานี LNG ด้วย ขณะเดียวกันก็ต้องสร้างสมดุลระหว่างการส่งเสริมการแข่งขันและความมั่นคงในการจัดหา LNG ด้วย
4. โครงสร้างหลัก (Main Structure) ในการส่งเสริมให้กิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยมีการแข่งขันและมีระบบตลาดที่มีประสิทธิภาพ เมื่อพิจารณา 4 ปัจจัยแห่งความสำเร็จในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติร่วมกับเงื่อนไขตาม Gas Plan 2015 จึงสามารถสรุปได้ว่า โครงสร้างหลัก (Main Structure) ในการส่งเสริมให้กิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยมีการแข่งขันและมีระบบตลาดที่มีประสิทธิภาพ ต้องประกอบด้วย 4 องค์ประกอบหลัก ดังนี้ (1) มี Transmission System Oerator : TSO บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ (2) มีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานี LNG หลายราย (3) มีระบบ ที่มีการแข่งขันในการจัดหาก๊าซ LNG และ (4) มี Distribution System Operator : DSO บริหารระบบจำหน่ายก๊าซฯ อย่างอิสระ และมีประสิทธิภาพ
5. ข้อเสนอแผนที่นำทาง (Roadmap) และรูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติตามข้อเสนอแนวคิดหลักการดำเนินการในส่วนขององค์ประกอบหลักเพื่อส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ แบ่งไว้เป็น 3 ระยะ ซึ่งจะใช้เวลาในการดำเนินการรวม 6 ปี โดยมีรายละเอียดเบื้องต้นของการดำเนินการตามแผนที่นำทาง (Roadmap) ดังต่อไปนี้ ระยะที่ 1 ระยะการดำเนินการทันที ได้แก่ มี TSO บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ และมีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานี LNG หลายราย ระยะที่ 2 ระยะการดำเนินการต่อเนื่อง ได้แก่ มีระบบที่มีการแข่งขันในการจัดหา LNG และระยะที่ 3 ระยะการดำเนินการต่อไป ได้แก่ มี DSO บริหารระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ
6. ขั้นตอนการปรับโครงสร้างกิจการและโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ (Transition Plan) ตามข้อเสนอเพื่อให้สามารถเปลี่ยนผ่านจากโครงสร้างกิจการและโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติในปัจจุบัน ไปสู่โครงสร้างที่มีการแข่งขันได้ จำเป็นต้องดำเนินการตามองค์ประกอบหลักทั้ง 4 ตามขั้นตอน กลไก และระยะเวลา ดังนี้ (1) ขั้นตอน กลไก และระยะเวลาเปลี่ยนผ่านให้มี TSO บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ (2) ขั้นตอน กลไก และระยะเวลา เปลี่ยนผ่านให้มีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานี LNG หลายราย จะเป็นส่วนที่ กกพ. จะพิจารณาดำเนินการร่วมกับ TSO ในการจัดทำข้อกำหนดให้มีผู้สนใจลงทุนทำข้อเสนอเพื่อคัดเลือกให้เป็นผู้ประกอบการสถานีบริการ LNG (3) ขั้นตอน กลไก และระยะเวลา เปลี่ยนผ่านให้มีระบบที่มีการแข่งขันในการจัดหา LNG ที่ TSO และ (4) ขั้นตอน กลไก และระยะเวลา เปลี่ยนผ่านให้มี DSO บริหารระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 เพื่อใช้เป็นราคาเริ่มต้นในการแข่งขันทางด้านราคา และต่อมาเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. ได้มีมติเกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าที่ใช้ขยะชุมชนเป็นเชื้อเพลิงดังนี้ (1) เห็นชอบการปรับปรุงลำดับความสำคัญการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็น ได้แก่ ขยะ (ชุมชนและอุตสาหกรรม) พลังงานน้ำขนาดเล็ก ก๊าซชีวภาพจากน้ำเสีย/ของเสีย ชีวมวล ก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และ พลังงานความร้อนใต้พิภพ (2) เห็นชอบให้การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงจากขยะและพลังงานน้ำขนาดเล็ก ให้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT โดยไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) โดยให้ กกพ. เร่งดำเนินการออกประกาศรับซื้อและคัดเลือกโครงการไฟฟ้าจากขยะ (ชุมชนและอุตสาหกรรม) โดยคำนึงถึงแต่ไม่จำกัดเฉพาะแผนแม่บทการจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และ (3) มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ร่วมกับ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ตามความเหมาะสม ยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้า (FiT) ที่หากจะมีการเปลี่ยนแปลงจะต้องนำเสนอ กพช.
2. สำนักงาน กกพ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน โดยได้ดำเนินการจัดทำประกาศและหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะในรูปแบบ FiT ซึ่งจำเป็นต้องใช้ระยะเวลาในการดำเนินการ เนื่องจากมีประเด็นที่ต้องหารือกับหน่วยงานรับผิดชอบด้านการบริหารจัดการขยะให้ชัดเจน ดังนี้ (1) พื้นที่ศักยภาพและสัญญาในการกำจัดขยะ (2) ความพร้อมของหน่วยงานของรัฐในการดำเนินการตามพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ ซึ่งปัจจุบันสำนักงาน กกพ. ได้รับแจ้งพื้นที่ศักยภาพการพัฒนาโครงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าจากขยะชุมชน จากกรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น กระทรวงมหาดไทย โดยแบ่งเป็น 2 กลุ่ม คือ กลุ่มที่ 1 โครงการ Quick Win Projects จำนวน 7 โครงการ และกลุ่มที่ 2 โครงการที่อยู่ระหว่างพัฒนา จำนวน 15 โครงการ
3. เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2559 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีมติเห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง การคัดเลือกการรับซื้อไฟฟ้าตามโครงการผลิตไฟฟ้าจาก ขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) พ.ศ. .... และร่างหลักเกณฑ์การคัดเลือกการรับซื้อไฟฟ้า โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) และให้สำนักงาน กกพ. นำร่างประกาศฯ และร่างหลักเกณฑ์ฯ ดังกล่าวลงเว็บไซต์ของสำนักงาน กกพ. เพื่อรับฟังความคิดเห็นเป็นระยะเวลา 15 วัน โดยมีเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าที่กำลังการผลิตติดตั้งประมาณ 100 เมกะวัตต์ กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562 ทั้งนี้ ตามกรอบเวลาจะสามารถออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าได้ภายในเดือนสิงหาคม 2559 และผู้ที่ได้รับการคัดเลือกจะลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ภายในกลางเดือนมีนาคม 2560
4. สำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือหารือสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เกี่ยวกับแนวทางการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้า โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ FiT เพื่อขอความชัดเจนในการกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ และการทบทวนอัตราการรับซื้อไฟฟ้า ซึ่ง สนพ. มีความเห็นว่า สำนักงาน กกพ. สามารถใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT เชื้อเพลิงขยะ (การจัดการแบบผสมผสาน) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เพื่อใช้ในการรับซื้อไฟฟ้าในปี 2559 ได้ โดยสำนักงาน กกพ. จะต้องมีการรวบรวมข้อมูลอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐานของปี 2560 เพื่อประกาศใช้ในการคำนวณ FiTV ของปี 2561 ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้พิจารณาแล้ว เห็นว่าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนไม่สามารถดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ทันตามกำหนด SCOD ภายในปี 2560 ประกอบกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กำหนดให้อัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ใช้สำหรับโครงการที่ SCOD ภายในปี 2560 เท่านั้น และมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 มอบหมายให้ กบง. ร่วมกับ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ตามความเหมาะสม สำนักงาน กกพ. จึงได้เสนอต่อ กบง. พิจารณาการกำหนดวัน SCOD และอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ FiT ปี 2559
5. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2559 กบง. ได้พิจารณาข้อเสนอของ กกพ. ได้เห็นชอบการกำหนดวัน SCOD ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ภายในปี 2562 แต่เห็นควรให้ สนพ. ดำเนินการนำเสนอรายละเอียดต้นทุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะในปัจจุบัน เปรียบเทียบกับต้นทุนตามที่ กพช. ได้เห็นชอบในคราวการประชุมเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เพื่อนำเสนอ กบง. ประกอบการพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2559 โดย สนพ. ได้ดำเนินการรวบรวมรายละเอียดต้นทุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะ โดยพิจารณาจากข้อมูลต้นทุนเงินลงทุนโรงไฟฟ้าเทคโนโลยีความร้อน (Thermal Power Plant) ซึ่งเป็นข้อมูลพื้นฐานในการจัดทำอัตรา FiT ส่วนคงที่ (FiTF) พบว่า เงินลงทุนโรงไฟฟ้าเทคโนโลยีความร้อนในปัจจุบันยังมีต้นทุนอยู่ในช่วง 70-75 ล้านบาท ต่อเมกะวัตต์ ทั้งนี้ สนพ. ได้จัดประชุมหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย สนพ. พพ. และ สำนักงาน กกพ. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2559 ซึ่งที่ประชุมมีความเห็นร่วมกันว่า เห็นควรให้คงอัตรา FiT ตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2559
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ตามมติคณะกรรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2559 และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2562
เรื่องที่ 4 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนกันยายน 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. กบง. เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 และเมื่อวันที่ 3 เมษายน 2558 ได้เห็นชอบการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และ ปตท.สผ.) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน
2. จากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนกันยายน 2559 อยู่ที่ 305 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนสิงหาคม 2559 จำนวน 18 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนสิงหาคม 2559 อยู่ที่ 34.8938 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ซึ่งแข็งค่าขึ้นจากเดือนกรกฎาคม 2559 จำนวน 0.3515 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPG Pool) ปรับเพิ่มขึ้น 0.2341 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 12.9282 บาทต่อกิโลกรัม มาอยู่ที่ 13.1623 บาทต่อกิโลกรัม
3. เพื่อไม่ให้การผันผวนของราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกมีผลกระทบต่อราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศ ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก๊าซ LPG ณ วันที่ 4 กันยายน 2559 มีฐานะกองทุนสุทธิ 7,411 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ลง 0.2341 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.3908 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.1567 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลงประมาณ 82 ล้านบาทต่อเดือน จากประมาณ 137 ล้านบาทต่อเดือน คงเหลือรายรับประมาณ 55 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.1567 บาท และเห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 24 พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ทั้งนี้ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 8 กันยายน 2559 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 5 การเตรียมความพร้อมภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2559 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติอนุมัติหลักการร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ พร้อมกับให้รับข้อสังเกตของกระทรวงการคลัง กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม กระทรวงยุติธรรม กระทรวงอุตสาหกรรม สำนักงาน ก.พ.ร. สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สำนักงบประมาณ และคณะกรรมการนโยบายการบริหารทุนหมุนเวียนไปประกอบการพิจารณาด้วย
2. สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้หารือร่วมกันเพื่อเตรียมความพร้อมรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... สรุปได้ว่า (1) ระยะเวลาเตรียมการ (เดือนกันยายน 2559 – เดือนเมษายน 2560) โดยเป็น ช่วงเวลาพิจารณาของคณะกรรมการกฤษฎีกา เดือนกันยายน – เดือนธันวาคม 2559 และช่วงเวลาพิจารณาของ สนช. เดือนธันวาคม 2559 – เดือนเมษายน 2560 (2) การเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ประกอบด้วย เตรียมชี้แจงสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และ สนช. และการเตรียมการด้านการปฏิบัติงานของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง
2. ระดับราคา B100 ที่ควรจะผสม B5 อยู่ระหว่าง 35.12 - 37.13 บาทต่อลิตร
3. แนวทางการดำเนินงาน โดย สนพ. และ สบพน. รับผิดชอบในการเตรียมการเพื่อชี้แจงสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และ สนช. ทั้งนี้เพื่อให้การเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ ร่างพระราชบัญญัติเป็นไปตามกรอบเวลา รวมถึงการดำเนินการสร้างความรู้ความเข้าใจระหว่างผู้ที่เกี่ยวข้อง เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ เห็นควรแต่งตั้ง “คณะอนุกรรมการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ” โดยมีองค์ประกอบของคณะอนุกรรมการฯ จำนวน 14 คน มีปลัดกระทรวงพลังงาน เป็น ประธานอนุกรรมการ ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และผู้อำนวยการสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน เป็นรองประธานอนุกรรมการ หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง จำนวน 9 หน่วยงาน เป็นอนุกรรมการ ผู้แทนสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน เป็น อนุกรรมการและเลขานุการ และ ผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นอนุกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ โดยคณะอนุกรรมการฯ มีอำนาจหน้าที่ ดังนี้ (1) จัดทำร่างแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง แผนการรองรับกรณีเกิดวิกฤตน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนการลงทุนโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิงในกิจการของรัฐสำหรับความมั่นคงด้านพลังงาน (2) จัดทำร่างกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และยกร่างกฎหมายลำดับรองภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... (3) มีอำนาจในการแต่งตั้งคณะทำงานและเชิญผู้ที่เกี่ยวข้องเข้าร่วมประชุม พิจารณา รวบรวม จัดส่งหรือชี้แจงเอกสารต่างๆ ที่เกี่ยวข้องตามความเหมาะสม (4) ในการปฏิบัติงานของคณะอนุกรรมการฯ ให้รายงานผลการปฏิบัติงานต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานทราบหรือพิจารณาเป็นระยะๆ ตามความเหมาะสม และ (5) ปฏิบัติงานอื่นๆ ตามที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานมอบหมาย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการเตรียมความพร้อมภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ตามข้อ 2
2. เห็นชอบให้แต่งตั้ง “คณะอนุกรรมการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ” ตามข้อ 2.3 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคำสั่งให้ประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ลงนามต่อไป
กบง. ครั้งที่ 28 - วันจันทร์ที่ 22 สิงหาคม พ.ศ. 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 16/2559 (ครั้งที่ 28)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 22 สิงหาคม 2559 เวลา 15.30 น.
2. ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม
4. รายงานความก้าวหน้าร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
5. แนวทางการกำกับดูแลราคาไบโอดีเซล (B100)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 เพื่อใช้เป็นราคาเริ่มต้นในการแข่งขันทางด้านราคา และต่อมาเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 ได้มีมติเกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าที่ใช้ขยะชุมชนเป็นเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) เห็นชอบการปรับปรุงลำดับความสำคัญการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (2) เห็นชอบให้การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงจากขยะและพลังงานน้ำขนาดเล็ก ให้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT โดยไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) และ (3) มอบหมายให้ กบง. ร่วมกับ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ตามความเหมาะสม ยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้า (FiT) ที่หากจะมีการเปลี่ยนแปลงจะต้องนำเสนอ กพช.
2. สำนักงาน กกพ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน โดยได้ดำเนินการจัดทำประกาศและหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะในรูปแบบ FiT ซึ่งจำเป็นต้องใช้ระยะเวลาในการดำเนินการ เนื่องจากมีประเด็นที่ต้องหารือกับหน่วยงานรับผิดชอบด้านการบริหารจัดการขยะให้ชัดเจน ดังนี้ (1) พื้นที่ศักยภาพและสัญญาในการกำจัดขยะ การบริหารจัดการขยะชุมชนเกี่ยวข้องกับกฎหมาย ระเบียบ และข้อบังคับหลายฉบับ และ (2) ความพร้อมของหน่วยงานของรัฐในการดำเนินการตามพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ ซึ่งปัจจุบันสำนักงาน กกพ. ได้รับแจ้งพื้นที่ศักยภาพการพัฒนาโครงกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าจากขยะชุมชน จากกรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น กระทรวงมหาดไทย โดยแบ่งเป็น 2 กลุ่ม คือ กลุ่มที่ 1 โครงการ Quick Win Projects 7 โครงการ และกลุ่มที่ 2 โครงการที่อยู่ระหว่างพัฒนา 15 โครงการ ดังนั้นจึงคาดว่าสามารถดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ประมาณปี 2561 - 2562
3. เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2559 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีมติเห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง การคัดเลือกการรับซื้อไฟฟ้าตามโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) พ.ศ. .... และร่างหลักเกณฑ์การคัดเลือกการรับซื้อไฟฟ้า โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) และให้สำนักงาน กกพ. นำร่างประกาศฯ และร่างหลักเกณฑ์ฯ ดังกล่าวลงเว็บไซต์ของสำนักงาน กกพ. เพื่อรับฟังความคิดเห็นเป็นระยะเวลา 15 วัน โดยมีเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าที่กำลังการผลิตติดตั้งประมาณ 100 เมกะวัตต์ กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562 ทั้งนี้ ร่างประกาศฯ อยู่ระหว่างการรับฟังความคิดเห็น โดยคาดว่าจะสามารถออกประกาศรับซื้อภายในเดือนสิงหาคม 2559
4. สำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือหารือสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เกี่ยวกับแนวทางการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้า โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) เพื่อขอความชัดเจนในการกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ และการทบทวนอัตราการรับซื้อไฟฟ้า ซึ่ง สนพ. มีความเห็นว่า สำนักงาน กกพ. สามารถใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT เชื้อเพลิงขยะ (การจัดการแบบผสมผสาน) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เพื่อใช้ในการรับซื้อไฟฟ้าในปี 2559 ได้ โดยสำนักงาน กกพ. จะต้องมีการรวบรวมข้อมูลอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐานของปี 2560 เพื่อประกาศใช้ในการคำนวณ FiTV ของปี 2561
5. สำนักงาน กกพ. ได้พิจารณาแล้ว เห็นว่าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนไม่สามารถดำเนินการ จ่ายไฟฟ้า เข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ทันตามกำหนด SCOD ภายในปี 2560 ประกอบกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กำหนดให้อัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ใช้สำหรับโครงการที่ SCOD ภายในปี 2560 เท่านั้น และมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 มอบหมายให้ กบง. ร่วมกับ กกพ. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ตามความเหมาะสม สำนักงาน กกพ. จึงเสนอให้มีการกำหนดวัน SCOD ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ภายในปี 2562 และเสนอให้อัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ให้สามารถใช้สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2559 และใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ในส่วนอัตราคงที่ (FiTF) สำหรับโครงการฯ ที่จะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2562
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดวัน SCOD ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ภายในปี 2562
2. มอบหมายหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ทบทวนความเหมาะสมของอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ให้สามารถใช้สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2559 และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานในการประชุมครั้งต่อไป
เรื่องที่ 2 ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. มีมติเห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ ราคาพลังงานต้องสะท้อนต้นทุนแท้จริง ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่งควรจะมีอัตราภาษีสรรพสามิตที่ใกล้เคียงกัน ค่าการตลาดควรอยู่ในระดับที่เหมาะสม และเก็บเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละประเภท ในอัตราที่ใกล้เคียงกันตามค่าความร้อน โดยมอบหมายให้ กบง. รับไปดำเนินการต่อไป
ในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 7 กรกฎาคม 2559 ที่ประชุมได้มอบหมายให้ สนพ. ศึกษาและจัดทำข้อเสนอนโยบายประเด็นค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมควรเป็นเท่าใด ซึ่ง สนพ. ได้ศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ในเบื้องต้นไว้แล้วตั้งแต่ปี 2557 โดยฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้ผู้แทนสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (PTIT) ซึ่งเป็นที่ปรึกษาการศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง เป็นผู้นำเสนอสาระสำคัญวิธีการและขั้นตอนการศึกษาดังนี้
1. การสำรวจและรวบรวมข้อมูล แบ่งออกเป็น 2 ส่วน ได้แก่
ส่วนที่1 ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมัน โดยรวบรวมจากกลุ่มตัวอย่าง ดังนี้ 1) คลังน้ำมัน 2) บริษัทขนส่งน้ำมัน 3) สถานีบริการน้ำมัน
ส่วนที่2 ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 ข้อมูลของ ม.7 ที่จะนำมาใช้ในการคำนวณ ได้จากการสัมภาษณ์และเก็บข้อมูลจาก ม.7 ที่ดำเนินธุรกิจค้าปลีกน้ำมัน
2. การคำนวณและวิเคราะห์ข้อมูล ข้อมูลที่นำมาใช้ มีดังนี้ 1) ค่าขนส่งจากคลังน้ำมันมายังสถานีบริการ (ทางรถบรรทุก) 2) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการ (เฉพาะหน้าลานที่ไม่รวมต้นทุนคงที่) 3) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 ( เฉพาะม.7 ที่ไม่มีโรงกลั่นน้ำมัน)
2.1 ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมัน จากการคำนวณและวิเคราะห์ ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมันเท่ากับ 0.87 บาทต่อลิตร โดยประกอบด้วย ค่าขนส่ง 0.09 บาทต่อลิตร ค่าจ้าง 0.36 บาทต่อลิตร ค่าสาธารณูปโภค 0.14 บาทต่อลิตร ภาษี 0.06 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายสำนักงาน 0.20 บาท ต่อลิตร และค่าซ่อมบำรุง 0.02 บาทต่อลิตร
2.2 ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 จากการคำนวณและวิเคราะห์ ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 เท่ากับ 0.58 บาทต่อลิตร โดยประกอบด้วย ค่าจ้างและสวัสดิการ 0.06 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายสำนักงาน 0.09 บาทต่อลิตร ค่าประกันภัย 0.01 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายคลังน้ำมัน 0.16 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายฝึกอบรม 0.01 บาทต่อลิตร และค่าสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมาย 0.25 บาทต่อลิตร
2.3 ค่าลงทุนสถานีบริการ ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่องกำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ข้อ 2 ระบุว่า “ค่าการตลาด” หมายถึง ค่าใช้จ่ายต่างๆ ซึ่งรวมผลตอบแทนในการดำเนินธุรกิจของเจ้าของสถานีบริการซึ่งรับน้ำมันเชื้อเพลิงจากผู้ค้าน้ำมัน และของผู้ค้าน้ำมันซึ่งรับน้ำมันเชื้อเพลิงจากผู้ผลิตและจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงจากโรงกลั่นเพื่อใช้ในราชอาณาจักร หรือจากผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อใช้ในราชอาณาจักร แล้วแต่กรณี ดังนั้น ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมควรเป็นดังนี้
เนื่องจากผลการศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงของ PTIT มีเฉพาะค่าใช้จ่ายดำเนินการเท่านั้น ยังไม่ได้มีการรวมค่าลงทุนสถานีบริการ สนพ. จึงได้ทำการศึกษาและวิเคราะห์โดยมีสมมติฐานดังนี้ ค่าลงทุนสถานีบริการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงขนาด 450,000 ลิตรต่อเดือน ประมาณ 18 ล้านบาท โดยมียอดขายเฉลี่ยประมาณ 382,500 ลิตรต่อเดือน (ร้อยละ 85) ระยะเวลาโครงการ 20 ปี ที่อัตราดอกเบี้ย MLR ร้อยละ 6.35 จะได้ค่าลงทุนสถานีบริการที่อัตรา 0.35 บาทต่อลิตร
ทั้งนี้ การดำเนินธุรกิจควรมีผลตอบแทนการลงทุนที่เหมาะสม ซึ่งทำให้ธุรกิจอยู่รอดและสร้างแรงจูงใจให้มีผู้ประกอบการรายใหม่เข้ามา อันจะทำให้เกิดการแข่งขันและพัฒนาสินค้าและบริการ ทำให้ประชาชนได้รับประโยชน์สูงสุด โดยผลการตอบแทนการลงทุนจะอยู่ที่ประมาณ 0.05 บาทต่อลิตร ดังนั้นค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่จูงใจให้เกิดการดำเนินธุรกิจจะอยู่ที่ประมาณ 1.85 บาทต่อลิตร ที่ผลตอบแทนการลงทุนที่ประมาณร้อยละ 8 (ประกอบด้วยค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการ 0.87 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 0.58 บาทต่อลิตร ค่าลงทุนสถานีบริการ 0.35 บาทต่อลิตร และผลการตอบแทนการลงทุน 0.05 บาทต่อลิตร) อีกทั้งผู้ค้าน้ำมันไม่ได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อให้ค่าการตลาดสะท้อนต้นทุนในทุกวัน แต่จะมีการปรับราคาเป็นช่วงๆ จึงส่งผลให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมอยู่ในช่วง 1.60 ถึง 2.00 บาทต่อลิตร
ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม = ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการ + ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 + ค่าลงทุนสถานีบริการ + กำไรของผู้ประกอบการ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการการกำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปศึกษาเพิ่มเติมและนำมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานอีกครั้ง
สรุปสาระสำคัญ
คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 1 สิงหาคม 2559 ได้พิจารณาเรื่อง ขอความเห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (เพิ่มเติม) ฉบับที่ .. พ.ศ. .... เรื่องการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุนและอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง และมีมติดังนี้
1. เห็นชอบให้ผู้ผลิตน้ำมันเชื้อเพลิง ณ โรงกลั่นและจำหน่ายเพื่อใช้ในราชอาณาจักร และผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อใช้ในราชอาณาจักร ซึ่งได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไว้แล้ว และขอเงินคืนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้ในอัตรา 2.75 บาท ต่อลิตร ตามปริมาณน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ตรวจวัดได้จริง ในแบบการตรวจวัดน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ สิ้นวันที่ 16 ธันวาคม 2557
2. เห็นชอบให้ผู้ผลิตน้ำมันเชื้อเพลิง ณ โรงกลั่นและจำหน่ายเพื่อใช้ในราชอาณาจักร และผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อใช้ในราชอาณาจักร ซึ่งได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไว้แล้ว และขอเงินคืนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้ในอัตรา 1.10 บาท ต่อลิตร ตามปริมาณน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ตรวจวัดได้จริงในแบบการตรวจวัดน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ สิ้นวันที่ 10 มีนาคม พ.ศ. 2558
3. เห็นชอบมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน นำร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจสอบความถูกต้องของร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาในครั้งต่อไป
ทั้งนี้ สนพ. ได้นำร่างประกาศกบง. ให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) ตรวจสอบความถูกต้องแล้ว พร้อมทั้งได้แก้ไขร่างประกาศกบง. ฉบับที่ .. พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงบางกรณี เพื่อนำเสนอให้ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงบางกรณี
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ต่อไป
3. มอบหมายให้กรมสรรพสามิตดำเนินการออกระเบียบหรือแนวปฏิบัติในการคืนเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยให้คืนตามปริมาณที่ตรวจวัดได้จริงในแบบการตรวจวัดน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ สิ้นวัน ของ กรมสรรพสามิต ต่อไป
เรื่องที่ 4 รายงานความก้าวหน้าร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2559 และวันที่ 7 มีนาคม 2559 กบง. ได้พิจารณาร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... และได้มีมติเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติฯ โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 กพช. ได้มีมติเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติฯ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการตามพระราชกฤษฎีกาว่าด้วยการเสนอเรื่องและการประชุมคณะรัฐมนตรี พ.ศ. 2548
2. สนพ. ได้นำร่างพระราชบัญญัติฯ เสนอต่อคณะรัฐมนตรี โดยคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2559 ได้มีมติเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติฯ ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้นำข้อคิดเห็นของกระทรวงต่างๆ ไปปรับปรุงในขั้นตอนการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา โดยขั้นตอนต่อไป คือ (1) เมื่อคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบแล้ว จะนำส่งร่างพระราชบัญญัติฯ ให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ตรวจพิจารณา (2) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจพิจารณาร่างพระราชบัญญัติฯ และเสนอร่างกลับไปยังคณะรัฐมนตรี (3) คณะรัฐมนตรีเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติฯ (ฉบับคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจพิจารณา) ส่งสภานิติบัญญัติแห่งชาติ (สนช.) (4) ชี้แจงวิป สนช. (5) สนช. วาระที่ 1 วาระที่ 2 และวาระที่ 3 และ (6) ทูลเกล้าฯ ถวายเพื่อทรงลงพระปรมาภิไธย ทั้งนี้คาดว่าร่างพระราชบัญญัติฯ จะสามารถประกาศในราชกิจจานุเบกษาได้ประมาณเดือนเมษายน 2560 ในขณะเดียวกัน สนพ. และ สบพน. จะดำเนินการจัดทำกฎหมายลำดับรองคู่ขนานกันไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 แนวทางการกำกับดูแลราคาไบโอดีเซล (B100)
สรุปสาระสำคัญ
จากสถานการณ์ราคา B100 ในช่วงที่ผ่านมามีราคาสูงขึ้น เนื่องจากราคาวัตถุดิบสูงขึ้น ทั้งนี้เพื่อช่วยรักษาเสถียรภาพราคาและ ป้องกันการขาดแคลนน้ำมันพืชสำหรับการบริโภค อันเกิดจากสถานการณ์ผลปาล์มดิบและน้ำมันปาล์มดิบที่ราคายังทรงตัวในระดับสูง จึงเสนอแนวทางในการกำกับดูแลสัดส่วนการผสม B100 ในน้ำมันดีเซล ตามราคา B100 ดังนี้
1. ระดับราคา B100 ที่ควรจะผสม B7 ถ้าราคา B100 ต่ำกว่า 35.12 บาทต่อลิตร คำนวณจากราคาผลปาล์มต่ำสุดประมาณ 4.86 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ ถ้าผลปาล์มดิบตกต่ำมากไปถึง 3.50 บาท ซึ่งจะทำให้เกษตรกรขาดทุน อาจจะต้องมีมาตรการอย่างอื่นเข้ามาช่วย เช่นขอให้ผู้ค้า โรงกลั่นต่างๆ มีการ stock น้ำมันปาล์มเพิ่ม มีการซื้อน้ำมันปาล์มเข้าสู่ตลาดเพิ่ม
2. ระดับราคา B100 ที่ควรจะผสม B5 อยู่ระหว่าง 35.12 - 37.13 บาทต่อลิตร
3. ระดับราคา B100 ที่ควรจะผสม B3 ถ้าราคา B100 สูงกว่า 37.13 บาทต่อลิตร โดยคำนวณจากราคาน้ำมันปาล์มบริโภคที่รัฐกำหนดราคาขายไว้สูงสุดที่ 42.00 บาทต่อลิตร โดยคิดกลับเป็น CPO เท่ากับ 33.00 บาทต่อกิโลกรัม เทียบเคียงกับราคา B100 ที่ 37.13 บาทต่อลิตร
4. ให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 รายงานราคาซื้อ B100 ให้กับ สนพ. เพื่อใช้ในการเปรียบเทียบกับราคาที่คำนวณได้จากวิธี cost plus ถ้าราคาไหนต่ำสุด สนพ. จะใช้ราคาดังกล่าวในการนำไปคำนวณโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบสถานการณ์ผลผลิตปาล์มและสต็อค (stock) น้ำมันปาล์มดิบ
2. มอบหมายให้กรมการค้าภายใน ตรวจสอบ stock น้ำมันปาล์มดิบทุกสัปดาห์ ทั้งนี้ ขอให้ติดตาม stock น้ำมันปาล์มดิบใน 15 วันข้างหน้า หาก stock ลดลง และราคาน้ำมันปาล์มยังสูงก็ขอให้กระทรวงพลังงานดำเนินการตามที่เสนอในที่ประชุมต่อไป
กบง. ครั้งที่ 27 - วันจันทร์ที่ 1 สิงหาคม พ.ศ. 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 15/2559 (ครั้งที่ 27)
เมื่อวันจันทร์ที่ 1 สิงหาคม 2559 เวลา 09.30 น.
2. การกำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility
3. การดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
4. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนสิงหาคม 2559
7. การเก็บภาษีสรรพสามิตก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ที่หัวจ่าย
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
เพื่อให้การดำเนินงานของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เกิดความชัดเจนมากขึ้น ควรมีการปรับลักษณะการทำงานให้เป็นองค์กรเชิงยุทธศาสตร์ที่เสนอแนะ กำหนดนโยบาย แผนงาน และมาตรการ ด้านพลังงาน การบูรณาการแผนบริหารพลังงานของประเทศ รวมทั้งกำกับ ติดตาม ประเมินผลนโยบายและแผนบริหารพลังงานของประเทศตามมติ กพช./กบง. ทำหน้าที่บริหารจัดการเทคโนโลยีสารสนเทศ และเป็นศูนย์ข้อมูลกลางด้านพลังงานของประเทศ ดังนั้น สนพ. จึงได้ทบทวนภารกิจเดิมที่ปฏิบัติอยู่และจัดทำข้อเสนอภารกิจใหม่ รวมทั้ง แยกภารกิจที่จะถ่ายโอนไปยังกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ดังนี้
1. ภารกิจเดิม คือ เสนอแนะนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาการพลังงานของประเทศ ภารกิจที่เสนอใหม่เหมือนภารกิจเดิม ส่วนภารกิจที่ถ่ายโอนให้ ธพ. คือ ติดตามราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง/และหรือตาม พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....) ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์โครงสร้างราคา และภารกิจที่ถ่ายโอนให้ ชธ. คือ ติดตามราคาก๊าซธรรมชาตินำเข้าจากพม่า และ LNG ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์โครงสร้างราคา และรายงานสถานการณ์ ก๊าซธรรมชาติ
2. ภารกิจเดิม คือ กำหนดมาตรการแก้ไขป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ภารกิจที่เสนอใหม่เหมือนภารกิจเดิม
3. ภารกิจเดิม คือ ประสาน ติดตาม และประเมินผลการปฏิบัติตามนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาการพลังงานของประเทศ รวมทั้งบริหารจัดการกองทุนพลังงาน ภารกิจที่เสนอใหม่ คือ ประสาน ติดตาม และประเมินผลการปฏิบัติตามนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาการพลังงานของประเทศ ส่วนภารกิจที่ถ่ายโอนให้ ธพ. คือ โครงการน้ำมันเขียว โครงการน้ำมันเถื่อน โครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน (ธพ. รับมอบแล้ว) และโครงการบัตรส่วนลดราคาก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ
4. ภารกิจเดิม คือ บริหารจัดการข้อมูลสารสนเทศพลังงานและการพยากรณ์แนวโน้มด้านพลังงานของประเทศ ภารกิจที่เสนอใหม่ คือ จัดการข้อมูล พยากรณ์แนวโน้มด้านพลังงาน และเป็นศูนย์ข้อมูลกลางด้านพลังงานของประเทศ เพื่อใช้ในการขับเคลื่อนนโยบาย ส่วนภารกิจที่ถ่ายโอนให้ ธพ. คือ จัดทำชุดข้อมูลราคาน้ำมันเผยแพร่ต่อสาธารณะ งานเผยแพร่ ชี้แจงประเด็นคำถามต่างๆ ที่เกี่ยวข้องกับราคาน้ำมัน LPG และก๊าซธรรมชาติ
โดยในช่วงระหว่างเดือนกรกฎาคม – กันยายน 2559 จะมีการประสานงานในการถ่ายโอนและรับโอนข้อมูล ตลอดจนวิธีปฏิบัติงานต่างๆ รวมทั้งหากมีความจำเป็นที่จะต้องจัดฝึกอบรมในทางภารกิจ สนพ. จะประสาน ธพ. และ ชธ. เป็นกรณีๆ ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 การกำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เรื่องการเพิ่มขีดความสามารถการนำเข้า การจ่าย และระบบขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ทั้งในระยะสั้นและระยะยาว เพื่อรองรับปริมาณการใช้ก๊าซ LPG ที่เพิ่มสูงขึ้น ทำให้การผลิตในประเทศไม่เพียงพอและต้องนำเข้า โดยการดำเนินการระยะยาวได้มอบหมายให้ ปตท. เร่งดำเนินการขยายระบบคลัง ท่าเรือนำเข้า และระบบคลังจ่ายก๊าซ ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้าและ จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศ ดังนี้ (1) ขยายระบบคลังและท่าเรือนำเข้าเขาบ่อยา ให้มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตันต่อเดือน และก่อสร้างคลังและท่าเรือนำเข้าแห่งใหม่ มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตันต่อเดือน (2) ขยายระบบคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะ โดยการขยายกำลังการจ่ายทั้งทางรถยนต์และรถไฟ ซึ่งจะทำให้สามารถจ่าย LPG ได้ 276,000 ตันต่อเดือน (3) ขยายระบบคลังภูมิภาค ได้แก่ คลังก๊าซบางจาก คลังก๊าซขอนแก่น คลังก๊าซนครสวรรค์ คลังก๊าซสุราษฏร์ธานี และคลังก๊าซสงขลา และ (4) ขยายระบบขนส่งก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ไปคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะและคลังก๊าซเขาบ่อยา ซึ่งต่อมา เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 ครม. มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง หลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณากำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility (LPG Integrated Facility Enhancement Project: โครงการ LIFE) รวมทั้งวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุน ตามหลักเกณฑ์ที่ กพช. เห็นชอบ ดังนี้ (1) กรอบวงเงินลงทุน เพื่อใช้ในการดำเนินการตามขอบเขตงานที่ได้รับความเห็นชอบรวมทั้งสิ้น 48,599 ล้านบาท โดยแบ่งการลงทุนออกเป็น 2 ระยะ โดยระยะที่ 1 ลงทุน 20,954 ล้านบาท และระยะที่ 2 ลงทุน 27,645 ล้านบาท (2) ผลตอบแทนการลงทุน มีสมมติฐานที่ใช้ในการประเมินผลตอบแทนการลงทุนระยะที่ 1 เท่ากับต้นทุนถัวเฉลี่ยของเงินทุน (WACC) ของ ปตท. และดำรงการจัดลำดับความน่าเชื่อถือให้เท่ากับปัจจุบันและ ไม่ต่ำกว่าของประเทศ ระยะเวลาโครงการ 40 ปี นับตั้งแต่วันเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์
2. การดำเนินการขยายท่าเรือและคลังก๊าซ มีรายละเอียด ดังนี้ (1) งานขยายท่าเรือ ก่อสร้างท่าเทียบเรือสำหรับการรับก๊าซเพิ่ม 1 ท่า และก่อสร้างท่าเทียบเรือสำหรับจ่ายก๊าซเพิ่ม 1 ท่า (2) งานขยายคลังก๊าซเขาบ่อยา ก่อสร้างถังเย็นเก็บก๊าซขนาด 25,000 ตันเพิ่ม 2 ถัง ก่อสร้างถังเก็บก๊าซทรงกลมขนาด 2,000 ตันเพิ่ม 2 ถัง ติดตั้งระบบท่อ เครื่องสูบก๊าซโปรเพนและบิวเทน ติดตั้งชุด BOG compressor และ TR compressor และ เครื่องอัดก๊าซ LPG (3) งานขยายคลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะ เป็นการปรับปรุงระบบขนส่งทางรถไฟและจัดซื้อตู้รถไฟ โดยในปัจจุบันยังอยู่ระหว่างการเจรจากับการรถไฟแห่งประเทศไทย และ (4) งานขยายคลังก๊าซภูมิภาค ประกอบด้วยการก่อสร้างถังเก็บก๊าซทรงกลม เครื่องชั่งน้ำหนัก และ จุดจ่ายก๊าซทางรถ ซึ่งได้แก่ คลังปิโตรเลียมนครสวรรค์ขยายลานบรรจุก๊าซเพิ่ม 2 ช่องจ่าย ขยายสะพานชั่งเพิ่ม 1 เครื่อง คลังปิโตรเลียมขอนแก่นเพิ่มถังเก็บก๊าซทรงกลมขนาด 3,000 ตัน 1 ถัง ขยายลานบรรจุก๊าซเพิ่ม 4 ช่องจ่าย ขยายสะพานชั่งเพิ่ม 1 เครื่อง คลังปิโตรเลียมสุราษฎร์ธานี เพิ่มถังเก็บก๊าซทรงกลมขนาด 3,000 ตัน 1 ถัง ขยายสะพานชั่งเพิ่ม 1 เครื่อง และคลังปิโตรเลียมสงขลาเพิ่มถังเก็บก๊าซทรงกลมขนาด 2,000 ตัน 1 ถัง ขยายลานบรรจุก๊าซเพิ่ม 1 ช่องจ่าย ขยายสะพานชั่งเพิ่ม 1 เครื่อง ติดตั้ง Marine Loading Arm เพิ่ม 1 ชุด
3. อัตราและวิธีการจ่ายผลตอบแทน มีรายละเอียดดังนี้ (1) องค์ประกอบของอัตราผลตอบแทนโครงการ LIFE เท่ากับ WACC ของ ปตท. เฉลี่ยปี 2550-2558 ซึ่งเท่ากับ 10.58% (ย้อนหลัง 5 ปีนับจากมติ ครม. ในปี 2554 ไปจนถึงช่วงปีที่จ่ายเงินค่าก่อสร้างแล้วเสร็จ) ระยะเวลาโครงการ 40 ปี นับตั้งแต่วันเริ่มดำเนินการ เชิงพาณิชย์ (2) เงินลงทุน รวม 9,132 ล้านบาท (3) วิธีการจ่ายและการคำนวณอัตรา ท่าเรือคิดจากเงินลงทุน ของท่าเรือและปริมาณก๊าซ LPG ที่ผ่านท่าเรือจากการนำเข้าหรือส่งออก โดยจ่ายผลตอบแทนการลงทุนคืนด้วยการรวมอยู่ในต้นทุนการนำเข้า คลังก๊าซเขาบ่อยาและคลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะคิดจากเงินลงทุนของคลังทั้งสองและปริมาณก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซ โดยจ่ายผลตอบแทนการลงทุนคืนด้วยการรวมอยู่ในต้นทุนโรงแยกก๊าซ คลังภูมิภาค คิดอัตราผลตอบแทนแยกเป็นรายคลังด้วยเงินลงทุนและปริมาณก๊าซ LPG ที่ผ่านแต่ละคลัง โดยรวมอยู่ในค่าขนส่ง (4) อัตราผลตอบแทน คำนวณจากองค์ประกอบและวิธีการจ่ายคืนเงินลงทุนจากหลักเกณฑ์ที่ได้กล่าวมาข้างต้นซึ่งยังไม่ได้รวมเงินลงทุน Reinvestment ณ ปี ที่31 เมื่อปีที่31 จึงจะคำนวณอัตราเพื่อเป็นอัตราของปีที่ 31 ถึง ปีที่ 40 โดยจะมีการทบทวนวิธีการคำนวณอัตราและอัตราผลตอบแทนทุก 5 ปี
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการการกำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปศึกษาเพิ่มเติม และนำมาเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาอีกครั้งหนึ่ง
เรื่องที่ 3 การดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 กบง. มีมติเห็นชอบในหลักการ เรื่อง Roadmap การดำเนินการ เพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยแบ่งการดำเนินงานเป็นสองระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 กำหนดแผนยุทธศาสตร์ในการส่งเสริมการแข่งขันในส่วนของการนำเข้าให้เกิดผู้นำเข้ามากกว่าหนึ่งราย ทั้งนี้ ได้แบ่งขั้นตอนการดำเนินงานส่งเสริมการแข่งขันในส่วนนำเข้าเป็น 4 ระยะ ดังนี้ (1) ยกเลิกมาตรการต่างๆ ที่ไม่เอื้อต่อการให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นนำเข้า (2) เปิดส่วนแบ่งปริมาณนำเข้าให้ผู้ประกอบการรายอื่น (นอกเหนือจาก ปตท.) ด้วยระบบโควต้า โดยใช้ราคานำเข้าที่ CP+85 เหรียญสหรัฐต่อตัน (3) เปิดส่วนแบ่งปริมาณนำเข้าให้ผู้ประกอบการรายอื่น (นอกเหนือจาก ปตท.) ด้วยระบบโควต้า โดยใช้ราคานำเข้าที่ CP+X เหรียญสหรัฐต่อตัน (4) เปิดการประมูล การนำเข้าก๊าซ LPG เมื่อมีผู้ค้ามาตรา 7 สามารถนำเข้าได้มากกว่าหนึ่งราย และประสงค์จะนำเข้ามากกว่าปริมาณนำเข้าที่ประเทศต้องการ และระยะที่ 2 ลดการควบคุมธุรกิจการผลิตและจัดหาลงอย่างต่อเนื่องจนนำไปสู่ การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบในลักษณะเดียวกันกับธุรกิจน้ำมัน ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2559 กบง. ได้รับทราบ เรื่อง รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ว่า จะไม่มีการนำเข้าก๊าซ LPG ในเดือนกรกฏาคมและสิงหาคม 2559 และจากความต้องการภายในประเทศที่ลดลงอย่างต่อเนื่อง จึงคาดการณ์ว่าจะไม่มีปริมาณนำเข้าที่สามารถนำมาประมูลได้ในปี 2559 และอาจจะต่อเนื่องนานถึงปี 2560 ซึ่งส่งผลให้การเปิดประมูลนำเข้าก๊าซ LPG อาจจะไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนที่วางไว้
2. จากสถานการณ์การนำเข้าที่ได้เปลี่ยนแปลงไปจากเดิมที่คาดการณ์ ส่งผลให้ปริมาณนำเข้าก๊าซ LPG มีน้อยมากทำให้ไม่สามารถนำมาเปิดประมูลได้ จึงต้องมีการปรับแผนการดำเนินงานตาม Roadmap การเปิดเสรี ที่ กบง. มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 และเห็นควรให้ข้ามขั้นตอนการเปิดประมูลนำเข้า และเริ่มดำเนินการในขั้นตอนต่อไปในระยะที่ 2 โดยการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในระยะที่ 2 มีแผนยุทธศาสตร์ที่จะลดการควบคุมธุรกิจการผลิตและจัดหาลงอย่างต่อเนื่อง ได้แก่ การเปิดเสรีการนำเข้าและลอยตัวราคานำเข้าแต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นและโรงแยกก๊าซฯ ซึ่งจะเริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนกันยายน 2559 เป็นต้นไป และการลอยตัวราคาโรงกลั่นฯ และลอยตัวราคาโรงแยกก๊าซฯ แบบมีเงื่อนไข ซึ่งจะเริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้เริ่มดำเนินการเปิดเสรีนำเข้า ดังนี้ (1) การผลิต จัดหา และราคา โดยในส่วนของการนำเข้าจะยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศที่ถูกกำหนดโดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และให้สามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ทั้งในรูปแบบ Export และ/หรือ Re-export ได้ โดยเริ่มดำเนินการตั้งแต่ เดือนมกราคม 2560 ในส่วนของโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก เตรียมยกเลิกการควบคุมราคาเพื่อนำไปสู่การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยเริ่มต้นด้วยการปรับราคาจาก CP-20 เป็น CP เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เริ่มดำเนินการตั้งแต่ เดือนกันยายน 2559 ส่วนของโรงแยกก๊าซฯ และปตท.สผ.สยามฯ ที่อยู่ภายใต้การบังคับของ พรบ. ปิโตรเลียม ให้ดำเนินการ ตามกฎและระเบียบของกฎหมายนั้น เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนกันยายน 2559 และส่วนของคลัง ก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ให้ยังคงอยู่กายใต้การกำกับดูแลของภาครัฐ โดยกำหนดให้ ต้องเปิดระบบคลังดังกล่าวให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA) โดยเริ่มดำเนินการตั้งแต่ เดือนมกราคม 2560 (2) การจำหน่าย ให้ยกเลิกประกาศราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ เพื่อส่งเสริมการแข่งขันและให้ราคาขายส่งเป็นไปตามกลไลตลาด พร้อมทั้งศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่ เพื่อใช้ในการติดตามและดูแลราคาให้เหมาะสม เป็นธรรม (3) มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานสามารถมีอำนาจสั่งการให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้า LPG แบบฉุกเฉิน (promt cargo) ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยสามารถได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามต้นทุนจริง รวมถึงศึกษามาตรการเพิ่มสำรอง LPG ใหม่ และมาตรการการปันส่วนก๊าซ LPG (ในภาวะฉุกเฉิน) ให้คุ้มครองเพียงราคาภาครัวเรือนเท่านั้น และ (4) มาตรการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ยังคงใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นเครื่องมือสำคัญในการป้องกันภาวะขาดแคลนและการรักษาเสถียรภาพด้านราคา
3. การเปิดเสรีนำเข้าจำเป็นต้องปรับวิธีกำหนดราคาก๊าซ LPG ตั้งต้น ซึ่งในปัจจุบันคำนวณจากระบบราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา (Pool Price) และใช้กองทุนน้ำมันฯ เป็นกลไกบริหารจัดการปรับราคาของแต่ละแหล่งผลิตและจัดหาที่มีต้นทุนต่างกัน วิธีดังกล่าวเป็นอุปสรรคต่อการนำเข้าอย่างเสรี เนื่องจากต้องรอรับเงินชดเชยการนำเข้าจากระบบ Pool Price เพื่อแก้ไขปัญหาดังกล่าว จึงเห็นควรกำหนดราคาก๊าซ LPG ตั้งต้นเป็นราคานำเข้าแทน วิธีการนี้จะไม่ส่งผลกระทบถึงราคาขายปลีกหากไม่ปรับเปลี่ยนต้นทุนราคาของแต่ละแหล่งจัดหา เนื่องจากเป็นการเปลี่ยนจุดอ้างอิงราคา ณ โรงกลั่นเท่านั้น ซึ่งปัจจุบันการใช้ค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักทำให้เงินรับ/จ่ายสุทธิของกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนการผลิตและจัดหาเป็นศูนย์ แต่การปรับราคาก๊าซ LPG ตั้งต้นเป็นราคานำเข้าจะทำให้เงินกองทุนน้ำมันฯ สุทธิไม่เท่ากับศูนย์และสามารถนำเงินส่วนนี้ไปปรับราคาขายปลีกให้คงเดิมได้ นอกจากนี้ การกำหนดราคาก๊าซ LPG ตั้งต้นที่ราคานำเข้าจะช่วยให้ประเทศไม่ขาดแคลนก๊าซ LPG หลังการเปิดเสรี เพราะเป็นราคาที่พร้อมให้เกิดการนำเข้า โดยหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น คือ ราคา ณ โรงกลั่น = CP + ค่าขนส่ง + ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ส่วนหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ คือ อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของโรงกลั่นน้ำมันฯ เท่ากับ ส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ของโรงกลั่นน้ำมันฯ และราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของโรงแยกก๊าซฯ เท่ากับ ส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ และราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปศึกษาเพิ่มเติม และนำมาเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาอีกครั้งหนึ่ง
เรื่องที่ 4 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนสิงหาคม 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 และเมื่อวันที่ 3 เมษายน 2558 ได้เห็นชอบการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และ ปตท.สผ.) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน ทั้งนี้ให้มี การทบทวนราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหาทุกๆ 3 เดือน ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้มีการทบทวนต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) ต้นทุนจากโรงแยกฯ เดือนสิงหาคม 2559 ลดลง 0.2415 บาทต่อกิโลกรัม จาก 14.9701 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 14.7286 บาทต่อกิโลกรัม (2) คงต้นทุนโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก อ้างอิงราคาตลาดโลกที่ CP-20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เนื่องจากเป็นต้นทุน ที่เหมาะสม (3) คงต้นทุนก๊าซ LPG จากการนำเข้าอยู่ที่ CP + 85 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และ (4) กำหนดต้นทุนบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด เดือนสิงหาคม 2559 อยู่ที่ 15.00 บาทต่อกิโลกรัม จากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนสิงหาคม 2559 อยู่ที่ 287 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนกรกฎาคม 2559 จำนวน 14 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ 418 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนกรกฎาคม 2559 จำนวน 4.12 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG จาก ปตท.สผ.สยาม อยู่ที่ 425 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนกรกฎาคม 2559 จำนวน 0.08 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนกรกฎาคม 2559 อยู่ที่ 35.2453 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมิถุนายน 2559 จำนวน 0.2280 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPG Pool) ปรับลดลง 0.3261 บาท ต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.2543 บาทต่อกิโลกรัม มาอยู่ที่ 12.9282 บาทต่อกิโลกรัม
2. เพื่อเป็นการลดภาระการชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ และเตรียมการในการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในอนาคต ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นสมควรให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไว้ที่ 20.29 บาทต่อกิโลกรัม โดยเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพิ่ม 0.3261 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.0647 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.3908 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับประมาณ 133 ล้านบาทต่อเดือน ปัจจุบันฐานะกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ณ วันที่ 24 กรกฎาคม 2559 มีฐานะกองทุนสุทธิ 7,143 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดราคาต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา ประจำเดือนสิงหาคม 2559 ดังนี้
(1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับราคา 14.7286 บาทต่อกิโลกรัม
(2) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ณ ระดับราคา 9.4105 บาท ต่อกิโลกรัม
(3) กำหนดราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า ณ ระดับราคา 13.1113 บาทต่อกิโลกรัม
(4) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ณ ระดับราคา 15.00 บาทต่อกิโลกรัม
2. เห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.3908 บาท
3. เห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 21 พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ
ทั้งนี้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 2 สิงหาคม 2559 เป็นต้นไป
อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยหนึ่งในแนวทางคือราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่ง ควรจะมีอัตราภาษีสรรพสามิตที่ใกล้เคียงกัน และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป ซึ่งต่อมา กบง. ได้มีการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 เห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลง 2.75 บาทต่อลิตร จาก 4.50 บาทต่อลิตร เป็น 1.75 บาทต่อลิตร โดยมีผลบังคับใช้ในวันที่มีการปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซล ซึ่งเมื่อวันที่ 17 ธันวาคม 2557 กระทรวงการคลังได้มีการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 2.50 บาทต่อลิตร จาก 0.75 บาทต่อลิตร เป็น 3.25 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯ ได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนลงในอัตราเดียวกับอัตราภาษีสรรพสามิตที่ปรับเพิ่มขึ้น (2) เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2558 เห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลง 1.10 บาทต่อลิตร จาก 3.15 บาทต่อลิตร เป็น 2.05 บาทต่อลิตร และยกเว้นการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง (1.10 บาทต่อลิตร X ปริมาณน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง) โดยมีผลบังคับใช้ในวันที่มีการปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซล เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลคงเดิมไม่เปลี่ยนแปลง ซึ่งเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2558 กระทรวงการคลังได้มีการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 1.00 บาทต่อลิตร จาก 3.25 บาทต่อลิตร เป็น 4.25 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนลงในอัตราเดียวกับอัตราภาษีสรรพสามิตที่ปรับเพิ่มขึ้น เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลคงเดิมไม่เปลี่ยนแปลง (3) เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2558 เห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลง 0.77 บาทต่อลิตร จาก 0.75 บาทต่อลิตร เป็น -0.02 บาทต่อลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลคงเดิม ในส่วนของน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลังน้ำมัน ที่ได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไว้เกินให้สามารถ ขอคืนได้ โดยมีผลบังคับใช้ในวันที่มีการปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซล พร้อมทั้งกำหนดให้น้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ หรือขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ต้องเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงสำเร็จรูป (Finished Products) ที่มีคุณภาพเป็นไปตามที่กรมธุรกิจพลังงานประกาศกำหนด ซึ่งเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2558 กระทรวงการคลังได้มีการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 0.70 บาทต่อลิตร จาก 4.25 บาทต่อลิตร เป็น 4.95 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯ ได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ลง ในอัตราเดียวกับอัตราภาษีสรรพสามิตที่ปรับเพิ่มขึ้น เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลคงเดิมไม่เปลี่ยนแปลง
2. ปัญหาจากการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตและอัตรากองทุนน้ำมันฯ มีดังนี้ ครั้งที่ 1 ช่วงระหว่างวันที่ 19 ธันวาคม 2557 ถึงวันที่ 5 มกราคม 2558 บริษัทผู้ผลิตและค้าน้ำมันจำนวน 8 บริษัท ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เพื่อขอให้พิจารณาแนวทางบรรเทาผลกระทบจากการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตและอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ซึ่งส่งผลให้บริษัทผู้ผลิตและค้าน้ำมันขาดทุนปริมาณน้ำมันคงเหลือ ณ คลังน้ำมัน ในเบื้องต้นรวมประมาณ 2,109 ล้านบาท กระทรวงพลังงานจึงได้มีการประชุมหารือร่วมกับกระทรวงการคลังเกี่ยวกับปัญหาดังกล่าว โดยมีข้อสรุปว่า มติ กบง. ไม่ได้กำหนดให้มีข้อยกเว้นการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง ณ สิ้นวันก่อนวันที่ประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานมีผลบังคับใช้ จึงไม่สามารถดำเนินการชดเชยหรือยกเว้นการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง ณ วันสิ้นสุดวันที่ 16 ธันวาคม 2557 ทั้งนี้บริษัทผู้ผลิตและค้าน้ำมัน ยังได้มีการติดตามทวงถามถึงแนวทางแก้ไขปัญหาดังกล่าวเป็นระยะ ครั้งที่ 2 เพื่อแก้ปัญหาการขาดทุนปริมาณน้ำมันคงเหลือจากการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตและอัตรากองทุนน้ำมันฯ ดังเช่นครั้งที่ 1 กบง. จึงได้มีมติให้ยกเว้นการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง (1.10 บาท/ลิตร X ปริมาณน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลัง) ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2559 บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) มีหนังสือถึง สนพ. เพื่อขอหารือว่าตามประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 27 เรื่องการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุนและอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันฯ สนพ. มีเจตนารมณ์จะบรรเทาภาระผลกระทบให้ผู้ค้าน้ำมันได้รับเงินกองทุนน้ำมันฯ คืน ตามปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลคงเหลือจากการตรวจนับ ณ คลัง ณ สิ้นวันที่ 10 มีนาคม 2558 ตามที่มีการตรวจนับจริงโดยกรมสรรพสามิตใช่หรือไม่ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 17 มิถุนายน 2559 สนพ. ได้มีการหารือกับกรมสรรพสามิตเกี่ยวกับปัญหาดังกล่าวข้างต้น ซึ่งกรมสรรพสามิตได้ชี้แจงว่า การตรวจสอบปริมาณน้ำมันดีเซลคงเหลือที่คลังตามระเบียบปฏิบัติของกรมสรรพสามิต จะมีการเปรียบเทียบปริมาณน้ำมันคงเหลือ 3 บัญชี คือ บัญชีประจำวันแสดงการรับและการจ่ายวัตถุดิบ แบบการตรวจวัดน้ำมันคงเหลือ ณ วันที่ 10 มีนาคม 2558 และบัญชีรับ-จ่ายน้ำมันที่นำมาเป็นวัตถุดิบในการผลิต และครั้งที่ 3 เพื่อแก้ปัญหาการขาดทุนปริมาณน้ำมันคงเหลือจากการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตและอัตรากองทุนน้ำมันฯ ตามครั้งที่ 1 และครั้งที่ 2 กบง. ได้มีมติเห็นชอบกำหนดให้น้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลังน้ำมันที่ได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไว้เกินให้สามารถขอคืนได้ และกำหนดให้น้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ หรือขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ต้องเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงสำเร็จรูป (Finished Products) ที่มีคุณภาพเป็นไปตามที่กรมธุรกิจพลังงานประกาศกำหนด ดังนั้น การปรับอัตราภาษีสรรพสามิตครั้งที่ 3 จึงไม่เกิดปัญหาการขาดทุนปริมาณน้ำมันคงเหลือ ณ คลังน้ำมันอีกต่อไป
3. แนวการแก้ไขปัญหาการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตและอัตรากองทุนน้ำมันฯ มีดังนี้ (1) เพื่อให้สอดคล้องกับแนวทางครั้งที่ 3 ที่ กบง. ได้มีมติเห็นชอบแล้ว ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรว่า กรณีน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลังน้ำมัน ณ สิ้นวันที่ 16 ธันวาคม 2557 ซึ่งได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไว้เกินให้สามารถขอคืนเงินได้ ในอัตรา 2.75 บาทต่อลิตร สำหรับการคืนเงินตามประกาศ กบง. ฉบับที่ 143 พ.ศ. 2557 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ลงวันที่ 16 ธันวาคม 2557 ให้คืนตามปริมาณที่ตรวจวัดได้จริงในแบบการตรวจวัดน้ำมันคงเหลือ ณ สิ้นวันที่ 16 ธันวาคม 2557 ซึ่งการตรวจสอบปริมาณน้ำมันดีเซลคงเหลือที่คลังเป็นไปตามระเบียบปฏิบัติของกรมสรรพสามิต (2) เพื่อให้สอดคล้องกับแนวทางครั้งที่ 3 ที่ กบง. ได้มีมติเห็นชอบแล้ว ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรว่า กรณีน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ คลังน้ำมัน ณ สิ้นวันที่ 10 มีนาคม 2558 ซึ่งได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไว้เกิน ให้สามารถขอคืนเงินได้ ในอัตรา 1.10 บาทต่อลิตร สำหรับการคืนเงินตามประกาศ กบง. ฉบับที่ 27 พ.ศ. 2558 เรื่อง การกำหนดอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ลงวันที่ 10 มีนาคม 2558 ให้คืนตามปริมาณที่ตรวจวัดได้จริงในแบบการตรวจวัดน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ สิ้นวันที่ 10 มีนาคม 2558 ซึ่งการตรวจสอบปริมาณน้ำมันดีเซลคงเหลือที่คลังเป็นไปตามระเบียบปฏิบัติของกรมสรรพสามิต
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ผู้ผลิตน้ำมันเชื้อเพลิง ณ โรงกลั่นและจำหน่ายเพื่อใช้ในราชอาณาจักร และผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อใช้ในราชอาณาจักร ซึ่งได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไว้แล้ว และขอเงินคืนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้ในอัตรา 2.75 บาท ต่อลิตร ตามปริมาณน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ตรวจวัดได้จริง ในแบบการตรวจวัดน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ สิ้นวันที่ 16 ธันวาคม 2557
2. เห็นชอบให้ผู้ผลิตน้ำมันเชื้อเพลิง ณ โรงกลั่นและจำหน่ายเพื่อใช้ในราชอาณาจักร และผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อใช้ในราชอาณาจักร ซึ่งได้มีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไว้แล้ว และขอเงินคืนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้ในอัตรา 1.10 บาท ต่อลิตร ตามปริมาณน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ตรวจวัดได้จริงในแบบการตรวจวัดน้ำมันดีเซลคงเหลือ ณ สิ้นวันที่ 10 มีนาคม พ.ศ. 2558
3. เห็นชอบมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน นำร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจสอบความถูกต้องของร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาในครั้งต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีการพิจารณาเกี่ยวกับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานจากแสงอาทิตย์แบบติดตั้งในพื้นที่ชุมชนเป็นโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 เห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ โดยให้ปรับเปลี่ยนการดำเนินงานโครงการฯ ขนาดติดตั้งไม่เกิน 5 เมกะวัตต์ต่อแห่งรวม 800 เมกะวัตต์ในอัตรา FiT 5.66 บาทต่อหน่วยโดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 (2) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ได้เห็นชอบให้ขยายวัน SCOD ของโครงการฯ จากเดิมภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2558 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 (3) เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 ได้มีมติเห็นชอบการเลื่อนกำหนดวัน SCOD ของโครงการฯ ออกไปจากเดิมภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 เป็นให้มีการทยอยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ เป็นระยะๆ โดยมีกำหนด SCOD ครั้งแรกภายในวันที่ 30 กันยายน 2559 สำหรับพื้นที่ที่มีความพร้อมด้านระบบส่งไฟฟ้า และไม่เกินภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 สำหรับพื้นที่ที่เหลือ โดยให้มีการปรับปรุงการกำหนดเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามกลุ่มเป้าหมายให้ชัดเจน เช่น 400 เมกะวัตต์ สำหรับกลุ่มสหกรณ์การเกษตร และอีก 400 เมกะวัตต์ สำหรับหน่วยงานราชการ หรือกลุ่มละประมาณกึ่งหนึ่งของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าโดยรวมของโครงการ (3) เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ได้มีมติเห็นชอบให้เลื่อนกำหนดวัน SCOD ของโครงการฯ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในระยะที่ 1 ออกไปอีก 3 เดือน เป็นภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้ ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือ (ระยะที่ 2) ยังคงเป็นไปตามกำหนดระยะเวลาเดิม คือ ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2561
2. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ดำเนินการ ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 ได้ออกประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 แบ่งเป้าหมายการรับซื้อเป็นหน่วยงานราชการ ไม่เกิน 400 เมกะวัตต์ และสหกรณ์ภาคการเกษตร ไม่เกิน 400 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ในระยะที่ 1 กำหนดเป้าหมายรับซื้อ 600 เมกะวัตต์ (2) เมื่อวันที่ 1-10 พฤศจิกายน 2558 สำนักงาน กกพ. ได้เปิดรับคำขอขายไฟฟ้า ซึ่งผลการยื่นแบบคำขอขายไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร มีทั้งหมด 604 ราย แบ่งเป็นส่วนราชการ 370 ราย และสหกรณ์ภาคการเกษตร 234 ราย (3) เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2559 สำนักงาน กกพ. ประกาศกำหนดการเกี่ยวกับขั้นตอนการประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านคุณสมบัติเข้าร่วมโครงการคัดเลือกโดยวิธีการจับสลาก การแสดงผล การคัดเลือก และการประกาศรายชื่ออย่างเป็นทางการ โดยจะประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านการตรวจคุณสมบัติวันที่ 18 เมษายน 2559 ดำเนินการคัดเลือกโดยวิธีจับสลากวันที่ 23 เมษายน 2559 และประกาศรายชื่อโครงการ ที่ผ่านการพิจารณาอย่างเป็นทางการวันที่ 26 เมษายน 2559 และ (4) เมื่อวันที่ 26 เมษายน 2559 กกพ. ได้ประกาศรายชื่อโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ ภาคการเกษตร ที่ผ่านการคัดเลือกที่มีสิทธิเข้าทำสัญญากับการไฟฟ้าอย่างเป็นทางการ โดยเป็นสหกรณ์ ภาคการเกษตร ทั้ง 67 ราย รวมกำลังการผลิต 281.32 เมกะวัตต์ ซึ่งโครงการดังกล่าวจะต้องดำเนินการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย และจะต้องจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) ภายใน 30 ธันวาคม 2559 โดย ณ วันที่ 26 กรกฎาคม 2559 สรุปความคืบหน้าโครงการฯ ดังนี้ (1) การพิจารณาตอบรับและลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า มีการตอบรับซื้อแล้วรอลงนาม PPA จำนวน 56 โครงการ อยู่ระหว่างตรวจสอบทางเทคนิค จำนวน 9 โครงการ และยังไม่ยื่นเอกสาร จำนวน 2 โครงการ และ (2) การยื่นขอใบอนุญาตที่เกี่ยวข้อง การขอใบอนุญาต CoP ดำเนินการแล้วเสร็จ 2 โครงการ อยู่ระหว่างดำเนินการ 39 โครงการ และยังไม่มีการดำเนินการ 26 โครงการ การขอใบอนุญาต อ.1 ดำเนินการแล้วเสร็จ 2 โครงการ อยู่ระหว่างดำเนินการ 14 โครงการ และยังไม่มีการดำเนินการ 51 โครงการ ส่วนการขอใบอนุญาต ร.ง.4 ใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า และ พค.1 ยังไม่มีการดำเนินการทั้งสิ้น 65, 67 และ 67 โครงการ ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 การเก็บภาษีสรรพสามิตก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ที่หัวจ่าย
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยให้ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่งควรจะมีอัตราภาษีสรรพสามิตที่ใกล้เคียงกัน และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการ ปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในรายละเอียดภายใต้กรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป ทั้งนี้ ปัจจุบันภาษีสรรพสามิตของน้ำมันแก๊สโซฮอล E10 อยู่ที่อัตรา 5.67 บาทต่อลิตร ขณะที่ภาษีสรรพสามิตของก๊าซ LPG ภาคขนส่ง อยู่ที่อัตรา 2.17 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ถูกกว่าราคาน้ำมัน แก๊สโซฮอล E10 จึงทำให้ผู้ใช้รถยนต์ที่ใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลเป็นเชื้อเพลิงเปลี่ยนมาใช้ก๊าซ LPG เป็นเชื้อเพลิงทางเลือก
2. เพื่อให้ภาษีสรรพสามิตของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในภาคขนส่งมีอัตราที่ใกล้เคียงกัน ตามมติ กพช. ข้างต้น จึงต้องมีการปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตของก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ให้ใกล้เคียงกับอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันแก๊สโซฮอล E10 แต่เนื่องจากก๊าซ LPG สามารถนำไปใช้เป็นเชื้อเพลิงได้ทั้งในภาคครัวเรือน ภาคขนส่ง และภาคอุตสาหกรรม ดังนั้น จึงต้องมีการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตของก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ที่หัวจ่าย เพื่อไม่ให้มีผลกระทบต่อราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนและภาคอุตสาหกรรม และเพื่อให้กระทรวงการคลังสามารถจัดเก็บภาษีสรรพสามิตของก๊าซ LPG ในภาคขนส่ง ใกล้เคียงกับน้ำมันแก๊สโซฮอล E10 โดยไม่กระทบต่อราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนและภาคอุตสาหกรรม ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรมอบหมายให้กรมสรรพสามิตดำเนินการปรับปรุงระเบียบที่เกี่ยวข้องเพื่อให้สามารถเก็บภาษีสรรพสามิตก๊าซ LPG ภาคขนส่งที่หัวจ่ายได้
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กรมสรรพสามิตดำเนินการปรับปรุงระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้สามารถเก็บภาษีสรรพสามิตก๊าซ LPG ภาคขนส่งที่หัวจ่ายได้
กพช. ครั้งที่ 9 วันจันทร์ที่ 26 กันยายน 2559
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2559 (ครั้งที่ 9)
เมื่อวันจันทร์ที่ 26 กันยายน 2559 เวลา 13.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1. รายงานประจำปี 2558 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
3. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
6. การทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ คณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนราษฎรและวุฒิสภา และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. กกพ. ได้จัดทำรายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2558 สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญ 4 ด้าน ดังนี้ (1) งานกำกับมาตรฐานกิจการพลังงาน กกพ. ได้ออกใบอนุญาตฯ รวมทั้งสิ้น 97 ฉบับ ประกอบด้วย ใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า 92 ฉบับ และใบอนุญาตประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ 5 ฉบับ โดยพัฒนาระบบ e – Licensing และปรับปรุงกระบวนการออกใบอนุญาตแบบจุดเดียวเบ็ดเสร็จ (One Stop Service – OSS) ให้ผู้ขอรับใบอนุญาตสามารถยื่นและรับใบอนุญาตที่เกี่ยวข้องได้ที่สำนักงาน กกพ. หรือสำนักงาน กกพ. ประจำเขต รวมถึงได้จัดทำคู่มือสำหรับประชาชนตามพระราชบัญญัติอำนวยความสะดวกและได้เผยแพร่ประชาสัมพันธ์ผ่านเว็บไซต์สำนักงานแล้วเสร็จ จำนวน 18 คู่มือ และได้ออกประกาศแนวทางการปฏิบัติตามระเบียบ CoP สำหรับผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ (เทคโนโลยีแผงโฟโตโวลเทอิก) ที่เข้าข่ายต้องได้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า และที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า (2) งานกำกับอัตราค่าบริการ กกพ. มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤศจิกายน 2558 เป็นต้นไป และได้ประกาศอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ในปี 2558 รวม 4 ครั้ง รวมทั้งทบทวนมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน รวมถึงปรับอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้สะท้อนต้นทุนและภาระค่าใช้จ่ายที่เหมาะสม (3) งานกำกับการรับซื้อไฟฟ้าและบริหารจัดการ เพื่อความมั่นคงด้านพลังงาน กกพ. ได้กำกับการรับซื้อไฟฟ้าให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก โดยได้จัดทำแนวทาง การต่ออายุโรงไฟฟ้าและแนวทางการก่อสร้างโรงไฟฟ้ากับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) และได้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) เพื่อส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน และได้ดำเนินโครงการ Demand Response (DR) จำนวน 2 ครั้งในปี 2558 เพื่อบริหารจัดการวิกฤตพลังงาน และลดต้นทุนการสำรอง และ/หรือใช้น้ำมันเตา น้ำมันดีเซล และช่วยหลีกเลี่ยงการลงทุนโรงไฟฟ้าใหม่ (4) งานคุ้มครองสิทธิประโยชน์ของผู้ใช้พลังงาน กกพ. ได้ยกระดับมาตรการคุ้มครองผู้ใช้ไฟฟ้า โดยออกประกาศ กกพ. ว่าด้วยเรื่องมาตรฐานของสัญญาให้บริการ ซึ่งจะทำให้สัญญาการให้บริการไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายมีความเป็นธรรมต่อผู้ใช้บริการมากยิ่งขึ้น โดยการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายทั้ง 3 การ (การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค การไฟฟ้านครหลวง และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัตหีบ) จะต้องดำเนินการปรับปรุงสัญญาการให้บริการไฟฟ้าตามมาตรฐานที่กำหนดเพื่อใช้กับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อย (บ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็ก) ที่มีกว่า 20 ล้านรายทั่วประเทศ รวมถึงได้ดำเนินโครงการสร้างความรู้ความตระหนักด้านพลังงานและการมีส่วนร่วมเพื่อสนับสนุนงานกำกับกิจการพลังงาน และมีโครงการฝึกอบรมให้กับคณะกรรมการผู้ใช้พลังงานประจำเขต (คพข.) ทั้ง 13 เขต ตลอดจนพิจารณาเรื่องร้องเรียนจากผู้ใช้พลังงานและผู้ที่ได้รับผลกระทบจากการประกอบกิจการพลังงาน แล้วเสร็จ 88 เรื่อง จาก 131 เรื่อง และได้ประกาศกำหนดเขตระบบโครงข่ายพลังงาน จำนวน 57 ระบบโครงข่าย มีการพิจารณาอุทธรณ์ค่าทดแทน จำนวน 221 ราย และพิจารณาอุทธรณ์เขตระบบโครงข่ายพลังงานและคัดค้านการวางระบบโครงข่ายพลังงาน จำนวน 957 ราย และ กกพ. ได้อนุมัติงบประมาณเพื่อจัดสรรให้กับกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ประเภท ก และประเภท ข จำนวนรวม 55 กองทุน เป็นจำนวนเงินประมาณ 2,280 ล้านบาท
3. รายงานงบการเงินและบัญชีทำการของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ในปีงบประมาณ พ.ศ. 2558 มีรายได้จากการดำเนินงาน 774,375,509.28 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 608,427,537.30 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 165,947,971.98 บาท และเมื่อกันเงินเพื่อจัดสรรเป็นค่าก่อสร้างสำนักงาน กกพ. เป็นการถาวร และหักภาระต่างๆ ที่เหมาะสม เช่น เงินกันเหลื่อมปี เงินประกันสัญญาเช่า และค่าซื้อครุภัณฑ์ต่างๆ แล้ว มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง 18,675,689.88 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. นายสมคิด หอมเนตร ผู้ฟ้องคดีที่ 1 กับพวกรวม 27 คน ได้ยื่นฟ้อง นายกรัฐมนตรี ผู้ถูกฟ้องคดีที่ 1 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ 2 คณะกรรมการกำกับนโยบายด้านรัฐวิสาหกิจ ที่ 3 คณะกรรมการบริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) และบริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) ที่ 4 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ที่ 5 และอธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ที่ 6 ต่อศาลปกครองกลาง ตามคดีหมายเลขดำที่ ส.30/2558 โดยขอให้ศาลพิพากษาหรือมีคำสั่ง ดังนี้ (1) ให้ระงับหรือยกเลิกเพิกถอนคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 ลงวันที่ 23 ธันวาคม 2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 2/2546 ลงวันที่ 29 ธันวาคม 2546 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง (2) ให้ระงับและยับยั้งและหรือยกเลิกเพิกถอนคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 178/2520 ลงวันที่ 19 กันยายน 2520 เรื่อง การกำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันส่งเงินเข้ากองทุนรักษาระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและการจ่ายเงินชดเชยให้แก่ผู้ค้าน้ำมัน คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 206/2521 ลงวันที่ 29 ธันวาคม 2521 เรื่อง จัดตั้งกองทุนรักษาระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (เงินตราต่างประเทศ) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 0201/9 ลงวันที่ 27 มีนาคม 2522 เรื่อง การจัดตั้งกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (3) กรณีที่พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 และพระราชบัญญัติภาษีรายได้ปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 และพระราชบัญญัติฉบับอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง ขัดหรือแย้งกับ มาตรา 3 มาตรา 4 และมาตรา 5 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย ให้ส่งไปยังตุลาการศาลรัฐธรรมนูญ (4) ให้อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ผู้ถูกฟ้องคดีที่ 6 ระงับหรือยับยั้งการปฏิบัติหน้าที่เกี่ยวข้องกับการเปิดแปลงสัมปทานรอบที่ 21 เพื่อแก้ไขพระราชบัญญัติปิโตรเลียมตามคำแนะนำของสภาปฏิรูปแห่งชาติ ข้อบังคับ ประกาศกระทรวง กฎกระทรวง ประกาศกรม ที่เกี่ยวข้องกับพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ให้ถูกต้องตามกฎหมายและเจตนารมณ์ของคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (5) ส่งคำฟ้องและหรือเอกสารประกอบที่เกี่ยวข้องไปยังหัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติ ในกรณีที่ศาลปกครองยกฟ้อง (6) ก่อนจะให้สัมปทานครั้งต่อไป ให้จัดการสัมปทานปิโตรเลียม จำนวน 20 รอบ ให้มีการติดตั้งระบบ control room ที่มีอินเตอร์เน็ตทุกหลุมที่มีอยู่ในปัจจุบันแล้วรายงานตรงต่อหน่วยงานรัฐเป็นวินาทีต่อวินาทีเพื่อมิให้เกิดการรั่วไหล (7) ก่อนจะให้สัมปทานครั้งต่อไป ให้มีการแก้ไขพระราชบัญญัติปิโตรเลียมและพระราชบัญญัติภาษีปิโตรเลียม ให้รัฐได้ผลตอบแทนที่เหมาะสมและใกล้เคียงกับผลตอบแทนปิโตรเลียมของประเทศเพื่อนบ้านและใช้ระบบแบ่งปันผลผลิตหรือจ้างผลิตและโปร่งใส ตรวจสอบได้ โดยการมีส่วนร่วมของประชาชน และอื่นๆ ตามที่สภานิติบัญญัติแห่งชาติได้ศึกษาด้านพลังงานไว้แล้ว (8) ยกเลิกมติคณะรัฐมนตรี วันที่ 4 สิงหาคม 2558 ที่ให้กระทรวงพลังงานนำเสนอร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่..) พ.ศ. .... และพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่..) พ.ศ. .... ซึ่งไม่สอดคล้องกับกติกาสากลและหลักนิติธรรมไทย
2. สำนักงานคดีปกครอง สำนักงานอัยการสูงสุด ได้มีหนังสือ ที่ อส 0027.1/2089 ลงวันที่ 4 กรกฎาคม 2559 แจ้งคำสั่งศาลปกครองกลาง ว่า เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2559 พนักงานอัยการได้รับแจ้งจากศาลปกครองกลางว่า เมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2559 ศาลมีคำสั่งไม่รับคำขอที่สาม คำขอที่ห้า คำขอที่หก คำขอที่เจ็ด และคำขอที่แปด ไว้พิจารณา และมีคำสั่งไม่รับคำฟ้องผู้ถูกฟ้องคดีที่ 4 เฉพาะรายบริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) ไว้พิจารณา โดยสำนักงานคดีปกครอง สำนักงานอัยการสูงสุด พิจารณาแล้วเห็นว่า คำสั่งศาลปกครองกลางดังกล่าวชอบด้วยข้อเท็จจริงและข้อกฎหมายแล้ว จึงไม่อุทธรณ์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือน สิงหาคม 2559 มีโครงการที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐแล้ว 7,218 ราย คิดเป็นกำลังการผลิตติดตั้ง 9,155 เมกะวัตต์ โดยมีสถานภาพการรับซื้อ ดังนี้ (1) โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้า (COD) แล้ว 6,983 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 6,371 เมกะวัตต์ (2) โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่างรอ COD จำนวน 216 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 2,328 เมกะวัตต์ (3) โครงการที่มีการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว จำนวน 19 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 456 เมกะวัตต์
2. กกพ. ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 และเมื่อวันที่ 18 เมษายน 2559 ได้ประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านคุณสมบัติเข้าร่วมโครงการ รวมทั้งสิ้น 167 ราย รวมทั้งได้ออกประกาศหลักเกณฑ์และวิธีการจับสลากเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ ซึ่งเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2559 ได้มีการจับสลากเพื่อคัดเลือกโครงการ และได้ประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านการคัดเลือกที่มีสิทธิเข้าทำสัญญากับการไฟฟ้า เมื่อวันที่ 26 เมษายน 2559 โดยมีผู้ผ่านการคัดเลือกรวมทั้งสิ้น 67 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 281 เมกะวัตต์ โดยเจ้าของโครงการหรือผู้สนับสนุนโครงการ จะต้องลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายใน 120 วัน นับจากวันที่ได้รับหนังสือ และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้สถานภาพโครงการฯ ณ เดือนกันยายน 2559 ได้ลงนาม PPA แล้ว 65 โครงการ ไม่ผ่านพิจารณาคุณสมบัติ 2 โครงการ
3. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ กกพ. ดำเนินการออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้า FiT แบบ Competitive Bidding (ทั้งระยะที่ 1 และ 2) โดยใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ที่ กพช. ได้เห็นชอบเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 และเมื่อวันที่ 15 มกราคม 2559 กกพ. ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) ในแบบ Feed-in Tariff พ.ศ. 2559 (ระยะที่ 1 สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา) โดยลำดับแรกได้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) มีเป้าหมาย 10 เมกะวัตต์ ซึ่งเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2559 ได้ประกาศผลผู้ได้รับคัดเลือก จำนวน 1 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 2 เมกะวัตต์ ปัจจุบันผู้ที่ได้คัดเลือกได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว และเมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2559 สำนักงาน กกพ. ได้ประกาศรับซื้อไฟฟ้าตามประกาศฯ ประเภทชีวมวล โดยมีเป้าหมาย 36 เมกะวัตต์ และเมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2559 ได้ประกาศรายชื่อผู้ได้รับการคัดเลือก จำนวน 4 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 36 เมกะวัตต์
4. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม สำหรับประกาศรับซื้อปี 2558-2562 ปริมาณ 50 เมกะวัตต์ โดยให้เป็นส่วนเพิ่มจากเป้า AEDP และเห็นชอบอัตรารับซื้อ FiT ขยะอุตสาหกรรม ต่อมาเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ลำดับความสำคัญเชื้อเพลิงจากขยะเป็นอันดับแรกพร้อมทั้งเห็นชอบให้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT โดยไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) และเมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2559 สำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม สำหรับประกาศรับซื้อปี 2558 - 2562 โดยให้ยื่นคำร้องข้อเสนอขอขายไฟฟ้าในระหว่างวันที่ 22 - 28 กันยายน 2559 นอกจากนี้ได้เปิดรับฟังความคิดเห็นร่างประกาศและหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน เมื่อวันที่ 1 – 15 สิงหาคม 2559 โดยปัจจุบันสำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างการจัดทำร่างประกาศและหลักเกณฑ์โครงการ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ) มาตรา 9(8) กำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีอำนาจหน้าที่ในการเสนอนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) โดยเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 และวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้เห็นชอบนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าในช่วงระหว่างการก่อสร้างในอัตรา 50,000 บาท/เมกะวัตต์/ปี และช่วงระหว่างการผลิตตามปริมาณการผลิตไฟฟ้าจำแนกตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าในอัตรา 1 - 2 สตางค์/หน่วย
2. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ดำเนินการออกประกาศที่เกี่ยวข้อง กำหนดให้ผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้านำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตั้งแต่เดือนมกราคม 2554 เป็นต้นมา และได้นำเสนอ กพช. พิจารณากำหนดนโยบายอัตรานำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง จำนวน 2 ครั้ง ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2555 กกพ. เสนอให้ กพช. พิจารณากำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงจากพลังงานเหลือทิ้ง ในอัตรา 1 สตางค์/หน่วย ซึ่ง กพช. มีความเห็นว่า การนำพลังงานเหลือทิ้งจากกระบวนการผลิตมาใช้ให้เกิดประโยชน์สูงขึ้นในการผลิตไฟฟ้าเป็นสิ่งที่ควรให้การสนับสนุนในลักษณะให้แรงจูงใจ (incentive) และควรมีการทบทวนความเหมาะสมในการกำหนดอัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า โดย กพช. มีมติให้ทบทวนนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า โดยให้คำนึงถึงนโยบายรัฐบาลในเรื่องการส่งเสริมและสนับสนุนการใช้พลังงานหมุนเวียนของประเทศ และการเพิ่มประสิทธิภาพของการใช้เงินกองทุนฯ ที่เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประชาชนรอบโรงไฟฟ้า (2) เมื่อวันที่ 10 สิงหาคม 2559 กกพ. ได้นำเสนอการทบทวนนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า สำหรับผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2555 ซึ่งนำเสนอให้มีการกำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม และลมร้อนทิ้งในอัตรา 1 สตางค์/หน่วย ซึ่ง กพช. มีมติเห็นชอบการกำหนดนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในอัตรา 1 สตางค์/หน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้ในแต่ละเดือน และมอบหมายให้ กกพ. รับไปทบทวนความเหมาะสมของการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง โดยหารือกับกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และกระทรวงอุตสาหกรรม (กอ.) และหากมีความจำเป็นที่จะต้องมีการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า จะต้องดำเนินการโดยไม่ขัดต่อนโยบายการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ โดยนำผลการทบทวนกลับมาเสนอ กพช. ในการประชุมครั้งต่อไป
3. สนพ. ได้มีหนังสือขอความเห็นถึงหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย พพ. กอ. กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (ทส.) สมาคมปูนซีเมนต์แห่งประเทศไทย และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และเมื่อวันที่ 8 กันยายน 2559 กกพ. ได้มอบหมายให้สำนักงาน กกพ. ร่วมกับ สนพ. จัดประชุมหารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เรื่อง การกำหนดนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า สำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง สรุปความเห็นได้ ดังนี้ (1) ผู้แทนกลุ่มผู้ประกอบการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง มีความเห็นว่าการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งของโรงงานปูนซีเมนต์ เป็นการดำเนินการอนุรักษ์พลังงานและเป็นการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ช่วยประหยัดพลังงานและลดการสูญเสียในกระบวนการผลิต อีกทั้ง ไม่ก่อให้เกิดมลภาวะที่มีผลกระทบต่อชุมชนโดยรอบแต่อย่างใด ซึ่งการพัฒนาโครงการต้องใช้เงินลงทุนสูงและเป็นการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง มีผลกระทบต่อชุมชนน้อยมากเมื่อเทียบกับการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชนิดอื่น การที่โครงการต้องมีภาระต้นทุนมากขึ้น อาจทำให้การพิจารณาดำเนินการโครงการใหม่ต้องหยุดลง นอกจากนี้ การผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งจากโรงงานปูนซีเมนต์ เป็นโครงการที่ทำให้ประเทศชาติสามารถบรรลุเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกได้ จึงอยากให้ภาครัฐส่งเสริมและสนับสนุนโครงการให้มากขึ้น (2) ผู้แทน ทส. มีความเห็นว่า เมื่อพิจารณาเฉพาะการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งจะมีผลกระทบจากการดำเนินงานเช่นเดียวกับโรงไฟฟ้าทั่วไป แต่หากพิจารณาในภาพรวมของการผลิตปูนซีเมนต์ร่วมกับการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งแล้วจะทำให้มีประสิทธิภาพที่ดีขึ้นและลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมลงได้ จึงควรพิจารณาส่งเสริมการดำเนินโครงการดังกล่าว ซึ่งที่ประชุมได้มีการให้ข้อมูลและความเห็นว่า ในระหว่างการก่อสร้างโรงไฟฟ้าจะมีการก่อสร้างโรงงานและติดตั้งระบบต่างๆ ซึ่งเกิดผลกระทบด้านฝุ่นละอองและเสียงจากการก่อสร้างเป็นระยะเวลาประมาณ 3 ปี รวมทั้ง ในระหว่างการผลิตไฟฟ้าอาจมีผลกระทบด้านเสียง น้ำใช้ และกากของเสียที่เกิดขึ้นจากการประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าได้ ซึ่งผู้ประกอบการจะต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมของโครงการและปฏิบัติตามมาตรการป้องกันและแก้ไขผลกระทบที่ครบถ้วน อย่างไรก็ตามเห็นว่าเมื่อพิจารณาในภาพรวมการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งในโรงงานปูนซีเมนต์ทำให้ผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมของโรงงานปูนซีเมนต์ลดลง (3) ผู้แทน สนพ. ได้นำเสนอการพิจารณาในประเด็นลมร้อนทิ้งถือเป็นพลังงานหมุนเวียนหรือไม่ โดยที่ประชุมมีความเห็นว่า ตามพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 และ พ.ร.บ. ที่เกี่ยวข้องด้านการอนุรักษ์พลังงาน ไม่ได้กำหนดนิยามให้ลมร้อนทิ้งถือเป็นพลังงานหมุนเวียนไว้ มีเพียงระเบียบรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าที่กำหนดให้ลมร้อนทิ้งถือเป็นพลังงานหมุนเวียน ดังนั้น เพื่อให้เกิดความเหมาะสมในทางปฏิบัติจึงควรกำหนดให้ลมร้อนทิ้งเป็นเชื้อเพลิงประเภทหนึ่งแยกออกมาให้ชัดเจน ไม่ควรกำหนดรวมไว้ในพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ (4) สำนักงาน กกพ. มีความเห็นว่า การประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งถือเป็นผู้รับใบอนุญาตการประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าประเภทหนึ่งที่มีผลกระทบต่อชุมชนรอบโรงไฟฟ้า จึงควรมีการจัดเก็บเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามกฎหมาย โดยควรจัดเก็บในอัตรา 1 สตางค์/หน่วย ซึ่งเป็นอัตราขั้นต่ำในปัจจุบัน เช่นเดียวกับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ การผลิตไฟฟ้าจากระบบ Cogeneration ซึ่งใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าจากชีวมวลในโรงงานน้ำตาล ซึ่งเป็นการส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพเช่นเดียวกัน ทั้งนี้ การดำเนินงานโรงงานปูนซีเมนต์จะได้รับประโยชน์จากต้นทุนค่าไฟฟ้าที่ผลิตได้จากโรงไฟฟ้าลมร้อนทิ้งจะอยู่ในระดับ 0.7 บาท/หน่วย ซึ่งถูกกว่าการซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าซึ่งมีราคากว่า 3 บาท/หน่วย ซึ่งได้รวมภาระเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อการพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าในอัตราประมาณ 1.2 สตางค์/หน่วยไว้ด้วยแล้ว นอกจากนี้ ควรพิจารณาแนวโน้มในอนาคตที่ผู้ประกอบการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งจะเป็นผู้ประกอบการคนละรายกับผู้ประกอบกิจการปูนซีเมนต์ร่วมด้วย ประเด็นนี้ ที่ประชุมสอบถามสถานภาพของผู้ประกอบการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งและผู้ประกอบการโรงงานปูนซีเมนต์ว่าเป็นนิติบุคคลเดียวกันหรือไม่ ซึ่งผู้แทนโรงงานปูนซีเมนต์ได้ให้ข้อมูลว่า มีการแยกนิติบุคคลในการดำเนินงานออกจากกันอย่างชัดเจน และ (5) ที่ประชุมมีความเห็นว่า ผู้ผลิตประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าประเภทลมร้อนทิ้ง ถือเป็นผู้รับใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ จึงควรต้องปฏิบัติตามมาตรา 96 ที่กำหนดให้ผู้รับใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้านำส่งเงินเข้ากองทุนฯ ตามระเบียบที่ กกพ. ประกาศกำหนดภายใต้กรอบนโยบายของ กพช. โดยเห็นควรให้มีการนำเรียนข้อมูลที่เกี่ยวข้องต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานพิจารณาเสนอนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าต่อ กพช. ต่อไป
4. เมื่อวันที่ 16 กันยายน 2559 กกพ. ได้ประชุมหารือร่วมกับกระทรวงพลังงาน เพื่อพิจารณาทบทวนความเหมาะสมของการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง โดยพิจารณาข้อมูลที่เกี่ยวข้องและความเห็นของหน่วยงานต่างๆ แล้ว ได้ข้อสรุปร่วมกันดังนี้ (1) การผลิตไฟฟ้าโดยใช้ลมร้อนทิ้งเป็นการประกอบกิจการผลิตไฟฟ้า ตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ และต้องได้รับใบอนุญาตจาก กกพ. จึงต้องอยู่ในข่ายที่ต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า เช่นเดียวกับโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในรูปแบบอื่นด้วย ซึ่งเป็นไปตามเจตนารมณ์ในการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าตั้งแต่เริ่มแรก เพื่อจัดหาเงินทุนในการพัฒนาคุณภาพชีวิตของประชาชนและสิ่งแวดล้อมในชุมชนพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าซึ่งได้รับผลกระทบจากการก่อสร้างโรงไฟฟ้า แม้ต่อมาจะเป็นแปลงมาเป็นกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ เจตนารมณ์ดังกล่าวยังไม่มีการเปลี่ยนแปลง (2) เห็นควรกำหนดให้โรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงลมร้อนทิ้งในการผลิตไฟฟ้านำส่งเงินเข้ากองทุนเช่นเดียวกับโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในรูปแบบอื่นปฏิบัติอยู่ โดยเห็นควรเสนอการกำหนดอัตรา 1 สตางค์/หน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้ในแต่ละเดือน ซึ่งเป็นอัตราเดียวกับที่เก็บจากผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภทลม แสงอาทิตย์ และพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการกำหนดนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งในอัตรา 1 สตางค์/หน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้ในแต่ละเดือน เช่นเดียวกับพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 ได้เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับใช้ในการรับซื้อไฟฟ้าปี 2557 – 2558 ประกอบด้วยโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาบ้าน และโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร
2. หลักการและแนวทางในการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT เป็นอัตราที่กำหนดจากต้นทุนการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในแต่ละประเภท ดังนั้นจึงจะต้องมีการทบทวนต้นทุนอย่างต่อเนื่อง เพื่อให้สอดคล้องกับต้นทุนการผลิตที่มีการเปลี่ยนแปลงไป เพื่อให้ผู้ประกอบการมีผลตอบแทนการลงทุนในระดับที่เหมาะสม สอดคล้องกับต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจริง ซึ่งจะทำให้เกิดความเป็นธรรมทั้งต่อผู้ประกอบการและประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานพิจารณาแล้วเห็นว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบ FiT ที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 เป็นอัตราที่ได้มีการประกาศมาแล้วระยะเวลาหนึ่ง รวมทั้งได้ดำเนินการทบทวนต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แล้ว พบว่าราคาของอุปกรณ์หลักที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้ามีการปรับตัวลดลง จึงเห็นควรเสนอให้มีการทบทวนอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT เพื่อให้สอดคล้องต้นทุนในปัจจุบัน
3. กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ดำเนินการทบทวนต้นทุนการพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ เพื่อนำมาจัดทำสมมติฐานประกอบการกำหนดอัตรา FiT พบว่าเงินลงทุนระบบของสมมติฐานตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 อยู่ที่ 54.0 THB/Wp แต่สมมติฐานปี 2559 ลดลงเหลือ 42.2 THB/Wp โดยเป็นการลดลงของ (1) ราคาแผงเซลล์แสงอาทิตย์ซึ่งตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 อยู่ที่ 21.9 THB/Wp (0.73 USD/Wp ที่อัตราแลกเปลี่ยน 30 THB/USD) แต่สมมติฐานปี 2559 ลดลงเหลือ 18.6 THB/Wp (0.53 USD/Wp ที่อัตราแลกเปลี่ยน 35 THB/USD) และ (2) ต้นทุนอุปกรณ์ระบบอื่นๆ (Balance of system: BOS) ซึ่งตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 อยู่ที่ 32.1 THB/Wp แต่สมมติฐานปี 2559 ลดลงเหลือ 23.6 THB/Wp
4. สนพ. ได้วิเคราะห์ข้อมูลต้นทุนการพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในปัจจุบันเปรียบเทียบกับต้นทุนในการจัดทำอัตรา FiT ในปี 2557 พบว่าราคาแผงเซลล์แสงอาทิตย์ปรับตัวลดลงประมาณ 27% (คำนวณจากฐาน USD/Wp) และค่าอุปกรณ์อื่นๆ ปรับตัวลดลงประมาณ 26% (คำนวณจากฐาน THB/Wp) ในขณะที่ค่าเงินบาทมีการอ่อนค่าลงเมื่อเทียบค่าเงินดอลลาร์สหรัฐ ส่งผลให้ต้นทุนการพัฒนาโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ในประเทศปรับตัวลดลงค่อนข้างมาก เมื่อนำมาพิจารณาร่วมกับการปรับลดสิทธิประโยชน์ทางภาษีของ BOI ซึ่งได้มีการยกเลิกการลดหย่อนภาษีเงินได้เพิ่มเติมอีก 5 ปี ภายหลังจาก 8 ปีแรกที่ได้รับการยกเว้นภาษีเงินได้ ในขณะเดียวกันรัฐบาลมีการปรับฐานภาษีเงินได้นิติบุคคลลดลงเหลือ 20% จึงทำให้การประเมินอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบ FiT มีอัตรา 4.12 บาทต่อหน่วย ซึ่งเปลี่ยนแปลงจากอัตราเดิมที่ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 ได้มีมติเห็นชอบไว้
5. สรุปผลการทบทวนอัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) มีอัตรา 4.12 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี และอัตรา FiT Premium สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนใต้ (จังหวัดยะลา ปัตตานี นราธิวาส และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ได้แก่ อ.จะนะ อ.เทพา อ.สะบ้าย้อย และ อ.นาทวี) มีอัตรา 0.50 บาทต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ดังนี้
กำลังผลิต (MW) | FiT (บาท/หน่วย) | ระยะเวลาสนับสนุน (ปี) | FiT Premium (บาท/หน่วย) |
สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนใต้* (ตลอดอายุโครงการ) | |||
พลังงานแสงอาทิตย์ | 4.12 | 25 | 0.50 |
หมายเหตุ *โครงการในพื้นที่จังหวัดยะลา ปัตตานี นราธิวาส และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ได้แก่ อ.จะนะ อ.เทพา อ.สะบ้าย้อย และ อ.นาทวี
ทั้งนี้ ให้ใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้านี้สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตรรอบถัดไป และการประกาศรับซื้อไฟฟ้าครั้งต่อไปจนกว่าคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติจะมีมติเห็นชอบอัตราใหม่
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบ FiT สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าตามข้อ 1
3. มอบให้ กกพ. ดำเนินการร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในการกำหนดเป้าหมายและแผนการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP 2015) แล้วนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 6 การทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 และวันที่ 18 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบหลักการการทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้สอดคล้องกับการจัดหาก๊าซธรรมชาติและสภาพเศรษฐกิจและการเงินที่เปลี่ยนแปลงไป และได้มอบอำนาจให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาและให้ความเห็นชอบหลักเกณฑ์ใหม่ของการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ซึ่งต่อมารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้พิจารณาและให้ความเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อใช้ในการอ้างอิงต่อไป
2. ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 11 ธันวาคม 2550 กำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานโดยความเห็นชอบของ กพช. กำหนดนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงาน และให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตแต่ละประเภทภายใต้นโยบายและแนวทางที่ กพช. ให้ความเห็นชอบ และเป็นไปตามแนวทางที่กำหนดในมาตรา 65 แห่งพระราชบัญญัติฯ ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2553 ได้มีมติเห็นชอบนโยบายและแนวทางการคำนวณราคา LNG และอัตราค่าบริการสถานี LNG รวมทั้ง รับทราบกรอบหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการสถานี LNG โดยมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการสถานี LNG ตามมาตร 65 แห่งพระราชบัญญัติฯ ต่อไป
3. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ โดยกำหนดสูตรโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเป็นดังนี้ P = WH + (S1 + S2) + T โดยราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย แบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม ประกอบด้วย (1) Gulf Gas และ (2) Pool Gas และอัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่ง ประกอบด้วย S1 ค่าใช้จ่ายสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งค่าตอบแทนในการดำเนินการ และ S2 ค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซธรรมชาติและการส่งก๊าซธรรมชาติให้ได้ตามปริมาณที่กำหนดภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ รวมถึงความเสี่ยงอื่นๆ และมอบหมายให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ ตามมาตรา 65 แห่งพระราชบัญญัติฯ
4. การกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติที่ผ่านมาในช่วงแรกที่ยังไม่มีพระราชบัญญัติฯ กพช. เป็นผู้กำหนดทั้งนโยบาย หลักเกณฑ์การคำนวณ และจัดทำคู่มือการคำนวณ โดยคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติซึ่งมีผลบังคับใช้ตั้งแต่ปี 2550 ได้กำหนดแนวทางในการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติ ตลอดจนสมมติฐานและตัวแปรที่สำคัญในการคำนวณอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติ ค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่าย รวมทั้งพื้นฐานในการคำนวณอัตราค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติที่อ้างอิงเชื้อเพลิงที่เข้ามาทดแทน เป็นต้น เมื่อพระราชบัญญัติฯ มีผลบังคับใช้ และมี กกพ. ทำหน้าที่ออกใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงานและกำกับกิจการพลังงานของผู้รับใบอนุญาตแต่ละประเภท โดยใบอนุญาตการประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) ใบอนุญาตขนส่งก๊าซธรรมชาติผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (2) ใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (3) ใบอนุญาตค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ และ (4) ใบอนุญาตเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ กกพ. จึงเห็นควรทบทวนนโยบายและหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ ให้เป็นไปตามมาตรา 64 – 71 แห่งพระราชบัญญัติฯ และจากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกที่มีการเปลี่ยนแปลงและมีความผันผวนอย่างรุนแรงในช่วงระยะเวลา 1-2 ปีที่ผ่านมา ทำให้ราคาก๊าซธรรมชาติมีทิศทางปรับตัวลดลง ส่งผลต่อราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติและอุตสาหกรรมต่อเนื่องที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงมีการปรับตัวอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งส่งผลกระทบต่อทั้งภาคนโยบายและการกำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศ ประกอบกับธุรกิจก๊าซธรรมชาติในปัจจุบันมีการขยายตัวทำให้ต้องขยายการลงทุนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ นอกจากนี้ โครงสร้างการจัดหาก๊าซธรรมชาติเปลี่ยนแปลงไป ซึ่งตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Gas Plan 2015) ประเทศไทยมีแนวโน้มการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศ (อ่าวไทย) ลดลงอย่างต่อเนื่อง ในขณะที่มีการเพิ่มการจัดหาก๊าซ LNG จากต่างประเทศมากขึ้น โดยช่วงครึ่งหลังของแผนฯ การจัดหา LNG จะมีบทบาทเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญในสัดส่วนถึงร้อยละ 60 – 70 ซึ่งหมายถึง สัดส่วนราคาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในอนาคตจะเป็นสัดส่วนที่กำหนดโดยราคา LNG หรือตลาดโลกมากขึ้น ดังนั้น จึงควรมีการทบทวนการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ โดยเห็นควรเสนอ กพช. พิจารณาทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติให้เป็นไปตามประเภทใบอนุญาตภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. และสะท้อนสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป
5. ข้อเสนอขอทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติในส่วนของอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติตามประเภทใบอนุญาต ดังนี้ (1) อัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) การกำหนด S เป็นไปตามแนวทางของมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 โดยเพิ่มเติมการวิเคราะห์องค์ประกอบค่า S ที่เหมาะสม และกำหนดช่วงระยะเวลาในการกำกับดูแลทุก 5 ปี (2) อัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (T) แนวทางการคำนวณใหม่ใช้หลักการ Building Block โดยคำนวณอัตราค่าบริการจากรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ที่สะท้อนเงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนจากการลงทุนในรูปต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average Cost of Capital : WACC) ที่ กกพ. เห็นชอบ ทั้งนี้ กำหนดช่วงระยะเวลาในการกำกับดูแลทุก 5 ปี (3) อัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ (L) แนวทางการคำนวณอัตราค่าบริการของสถานี LNG ใหม่ ใช้หลักการ Building Block โดยคำนวณอัตราค่าบริการจากรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ที่สะท้อนเงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนจากการลงทุนในรูปต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (WACC) ที่ กกพ. เห็นชอบ ทั้งนี้ กำหนดช่วงระยะเวลาในการกำกับดูแลทุก 5 ปี (4) อัตราค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (R) แนวทางการคำนวณอัตราค่าบริการแบ่งเป็น 2 วิธี จำแนกตามกลุ่มลูกค้า ได้แก่ การค้าปลีกให้ลูกค้ากลุ่ม Co – Generation ให้ใช้หลักการกำหนดราคาตามต้นทุน (Cost Based) ซึ่งประกอบด้วย 3 ส่วน ได้แก่ ราคาก๊าซธรรมชาติที่ผู้รับใบอนุญาตค้าปลีกก๊าซฯ ซื้อจากผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซฯ ค่าบริการค้าปลีก (M) และค่าบริการจัดจำหน่าย (D) และการค้าปลีกให้กลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม ให้ใช้หลักการผสมผสานระหว่างหลักการของการกำหนดราคาตามราคาเชื้อเพลิงที่ก๊าซเข้าไปทดแทน (Alternative Fuel Pricing) และหลักการกำหนดราคาตามต้นทุน (Cost Based) โดยมีการกำหนดสัดส่วนระหว่างราคาตามสูตร Alternative Fuel Pricing กับ Cost Based เพื่อเป็นการบรรเทาผลกระทบจากการปรับโครงสร้างราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ โดย กกพ. จะเป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบค่าสัดส่วนที่เหมาะสมและเป็นธรรม ทั้งนี้ การกำกับดูแลอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติจะมีการกำหนดช่วงระยะเวลาและทบทวนตามรอบระยะเวลา หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือกรณีมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ จำเป็นต้องทบทวนค่าสมมติฐานต่างๆ ที่ใช้ในการคำนวณอัตราค่าบริการฯ ให้สอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจและสถานการณ์ปัจจุบัน ซึ่งจะทำให้การบริหารต้นทุนและค่าใช้จ่ายมีประสิทธิภาพ ผลตอบแทนชัดเจนยิ่งขึ้น มีความโปร่งใสสามารถตรวจสอบได้ และสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง
6. ข้อเสนอขอทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ (1) โครงสร้างราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติ สำหรับการค้าส่งก๊าซธรรมชาติโดยตรงจากระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission) ไปยังกลุ่มลูกค้า ให้คำนวณจากสมการ Wy = WH + S + T เมื่อ Wy คือ ราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติไปยังกลุ่มลูกค้า โดย y คือ กลุ่มลูกค้า WH คือ ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย ซึ่งได้รวมค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซที่มีอยู่ในระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติไว้แล้ว S คือ อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และ T คือ อัตราค่าบริการสำหรับการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ Wy WH S และ T มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู (2) โครงสร้างราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติสำหรับการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ จากผู้ค้าปลีกไปยังผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติที่มีการเชื่อมต่อเพื่อรับก๊าซธรรมชาติผ่านโครงข่ายจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution) ให้คำนวณจากสมการ RCO-gen = Wy + M + D และ RIND = (P+D)(X) + (Wy + M + D)(1-X) โดย RCO-gen และ RIND คือ ราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับกลุ่มลูกค้า Co-Generation และกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม ตามลำดับ P คือ ราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติตามหลักการของการกำหนดราคาตามราคาเชื้อเพลิงที่ก๊าซเข้าไปทดแทน (Alternative Fuel Pricing) M คือ ค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ D คือ ค่าบริการจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ X คือ สัดส่วนการกำหนดราคาสำหรับกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรมตามหลักการ Alternative Fuel Pricing ที่ กกพ. กำหนด และ 1-X คือ สัดส่วนการกำหนดราคาสำหรับลูกค้าอุตสาหกรรมตามหลักการ Cost Based ที่ กกพ. กำหนด ทั้งนี้ RCO-gen RIND M และ D มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู
7. ข้อเสนอขอทบทวนอัตราค่าบริการประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติตามประเภทใบอนุญาต ดังนี้ (1) อัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) ประกอบด้วย S= S1 + S2 โดยค่าดำเนินการจัดหาและค้าส่ง (S1) เป็นค่าตอบแทนที่เหมาะสมสำหรับการประกอบกิจการจัดหาและค้าส่ง โดยครอบคลุมถึงความเสี่ยงพื้นฐานและค่าใช้จ่ายในการประกอบกิจการจัดหาและค้าส่ง ทั้งนี้ โดยความเห็นชอบของ กกพ. และค่าชดเชยความเสี่ยงในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S2) เป็นค่าชดเชยความเสี่ยงที่อยู่นอกเหนือจากความเสี่ยงพื้นฐานในการประกอบกิจการจัดหาและค้าส่งในลักษณะเดียวกันต้องเผชิญ ซึ่งมีความแตกต่างกันตามประเภทลูกค้าผู้ใช้ก๊าซฯ ทั้งนี้ โดยความเห็นชอบของ กกพ. และให้มีการทบทวน S ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ (2) อัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (T) แตกต่างตามพื้นที่ โดยอัตราค่าบริการประกอบด้วย T = Td + Tc โดย ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge: Td) คำนวณจากมูลค่าปัจจุบันสุทธิ (NPV) ของรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ของรอบการกำกับดูแลถัดไป หารด้วย มูลค่าปัจจุบันสุทธิ (NPV) ของปริมาณการจองใช้ระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (Capacity Reserved) ตามสัญญาในรอบการกำกับดูแลถัดไป และมีการทบทวน Td ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ สำหรับค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge: Tc) คำนวณจากค่าใช้จ่ายในส่วนที่เป็นต้นทุนผันแปรในการให้บริการของผู้รับใบอนุญาต (Variable Cost) ได้แก่ ค่าใช้จ่ายดำเนินงานส่วนที่แปรผันโดยตรงตามปริมาณก๊าซที่ส่งผ่านระบบท่อส่งก๊าซ โดยมีการกำหนดดัชนีสำหรับการปรับค่าบริการส่วนต้นทุนผันแปร เพื่อให้สะท้อนสภาวการณ์ปัจจุบัน และคำนึงถึงประสิทธิภาพการดำเนินงาน และมีการทบทวน Tc ทุกปี ทั้งนี้ การแบ่งพื้นที่ในการกำหนดอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อสามารถเปลี่ยนแปลงได้ตามความเหมาะสมโดยให้อยู่ในอำนาจของ กกพ. (3) อัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซฯจากสถานะของเหลวเป็นก๊าซ (L) ประกอบด้วย L = Ld + Lc โดยค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge: Ld) คำนวณจากมูลค่าปัจจุบันสุทธิ (NPV) ของรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ของรอบการกำกับดูแลถัดไป หารด้วย NPV ของปริมาณการจองใช้สถานีแอลเอ็นจี (LNG Terminal) ตามสัญญาในรอบการกำกับดูแลถัดไป และมีการทบทวน Ld ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ สำหรับค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge: Lc) คำนวณจากค่าใช้จ่ายในส่วนที่เป็นต้นทุนผันแปรในการให้บริการของผู้รับใบอนุญาต (Variable Cost) ได้แก่ ค่าใช้จ่ายดำเนินงานส่วนที่แปรผันโดยตรงตามปริมาณการแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ โดยมีการกำหนดดัชนีสำหรับการปรับค่าบริการส่วนต้นทุนผันแปร เพื่อให้สะท้อนสภาวการณ์ปัจจุบัน และคำนึงถึงประสิทธิภาพการดำเนินงาน และมีการทบทวน Lc ทุกปี (4) อัตราค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ คำนวณจากสมการ RCO-gen = Wy + M + D และ RIND = (P+D)(X) + (Wy + M + D)(1-X) โดยค่าบริการค้าปลีก (M) ประกอบด้วย M = M1 + M2 ทั้งนี้ ค่าดำเนินการค้าปลีก (M1) เป็นค่าตอบแทนที่เหมาะสมสำหรับการประกอบกิจการค้าปลีกฯ โดยครอบคลุมถึงความเสี่ยงพื้นฐานและค่าใช้จ่ายในการประกอบกิจการค้าปลีกฯ โดยความเห็นชอบของ กกพ. และค่าชดเชยความเสี่ยงในการค้าปลีกฯ (M2) เป็นค่าชดเชยความเสี่ยงที่อยู่นอกเหนือจากความเสี่ยงพื้นฐานในการประกอบกิจการค้าปลีกฯ ในลักษณะเดียวกันต้องเผชิญ ซึ่งมีความแตกต่างกันตามประเภทลูกค้าผู้ใช้ก๊าซฯ ทั้งนี้ โดยความเห็นชอบของ กกพ. โดยมีการทบทวน M ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ ค่าบริการจัดจำหน่าย (D) ประกอบด้วย D = Dd + Dc โดยค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge: Dd) คำนวณจากมูลค่าปัจจุบันสุทธิ (NPV) ของรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ของรอบการกำกับดูแลถัดไป หารด้วย NPV ของประมาณการความต้องการของลูกค้ากิจการค้าปลีกในรอบการกำกับดูแลถัดไป และมีการทบทวน Dd ตามรอบระยะเวลา 5 ปี หรือระยะเวลาที่ กกพ. เห็นชอบ หรือมีเหตุที่ส่งผลให้ค่าบริการมีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ สำหรับค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge: Dc) คำนวณจากค่าใช้จ่ายในส่วนที่เป็นต้นทุนผันแปรในการให้บริการของผู้รับใบอนุญาต (Variable Cost) ได้แก่ ค่าใช้จ่ายดำเนินงานส่วนที่แปรผันโดยตรงตามปริมาณก๊าซที่ส่งผ่านระบบท่อส่งก๊าซ โดยมีการกำหนดดัชนีสำหรับการปรับค่าบริการส่วนต้นทุนผันแปร เพื่อให้ สะท้อนสภาวการณ์ปัจจุบัน และคำนึงถึงประสิทธิภาพการดำเนินงาน และมีการทบทวน Dc ทุกปี สำหรับสัดส่วนระหว่างราคาตามสูตร Alternative Fuel Pricing กับ Cost Based ได้แก่ X และ 1-X กกพ. จะมีการทบทวนตามรอบระยะเวลา 5 ปี
8. การปรับหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ ตลอดจนการกำหนด Price Path เพื่อลดผลกระทบจากการปรับอัตราค่าบริการ ให้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลและดำเนินการโดย กกพ. ซึ่งเป็นไปตามพระราชบัญญัติฯ ทั้งนี้ ในขั้นตอนการดำเนินงานจะมีคณะอนุกรรมการกำกับดูแลค่าพลังงานและค่าบริการ (คณะอนุกรรมการฯ) พิจารณากลั่นกรองก่อนนำเสนอ กกพ. โดยองค์ประกอบของคณะอนุกรรมการฯ ประกอบด้วยผู้ทรงคุณวุฒิและผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ ได้แก่ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ สำนักงานบริหารหนี้สาธารณะ สำนักงานคณะกรรมการคุ้มครองผู้บริโภค สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย สภาหอการค้าแห่งประเทศไทย และสมาคมธนาคารไทย
9. ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วเห็นว่าการทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการของ “กิจการค้าส่งก๊าซธรรมชาติ” ตามที่ กกพ. เสนอ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่ามีประเด็นนโยบายที่สมควรนำเสนอ กพช. พิจารณาทบทวนคือ นโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (T) และ นโยบายการกำหนดค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ (L) เท่านั้น เนื่องจากเป็นการเปลี่ยนหลักการคำนวณอย่างมีนัยสำคัญ สำหรับนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) เป็นไปตามแนวทางของมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 อยู่แล้ว นอกจากนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาเห็นว่ารายละเอียดโครงสร้างราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติไม่ได้เปลี่ยนแปลงไปจากโครงสร้างเดิมตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 สำหรับรายละเอียดการคำนวณอัตราค่าบริการประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติตามประเภทใบอนุญาต ทั้งในส่วนของ อัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) อัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (T) และอัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซฯ จากสถานะของเหลวเป็นก๊าซ (L) เป็นอำนาจหน้าที่ของ กกพ. ในการกำหนดรายละเอียดจึงไม่จำเป็นต้องนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาแต่อย่างใด สำหรับ “การค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ” ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาเห็นว่า มีเรื่องที่สมควรนำเสนอ กพช. พิจารณาทบทวน คือ นโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ และการกำหนดโครงสร้างราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ เนื่องจากคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ 2550 ได้กำหนดราคาก๊าซสำหรับสัญญาซื้อขายก๊าซที่ไม่มีความแน่นอน ให้ใช้หลักการของการกำหนดราคาตามราคาเชื้อเพลิงที่ก๊าซเข้าไปทดแทน แต่ข้อเสนอของ กกพ. เป็นการเสนอแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการฯ เป็น 2 วิธีตามกลุ่มลูกค้า ได้แก่ การค้าปลีกให้ลูกค้ากลุ่ม Co – Generation ให้ใช้หลักการกำหนดราคาตามต้นทุน (Cost Based) และการค้าปลีกให้กลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม ให้ใช้หลักการผสมผสานระหว่างหลักการของการกำหนดราคาตามราคาเชื้อเพลิงที่ก๊าซเข้าไปทดแทน (Alternative Fuel Pricing) และหลักการกำหนดราคาตามต้นทุน (Cost Based) เป็นการเปลี่ยนแปลงในสาระสำคัญของนโยบายการกำหนดอัตราการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ และเป็นการกำหนดโครงสร้างราคาฯ ที่ไม่เคยมีการกำหนดมาก่อน ซึ่งจะทำให้การบริหารต้นทุนค่าใช้จ่ายมีประสิทธิภาพ และสอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจและสถานการณ์ปัจจุบัน แต่ในส่วนของรายละเอียดการกำหนดอัตราค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติที่ กกพ. เสนอ เป็นอำนาจหน้าที่ของ กกพ. ในการกำหนดรายละเอียดจึงไม่จำเป็นต้องนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาแต่อย่างใด ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอความเห็นชอบให้ กพช. พิจารณาทบทวน ดังนี้ (1) นโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (T) (2) นโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ (L) (3) นโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ และ (4) การกำหนดโครงสร้างราคาค้าปลีกก๊าซธรรมชาติผ่านระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ เนื่องจาก (1) (2) และ (3) เป็นการทบทวนนโยบาย และ (4) เป็นการกำหนดโครงสร้างราคาใหม่ จึงต้องได้รับความเห็นชอบจาก กพช.
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปจัดทำรายละเอียดเพิ่มเติมให้ชัดเจน และนำกลับมาเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการประชุม ครั้งต่อไป
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เพื่อรองรับการออกประกาศเชิญชวนภาคเอกชนให้ยื่นขอรับสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียม รอบที่ 21 ตามนโยบายเสริมสร้างความมั่นคงทางพลังงานของรัฐบาล กระทรวงพลังงานโดยกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ได้นำเสนอร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... โดยมีหลักการคือปรับปรุงกฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียมที่ใช้ระบบสัมปทานในปัจจุบันให้เพิ่มทางเลือกของระบบจัดเก็บผลประโยชน์ให้รัฐบาลสามารถพิจารณาเลือกให้สิทธิได้ทั้งในแบบสัมปทาน หรือ สัญญาแบ่งปันผลผลิตหรือสัญญาจ้างสำรวจและผลิต ซึ่ง ชธ. ได้ทบทวนและปรับปรุงกฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียม และได้นำเสนอร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่..) พ.ศ. .... โดยเพิ่มระบบแบ่งปันผลผลิตนอกเหนือจากระบบสัมปทานอย่างเดียวต่อคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2558 ซึ่งคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 12 พฤษภาคม 2558 ได้มีมติเห็นชอบในหลักการและส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจพิจารณาก่อนนำเสนอสภานิติบัญญัติแห่งชาติต่อไป และเมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2558 คณะรัฐมนตรีมีมติให้รองนายกรัฐมนตรีร่วมกับรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานนำร่างพระราชบัญญัติทั้ง 2 ฉบับ รวมทั้งคำอธิบายและคำชี้แจงของกระทรวงพลังงานไปชี้แจงต่อคณะกรรมาธิการวิสามัญศึกษาการบังคับใช้พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 และพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ของสภานิติบัญญัติแห่งชาติ ก่อนนำเสนอสภานิติบัญญัติแห่งชาติ (สนช.)
2. กระทรวงพลังงานได้ดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรี โดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์) ได้ไปชี้แจงต่อคณะกรรมาธิการวิสามัญฯ สนช. รวมทั้งได้มอบหมายให้ผู้แทนกระทรวงพลังงาน ชธ. และผู้แทนกรมสรรพากร เข้าชี้แจงต่อผู้แทนของคณะกรรมาธิการวิสามัญฯ สนช. และ ผู้แทนของคณะอนุกรรมการวิสามัญฯ ภายใต้คณะกรรมาธิการวิสามัญฯ สนช. และนำสรุปผลที่ได้จากการชี้แจงคณะกรรมาธิการวิสามัญฯ สนช. และผลการพิจารณาของกระทรวงพลังงานในประเด็นต่างๆ เสนอให้คณะรัฐมนตรีพิจารณา ซึ่งคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2558 มีมติ ดังนี้ (1) รับทราบรายงานผลการดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2558 เกี่ยวกับการชี้แจงร่างพระราชบัญญัติทั้ง 2 ฉบับต่อคณะกรรมาธิการวิสามัญฯ สนช. ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ (2) ให้รองนายกรัฐมนตรี (พลอากาศเอก ประจิน จั่นตอง) และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานไปชี้แจงทำความเข้าใจต่อคณะกรรมาธิการวิสามัญฯ สนช. และกลุ่มองค์กรภาคประชาชนและเครือข่ายประชาชนปฏิรูปพลังงานไทย (คปพ.) เกี่ยวกับเหตุผลและความจำเป็นในการแก้ไขกฎหมายและการดำเนินงานตามแผนพลังงานของประเทศและ (3) ให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีการับร่างพระราชบัญญัติทั้ง 2 ฉบับไปปรับแก้ไขตามข้อสังเกตของรองนายกรัฐมนตรี (นายวิษณุ เครืองาม) ที่เห็นควรเพิ่มหลักการระบบสัญญาจ้างสำรวจและผลิตและพิจารณาความจำเป็นในการจัดตั้งบรรษัทน้ำมันแห่งชาติ แล้วเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาอีกครั้งหนึ่ง
3. การดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2558 สามารถสรุปได้ดังนี้ (1) รองนายกรัฐมนตรี (พลอากาศเอก ประจิน จั่นตอง) พร้อมด้วยผู้แทนจากกระทรวงพลังงาน ได้แก่ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ที่ปรึกษารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ปลัดกระทรวงพลังงาน และ อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติและคณะ ได้ประชุมชี้แจงทำความเข้าใจกับคณะกรรมาธิการวิสามัญฯ สนช. และกลุ่มองค์กรภาคประชาชน รวมทั้งได้เข้าร่วมให้ข้อมูลประกอบการพิจารณาต่อคณะกรรมการกฤษฎีกาในการปรับปรุงแก้ไขร่างพระราชบัญญัติทั้ง 2 ฉบับ และ (2) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้แต่งตั้งคณะกรรมการร่างกฎหมายคณะพิเศษขึ้น เพื่อดำเนินการตรวจพิจารณาปรับปรุงแก้ไขเพิ่มเติมร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ในประเด็นการเพิ่มหลักการระบบสัญญาจ้างสำรวจและผลิตเข้าไปในร่างกฎหมาย เพื่อให้ฝ่ายบริหารใช้เป็นทางเลือกในการบริหารจัดการแหล่งปิโตรเลียม รวมถึงประเด็นความจำเป็นในการจัดตั้งบรรษัทน้ำมันแห่งชาติ ซึ่งในการประชุมหารือร่วมกันระหว่างรองนายกรัฐมนตรี (พลอากาศเอก ประจิน จั่นตอง) ผู้แทนกระทรวงพลังงานและคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้มีความเห็นร่วมกันว่าการจัดตั้งบรรษัทน้ำมันแห่งชาติยังไม่สามารถแก้ไขเพิ่มเติมในกฎหมายได้ เนื่องจากยังไม่มีรายละเอียดที่ชัดเจนในอำนาจหน้าที่ความรับผิดชอบและโครงสร้างการกำกับดูแลกิจการปิโตรเลียม
4. สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาได้ตรวจพิจารณาร่างพระราชบัญญัติทั้ง 2 ฉบับโดยเพิ่มหลักการระบบสัญญาจ้างสำรวจและผลิตแล้วเสร็จ และได้นำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณา ซึ่งคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2559 ได้มีมติเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติทั้ง 2 ฉบับดังกล่าวและให้นำเสนอต่อสภานิติบัญญัติแห่งชาติ ซึ่งสภานิติบัญญัติแห่งชาติในการประชุมเมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2559 ได้มีมติเห็นชอบรับหลักการร่างพระราชบัญญัติทั้ง 2 ฉบับ และแต่งตั้งคณะกรรมาธิการวิสามัญพิจารณาร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... จำนวน 21 คน เพื่อพิจารณาในรายละเอียดภายใน 60 วัน แปรญัตติภายใน 15 วัน ซึ่งคณะกรรมาธิการวิสามัญฯ ได้ประชุมพิจารณาโดยมีการรับฟังความคิดเห็นรอบด้านด้วยแล้ว 11 ครั้ง และได้ครบกำหนด 60 วัน เมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2559 โดยได้มีการขยายเวลาครั้งแรกไปอีก 30 วัน ซึ่งครบกำหนดในวันที่ 21 กันยายน 2559 และได้มีการขอขยายเวลาครั้งที่ 2 ไปอีก 30 วัน โดยจะครบกำหนดในวันที่ 21 ตุลาคม 2559
5. การขยายเวลาเพื่อพิจารณาร่าง พ.ร.บ. ปิโตรเลียมฯ ของคณะกรรมการวิสามัญฯ ส่งผลต่อการดำเนินงานเพื่อเตรียมการเปิดประมูลแข่งขันแปลงสำรวจที่มีศักยภาพปิโตรเลียมหลังสิ้นอายุสัมปทาน ซึ่งตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ได้มอบหมายให้กระทรวงพลังงานคัดเลือกผู้ดำเนินการโดยเปิดให้มีการประมูลแข่งขันยื่นข้อเสนอเป็นการทั่วไปเป็นการล่วงหน้าก่อนที่สัมปทานจะสิ้นอายุ ทั้งนี้ให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปีนับจากวันที่ กพช. มีมติ กระทรวงพลังงานจึงได้ดำเนินงานเพื่อให้สามารถเปิดประมูลได้ภายในระยะเวลาที่ กพช. กำหนด โดยมีแผนการดำเนินงานที่สำคัญในหลายส่วน ดังนี้ (1) การจัดเตรียมข้อมูลและการเตรียมการเปิด Data Room ให้ผู้สนใจเข้าร่วมประมูลได้ศึกษาข้อมูลด้านเทคนิคที่จำเป็นต่อการตัดสินใจเข้าร่วมประมูล (2) การยกร่างกฎหมายลำดับรองที่เกี่ยวข้อง (3) จัดทำเงื่อนไขหลักเกณฑ์การประมูล (TOR) ภายใต้ข้อพิจารณาให้การผลิตก๊าซธรรมชาติในแปลงที่สิ้นสุดสัมปทานสามารถดำเนินการได้อย่างต่อเนื่อง และร่างประกาศเชิญชวนฯ นำเสนอขออนุมัติคณะรัฐมนตรี (4) การออกประกาศเชิญชวนและรับซองประมูล (5) การพิจารณาและคัดเลือกผู้ชนะการประมูล และ (6) การเสนอผลการคัดเลือกเพื่อให้คณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบ ซึ่งในการดำเนินงานที่สำคัญดังกล่าวข้างต้น มีงานส่วนที่จำเป็นต้องดำเนินการตามลำดับขั้นตอน ได้แก่ การออกประกาศเชิญชวนเพื่อเปิดประมูลที่ จำเป็นต้องดำเนินการภายหลังจากมีกฎหมายลำดับรองที่มีผลบังคับใช้แล้วเท่านั้น ซึ่งกฎหมายลำดับรองที่จัดทำขึ้นเพื่อรองรับหลักการที่ให้เพิ่มระบบบริหารจัดการปิโตรเลียมแบบสัญญาแบ่งปันผลผลิตและแบบสัญญาจ้างสำรวจและผลิตจะสามารถดำเนินการยกร่างได้เมื่อร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... มีผลบังคับใช้แล้ว ดังนั้น กระทรวงพลังงานโดยกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติพิจารณาเห็นว่าการขยายเวลาพิจารณาร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ของคณะกรรมาธิการวิสามัญฯ จากกรอบเวลาเดิมที่กำหนดแล้วเสร็จภายใน 2 สิงหาคม 2559 จะส่งผลต่อการดำเนินงานเตรียมการเพื่อเปิดประมูลแข่งขันเป็นการทั่วไปและคัดเลือกผู้ดำเนินการให้ไม่สามารถแล้วเสร็จได้ทันภายใน 1 ปี ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขยายระยะเวลาในการคัดเลือกผู้ดำเนินการโดยการเปิดประมูลแข่งขันยื่นข้อเสนอเป็นการทั่วไป จากเดิม ให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี นับจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีมติ เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 เป็น ให้แล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2560
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 และคณะรัฐมนตรี (ครม.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 กันยายน 2558 มีมติเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาว (สัญญา LNG Sale and Purchase Agreement : LNG SPA) กับบริษัท SHELL EASTERN TRADING (PTE) LTD และบริษัท BP SINGAPORE PTE. LIMITED และให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ลงนามในสัญญาฯ ได้ ภายหลังจากที่ร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด โดยเมื่อวันที่ 12 กุมภาพันธ์ 2559 สำนักงานอัยการสูงสุดได้ส่งความเห็นในร่างสัญญาฯ ทั้งสองฉบับให้ ปตท. แล้ว และเห็นว่าข้อตกลงในสัญญาฯ เป็นไปตามมาตรฐานการซื้อขาย LNG จึงมิได้ตรวจแก้ไขร่างสัญญา โดยเสนอเป็นเพียงข้อสังเกตให้ ปตท. พิจารณาก่อนลงนามสัญญาฯ
2. ในการประชุมระหว่างรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานกับผู้บริหาร ปตท. เมื่อวันที่ 11 กุมภาพันธ์ 2559 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีข้อสังเกตให้ ปตท. ดำเนินการเจรจาทบทวนเงื่อนไขราคาในสัญญาฯ ใหม่กับบริษัท SHELL และบริษัท BP เนื่องจากเห็นว่าเป็นช่วงที่ทิศทางราคา LNG มีทิศทางที่อ่อนตัวและราคาลดลงอย่างมาก และในคราวการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 กระทรวงพลังงานได้รายงานความก้าวหน้าการเจรจากับบริษัท SHELL และบริษัท BP เพื่อปรับลดราคา LNG ให้สะท้อนราคาตลาด LNG มากยิ่งขึ้น โดยที่ประชุมมีความเห็นว่า เมื่อเจรจาปรับลดสูตรราคาและเงื่อนไขที่เกี่ยวข้องในร่างสัญญา LNG SPA แล้วเสร็จ ให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการลงนามสัญญาทั้ง 2 ฉบับต่อไป
3. ในปี 2558 ปริมาณการค้า LNG ของโลกมีประมาณ 245.5 ล้านตัน ปรับเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.5 เมื่อเทียบกับปี 2557 และในปี 2559 โครงการผลิต LNG จากประเทศออสเตรเลียและสหรัฐอเมริกาเริ่มดำเนินการผลิต LNG ทำให้มีอุปทานเพิ่มเข้าสู่ตลาดอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งบริษัทวิเคราะห์ข้อมูลพลังงานชั้นนำของโลก เช่น บริษัท Wood Mackenzie และ FGE Energy ได้ประเมินว่า สถานการณ์ LNG ล้นตลาด (LNG Oversupply) จะยังคงต่อเนื่องไปจนถึงประมาณปี 2563 - 2564 ซึ่งเป็นโอกาสที่ดีสำหรับผู้ซื้อที่จะสามารถเจรจาและต่อรองกับผู้ขายให้ได้ราคาและเงื่อนไขที่ยืดหยุ่น (Price and Flexible Terms) มากขึ้นตามที่ผู้ซื้อต้องการ อย่างไรก็ตาม จากอุปทาน LNG ที่เข้าสู่ตลาดเพิ่มขึ้นตั้งแต่ต้นปี 2559 และราคาน้ำมันที่ปรับลดลงอยู่ระดับ 40 - 50 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ส่งผลให้ราคา LNG อยู่ที่ประมาณ 5.0 - 7.5 เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียู ทำให้มีความต้องการนำเข้า LNG จากประเทศใหม่ๆ ในภูมิภาคเอเชียใต้ ตะวันออกกลาง และเอเชียตะวันออกเฉียงใต้เพิ่มขึ้น จึงอาจส่งผลให้สถานการณ์ LNG กลับมาตึงตัวเร็วขึ้นได้
4. กระทรวงพลังงานได้พิจารณาแผนการจัดหาก๊าซ LNG ภายใต้แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) และได้กำหนดให้เป็นกรณีฐานใหม่ (New Base Case) ตามที่ได้เสนอ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มสูงขึ้นจากการที่โรงไฟฟ้าถ่านหินไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผน รวมถึงกรณีที่แผนพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) และแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (EEP 2015) อาจจะสามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมายเพียงร้อยละ 70 โดยประมาณความต้องการใช้ LNG ในปี 2560 สูงถึง 9.4 ล้านตันต่อปี แต่ปัจจุบันมีสัญญาจัดหา LNG ระยะยาวเพียง 2.0 ล้านตันต่อปี ดังนั้น จึงยังมีความต้องการ LNG ส่วนเพิ่มในปี 2560 อีก 7.4 ล้านตัน ทั้งนี้ ความต้องการ LNG มีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นเรื่อยๆ ในระยะเวลา 10 ปี โดยประมาณความต้องการใช้ LNG ในปี 2568 อยู่ที่ 22.0 ล้านตันต่อปี
5. สัญญา LNG SPA กับบริษัท SHELL สรุปผลการเจรจาราคาและเงื่อนไขสัญญาฯ ดังนี้ (1) การส่งมอบ 0.5 ล้านตันต่อปี ในเดือนเมษายน ปี 2560 และ 1.0 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2561 เป็นต้นไป (2) กำหนดวันเริ่มรับ LNG ตั้งแต่ตั้งแต่เดือนเมษายน 2560 (ปีสัญญา เม.ย. ถึง มี.ค.) อายุสัญญา 15 ปี (3) สูตรราคา DES ($/MMBtu) และ (4) การทบทวนราคา 1 ครั้งในปีที่ 7 ของอายุสัญญา ทั้งนี้ ราคาที่ตกลงลดลงจากราคาเดิมประมาณ 1.90 เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียู คิดเป็นมูลค่าตลอดอายุสัญญาประมาณ 7,695 ล้านเหรียญสหรัฐฯ หรือเท่ากับประมาณ 2.77 แสนล้านบาท (อัตราแลกเปลี่ยน 36 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ)
6. สัญญา LNG SPA กับบริษัท BP สรุปผลการเจรจาราคาและเงื่อนไขสัญญาฯ ดังนี้ (1) การส่งมอบ 0.317 ล้านตันต่อปี ในเดือนเมษายน ปี 2560 และ 1.0 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2561 เป็นต้นไป (2) กำหนดวันเริ่มรับ LNG ตั้งแต่ตั้งแต่เดือนมกราคม 2559 (ปีสัญญา ม.ค. ถึง ธ.ค.) อายุสัญญา 20 ปี (3) สูตรราคา DES ($/MMBtu) และ (4) การทบทวนราคา 2 ครั้งในปีที่ 10 และ 15 ของอายุสัญญา ทั้งนี้ ราคาที่ตกลงลดลงจากราคาเดิมประมาณ 1.68 เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียู คิดเป็นมูลค่าตลอดอายุสัญญาประมาณ 10,894 ล้านเหรียญสหรัฐฯ หรือเท่ากับประมาณ 3.95 แสนล้านบาท
7. เพื่อเป็นการเสริมความมั่นคงด้านพลังงานและเตรียมให้มีก๊าซธรรมชาติเพียงพอต่อความต้องการ ปตท. ได้มีการเจรจากับบริษัท PETRONAS LNG Ltd. (ประเทศมาเลเซีย) ซึ่งในเบื้องต้นคาดว่าจะมีปริมาณการซื้อขาย 1.2 ล้านตันต่อปี อย่างไรก็ตามการพิจารณาข้อสัญญาดังกล่าว จำเป็นต้องพิจารณาปริมาณความต้องการ LNG ในประเทศ และผลกระทบต่อนโยบายการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซธรรมชาติในอนาคต
8. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็น ดังนี้ (1) สูตรโครงสร้างราคา LNG ของบริษัท SHELL และบริษัท BP ตามผลการเจรจาใหม่นี้ถือเป็นข้อเสนอที่ดีขึ้นกว่าข้อเสนอเดิมมาก ซึ่งสามารถลดความเสี่ยงด้านดัชนีราคาและสามารถแข่งขันได้ในทุกระดับราคาน้ำมัน โดยข้อเสนอราคาใหม่อยู่ในระดับที่แข่งขันได้กับระดับราคาตลาด LNG ในสัญญาระยะกลาง/ยาวที่ลงนามในช่วง 1 ปีที่ผ่านมา ทั้งนี้ข้อเสนอราคาของบริษัท SHELL สามารถยืนราคาได้ (Validity) จนถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2559 และข้อเสนอราคาของบริษัท BP สามารถยืนราคาได้จนถึงวันที่ 15 ตุลาคม 2559 (2) ผลการวิเคราะห์ข้อเสนอราคาใหม่ของบริษัท SHELL และบริษัท BP (Sensitivity ราคาน้ำมัน 20 - 100 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล และราคา Henry Hub 3 เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียู) พบว่า บริษัท SHELL ปรับลดราคาลงจากราคาเดิมในร่างสัญญา LNG SPA (ที่ได้รับอนุมัติจาก กพช. ในเดือนกันยายน 2558) ประมาณ 1.90 เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียู หรือคิดเป็นประมาณร้อยละ 20 (คิดเป็นมูลค่าที่ลดลงประมาณ 53,000 ล้านบาทตลอดอายุสัญญา 15 ปี) และบริษัท BP ปรับลดราคาลงจากราคาเดิมในร่างสัญญา LNG SPA (ที่ได้รับอนุมัติจาก กพช. ในเดือนกันยายน 2558) ประมาณ 1.68 เหรียญสหรัฐต่อล้านบีทียู หรือคิดเป็นประมาณร้อยละ 18 (คิดเป็นมูลค่าที่ลดลงประมาณ 62,000 ล้านบาทตลอดอายุสัญญา 20 ปี) และ (3) จากประมาณการความต้องการใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติปี 2559 - 2579 เห็นว่าการจัดหา LNG เพิ่มเติมจากทั้งบริษัท SHELL และบริษัท BP ในปริมาณรวม 2.0 ล้านตันต่อปี จะยังไม่มีผลกระทบต่อนโยบายส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ เนื่องจากปริมาณการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวทุกสัญญารวมกัน (สัญญาของ Qatar Gas, Shell และ BP) จะรองรับความต้องการ LNG ของประเทศในระดับประมาณร้อยละ 30 ของความต้องการ LNG ของประเทศในช่วงปี 2560 – 2562 เท่านั้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบผลการเจรจาปรับลดราคาและทบทวนเงื่อนไขที่เกี่ยวข้อง และให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สามารถลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG SPA) กับบริษัท SHELL EASTERN TRADING (PTE) LTD และบริษัท BP SINGAPORE PTE. LIMITED บนร่างสัญญา LNG SPA ในปริมาณรายละ 1 ล้านตันต่อปี (รวมสองสัญญา 2 ล้านตันต่อปี) เมื่อเงื่อนไขที่เปลี่ยนแปลงได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
2. เห็นชอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ สามารถนำเรื่องร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท SHELL EASTERN TRADING (PTE) LTD และบริษัท BP SINGAPORE PTE. LIMITED เสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาได้ทันที เพื่อให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สามารถลงนามในสัญญาได้ทันภายในกำหนดเวลาของเงื่อนไขการยืนราคาในข้อเสนอราคา
กพช. ครั้งที่ 8 วันพุธที่ 10 สิงหาคม 2559
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2559 (ครั้งที่ 8)
เมื่อวันพุธที่ 10 สิงหาคม 2559 เวลา 14.00 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
2. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3. รายงานความคืบหน้าการบังคับใช้เกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานในอาคาร (Building Energy Code)
4. รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2558
5. แผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับการจัดตั้งเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ (SEZ)
6. การขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ได้เห็นชอบแผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทย ตามที่กระทรวงพลังงานได้เสนอและมอบหมายให้หน่วยงานต่างๆ ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เป็นไปตามแผนในระยะที่ 1 ต่อมากระทรวงพลังงานได้จัดทำแผนการขับเคลื่อนเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าในประเทศไทยให้สอดคล้องกับแนวทางที่เสนอกับคณะรัฐมนตรีไว้โดยบูรณาการและต่อยอดจากการเตรียมการเกี่ยวกับการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าของหน่วยงานต่างๆ ที่ได้ดำเนินการมาแล้ว แบ่งออกเป็น 3 ระยะดังนี้ ระยะที่ 1 การเตรียมความพร้อมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (พ.ศ. 2559-2560) มุ่งเน้นการนำร่องการใช้งานกลุ่มรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้า ระยะที่ 2 การขยายผลการดำเนินงานกลุ่มรถโดยสารสาธารณะและเตรียมความพร้อมสำหรับการส่งเสริมรถยนต์ไฟฟ้าส่วนบุคคล (พ.ศ. 2561-2563) และระยะที่ 3 การขยายผลไปสู่การส่งเสริมรถยนต์ไฟฟ้าส่วนบุคคล (พ.ศ. 2564 เป็นต้นไป)
2. ความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทย กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้แต่งตั้งคณะทำงานศึกษาและจัดทำแผนพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านไฟฟ้าเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้าของประเทศไทย (คณะทำงานฯ) เพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมรองรับการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าในอนาคต ทั้งด้านการพัฒนาระบบสาธารณูปโภคพื้นฐาน ผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นกับโครงสร้างพื้นฐานของระบบไฟฟ้าของประเทศ ข้อจำกัดทางข้อกฎหมายต่างๆ การพิจารณานโยบายส่งเสริมเร่งด่วนที่เป็นไปได้ และขับเคลื่อนโครงการนำร่องต่างๆ ซึ่งที่ผ่านมา คณะทำงานฯ ได้มีการประชุมหารือจำนวน 4 ครั้ง โดยมีการบูรณาการข้อมูลจากหน่วยงานต่างๆ เพื่อกำหนดแนวทางการจัดทำแผนพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านไฟฟ้าเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้าของประเทศไทย โดยในปี 2559 จะมีการศึกษาเรื่องต่างๆ ดังนี้ (1) การศึกษาแนวทางที่เหมาะสมในการพัฒนา สถานีอัดประจุไฟฟ้า (2) การศึกษา การจัดการ Load Pattern และมาตรฐานคุณภาพไฟฟ้าที่จะเปลี่ยนแปลงไปจากการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า และ (3) การศึกษา วิเคราะห์กฎหมายที่เกี่ยวข้องเพื่อรองรับการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งได้มีการประสาน ติดตามความคืบหน้าการดำเนินโครงการนำร่องการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้ากลุ่มรถโดยสารสาธารณะและการเตรียมความพร้อมด้านสาธารณูปโภคแผนการขับเคลื่อนภารกิจด้านพลังงานเพื่อส่งเสริมการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้า (EV) ในประเทศไทยตามแผนในระยะที่ 1
3. ความคืบหน้าในการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าของหน่วยงานต่างๆ ดังนี้ (1) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จัดทำโครงการนำร่องสาธิตการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้ารถยนต์มินิบัสไฟฟ้าและสถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวน 1 สถานี เพื่อรับส่งผู้เข้าเยี่ยมชมศูนย์นวัตกรรมการเรียนรู้ กฟผ. โครงการนำร่องการใช้เทคโนโลยีสมาร์ทกริดเพื่อบริหารการใช้ไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า และโครงการศึกษาพัฒนามาตรฐานและเกณฑ์ประสิทธิภาพขั้นสูงรองรับการติดฉลากเบอร์ 5 สำหรับยานยนต์ไฟฟ้าและสถานีอัดประจุไฟฟ้า (2) การไฟฟ้านครหลวง จัดทำโครงการสนับสนุนการจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า 4 สถานี ของ ขสมก. เพื่อรองรับโครงการนำร่องรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าขององค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพ (ขสมก.) (3) ขสมก. จัดทำโครงการจัดหารถโดยสารสาธารณะไฟฟ้า จำนวน 200 คัน (4) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) จัดทำโครงการนำร่องรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าและจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวน 4 แห่ง เพื่อรองรับนักท่องเที่ยวเส้นทางสุวรรณภูมิ – พัทยา (5) บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) จัดทำโครงการนำร่องรถโดยสารรับส่งพนักงาน ปตท. สำนักงานใหญ่ – BTS สถานีหมอชิต (6) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จัดทำโครงการสนับสนุนการลงทุนสถานีอัดประจุไฟฟ้า (Charging Station) โดยได้รับเงินสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อสนับสนุนการลงทุนสำหรับการจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า สำหรับหน่วยงานราชการ รัฐวิสาหกิจและภาคเอกชน จำนวน 100 สถานี
4. ความคืบหน้าเกี่ยวกับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าในประเทศไทยของหน่วยงานต่างๆ สรุปได้ดังนี้ (1) กรมธุรกิจพลังงาน จะตรวจสอบมาตรฐานการตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าภายในสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงภายใต้ข้อกฎหมายปัจจุบัน (2) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน จัดทำมาตรฐานของสถานีอัดประจุไฟฟ้า การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้า และการออกใบอนุญาตในการจำหน่ายไฟฟ้าสำหรับภาคขนส่ง (3) สำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม กำหนดมาตรฐานของเต้ารับ-เต้าเสียบของรถโดยสารไฟฟ้าและรถยนต์นั่ง (4) สำนักงานเศรษฐกิจอุตสาหกรรม ดำเนินมาตรการสนับสนุนการผลิตรถยนต์ที่ขับเคลื่อนด้วยพลังงานไฟฟ้าในประเทศไทย โดยกำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของการส่งเสริมการผลิตรถยนต์นั่งไฟฟ้า เช่น การยกเว้นอากรนำเข้ารถยนต์นั่งไฟฟ้าสำเร็จรูปแบบมีเงื่อนไข โดยบริษัทที่สนใจลงทุนผลิตจะต้องยื่นแผนการดำเนินงานเป็น Package เป็นต้น (5) สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง พิจารณาการยกเว้นอากรขาเข้าสำหรับรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้าของ ขมสก. และสำหรับรถยนต์นั่ง (6) สำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน ส่งเสริมการลงทุนการผลิตยานยนต์ไฟฟ้า โดยการลงทุนแบบ Package จะได้รับการยกเว้นภาษีเงินได้นิติบุคคล 8 ปี ยกเว้นอากรนำเข้า CBU ในปริมาณที่จำกัดและแบบมีเงื่อนไข และยกเว้นอากรนำเข้าชิ้นส่วนหลัก (7) กรมการขนส่งทางบก ดำเนินการเกี่ยวกับการจดทะเบียนรถยนต์ไฟฟ้า โดยจะปรับปรุงประกาศกรมการขนส่งทางบก เรื่อง กำหนดกำลังมอเตอร์ไฟฟ้าที่ใช้ขับเคลื่อนตามกฎหมายว่าด้วยรถยนต์ โดยเพิ่มยานยนต์ไฟฟ้าขนาดเล็กและพิจารณาปรับลดขนาดกำลังมอเตอร์ไฟฟ้าที่ใช้ในการขับเคลื่อนรถยนต์และรถจักรยานยนต์ให้มีความเหมาะสมและสอดคล้องกับมาตรฐานสากล ซึ่งปัจจุบันกรมการขนส่งทางบกรับฟังความเห็นร่างประกาศดังกล่าวแล้วและอยู่ระหว่างการออกประกาศ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือน มิถุนายน 2559 มีโครงการที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐแล้ว 7,234 ราย คิดเป็นกำลังการผลิตติดตั้ง 9,223 เมกะวัตต์ คิดเป็นร้อยละ 55 เมื่อเทียบกับเป้าหมายของแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP 2015) ณ ปี 2579 (เป้าหมาย 16,778 เมกะวัตต์ ไม่รวมพลังน้ำขนาดใหญ่) แบ่งเป็น (1) โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้า (COD) แล้ว 6,992 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 6,380 เมกะวัตต์ (2) โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่างรอ COD จำนวน 157 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 2,113 เมกะวัตต์ และ (3) โครงการที่มีการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว จำนวน 85 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 730 เมกะวัตต์
2. การรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) มีเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2556 จำนวน 200 เมกะวัตต์ ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ได้กำหนดแนวทางการแก้ไขปัญหาที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ภายในกำหนดเวลา โดยให้ผู้ประกอบกิจการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทอาคารธุรกิจ/โรงงาน ปี 2556 สามารถดำเนินการต่อได้จนถึงวันที่ 30 เมษายน 2559 และผู้ประกอบกิจการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย ปี 2556 และ ปี 2558 สามารถดำเนินการต่อได้จนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2559 และหากไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าสิ้นสุดลง ทั้งนี้ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายมีหนังสือแจ้งคู่สัญญาทราบล่วงหน้าก่อน SCOD 30 วัน หากไม่สามารถ COD ได้ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้ถือว่าหนังสือดังกล่าวเป็นการบอกเลิกสัญญา ทั้งนี้ สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าโครงการ Solar PV Rooftop ณวั นที่ 30 มิถุนายน 2559 มีผู้ผลิตไฟฟ้าที่ COD แล้ว จำนวน 6,166 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 130 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นประเภทบ้านอยู่อาศัย 6,002 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 48 เมกะวัตต์ และประเภทอาคารธุรกิจ/โรงงาน 164 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 82 เมกะวัตต์
3. การรับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับผู้ที่ ยื่นขอขายไฟฟ้าไว้ในระบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) เดิม ซึ่ง กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ได้พิจารณาโครงการฯ ที่ไม่สามารถ COD ภายในสิ้นเดือน ธันวาคม 2558 โดยหาก COD ภายในเมษายน 2559 ให้รับอัตรา FiT คงเดิมที่ 5.66 บาทต่อหน่วย แต่หาก COD หลังวันที่ 30 เมษายน 2559 แต่ไม่เกินวันที่ 30 มิถุนายน 2559 ให้รับอัตรา FiT ลดลงมาอยู่ในอัตราที่ 5.377 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ สถานะโครงการ ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2559 มีโครงการที่ COD แล้ว จำนวน 165 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 971 เมกะวัตต์ และมีโครงการที่ได้รับการยกเลิก PPA เนื่องจากไม่ผ่านการพิจารณาอุทธรณ์ PPA จำนวน 6 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 15 เมกะวัตต์
4. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ไม่รวมโครงการพลังงานแสงอาทิตย์) ในแบบ Feed-in Tariff พ.ศ. 2559 (ระยะที่ 1 สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา) มีความคืบหน้าดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 15 มกราคม 2559 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) เป้าหมาย 10 เมกะวัตต์ มีผู้ได้รับคัดเลือก จำนวน 1 โครงการ กำลังผลิตติดตั้ง 2 เมกะวัตต์ ขณะนี้อยู่ระหว่างเตรียมลงนาม PPA โดยมีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2561 และ (2) สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) อยู่ระหว่างดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าประเภทชีวมวล จำนวน 36 เมกะวัตต์ โดยมีกำหนดแล้วเสร็จภายในเดือนสิงหาคม 2559
5. การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2558 กกพ. ได้ออกประกาศฯ รับซื้อไฟฟ้าเมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 และได้ประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านคุณสมบัติเข้าร่วมโครงการเมื่อวันที่ 18 เมษายน 2559 โดยมีผู้ผ่านคุณสมบัติรวม 167 ราย ต่อมา กกพ. ได้ออกประกาศหลักเกณฑ์และวิธีการจับสลากเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ และได้จับสลากเพื่อคัดเลือกโครงการ เมื่อวันที่ 21 เมษายน 2559 และประกาศรายชื่อโครงการที่ผ่านการคัดเลือกที่มีสิทธิเข้าทำสัญญากับการไฟฟ้า เมื่อวันที่ 26 เมษายน 2559 โดยมีผู้ผ่านการคัดเลือกรวมทั้งสิ้น 67 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 281 เมกะวัตต์ โดยเจ้าของโครงการหรือผู้สนับสนุนโครงการ จะต้องลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายใน 120 วัน นับจากวันที่ได้รับหนังสือและมีกำหนดที่จะต้องจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2559
6. ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมและขยะชุมชน สรุปได้ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2559 กกพ. ได้อออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 – 2562 โดยกำหนดให้ยื่นข้อเสนอขอขายไฟฟ้าในระหว่างวันที่ 22 – 28 กันยายน 2559 และจะประกาศรายชื่อผู้ที่ได้รับคัดเลือกวันที่ 28 ตุลาคม 2559 โดยมีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562 (2) การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนอยู่ระหว่างนำร่างประกาศและหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff ไปรับความคิดเห็นและข้อเสนอแนะ โดยมีกำหนดประกาศรับซื้อไฟฟ้าภายในเดือนสิงหาคม 2559 ยื่นข้อเสนอขอขายไฟฟ้าในระหว่างวันที่ 7 – 21 ตุลาคม 2559 ประกาศรายชื่อผู้ที่ได้รับคัดเลือกในวันที่ 17 พฤศจิกายน 2559 และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (นายธรรมยศ ศรีช่วย) สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กระทรวงพลังงาน ได้ออกกฎกระทรวงในการกำหนดประเภทหรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการ ในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2552 โดยประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2552 ซึ่งเหตุผลความจำเป็นในการประกาศใช้กฎกระทรวงดังกล่าว เนื่องจากอาคารเก่าที่ติดตั้งใช้งานอยู่แล้ว ไม่ได้ออกแบบโดยคำนึงถึงการอนุรักษ์พลังงานตั้งแต่ต้น ทำให้การใช้พลังงานเป็นไปอย่างไม่มีประสิทธิภาพ ประกอบกับการปรับปรุงอาคารเก่าที่ใช้งานอยู่มีความยุ่งยาก และบางกรณีไม่คุ้มค่าต่อการลงทุนมาตรการบังคับใช้เกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพอาคารด้านพลังงานในอาคาร (Building Energy Code) เป็นการออกกฏกระทรวงเพื่อกำหนดมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการจัดการพลังงานกับอาคารที่จะก่อสร้างใหม่หรือดัดแปลงการใช้งานอาคารที่มีผลเกี่ยวข้องกับการใช้พลังงานในอาคาร ตั้งแต่เริ่มต้นออกแบบอาคาร เพื่อให้อาคารมีการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ โดยได้กำหนดให้บังคับกับอาคารที่จะก่อสร้างใหม่หรือดัดแปลง 9 ประเภทอาคาร ได้แก่ (1) สำนักงาน (2) โรงแรม (3) โรงพยาบาล (4) ศูนย์การค้า (5) โรงมหรสพ (6) สถานบริการ (7) อาคารชุมนุมคน (8) อาคารชุด และ (9) สถานศึกษา ขนาดพื้นที่ตั้งแต่ 2,000 ตารามเมตรขึ้นไป ต้องออกแบบให้เป็นไปตามเกณฑ์ประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำในระบบต่างๆ ได้แก่ ระบบกรอบอาคาร ระบบปรับอากาศ ระบบแสงสว่าง ระบบผลิตน้ำร้อน พลังงานหมุนเวียน เป็นต้น
2. เนื่องจากการบังคับใช้กฎกระทรวงฯ ที่ออกตามความในพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 (แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550) ไม่ได้มีขอบเขตอำนาจหน้าที่ในการอนุญาตแบบ มาตรา 20 ของ พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 (แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550) ซึ่งได้ระบุให้คณะกรรมการควบคุมอาคารพิจารณาหากเห็นชอบที่จะนำไปบังคับใช้ ให้ถือเสมือนเป็นกฎกระทรวงที่ออกตามมาตรา 8 ของ พ.ร.บ.ควบคุมอาคาร และให้ผู้บรรดามีอำนาจหน้าที่ตามกฎหมายว่าด้วยการควบคุมอาคารมีอำนาจหน้าที่ควบคุมดูแลให้การก่อสร้างหรือดัดแปลงอาคารเป็นไปตามกฎกระทรวงดังกล่าว ดังนั้น ภายหลังที่กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ส่งกฎกระทรวงฯ ให้คณะกรรมการควบคุมอาคารพิจารณาตั้งแต่ปี พ.ศ. 2552 และคณะกรรมการควบคุมอาคาร พิจารณาไม่เห็นชอบที่จะนำไปบังคับใช้ในประเด็นเรื่องเจตนารมณ์ของกฎหมายทั้งสองที่ไม่สอดคล้องกัน การบังคับใช้อาจสร้างภาระให้แก่ผู้ประกอบการ และบทลงโทษกรณีฝ่าฝืนค่อนข้างรุนแรง (ทั้งจำทั้งปรับ) แต่ให้ไปดำเนินการในลักษณะส่งเสริมแบบสมัครใจก่อน เมื่อสังคมมีความพร้อมจะพิจารณาอีกครั้ง
3. คณะกรรมาธิการปฏิรูปด้านพลังงาน สภาปฏิรูปแห่งชาติ คณะกรรมาธิการขับเคลื่อนการปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน และสภาขับเคลื่อนการปฏิรูปประเทศ (สปท.) ได้ช่วยผลักดันให้เป็นข้อเสนอเชิงนโยบายต่อคณะรัฐมนตรี ผ่านคณะกรรมการประสานงานรวม 3 ฝ่าย เพื่อเร่งนำไปสู่การบังคับใช้ โดยมอบหมายให้ พพ. และกรมโยธาธิการและผังเมือง ไปหารือและกำหนดแนวทางเพื่อให้เกิดการบังคับใช้ ซึ่งกรมโยธาธิการและผังเมือง เห็นชอบหลักการ เมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2558 ดังนี้ (1) เห็นควรให้มีการบังคับใช้กับอาคารที่มีความพร้อมก่อน และทยอยบังคับใช้กับอาคารทั้ง 9 ประเภท ภายใน 5 ปี โดยมีกรอบการดำเนินงาน ดังนี้ ปีที่ 1-2 บังคับกับอาคารขนาดใหญ่พิเศษและอาคารสูง ขนาดตั้งแต่ 10,000 ตารางเมตร ขึ้นไป ปีที่ 3-4 บังคับกับอาคารทั้ง 9 ประเภท ขนาดตั้งแต่ 5,000 ตารางเมตร ขึ้นไป และปีที่ 5 บังคับกับอาคารทั้ง 9 ประเภท ขนาดตั้งแต่ 2,000 ตารางเมตร ขึ้นไป (2) เห็นควรแก้ไขกฎกระทรวง โดยให้ไปกำหนดข้อมูลทางเทคนิค เกณฑ์ค่าประสิทธิภาพของระบบต่างๆ ไว้ในประกาศกระทรวงฯ แทน เพื่อความสะดวกในการปรับปรุงให้ทันสมัยและสอดคล้องกับเทคโนโลยีที่เปลี่ยนแปลง ซึ่ง พพ. จัดทำร่างแก้ไขกฎกระทรวงฯ และประกาศกระทรวงที่เกี่ยวข้อง เสนอคณะกรรมการควบคุมอาคาร และเข้าชี้แจงคณะกรรมการฯ เมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2559 ซึ่งคณะกรรมการฯ มีมติให้ตั้งคณะอนุกรรมการขึ้นมาเพื่อพิจารณารายละเอียดและความเหมาะสม ทั้งนี้ มีการประชุมคณะอนุกรรมการไปแล้ว 5 ครั้ง ซึ่งผลการประชุมล่าสุด มีมติเห็นชอบการแก้ไขรายละเอียดของร่างกฎกระทรวง และอยู่ระหว่างการพิจารณาแก้ไขรายละเอียดร่างประกาศกระทรวง เมื่อแล้วเสร็จจะเสนอให้คณะกรรมการควบคุมอาคารให้ความเห็นชอบต่อไป
4. แผนงานที่จะดำเนินการต่อไป ดังนี้ (1) พพ. ร่วมกับกรมโยธาธิการและผังเมือง เร่งพิจารณารายละเอียดและแก้ไขร่างประกาศกระทรวงที่เกี่ยวข้องทั้งหมด และดำเนินขั้นตอนยกร่างแก้ไขกฏหมาย คาดว่าจะบังคับใช้ได้ภายในปี 2560 (2) เตรียมความพร้อมเจ้าหน้าที่ผู้อนุญาตแบบก่อสร้าง โดยการฝึกอบรมให้ความรู้แนวทางปฎิบัติการพิจารณาอนุญาตแบบอาคารอนุรักษ์พลังงาน ให้แก่ เจ้าหน้าที่ท้องถิ่นและเจ้าหน้าที่กรมโยธาธิการและผังเมือง ทั่วประเทศ จำนวน 500 คน ในปีงบประมาณ 2560 (3) เตรียมความพร้อมผู้ตรวจรับรองแบบอาคาร โดยการฝึกอบรมและขึ้นทะเบียนผู้ตรวจรับรองแบบอาคารโดยใช้กลไกวิชาชีพเพื่อรองรับการบังคับใช้ที่จะเกิดขึ้นในอนาคตให้ได้อย่างเพียงพอ และ (4) เผยแพร่ ประชาสัมพันธ์ และรับฟังความคิดเห็นของผู้มีส่วนได้ส่วนเสียเพื่อสร้างความเข้าใจ รับรู้และเห็นความสำคัญของการออกแบบอาคารอนุรักษ์พลังงานที่จะช่วยลดต้นทุนผู้ประกอบการและสร้างผลกำไรทางธุรกิจ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2558
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ตามระเบียบ กพช. ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 กำหนดให้ สนพ. จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อทราบ และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อทราบภายในสามสิบวันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ ซึ่งเมื่อวันที่ 8 เมษายน 2559 คณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ได้มีมติรับทราบและเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2558 และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานให้ความเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ เมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2559 และให้นำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
2. สาระสำคัญของผลการดำเนินงานของกองทุนฯ ในปีงบประมาณ 2558 สรุปได้ดังนี้ (1) คณะกรรมการกองทุนฯ ได้พิจารณาการจัดสรรเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2558 ตามวัตถุประสงค์และแผนการใช้จ่ายเงินที่เน้นเรื่องการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา การฝึกอบรมหลักสูตรระยะสั้นที่เป็นประโยชน์ต่อการปฏิบัติงาน และการให้ทุนการศึกษาและฝึกอบรม เพื่อเป็นการสร้างและพัฒนาขีดความสามารถของบุคลากรที่มีส่วนสำคัญในการผลักดันนโยบายยุทธศาสตร์และภารกิจของหน่วยงานในกระทรวงพลังงาน รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 16,029,224 บาท ประกอบด้วยทุนการศึกษา และฝึกอบรม 12,665,280 บาท การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา 2,723,944 บาท และค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน 640,000 บาท (2) คณะกรรมการกองทุนฯ ได้ทำหน้าที่แทนรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ในการจัดสรรเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2558 รวมทั้งสิ้น 12,832,380 บาท ประกอบด้วยทุนการศึกษาและทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษ ในวงเงิน 11,135,280 บาท สำหรับการศึกษาระดับปริญญาเอกในประเทศ 2 ทุน ปริญญาโทต่างประเทศ 1 ทุน และปริญญาโทในประเทศ 8 ทุน ทุนสำหรับการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนา จำนวน 3 หลักสูตร ในวงเงิน 1,057,100 บาท และค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน 640,000 บาท สำหรับเป็นค่าจ้างลูกจ้างชั่วคราว ค่าตอบแทน ค่าใช้สอย และค่าวัสดุสำนักงาน
3. ประโยชน์ที่ได้รับจากการดำเนินงาน ดังนี้ (1) การศึกษาด้านวิชาการ ทำให้ผู้เข้าศึกษาสามารถนำความรู้ ประสบการณ์ที่ได้รับจากการศึกษาในสาขาวิชาต่าง ๆ มาถ่ายทอดให้แก่ผู้ร่วมงานและนำมาใช้ในการปฏิบัติงานได้ ทำให้การปฏิบัติงานในการให้บริการและตอบสนองความต้องการของประชาชนได้อย่างรวดเร็วและมีคุณภาพ มีประสิทธิภาพมากยิ่งขึ้น (2) การพัฒนาด้านภาษาต่างประเทศ ทำให้ผู้เข้ารับการฝึกอบรมได้รับการพัฒนาทักษะด้านภาษาต่างๆ ทั้งการฟัง พูด อ่าน เขียน ได้อย่างถูกต้องตามหลักไวยกรณ์และเหมาะสมในสถานการณ์ต่างๆ โดยสามารถนำแนวทางและความรู้ที่ได้รับมาประยุกต์ใช้กับการปฏิบัติงานในหน้าที่ให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุดต่อองค์กร และยังทำให้ผู้เข้ารับการฝึกอบรมได้เรียนรู้วัฒนธรรม มาตรฐานความเป็นอยู่ วิถีชีวิตต่างๆ มาตรการและแนวนโยบายต่างๆ ของประเทศที่ไปศึกษา และประเทศของเพื่อนต่างชาติ รวมทั้งได้แลกเปลี่ยนข้อมูลและประสบการณ์ระหว่างกัน (3) การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา บุคลากรและหน่วยงานสามารถนำความรู้ ความเข้าใจทางวิชาการและทางด้านเทคนิค และประสบการณ์ที่ได้รับกลับมาประยุกต์ใช้ในการปฏิบัติงานได้เกิดประสิทธิภาพอย่างสูงสุด และเป็นประโยชน์ในการนำมาประยุกต์ใช้กับประเทศไทยได้ทั้งในระดับชุมชน ระดับหน่วยงาน และระดับประเทศ
4. รายงานสถานะเงินกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2558 ดังนี้ (1) รายงานแสดงฐานะการเงิน ปี 2558 กองทุนฯ มีสินทรัพย์รวม จำนวน 440,568,889.96 บาท ลดลงจากปี 2557 ที่มีจำนวน 449,500,999.42 บาท เป็นเงิน 8,932,109.46 บาท คิดเป็นร้อยละ 1.99 และมีหนี้สินรวม จำนวน 619,517 บาท เพิ่มขึ้นจากปี 2557 ที่มีจำนวน 86,845.20 บาท เป็นเงิน 532,671.80 บาท คิดเป็นร้อยละ 613.36 (2) รายงานแสดงผลการดำเนินงาน ปี 2558 มีรายได้จากการดำเนินงานทั้งสิ้น 13,963,845.74 บาท ลดลงจากปี 2557 ที่มีจำนวน 19,311,592.27 บาท เป็นเงิน 5,347,746.53 บาท คิดเป็นร้อยละ 27.69 โดยรายได้หลักของกองทุนฯ มาจากดอกเบี้ยเงินฝาก ซึ่งในปี 2558 กองทุนฯ มีรายได้ลดลงจากปี 2557 จำนวน 5,347,746.53 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 27.69 และมีค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานทั้งสิ้น 23,428,625.00 บาท เพิ่มขึ้นจากปี 2557 ที่มีจำนวน 16,561,794.16 บาท เป็นเงิน 6,886,830.84 บาท คิดเป็นร้อยละ 41.46 เนื่องจากรายจ่ายทุนการศึกษาและฝึกอบรมเพิ่มขึ้น 3,748,062.76 บาท และรายจ่ายการเดินทางเพื่อการศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนาเพิ่มขึ้น 3,137,838.83 บาท (3) ผลการดำเนินงานของกองทุนฯ ในปี 2558 มีรายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ จำนวน 9,464,781.26 บาท แต่ในภาพรวมกองทุนฯ ยังมีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสะสม จำนวน 87,147,810.94 บาท และมีภาระผูกพันรายจ่ายทุนการศึกษา และรายจ่ายการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนา จำนวน 11,067,274.14 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และมอบให้กระทรวงพลังงานไปจัดทำแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมตามข้อสั่งการต่อไป
เรื่องที่ 5 แผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับการจัดตั้งเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ (SEZ)
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาครัฐ ได้มีการประกาศจัดตั้งเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ ระยะที่ 1 (SEZ1) ใน 6 พื้นที่จังหวัดชายแดน ได้แก่ อำเภอแม่สอด จังหวัดตาก อำเภอเมือง จังหวัดมุกดาหาร อำเภออรัญประเทศ จังหวัดสระแก้ว อำเภอคลองใหญ่ จังหวัดตราด อำเภอสะเดา จังหวัดสงขลา และ อำเภอเมือง จังหวัดหนองคาย โดยส่งเสริมและสนับสนุนการลงทุนในพื้นที่ดังกล่าวในการเข้าสู่ประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน กระทรวงพลังงานจึงได้มีนโยบายพัฒนาระบบไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศเพื่อรองรับการเข้าสู่ประชาคมเศรษฐกิจอาเซียนและความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้นจากการดำเนินการดังกล่าวรวมทั้งการเตรียมความพร้อมเพื่อพัฒนาและเชื่อมโยงโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานในภูมิภาค สนับสนุนการเป็นศูนย์กลางพลังงานในประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน
2. กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้กำหนดให้ระดับความสำเร็จของการจัดทำแผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศเพื่อรองรับการเข้าสู่ประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน (แผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าฯ) เป็นตัวชี้วัดผลการดำเนินการตามนโยบายกระทรวงพลังงานประจำปีงบบัญชี 2558 ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ประกอบด้วย การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และได้จัดตั้งคณะทำงานจัดทำแผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศเพื่อรองรับการเข้าสู่ประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน (คณะทำงานฯ) เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2558 ประกอบด้วย สนพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เพื่อร่วมกันจัดทำแผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าฯ รองรับความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นจากนโยบายของภาครัฐ และ สนพ. ได้เสนอแผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าฯ ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากผู้บริหารกระทรวงพลังงานแล้ว ต่อคณะอนุกรรมการด้านโครงสร้างพื้นฐานและด่านศุลกากร (รัฐมนตรีว่าการกระทรวงคมนาคม เป็นประธานฯ) และคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ (นายกรัฐมนตรี เป็นประธานฯ) รับทราบแผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าฯ เมื่อวันที่ 9 มิถุนายน 2559 และ 27 กรกฎาคม 2559 ตามลำดับ ทั้งนี้ เพื่อประกอบการพิจารณาการดำเนินงานด้านโครงสร้างพื้นฐานด้านระบบไฟฟ้าของประเทศในอนาคตต่อไป
3. กระทรวงพลังงาน โดย สนพ. ร่วมกับ กฟผ. และ กฟภ. ภายใต้การดำเนินงานของคณะทำงานฯ ได้ร่วมกันวิเคราะห์และวางแผนเพื่อจัดทำแผนงานพัฒนาระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับการจัดตั้งเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ ระยะที่ 1 (SEZ1) (แผนงานฯ) ใน 6 พื้นที่จังหวัดชายแดน โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้ระบบไฟฟ้าสามารถรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าได้อย่างเพียงพอและทันต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่เขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษดังกล่าว สรุปรายละเอียดแผนการดำเนินงานได้ดังนี้ (1) แผนระบบส่งของ กฟผ. วงเงินรวม 19,415 ล้านบาท (TS.12) เพื่อปรับปรุงสถานีไฟฟ้าต้นทางแรงสูง 230 กิโลโวลต์ และแผนงานก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าระดับแรงดัน 230 กิโลโวลต์ และ 500 กิโลโวลต์ เป็นต้น โดย กฟผ. มีแผนงานที่ได้รับการอนุมัติแล้วตามแผน TS.12 จำนวน 3 พื้นที่ ได้แก่ อำเภออรัญประเทศ จังหวัดสระแก้ว อำเภอคลองใหญ่ จังหวัดตราด และ อำเภอสะเดา จังหวัดสงขลา วงเงินรวม 15,200 ล้านบาท และร่างแผนฯ ที่ยังไม่อนุมัติ (จังหวัดตาก และจังหวัดมุกดาหาร) วงเงินรวม 4,215 ล้านบาท (2) แผนระบบจำหน่ายของ กฟภ. เพื่อก่อสร้างสถานีไฟฟ้า 115/22-33 กิโลโวลต์ และก่อสร้างระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าระดับแรงดัน 115 กิโลโวลต์ 22-33 กิโลโวลต์ และ 220/380 กิโลโวลต์ โดยอยู่ระหว่างการขออนุมัติจากคณะรัฐมนตรีทั้ง 6 พื้นที่ วงเงินรวม 3,140 ล้านบาท ทั้งนี้ ในกรณีที่ความต้องการใช้ไฟฟ้าของฝั่งประเทศเพื่อนบ้านเพิ่มสูงขึ้นในอนาคต แผนงานฯ ของ กฟผ. และ กฟภ. ดังกล่าวจะสามารถรองรับได้ในบางส่วน และหากไม่เพียงพอ กฟผ. และ กฟภ. พร้อมที่จะจัดทำแผนขยายหรือปรับปรุงระบบส่งให้รองรับความต้องการที่เพิ่มสูงขึ้นได้ในอนาคต (3) แผนงานพัฒนาพลังงานทดแทนในพื้นที่เขตเศรษฐกิจพิเศษระยะที่ 1 (SEZ1) เพื่อให้สอดรับกับนโยบายส่งเสริมการผลิตและการใช้พลังงานไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) โดยเมื่อพิจารณาข้อมูลค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้นจากเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษทั้ง 6 พื้นที่ดังกล่าว และความสามารถของระบบส่งไฟฟ้า (Grid Capacity) ของ กฟผ. ในการรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น พบว่า จะต้องมีการลงทุนปรับปรุงและก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. ร่วมกับการพัฒนาโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่เขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ 2 พื้นที่ ได้แก่ อำเภอแม่สอด จังหวัดตาก และ อำเภอเมือง จังหวัดมุกดาหาร ดังนั้น กระทรวงพลังงานจึงเสนอแนวคิดในการส่งเสริมให้มีโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่เขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ อำเภอแม่สอด จังหวัดตาก และเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ อำเภอเมือง จังหวัดมุกดาหาร
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการแผนพัฒนาระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับการจัดตั้งเขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ ระยะที่ 1 (SEZ1) ใน 6 พื้นที่จังหวัดชายแดน ได้แก่ อำเภอแม่สอด จังหวัดตาก อำเภอเมือง จังหวัดมุกดาหาร อำเภอเมือง จังหวัดหนองคาย อำเภออรัญประเทศ จังหวัดสระแก้ว อำเภอคลองใหญ่ จังหวัดตราด และอำเภอสะเดา จังหวัดสงขลา
2. เห็นชอบในหลักการแนวทางการลงทุนปรับปรุงและก่อสร้างระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค รวมทั้งการส่งเสริมให้มีโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่เขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษ อำเภอแม่สอด จังหวัดตาก และอำเภอเมือง จังหวัดมุกดาหาร โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาแผนและรายละเอียดในการเตรียมการรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามระดับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่จะเพิ่มขึ้นในอนาคต
เรื่องที่ 6 การขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. รัฐบาลแห่งราชอาณาจักรไทยกับรัฐบาลแห่งสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามบันทึกความเข้าใจเรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว เพื่อขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างสองประเทศเป็น 7,000 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 22 ธันวาคม 2550 ซึ่งจากบันทึกความเข้าใจดังกล่าว ทั้งสองฝ่ายจะส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว ตั้งแต่วันที่ลงนามในบันทึกความเข้าใจจนถึงปี 2558 ให้ได้ประมาณ 5,000 เมกะวัตต์ และให้สามารถขยายความร่วมมือเพิ่มเติมต่อไปภายในหรือหลังปีดังกล่าวได้อีกประมาณ 2,000 เมกะวัตต์ รวมทั้งหมดประมาณ 7,000 เมกะวัตต์ เพื่อจำหน่ายให้แก่ราชอาณาจักรไทย
2. คณะกรรมาธิการว่าด้วยความร่วมมือ (Joint Commission: JC) ไทย-ลาว ในการประชุมครั้งที่ 20 ระหว่างวันที่ 25 - 27 ตุลาคม 2558 ณ จังหวัดเชียงราย ได้หารือในด้านความร่วมมือด้านไฟฟ้าและพลังงาน โดยที่ประชุมรับทราบว่าฝ่ายไทยยินดีที่จะร่วมมือกับ สปป. ลาว ในการพิจารณาการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป. ลาว เพิ่มขึ้นจากกรอบบันทึกความเข้าใจ 7,000 เมกะวัตต์ โดยคำนึงถึงความเจริญเติบโตทางด้านเศรษฐกิจ ความต้องการไฟฟ้า กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง และข้อจำกัดด้านระบบส่ง โดยขอให้กระทรวงพลังงานและบ่อแร่แห่ง สปป. ลาว มีหนังสือแจ้งกระทรวงพลังงานแห่งราชอาณาจักรไทยอย่างเป็นทางการ
3. เมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2559 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีมติเห็นชอบในหลักการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป. ลาว เป็น 9,000 เมกะวัตต์ โดยฝ่ายเลขานุการฯ จะได้นำหลักการดังกล่าวไปประสานกับคณะกรรมการประสานการพัฒนาด้านพลังงานไฟฟ้าของฝ่าย สปป. ลาว (Coordinating Committee for Development of Electric Power: CDEP) หากสามารถบรรลุข้อสรุปได้จะดำเนินการสู่กระบวนการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าและการลงนามต่อไป
4. เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2559 ได้มีการหารือข้อราชการระหว่าง พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์ (รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประเทศไทย) กับ H.E. Viraphon Viravong (รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว) ซึ่งทั้งสองฝ่ายได้พิจารณาการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าจาก 7,000 เมกะวัตต์ เป็น 9,000 เมกะวัตต์
5. คณะกรรมการประสานการพัฒนาด้านพลังงานไฟฟ้าของฝ่าย สปป. ลาว ได้มีหนังสือลงวันที่ 10 พฤษภาคม 2559 ถึงประธานคณะอนุกรรมการฯ ของฝ่ายไทย ขอให้พิจารณาร่างบันทึกความเข้าใจการซื้อขายไฟฟ้ากับ สปป. ลาว ซึ่งฝ่าย สปป. ลาว ได้เสนอให้มีการเพิ่มปริมาณการซื้อขายไฟฟ้าจากเดิม 7,000 เมกะวัตต์ เป็น 10,000 เมกะวัตต์ เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่อาจเพิ่มมากขึ้นในอนาคต รวมทั้งเสนอให้มีการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าระหว่างทั้งสองประเทศเป็นแบบ Grid-to-Grid
6. เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2559 คณะอนุกรรมฯ ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป.ลาว และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ไปเจรจากับฝ่าย สปป. ลาว และเมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2559 ผู้แทนฝ่ายไทย นำโดยผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน พร้อมเจ้าหน้าที่จาก สนพ. และ กฟผ. ได้มีการประชุมหารือในรายละเอียดร่างบันทึกความเข้าใจความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป.ลาว (MOU) ณ กรุงเวียงจันทน์ สปป. ลาว จนสามารถบรรลุข้อสรุปร่างบันทึกความเข้าใจฯ ร่วมกัน
7. สาระสำคัญของร่างบันทึกความเข้าใจ สรุปได้ดังนี้ (1) ขยายกรอบความร่วมมือเพิ่มจากบันทึกความเข้าใจความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว ฉบับปัจจุบัน ที่ลงนามเมื่อวันที่ 22 ธันวาคม 2550 จาก 7,000 เมกะวัตต์ เป็น 9,000 เมกะวัตต์ โดยทั้งสองฝ่ายเห็นพ้องกันว่ายังไม่มีความจำเป็นที่จะระบุระยะเวลาของกรอบความร่วมมือฉบับนี้ นอกจากนี้ ทั้งสองประเทศจะสนับสนุนการพัฒนาการเชื่อมโยงโครงข่ายระบบไฟฟ้าของทั้งสองประเทศเข้าด้วยกัน ก่อนยกระดับสู่การเป็น Regional Power Grid และจะจัดตั้งคณะทำงานเพื่อร่วมกันศึกษาในรายละเอียดทางด้านเทคนิคและเศรษฐศาสตร์ในการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าของทั้งสองประเทศ (Grid-to-Grid) (2) นอกจากการพัฒนาไฟฟ้าพลังน้ำแล้ว เพื่อประโยชน์ของทั้งสองประเทศ เห็นควรร่วมมือด้านการพัฒนาแหล่งพลังงานไฟฟ้าพลังความร้อน พร้อมทั้งสนับสนุนการพัฒนาระบบส่ง และระบบจำหน่ายใน สปป.ลาว ด้วย (3) เป็นที่ทราบว่าความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าของทั้งสองประเทศมีพื้นฐานความสำเร็จในการดำเนินงานจากโครงการความร่วมมือทางด้านเทคนิค ดังนั้น ทั้งสองประเทศจะมีความร่วมมือในการดำเนินกิจกรรมต่างๆ ร่วมกัน ได้แก่ การพัฒนาบุคลากร การแลกเปลี่ยนประสบการณ์และความรู้ด้านเทคนิค การแลกเปลี่ยนข้อมูล การศึกษาร่วมกัน การอบรมเชิงปฏิบัติการ และการดำเนินกิจกรรมผ่านโครงการต่างๆ ที่ได้ร่วมกันจัดตั้งขึ้นในด้านพลังงานไฟฟ้า
8. เนื่องจาก รัฐบาล สปป. ลาว จะเป็นเจ้าภาพการประชุมสุดยอดผู้นำอาเซียน (ASEAN Summit) ระหว่างวันที่ 4 – 6 กันยายน 2559 สปป. ลาว จึงเสนอที่จะให้มีการลงนามในฉบับ MOU นี้ ในช่วงเวลาดังกล่าวด้วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว จาก 7,000 เมกะวัตต์ เป็น 9,000 เมกะวัตต์
2. เห็นชอบในหลักการร่างบันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลแห่งราชอาณาจักรไทยกับ สปป. ลาว เรื่อง ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว และเพื่อให้สามารถลงนามได้ในช่วงเวลาการประชุมสุดยอดผู้นำอาเซียน (ASEAN Summit) ระหว่างวันที่ 4 – 6 กันยายน 2559 ตามข้อเสนอจาก สปป. ลาว เห็นชอบให้สามารถเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาได้ทันที โดยเมื่อคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบแล้วให้กรมสนธิสัญญาและกฎหมายตรวจสอบ หากไม่มีประเด็นการแก้ไขที่เป็นสาระสำคัญให้กระทรวงพลังงานดำเนินการให้มีการลงนามบันทึกความเข้าใจดังกล่าวต่อไป โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นจากคณะรัฐมนตรีและ กพช. อีก
ทั้งนี้ เห็นควรให้กระทรวงพลังงานพิจารณาเรื่องความเหมาะสมของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านให้รอบคอบ รวมทั้งพิจารณาแผนการพัฒนาเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้ากับประเทศเพื่อนบ้านด้วย และมอบหมายให้กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมและกระทรวงพลังงานไปดำเนินการเจรจาความร่วมมือด้านน้ำกับ สปป. ลาว ต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ) มาตรา 9(8) ได้กำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีอำนาจหน้าที่ในการเสนอนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) โดย กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 และวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ได้เห็นชอบนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าไว้ ดังนี้ (1) ช่วงระหว่างการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ให้จ่ายเงินเป็นรายปีตามกำลังการผลิตติดตั้งของโรงไฟฟ้าในอัตรา 50,000 บาท/เมกะวัตต์/ปี สำหรับปีใดที่มีการก่อสร้างไม่ครบปีให้คำนวณตามสัดส่วนของเดือนในปีนั้น ทั้งนี้ต้องไม่น้อยกว่า 50,000 บาท/ปี (2) ช่วงระหว่างการผลิตไฟฟ้าให้จ่ายเงินเข้ากองทุนเป็นรายเดือนตามปริมาณการผลิตพลังงานไฟฟ้า โดยจำแนกตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าในอัตรา ดังนี้ ก๊าซธรรมชาติ 1.0 สตางค์/หน่วย น้ำมันเตา ดีเซล 1.5 สตางค์/หน่วย ถ่านหิน ลิกไนต์ 2.0 สตางค์/หน่วย พลังงานหมุนเวียน ประเภท ลม และแสงอาทิตย์ 1.0 สตางค์/หน่วย พลังงานหมุนเวียน ประเภทพลังงานน้ำ 2.0 สตางค์/หน่วย พลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ เช่น ก๊าซชีวภาพ ชีวมวล กากและเศษวัสดุเหลือใช้ ขยะชุมชน และอื่นๆ 1.0 สตางค์/หน่วย โดยคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่องการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ประเภทใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า พ.ศ. 2553 (ประกาศ กกพ.ฯ) ซึ่งมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 21 ธันวาคม 2553 ส่งผลให้ผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจะต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตั้งแต่การผลิตพลังงานไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2554 เป็นต้นไป
2. ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2555 กกพ. เสนอให้ กพช. กำหนดอัตรานำส่งเงินเข้ากองทุน สำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงจากพลังงานเหลือทิ้ง เช่น ไอน้ำหรือลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิตผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมและการเกษตร และจากพลังงานหมุนเวียนประเภทความร้อนใต้พิภพ และอื่นๆ ในอัตรา 1 สตางค์/หน่วย ซึ่ง กพช. มีความเห็นว่าการนำพลังงานเหลือทิ้งจากกระบวนการผลิตมาใช้ให้เกิดประสิทธิภาพสูงขึ้นในการผลิตไฟฟ้าเป็นสิ่งควรให้การสนับสนุนในลักษณะให้แรงจูงใจ (incentive) และควรมีการทบทวนความเหมาะสมการกำหนดอัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า โดย กพช. มีมติให้ทบทวนนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าใหม่ โดยให้คำนึงถึงนโยบายรัฐบาลในเรื่องการส่งเสริมและสนับสนุนการใช้พลังงานหมุนเวียนของประเทศ และการเพิ่มประสิทธิภาพของการใช้เงินของกองทุนฯ ที่เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประชาชนรอบโรงไฟฟ้า
3. กกพ. ได้ดำเนินการทบทวนนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า และมีความเห็นว่าการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง คือ การนำพลังงานความร้อนที่ปล่อยทิ้งสู่บรรยากาศหลังจากผ่านกระบวนการผลิตแล้วกลับมาใช้ในการผลิตไฟฟ้า เช่น กระบวนการผลิตปูนซิเมนต์ จะมีลมร้อนเหลือทิ้งที่อุณหภูมิประมาณ 350 องศาเซลเซียส ลมร้อนดังกล่าวสามารถนำไปใช้ในกระบวนการผลิตไอน้ำที่หม้อน้ำ (Waste Heat Boiler) เพื่อนำไอน้ำที่ได้ไปใช้ในการขับกังหันไอน้ำ (Turbine) เพื่อผลิตไฟฟ้าได้ ซึ่งหากเปรียบเทียบการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งกับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ เห็นได้ว่าทั้งสองประเภทเป็นการใช้ประโยชน์จากวัสดุเหลือใช้เช่นเดียวกัน ดังนั้น การผลิตไฟฟ้าโดยใช้ลมร้อนทิ้ง ซึ่งเป็นการประกอบกิจการพลังงาน ตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ และต้องได้รับใบอนุญาตจาก กกพ. จึงต้องอยู่ในข่ายที่ต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าเช่นเดียวกับโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในรูปแบบอื่นด้วย โดย กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่า อัตรา 1 สตางค์/หน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้ในแต่ละเดือน ตามที่เสนอให้ กพช. พิจารณาในการประชุมเมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2555 เป็นอัตราที่เหมาะสม เนื่องจากเป็นอัตราเดียวกับที่เก็บจากผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภทลมและแสงอาทิตย์ และพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ นอกจากนี้ กกพ. มีความเห็นว่าปัจจุบันรัฐบาลมีนโยบายส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานขยะ ทั้งขยะชุมชนและขยะอุตสาหกรรม ซึ่งในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 มีมติเห็นชอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 - 2562 ในปริมาณ 50 เมกะวัตต์ แต่ปัจจุบันอัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีเพียงขยะชุมชนยังไม่มีการระบุขยะอุตสาหกรรมไว้ด้วย ดังนั้น จึงเห็นควรเพิ่มเติมให้การผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าด้วย ในอัตรา 1 สตางค์/หน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้ในแต่ละเดือน เช่นเดียวกับอัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนที่ได้มีการกำหนดไว้แล้ว
4. การทบทวนอัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า กกพ. เห็นว่าการนำส่งเงินเข้ากองทุนในอัตราที่ใช้อยู่ในปัจจุบันทำให้ท้องถิ่นที่ตั้งของโรงไฟฟ้ามีรายได้เพื่อมาพัฒนาท้องถิ่นเพิ่มเติมจากงบประมาณที่ได้รับจากทางราชการ ซึ่งมีจำนวนที่แตกต่างกันขึ้นอยู่กับปริมาณและขนาดของกองทุนในแต่ละพื้นที่ โดยสามารถที่จะนำมาต่อยอดในการพัฒนาท้องถิ่นให้มีความเจริญเพิ่มขึ้นได้ และนำมาดำเนินโครงการขนาดใหญ่เพื่อการพัฒนาชุมชนที่ยั่งยืนต่อไปได้ ทั้งนี้ การเก็บเงินเข้ากองทุนตามอัตราที่เป็นอยู่ปัจจุบันสามารถสนองตอบต่อการพัฒนาชุมชนรอบโรงไฟฟ้าและทำให้ประชาชนที่อยู่รอบโรงไฟฟ้ามีทัศนคติที่ดีในการที่มีโรงไฟฟ้าตั้งอยู่ในท้องถิ่นของตนได้ในระดับหนึ่งแล้ว และการปรับปรุงอัตราไม่ว่าจะลดอัตราหรือเพิ่มอัตราจะส่งผลต่อพื้นที่ที่ได้รับเงินกองทุนหรือส่งผลกับค่าไฟฟ้าที่ผู้ใช้ไฟฟ้าต้องรับภาระ จึงเห็นควรคงอัตรานำส่งเงินเข้ากองทุนไว้ตามอัตราที่เก็บอยู่ในปัจจุบัน นอกจากนี้ กกพ. ได้ติดตามและประเมินผลการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามมาตรา 97(3) และสำรวจสอบถามทัศนคติของชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าต่อการดำเนินงานกองทุนฯ และโรงไฟฟ้า พบว่าชุมชนเห็นด้วยว่าหากกองทุนพัฒนาไฟฟ้าร่วมมือกับโรงไฟฟ้าจะสามารถพัฒนาชุมชนได้มากขึ้น และยินดีเข้าร่วมกิจกรรมของกองทุนและโรงไฟฟ้า โดยเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าจะช่วยพัฒนาชุมชน และทำให้โรงไฟฟ้าสามารถอยู่ร่วมกับชุมชุนอย่างเป็นมิตร คนมีงานทำ และมีข้อเสนอแนะว่าโรงไฟฟ้าควรเป็นโรงไฟฟ้าสีเขียว โดยมีความรับผิดชอบต่อสังคมและสิ่งแวดล้อมขององค์กร (CSR) ร่วมกับชุมชน และเข้าหาชุมชนเพื่อลดความขัดแย้ง
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาแล้วมีความเห็นว่าการกำหนดอัตรานำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าในส่วนของการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม ที่ 1 สตางค์ต่อหน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้ในแต่ละเดือนมีความเหมาะสม เนื่องจากผู้ประกอบการมีการขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในอัตรา Feed in Tariff และอัตราดังกล่าวเทียบเคียงได้กับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ เช่น ลม แสงอาทิตย์ ก๊าซชีวภาพ และขยะชุมชน เป็นต้น แต่สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง เนื่องจากเป็นการผลิตไฟฟ้าใช้เองเป็นส่วนใหญ่ ซึ่งถือเป็นการอนุรักษ์พลังงานที่สำคัญ เป็นไปตาม พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 (แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550) ทำให้ลดภาระการผลิตไฟฟ้าของประเทศและลดการใช้เชื้อเพลิง ในขณะเดียวกัน การผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้งยังช่วยลดปัญหามลภาวะของโรงงานอุตสาหกรรมลง ซึ่งสอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2555 ที่เห็นว่าการนำพลังงานเหลือทิ้งจากกระบวนการผลิตมาใช้ให้เกิดประสิทธิภาพสูงขึ้นในการผลิตไฟฟ้าเป็นสิ่งควรให้การสนับสนุนในลักษณะให้แรงจูงใจ (incentive) ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่า ควรให้ กกพ. ทบทวนความเหมาะสมของการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง โดยหารือกับกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกระทรวงอุตสาหกรรม และหากมีความจำเป็นที่จะต้องมีการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า จะต้องดำเนินการโดยไม่ขัดต่อนโยบายการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม
2. เห็นชอบอัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในอัตรา 1 สตางค์/หน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้ในแต่ละเดือน เช่นเดียวกับพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ
3. เห็นควรมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปทบทวนความเหมาะสมของการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากลมร้อนทิ้ง โดยหารือกับกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกระทรวงอุตสาหกรรม และหากมีความจำเป็นที่จะต้องมีการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า จะต้องดำเนินการโดยไม่ขัดต่อนโยบายการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ โดยให้นำผลการทบทวนกลับมาเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการประชุมครั้งต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2551 มีมติเห็นชอบ 6 มาตรการ 6 เดือนฝ่าวิกฤตเพื่อคนไทยทุกคน ซึ่งมีมาตรการลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือนโดยภาครัฐจะลดภาระค่าใช้จ่าย ใน 2 กรณี คือ (1) หากใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 80 หน่วยต่อเดือน ภาครัฐจะรับภาระค่าใช้จ่ายทั้งหมด และ (2) กรณีใช้ไฟฟ้าเกินกว่า 80 หน่วยต่อเดือน แต่ไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน ภาครัฐจะรับภาระค่าใช้จ่ายให้ครึ่งหนึ่งของค่าไฟฟ้าทั้งหมด ซึ่งการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้เตรียมการรองรับมาตรการดังกล่าว โดยในส่วนของการออกใบแจ้งหนี้ค่าไฟฟ้าสำหรับที่อยู่อาศัยและอาคารชุดที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 80 หน่วยต่อเดือนจะแสดงรายการตามปกติที่มีภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) รวมอยู่ด้วยและระบุว่า “รัฐบาลรับภาระ” กรณีที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 80 หน่วย แต่ไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน จะแสดงรายการตามปกติที่มีภาษีมูลค่าเพิ่มแต่ระบุว่า “รัฐบาลรับภาระครึ่งหนึ่ง”
2. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มกราคม 2554 มีมติเห็นชอบในหลักการของแผนปฏิบัติการปฏิรูปประเทศไทยและมอบให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการตามรายละเอียดของแผนปฏิบัติการฯ โดยในส่วนของการลดค่าครองชีพด้านพลังงาน ให้ทำมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อยซึ่งใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็นมาตรการถาวร และเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 ที่ให้การทำมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อยซึ่งใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็นมาตรการถาวร ดำเนินการโดยใช้กลไกของกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ) มาตรา 97(1) ที่กำหนดให้กองทุนพัฒนาไฟฟ้าทำหน้าที่ในการชดเชยและอุดหนุนผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าซึ่งได้ให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสให้ได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟ้าให้ใช้ไฟฟ้าฟรี หมายถึงผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยประเภท 1.1 ซึ่งติดมิเตอร์ขนาด 5(15) แอมแปร์ และใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน โดยกระจายภาระให้ผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท รวมถึงให้พิจารณาผู้ใช้ไฟฟ้าที่เป็นลูกค้าตรงของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยและผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนร่วมรับภาระด้วย ทั้งนี้ ยกเว้นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย กิจการขนาดเล็ก และสูบน้ำเพื่อการเกษตร เพื่อไม่ให้เป็นภาระค่าใช้จ่ายของประชาชนทั่วไป และต่อมาคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 ได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 เสนอให้ปรับปรุงมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อยซึ่งใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน โดยปรับลดจำนวนหน่วยการใช้ไฟฟ้าของครัวเรือนเป็นไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน
3. การใช้กลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ ในการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อยเป็นผลให้ภาระค่าบริการไฟฟ้า (เฉพาะค่าไฟฟ้าและค่าบริการ) ในส่วนที่ไม่เกิน 90 หรือ 50 หน่วยต่อเดือน แล้วแต่กรณี ไม่ตกเป็นภาระของผู้ให้บริการไฟฟ้าแก่ผู้มีรายได้น้อย แต่ในส่วนภาษีมูลค่าเพิ่ม กลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้าไม่สามารถใช้ในการชดเชยและอุดหนุนให้กับผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าซึ่งได้ให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าผู้ที่ด้อยโอกาสได้ เนื่องจากภาษีมูลค่าเพิ่มเป็นส่วนที่ผู้ซื้อสินค้าหรือผู้รับบริการต้องเป็นผู้จ่ายตามมาตรา 82/4 แห่งประมวลรัษฎากร ที่กำหนดให้ผู้ขายสินค้าหรือผู้ให้บริการเรียกเก็บจากผู้ซื้อหรือผู้รับบริการเพื่อนำส่งกรมสรรพากร ดังนั้น ภาษีมูลค่าเพิ่มจึงไม่ใช่ส่วนที่ผู้ให้บริการไฟฟ้าให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสที่จะใช้เงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามาชดเชยและอุดหนุนได้ เป็นผลให้ยังมีภาระภาษีมูลค่าเพิ่มที่ผู้ให้บริการไฟฟ้ายังไม่ได้เรียกเก็บแต่นำเงินส่งให้แก่กรมสรรพากรแล้วตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 ถึงสิ้นเดือนพฤษภาคม 2559 เป็นเงิน 1,654.91 ล้านบาท และจะเพิ่มขึ้นทุกๆ เดือน
4. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการยกเว้นมูลค่าของฐานภาษีในการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่มกรณีส่วนลดค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสตามนโยบายของรัฐบาล ในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าฟรีสำหรับบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ขนาด 5(15) แอมแปร์ และให้มีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน เป็นระยะเวลาไม่น้อยกว่า 3 เดือน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ประสานกับกรมสรรพากรรวมทั้งพิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาภาษีมูลค่าเพิ่มที่ผ่านมา เพื่อมิให้เป็นภาระกับผู้ใช้ไฟฟ้าต่อไป ทั้งนี้ จากการดำเนินนโยบายช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อยของรัฐบาลนับแต่ปี 2551 เป็นต้นมา มีภาระภาษีมูลค่าเพิ่มของผู้ให้บริการไฟฟ้าที่ให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสแบ่งเป็น 2 ช่วง ดังนี้ (1) ช่วงการดำเนินนโยบายในระยะแรกตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2551 ถึงเดือนมิถุนายน 2554 รัฐบาลรับภาระค่าไฟฟ้าและภาษีมูลค่าเพิ่มทั้งหมดโดยผู้ให้บริการได้รับงบประมาณจากรัฐบาลในการชดเชยค่าไฟฟ้า ค่าบริการและภาษีมูลค่าเพิ่มทั้งจำนวน จึงไม่มีภาระภาษีค้างอยู่แต่อย่างใด (2) ช่วงตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 จนกว่าจะแก้ไขปัญหานี้เสร็จ ภาระภาษีมูลค่าเพิ่มจะเกิดและสะสมเพิ่มขึ้นทุกๆ เดือนที่ กฟน. และ กฟภ. นำส่งภาษีมูลค่าเพิ่มต่อกรมสรรพากร ปัจจุบันมีภาระภาษีมูลค่าเพิ่มตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 ถึงพฤษภาคม 2559 จำนวน 1,654.91 ล้านบาท (กฟน. 51.15 ล้านบาท และ กฟภ. 1,603.76 ล้านบาท)
5. สืบเนื่องจากมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 ที่ให้ความเห็นชอบการยกเว้นมูลค่าเพิ่มของฐานภาษีในการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่มกรณีส่วนลดค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส โดยให้ กกพ. ประสานกรมสรรพากรในการดำเนินการให้เกิดผลในทางปฏิบัติ กกพ. ได้ประสานงานกับกรมสรรพากรและได้รับแจ้งว่า (1) การขอยกเว้นภาษีมูลค่าเพิ่มทำได้โดยการใช้อำนาจตามมาตรา 81 (น) แห่งประมวลรัษฎากร ออกเป็นพระราชกฤษฎีกา (2) การยกเว้นภาษีมูลค่าเพิ่มในกรณีดังกล่าว จะเป็นการเพิ่มภาระแก่ผู้ประกอบการในกรณีที่ผู้ประกอบการดังกล่าวอยู่ในระบบภาษีมูลค่าเพิ่มอยู่แล้ว เนื่องจากผู้ประกอบการจะมีภาระภาษีมูลค่าเพิ่มในด้านซื้อบางส่วนที่ไม่สามารถนำมาคำนวณหักจากภาษีมูลค่าเพิ่มที่เกิดขึ้นในด้านขายได้ทั้งนี้ กรมสรรพากรได้แนะนำเพิ่มเติมว่า การแก้ไขปัญหาภาษีมูลค่าเพิ่มในการดำเนินนโยบายช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อยตามนโยบายรัฐบาล อธิบดีกรมสรรพากรมีอำนาจตามมาตรา 79(4) แห่งประมวลรัษฎากร ในการกำหนดให้มูลค่าของการให้บริการไฟฟ้าแก่ผู้ด้อยโอกาสเป็นค่าตอบแทนที่มีลักษณะและเงื่อนไขตามที่อธิบดีกรมสรรพากรกำหนดโดยอนุมัติรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลังไม่รวมเป็นมูลค่าของฐานภาษี ซึ่งจะส่งผลให้ผู้ให้บริการไฟฟ้าไม่ต้องเรียกเก็บภาษีมูลค่าเพิ่มจากผู้ใช้ไฟฟ้าและไม่ต้องนำส่งภาษีมูลค่าเพิ่มให้แก่กรมสรรพากร ซึ่ง กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าการใช้อำนาจอธิบดีกรมสรรพากรโดยอนุมัติรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลัง ตามมาตรา 79(4) แห่งประมวลรัษฎากร ตามแนวทางของกรมสรรพากรข้างต้นจะเป็นการแก้ไขปัญหาภาษีมูลค่าเพิ่มสำหรับการดำเนินมาตรการนี้อย่างเป็นรูปธรรมและไม่ก่อภาระให้แก่ทั้งผู้ใช้ไฟฟ้าและผู้ให้บริการไฟฟ้าตามแนวทางของ กพช. จึงเห็นควรเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ โดยให้มีผลสำหรับการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าตั้งแต่เดือนในเดือนตุลาคม 2559 เพื่อให้กรมสรรพากรมีเวลาในการออกประกาศกรมสรรพากรตามนัยมาตรา 79(4) แห่งประมวลรัษฎากร ต่อไป
6. เพื่อไม่ให้ภาษีมูลค่าเพิ่มตกเป็นภาระแก่ผู้ให้บริการ (กฟน. และ กฟภ.) กกพ. ได้พิจารณาแนวทางในการบรรเทาภาระดังกล่าวไว้ 3 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 พิจารณาให้ภาระภาษีมูลค่าเพิ่มดังกล่าวรวมอยู่ในอัตราค่าบริการไฟฟ้าตามมาตรา 67 แห่ง พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ ในการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในรอบต่อไปในปี 2560-2563 หรือพิจารณาให้ภาระภาษีมูลค่าเพิ่มดังกล่าวเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐที่ส่งผ่านในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ในการปรับค่า Ft ในงวดเดือนมกราคม – เมษายน 2560 ซึ่ง กกพ. เห็นว่า แม้การดำเนินการดังกล่าวข้างต้นจะทำได้ตามบทบัญญัติแห่งกฎหมายแต่ในแง่ผลกระทบจะมีจำนวนมาก เนื่องจากจะส่งผลให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้นและผู้ได้รับผลกระทบคือผู้ใช้ไฟฟ้าทั้งหมด แนวทางที่ 2 การใช้กลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ ในการชดเชยภาระภาษีมูลค่าเพิ่ม ซึ่ง กกพ. มีความเห็นว่า แม้มาตรา 97(1) แห่ง พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ จะกำหนดให้กองทุนพัฒนาไฟฟ้าใช้จ่ายเงินเพื่อการชดเชยและอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส แต่เนื่องจากมาตรา 82/4 แห่งประมวลรัษฎากรกำหนดให้ผู้ขายสินค้าหรือให้บริการเรียกเก็บภาษีมูลค่าเพิ่มจากผู้ซื้อหรือผู้รับบริการ ดังนั้น ภาษีมูลค่าเพิ่มจึงเป็นส่วนที่ผู้ซื้อหรือผู้รับบริการต้องรับภาระตามกฎหมาย กฟน. หรือ กฟภ. ไม่ใช่ผู้รับภาระในส่วนนี้ จึงไม่สามารถใช้กลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้าชดเชยส่วนของภาษีมูลค่าเพิ่มให้แก่ กฟน. และ กฟภ. ได้ และแนวทางที่ 3 ขออนุมัติงบประมาณเพื่อชดเชยภาระภาษีมูลค่าเพิ่มให้แก่ กฟน. และ กฟภ. ซึ่ง กกพ. มีความเห็นว่าแนวทางนี้แม้รัฐบาลจะมีภาระในการจัดสรรงบประมาณให้แก่ กฟน. และ กฟภ. แต่จะสอดคล้องกับเจตนารมณ์ของรัฐบาลในการดำเนินมาตรการนี้ตั้งแต่แรกเริ่ม และจะใช้งบประมาณเพื่อแก้ไขปัญหาภาษีมูลค่าเพิ่มที่เกิดขึ้นในช่วงกรกฎาคม 2554 ถึงกันยายน 2559 เท่านั้น ช่วงต่อจากนั้นจะไม่มีภาระภาษีมูลค่าเพิ่มเกิดขึ้นอีก ดังนั้น จึงเห็นควรเสนอ กพช. พิจารณาเสนอคณะรัฐมนตรีในการจัดสรรงบประมาณชดเชยภาระภาษีมูลค่าเพิ่มให้แก่ กฟน. และ กฟภ. ตามจำนวนที่ได้นำส่งกรมสรรพากรไปจริงในช่วงกรกฎาคม 2554 ถึงกันยายน 2559
7. ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วมีความเห็น ดังนี้ (1) การกำหนดให้มูลค่าของการให้บริการ (ค่าไฟฟ้าและค่าบริการ) แก่ผู้ด้อยโอกาสเป็นค่าตอบแทนที่มีลักษณะเงื่อนไขไม่รวมเป็นมูลค่าของฐานภาษี ตามที่อธิบดีกรมสรรพากรกำหนด อนุมัติโดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลัง ตามมาตรา 79(4) แห่งประมวลรัษฎากรตามแนวทางของกรมสรรพากรเสนอจะช่วยลดภาระภาษีมูลค่าเพิ่มของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจากนโยบายค่าไฟฟ้าฟรี 50 หน่วยลงได้ ตามข้อเสนอของ กกพ. (2) สำหรับภาษีมูลค่าเพิ่มที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้จ่ายให้กรมสรรพากรไปแล้วตั้งแต่ช่วงเดือน กรกฎาคม 2554 – กันยายน 2559 ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่า มาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อย (ผู้ด้อยโอกาส) เป็นนโยบายของรัฐบาล การกำหนดให้ภาระภาษีมูลค่าเพิ่มดังกล่าวรวมอยู่ในอัตราค่าบริการไฟฟ้าในการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2560 – 2562 หรือส่งผ่านค่า Ft จะเกิดผลกระทบและเพิ่มภาระค่าไฟฟ้ากับผู้ใช้ไฟฟ้าทั้งประเทศ และภาระภาษีมูลค่าเพิ่มดังกล่าวเป็นของผู้ใช้ไฟฟ้าซึ่งเป็นผู้มีรายได้น้อย โดยมิใช่ภาระของผู้ประกอบการไฟฟ้า ทำให้ไม่สามารถใช้กลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 97(1) เพื่อจ่ายชดเชยได้ ดังนั้นฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรให้ดำเนินการขออนุมัติงบประมาณเพื่อชดเชยภาระภาษีมูลค่าเพิ่มให้แก่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายตามที่ กกพ. เสนอ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดให้มูลค่าของการให้บริการไฟฟ้าแก่ผู้ด้อยโอกาส ไม่รวมเป็นมูลค่าของฐานภาษี โดยอาศัยอำนาจตามมาตรา 79(4) แห่งประมวลรัษฎากร สำหรับการเก็บค่าไฟฟ้าตั้งแต่เดือนตุลาคม 2559 เป็นต้นไป เพื่อให้กรมสรรพากรดำเนินการออกประกาศกรมสรรพากรในเรื่องนี้ต่อไป
2. เห็นชอบแนวทางในการให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายนำภาระภาษีมูลค่าเพิ่มจากการให้บริการผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 ตามจำนวนที่ได้นำส่งกรมสรรพากรไปจริง มาหักลดรายได้นำส่งคลังในปีต่อๆ ไป โดยให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ กระทรวงการคลัง และการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย หารือร่วมกันในแนวทางปฏิบัติดังกล่าว ทั้งนี้ให้ถือว่าภาระภาษีดังกล่าวมิได้เป็นผลมาจากการปฏิบัติงานจึงให้นำกลับมารวมในการพิจารณาจัดสรรโบนัสให้กับพนักงานด้วยความเป็นธรรม
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานเสนอแนวทางการแก้ไขปัญหาภาษีมูลค่าเพิ่มจากมาตรการอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสตามนโยบายของรัฐต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (ประกาศ กพช.) เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2553 ลงวันที่ 27 สิงหาคม 2553 กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (กองทุนอนุรักษ์ฯ) สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีคุณภาพเป็นไปตามที่กระทรวงพลังงานประกาศกำหนด จำนวน 6 ประเภท ดังนี้ (1) น้ำมันเบนซิน 0.2500 บาท/ลิตร (2) น้ำมันแก๊สโซฮอล 0.2500 บาท/ลิตร (3) น้ำมันก๊าด 0.0700 บาท/ลิตร (4) น้ำมันดีเซล 0.2500 บาท/ลิตร (5) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 0.2500 บาท/ลิตร และ (6) น้ำมันเตา 0.0700 บาท/ลิตร โดยให้ยกเว้นน้ำมันเบนซินที่จะนำมาผสมเอทานอลเพื่อผลิตเป็นน้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลที่จะนำมาผสมกับไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันเพื่อผลิตเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5
2. การดำเนินงานตามประกาศ กพช. เกิดปัญหาในทางปฏิบัติ ดังนี้ (1) การส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานซ้ำซ้อน เนื่องจากเมื่อผู้ค้านำเข้าน้ำมันเตาได้ส่งเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ แก่กรมศุลกากรแล้วในอัตรา 0.0700 บาท/ลิตร และเมื่อนำมาผสมสารเติมแต่งและน้ำมันดีเซลเพื่อให้มีคุณภาพดีขึ้น ผู้ค้าต้องส่งเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ อีกครั้ง ในอัตราเดิมตามปริมาณน้ำมันทั้งหมดให้แก่กรมสรรพสามิต (2) ประกาศ กพช. กำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันนำส่งเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีคุณภาพเป็นไปตามที่กระทรวงพลังงานประกาศกำหนด ซึ่งในทางปฏิบัติกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป็นผู้ประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมัน เนื่องจาก ธพ. ได้มีประกาศลงวันที่ 8 พฤศจิกายน 2556 เรื่องกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. 2556 (ประกาศ ธพ.) ซึ่งกำหนดให้น้ำมันดีเซลแบ่งเป็น 2 ประเภท คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้า ดังนั้น ประเภทน้ำมันดีเซลตามประกาศ กพช. จึงไม่สอดคล้องกับประเภทน้ำมันดีเซลตามประกาศ ธพ. (3) ประกาศ ธพ. ได้กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซลไว้ ดังนี้ ข้อ 6 ภายใต้บังคับของข้อ 7 ลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซลให้เป็นไปตามรายละเอียดแนบท้ายประกาศนี้ และข้อ 7 ลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซลที่ผู้ค้าน้ำมันจำหน่ายหรือมีไว้เพื่อจำหน่ายดังต่อไปนี้จะไม่เป็นไปตามที่กำหนดในรายละเอียดแนบท้ายประกาศนี้ก็ได้ แต่ผู้ค้าน้ำมันต้องแจ้งลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดังกล่าวเฉพาะส่วนที่ไม่เป็นไปตามที่กำหนดในรายละเอียดแนบท้าย เพื่อขอความเห็นชอบและต้องได้รับความเห็นชอบจากอธิบดีกรมธุรกิจพลังงานก่อน ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้ออกประกาศ กบง. เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ฉบับที่ 18 พ.ศ. 2559 สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีคุณภาพเป็นไปตามที่ ธพ. ประกาศกำหนด ส่งผลให้ผู้ค้าน้ำมันที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลที่มีลักษณะตามข้อ 6 และข้อ7 ของประกาศ ธพ. ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ขณะที่ประกาศ กพช. ยังมิได้กำหนดให้น้ำมันดีเซลที่มีลักษณะตามข้อ 7 ของประกาศ ธพ. ต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ ทำให้การส่งเงินทั้งสองกองทุนมีความแตกต่างกัน
3. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้เสนอแนวทางแก้ไข ดังนี้ (1) กรณีการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานซ้ำซ้อน ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นสมควรปรับปรุงประกาศ กพช. ให้น้ำมันเตาที่มีการผลิตใหม่ให้นำส่งเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ เฉพาะส่วนที่ยังไม่ได้นำส่ง ซึ่งจะสอดคล้องกับแนวทางการนำส่งเงินของน้ำมันเบนซินที่นำมาผสมเอทานอลและน้ำมันดีเซลที่นำมาผสมไบโอดีเซล และมอบหมายให้กรมสรรพสามิตพิจารณาแก้ไขระเบียบที่เกี่ยวข้องต่อไป (2) กรณีประเภทน้ำมันดีเซลในประกาศ กพช. ไม่สอดคล้องกับประเภทน้ำมันดีเซลตามประกาศ ธพ. ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้ปรับปรุงประเภทน้ำมันดีเซลในประกาศ กพช. จากเดิมน้ำมันดีเซล เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และจากน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนช้า (3) กรณีการส่งเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ กรณีการจำหน่ายน้ำมันดีเซลที่ต้องได้รับความเห็นชอบจากอธิบดีกรมธุรกิจพลังงาน ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้มีการนำส่งเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับน้ำมันดีเซลที่ต้องได้รับความเห็นชอบจากอธิบดีกรมธุรกิจพลังงานก่อนด้วย เพื่อให้การนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และกองทุนอนุรักษ์ฯ เป็นไปในแนวทางเดียวกัน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางแก้ไขที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ ดังนี้
1.1 เห็นชอบการปรับปรุงประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2553 ลงวันที่ 27 สิงหาคม 2553 (ประกาศ กพช.) ให้น้ำมันเตาที่มีการผลิตใหม่ให้นำส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานเฉพาะส่วนที่ยังไม่ได้นำส่ง และมอบหมายให้กรมสรรพสามิตพิจารณาแก้ไขระเบียบที่เกี่ยวข้องต่อไป
1.2 เห็นชอบการปรับปรุงประเภทน้ำมันดีเซลในประกาศ กพช. ให้ตรงกับประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. 2556 ลงวันที่ 8 พฤศจิกายน 2556 ดังนี้
1.3 เห็นชอบให้มีการนำส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันดีเซลที่ต้องได้รับความเห็นชอบจากอธิบดีกรมธุรกิจพลังงานก่อนด้วย
2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. .... และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประกาศให้ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติลงนามต่อไป
3. มอบหมายให้กรมสรรพสามิตแก้ไขระเบียบที่เกี่ยวข้องกับการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานซ้ำซ้อนของน้ำมันเตา