Super User
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา จัดซื้อครุภัณฑ์ 13 รายการ
ประกาศ งานจ้างที่ปรึกษาโครงการศึกษาทบทวนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการของก๊าซธรรมชาติสำหรับยายนต์ (NGV)
ประกาศ จ้างโครงการศึกษาและสำรวจการใช้พลังงานในภาคขนส่ง
ประกาศกบง.ฉบับที่ 34 พ.ศ. 2560
ประกาศ ประกวดราคาจัดจ้าง "โครงการบริหารสื่อมวลชนสัมพันธ์ และศูนย์ประชาสัมพันธ์"
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา การเสนอราคาจ้างซ่อมครุภัณฑ์สำนักงาน พัดลมไอน้ำ
กระทรวงพลังงานเร่งช่วยปาล์มน้ำมันตกต่ำ
รัฐบาล พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา 12 ธันวาคม 60
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา จัดซื้อวัสดุสำนักงาน จำนวน 6 รายการ
กบง. ครั้งที่ 45 - วันศุกร์ที่ 20 ตุลาคม 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 12/2560 (ครั้งที่ 45)
เมื่อวันศุกร์ที่ 20 ตุลาคม 2560 เวลา 13.30 น.
1. แนวทางดำเนินการโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟ Net Billing ปี 2560
2. การปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
3. การทบทวนแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2561
4. แนวทางดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 แนวทางดำเนินการโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟ Net Billing ปี 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. หลังจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ออกประกาศเพื่อขยายระยะเวลาเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า โครงการนำร่อง (Pilot Project) โดยขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อระบบฯ จากกำหนดเดิมวันที่ 31 มีนาคม 2560 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2560 พบว่า ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2560 สถานการณ์เชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ภายใต้โครงการนำร่องการส่งเสริมติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี มีการเชื่อมต่อแล้วรวมทั้งสิ้น 180 ราย กำลังการผลิตรวม 5.63 เมกะวัตต์ (กฟน. 153 ราย กำลังการผลิต 3.93 เมกะวัตต์ และ กฟภ. 27 ราย กำลังการผลิต 1.70 เมกะวัตต์) ซึ่งกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้รายงานผลการศึกษาวิเคราะห์โครงการนำร่องฯ ในมุมมองการจัดทำนโยบายในประเด็นเกี่ยวกับมาตรการสนับสนุน มาตรการเสริม และข้อเสนอแนะเชิงนโยบาย ต่อที่ประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 เพื่อทราบ และในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2560 พพ. ได้เสนอเรื่อง แนวทางดำเนินการโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรีต่อ กบง. เพื่อพิจารณา ซึ่งที่ประชุมได้มีมติมอบให้ พพ. ภายใต้คณะทำงานกำหนดแนวทางฯ รับไปทบทวนและพิจารณาเพิ่มเติมในประเด็นที่มีข้อสังเกตต่างๆ ของที่ประชุม เช่น การพิจารณาขนาดติดตั้ง เงื่อนไขการเข้าร่วมโครงการของกลุ่มขนานเครื่อง อัตราการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกิน และวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) เป็นต้น
2. คณะทำงานกำหนดแนวทางฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2560 และเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2560 ได้มีการทบทวนแนวทางดำเนินโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี ได้ข้อสรุปดังนี้ (1) หลักการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี ประกอบด้วย ส่งเสริมให้มีการติดตั้งโซลาร์รูฟโดยเน้นให้มีการผลิตไฟฟ้าใช้เองเป็นหลัก เพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าของตนเอง ลดภาระภาครัฐ และลดความต้องการไฟฟ้าในช่วงกลางวัน มีการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินในราคาต่ำกว่าค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ย ซึ่งจะช่วยให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าของประเทศลดลง และกำหนดปริมาณการรับซื้อให้เหมาะสมกับเป้าหมาย AEDP และนโยบายการเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานหมุนเวียนของรัฐบาล โดยมีการทบทวนราคารับซื้อและปริมาณรับซื้ออย่างต่อเนื่อง (2) รูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินเป็นแบบ Net Billing โดยคำนวณตามรอบบิลรายเดือน ซึ่งมีข้อดี เช่น สามารถกำหนดราคาไฟฟ้าส่วนเกินได้ บริหารจัดการบัญชีได้ง่าย และตรวจวัดไฟไหลย้อนได้ เป็นต้น (3) กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ารวม 305.63 เมกะวัตต์ ดังนี้ 1) ผู้เข้าร่วมโครงการนำร่องฯ ที่มีสัญญากับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายภายในวันที่ 31 สิงหาคม 2560 จำนวน 180 ราย จะได้รับสิทธิ์ตามที่ติดตั้งแล้ว แยกต่างหากรวม 5.63 เมกะวัตต์ และ 2) รับซื้อไฟฟ้าในเฟสแรกจำนวน 300 เมกะวัตต์ แบ่งการรับซื้อในกลุ่มอาคารธุรกิจ/โรงงาน ประมาณร้อยละ 87 (จำนวน 260 เมกะวัตต์) และกลุ่มบ้านอยู่อาศัย ร้อยละ 13 (จำนวน 40 เมกะวัตต์) ในกรณีเป้าหมายของบ้านอยู่อาศัยหรืออาคาร/โรงงาน ไม่เต็มตามเป้าหมายให้สามารถถัวปริมาณที่เหลือไปอีกกลุ่มได้ แต่ต้องอยู่ในพื้นที่ดำเนินการของการไฟฟ้านั้น (4) ขนาดกำลังการผลิตติดตั้งให้เป็นไปตามพิกัดของมิเตอร์วัดหน่วยไฟฟ้าและตามระเบียบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย เรื่องการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า(5) อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกิน พิจารณาจากสัดส่วนประเภทผู้ใช้ไฟฟ้า และการวิเคราะห์ผลตอบแทนการลงทุนโซลาร์รูฟไฟฟ้าส่วนที่ใช้เอง (self – consumed) และไฟฟ้าส่วนเกิน (excess) โดยกำหนด 3 ราคา คงที่ ระยะเวลาส่งเสริม 25 ปี ดังนี้ 1) บ้านอยู่อาศัย อัตรารับซื้อไฟฟ้า 2.00 บาท/หน่วย 2) อาคารธุรกิจ/โรงงาน (ขนาดติดตั้ง 1 MWp) อัตรารับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาท/หน่วย 3) อาคารธุรกิจ/โรงงาน (ขนาดติดตั้ง 1 MWp) อัตรารับซื้อไฟฟ้า 0.50 บาท/หน่วย ซึ่งจากการวิเคราะห์ผลตอบแทนการลงทุนโซลาร์รูฟอย่างเสรีตามอัตราการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินดังกล่าวจะทำให้บ้านอยู่อาศัยได้รับผลตอบแทน IRR ร้อยละ 7.4 และคืนทุนภายในเวลาประเมาณ 11 ปี อาคาร/โรงงาน ขนาดติดตั้ง 1 เมกะวัตต์ หากได้รับสิทธิประโยชน์สูงสุดร้อยละ 50 จาก BOI จะทำให้ได้รับผลตอบแทน IRR ร้อยละ 18.3 และคืนทุนภายในเวลาประมาณ 5.5 ปี หากไม่ได้รับสิทธิประโยชน์จาก BOI จะทำให้ได้รับผลตอบแทน IRR ร้อยละ 8.1 และคืนทุนภายในเวลาประมาณ 10.5 ปี และหากได้รับสิทธิประโยชน์บางส่วน ผลตอบแทนก็จะลดลงตามสัดส่วน และอาคาร/โรงงาน 1 เมกะวัตต์ ที่ 0.50 บาท/หน่วย หากได้รับสิทธิประโยชน์สูงสุดร้อยละ 50 จาก BOI จะทำให้ได้รับผลตอบแทน IRR ร้อยละ 18.6 และคืนทุนภายในเวลาประมาณ 5.4 ปี หากไม่ได้รับสิทธิประโยชน์จาก BOI จะทำให้ได้รับผลตอบแทน IRR ร้อยละ 8.1 และคืนทุนภายในเวลาประมาณ 10.4 ปี และหากได้รับสิทธิประโยชน์บางส่วน ผลตอบแทนก็จะลดลงตามสัดส่วน และ (5) การเข้าร่วมโครงการ มอบ กกพ. พิจารณาจัดทำหลักเกณฑ์ ระเบียบ ประกาศการเข้าร่วมโครงการ และคัดเลือกผู้เข้าร่วมโครงการโดยวิธีการคัดเลือกแบบมาก่อนได้ก่อน (Fist Come First Serve) เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมและโปร่งใส
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอความเห็น ดังนี้ (1) เห็นควรให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และ กกพ. ปรับปรุงเงื่อนไขและกฎระเบียบต่างๆ เพื่ออำนวยความสะดวกแก่ผู้เข้าร่วมโครงการแบบ One Stop Service (2) เห็นควรให้ กกพ. และการไฟฟ้าแจ้งผู้เข้าร่วมโครงการฯ ทราบ ในกรณีที่จะมีการคิดค่าใช้จ่าย ค่าเชื่อมโยงไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2549 ซึ่งในปัจจุบันยังไม่มีการเรียกเก็บค่าใช้จ่ายดังกล่าว โดย กพช. เห็นชอบแนวทางการกำหนดค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนให้การไฟฟ้าเรียกเก็บค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้า ดังต่อไปนี้ 1) ผู้ผลิตไฟฟ้าที่ไม่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า 2) มีกำลังการผลิตรวมกันสูงกว่า 20 เมกะวัตต์ เพื่อใช้เอง หรือมีกำลังการผลิตรวมกันสูงกว่า 6 เมกะวัตต์ เพื่อขายให้การไฟฟ้า 3) ขอเดินเครื่องเชื่อมโยงกับระบบของการไฟฟ้าทั้งโดยตรงหรือที่เชื่อมโยงผ่านโรงไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า และ 4) ได้รับอนุญาตจากการไฟฟ้า อันเกี่ยวกับเงื่อนไขด้านเทคนิคทางวิศวกรรม และ ความปลอดภัยของระบบไฟฟ้าเพื่อการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า แต่ปัจจุบันยังไม่มีการเรียกเก็บค่าใช้จ่ายดังกล่าว แต่หาก กกพ. จะพิจารณาทบทวนการกำหนดค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนให้แล้วเสร็จ ผู้เชื่อมโยงระบบจะต้องเสียค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าตามประกาศของการ กกพ. ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้มีโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟ Net Billing ปี 2560 โดยมีรายละเอียดดังนี้
1.1 รูปแบบการส่งเสริมเป็นแบบ Net Billing
1.2 ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า ปริมาณรวม 305.63 เมกะวัตต์ โดยแบ่งปริมาณและพื้นทีดำเนินการ ดังนี้
1.2.1 ผู้เข้าร่วมโครงการนำร่องฯ จำนวน 180 ราย ปริมาณรวม 5.63 เมกะวัตต์ ที่มีสัญญากับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายภายในวันที่ 31 สิงหาคม 2560 จะได้รับสิทธิ์เข้าร่วมโครงการโดยให้มีผลตั้งแต่มีการแก้ไขสัญญาแบบมีการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินแล้วเสร็จ
1.2.2 ผู้เข้าร่วมสมัครใหม่ ปริมาณรวม 300 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น
1) พื้นที่การไฟฟ้านครหลวง ปริมาณรวม 150 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น บ้านอยู่อาศัย 20 เมกะวัตต์ และ อาคาร/โรงงาน 130 เมกะวัตต์
2) พื้นที่การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ปริมาณรวม 150 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น บ้านอยู่อาศัย 20 เมกะวัตต์ และ อาคาร/โรงงาน 130 เมกะวัตต์
ทั้งนี้ หากปริมาณเป้าหมายการส่งเสริมสำหรับบ้านอยู่อาศัย หรืออาคาร/โรงงาน เหลือ ให้อีกกลุ่มสามารถใช้สิทธิ์ปริมาณที่เหลือได้ แต่ต้องอยู่ในพื้นที่ระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายนั้นๆ
1.3 ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง ให้ใช้ตามข้อกำหนดและตามระเบียบเรื่องการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค โดยมอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน จัดทำหลักเกณฑ์ต่อไป
1.4 อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกิน กำหนดอัตรารับซื้อส่วนเกิน 3 อัตรา เป็นอัตราคงที่ ระยะเวลาส่งเสริม 25 ปี ดังนี้
1.4.1 บ้านอยู่อาศัย อัตรารับซื้อไฟฟ้า 2.00 บาท/หน่วย
1.4.2 อาคาร/โรงงาน ขนาดติดตั้ง 1 MWp อัตรารับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาท/หน่วย
1.4.3 ผอาคาร/โรงงาน ขนาดติดตั้ง 1 MWp อัตรารับซื้อไฟฟ้า 0.50 บาท/หน่วย
1.5 การเข้าร่วมโครงการ เห็นควรมอบคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จัดทำหลักเกณฑ์ ระเบียบ ประกาศการเข้าร่วมโครงการ โดยคัดเลือกแบบมาก่อนได้ก่อน (First Come First Serve) อย่างเป็นธรรมและโปร่งใส
1.6 บ้านอยู่อาศัย อาคาร/โรงงาน ที่ขนานเครื่องแล้ว (เชื่อมต่อเข้าระบบไฟฟ้าแล้ว) ให้มีสิทธิ์เข้าร่วมโครงการได้ แต่ต้องยื่นสมัครและปฏิบัติตามประกาศการเข้าร่วมโครงการฯ ของ กกพ.
1.7 กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ให้ผู้ผ่านการคัดเลือกเข้าร่วมโครงการดำเนินการเชื่อมต่อกับระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ภายในวันที่ 31 มีนาคม 2562
2. เห็นชอบให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 2 การปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2560 ได้มีมติมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ศึกษาการกำหนดกรอบราคาสำหรับติดตามการแข่งขันกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ และ ศึกษาผลกระทบของการอ้างอิงราคา CP หรือ CP Spot (รายวัน) หรือ CP Spot (วันสุดท้ายของเดือน) หรือ CP Spot (เฉลี่ย 30 วัน) กรณีราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่อยู่ในช่วงปรับราคาขึ้นหรือปรับราคาลง
2. แนวทางการปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น ปัจจุบันราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับภาคเชื้อเพลิงถูกคำนวณตามหลักเกณฑ์ Import Parity จากการอ้างอิงราคานำเข้า CP + X โดย CP (Contract Price) คือ ราคาประกาศเปโตรมิน ณ ราสทานูรา ซาอุดีอาระเบีย ด้วยสัดส่วนระหว่างโพรเพนและบิวเทน 50:50 ณ เดือนที่คำนวณราคา และ X คือ ค่าใช้จ่ายดำเนินการนำเข้า ซึ่งประกอบด้วยค่าขนส่ง (จากราสทานูรา ประเทศซาอุดีอาระเบีย มายังศรีราชา ประเทศไทย) ค่าประกันภัย ค่าการสูญเสีย และค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ อย่างไรก็ดี การอ้างอิงราคาเนื้อก๊าซ LPG ตลาดโลกด้วยราคา CP ยังมีข้อจำกัดอยู่บ้าง กล่าวคือ CP เป็นราคาประกาศรายเดือน ซึ่งเปลี่ยนแปลงทุกวันที่ 1 ของเดือน ไม่สามารถสะท้อนราคาซื้อขายจริงระหว่างเดือนได้ดีเท่าที่ควร ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้เปลี่ยนหลักเกณฑ์การอ้างอิงราคาก๊าซ LPG นำเข้าจากเดิมที่อ้างอิงด้วยราคา CP ที่ประกาศรายเดือนเป็นอ้างอิงด้วยราคา LPG cargo จากข้อมูล Spot Cargo ( FOB Arab Gulf ) ของ Platts เฉลี่ยรายสัปดาห์แทน เนื่องจากราคา LPG cargo มีการประกาศเป็นรายวันซึ่งสามารถสะท้อนภาวะการซื้อขายในตลาดจร (spot market) ได้รวดเร็วขึ้น ขณะที่ในระยะยาว ราคา LPG cargo ก็ยังมีการเคลื่อนไหวสอดคล้องกับราคา CP ด้วยเช่นกัน โดยข้อเสนอหลักเกณฑ์ใหม่ใช้ค่าเฉลี่ยของ LPG cargo เป็นรายสัปดาห์ในการคำนวณราคา ณ โรงกลั่นเพื่อให้ราคาขายปลีกอ้างอิงปลายทางไม่ผันผวนมากจนเกินไป
3. แนวทางการปรับปรุงกลไกการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปัจจุบันในภาวะการณ์ที่ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกอยู่ในระดับสูงซึ่งส่งผลกระทบถึงผู้บริโภคปลายทาง กบง. ได้ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีก โดยในช่วงสามเดือนที่ผ่านมา ราคา CP ปรับขึ้นจาก 440 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ในเดือนสิงหาคม 2560 เป็น 490 และ 577.5 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ในเดือนกันยายนและตุลาคม 2560 ตามลำดับ ซึ่งการรักษาเสถียรภาพราคาปลีกปลายทางทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีภาระการชดเชยเพิ่มสูงขึ้นจาก 510 ล้านบาทต่อเดือนในเดือนสิงหาคม 2560 เป็นชดเชย 913 ล้านบาทต่อเดือนในเดือนตุลาคม 2560 ส่งผลให้ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ลดลงจากประมาณ 6,500 ล้านบาทในช่วงต้นเดือนสิงหาคม 2560 เป็นอยู่ที่ 5,148 ล้านบาท ณ วันที่ 15 ตุลาคม 2560 และคาดการณ์ว่าฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG จะอยู่ที่ระดับประมาณ 4,300 ล้านบาทในช่วงสิ้นเดือนตุลาคมนี้ การรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกดังกล่าวอาจทำได้อีกเพียงสี่เดือนที่ระดับการชดเชยปัจจุบัน ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้กำหนดเพดานการอุดหนุน (Subsidy Cap) โดยจำกัดวงเงินการชดเชยราคาในแต่ละเดือนให้ไม่เกินร้อยละ 5ของฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ ปัจจุบัน (รวมบัญชีน้ำมันและบัญชี LPG) เช่น ณ วันที่ 15 ตุลาคม 2560 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 37,532 ล้านบาท ดังนั้นการชดเชยราคาในเดือนตุลาคม 2560 ต้องไม่เกินร้อยละ 5 คือ 1,876 ล้านบาท
4. แนวทางการปรับปรุงกรอบราคาสำหรับติดตามการแข่งขัน เนื่องจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติใช้ ก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นทรัพยากรในประเทศมาผลิตก๊าซ LPG ทำให้ก๊าซ LPG ที่ผลิตได้มีต้นทุนต่ำกว่าก๊าซ LPG ที่นำเข้าอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งส่งผลให้ผู้นำเข้าก๊าซ LPG ไม่สามารถสู้ราคากับโรงแยกก๊าซธรรมชาติได้ ดังนั้นเพื่อให้ต้นทุนก๊าซ LPG จากทุกแหล่งจัดหามีต้นทุนที่ใกล้เคียงกันและแข่งขันกันได้ภายใต้ระบบการค้าเสรี ปัจจุบันจึงมีการเก็บส่วนต่างราคากรณีราคา CP+X สูงกว่าต้นทุนก๊าซ LPG จากกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติเกิน 0.67 บาทต่อกิโลกรัม (10 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม) และชดเชยกรณีราคา CP+X ต่ำกว่าต้นทุนก๊าซ LPG จากกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติเกิน 0.67 บาทต่อกิโลกรัม นอกจากนี้ กรอบราคาสำหรับติดตามการแข่งขัน ± 0.67 บาทต่อกิโลกรัม ยังทำหน้าที่เป็นกันชน (buffer) ลดผลกระทบที่เกิดจากส่วนต่างระหว่างราคานำเข้า CP+X ที่รัฐกำหนดสำหรับการอ้างอิง และราคานำเข้าจริงของผู้ค้าก๊าซ กล่าวคือ หากรัฐกำหนด CP+X สูงกว่าราคานำเข้าจริงมากจะส่งผลให้กลุ่มโรงแยกก๊าซฯ ไม่สามารถแข่งขันได้เนื่องจากถูกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนผลิตและจัดหา (กองทุนฯ #1) มากกว่าที่ควรจะเป็น และในทางกลับกันผู้นำเข้าจะไม่สามารถแข่งขันได้หรือไม่มีผู้นำเข้าเลย หากรัฐกำหนด CP+X อ้างอิงต่ำกว่าราคานำเข้าจริงมากเกินควร ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้คงกรอบราคาสำหรับติดตามการแข่งขันที่ ± 0.67 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไป เพื่อส่งเสริมการแข่งขันเสรี และช่วยบรรเทาปัญหาส่วนต่างราคา CP+X ที่รัฐกำหนดซึ่งอาจแตกต่างจากราคานำเข้าจริง
5. แนวทางการปรับปรุงการกำหนดค่าการตลาด ค่าการตลาดของก๊าซ LPG ที่ปัจจุบันกำหนดอยู่ที่ 3.2566 บาทต่อกิโลกรัม เป็นตัวเลขที่ใช้มาเป็นระยะเวลายาวนานมากกว่าสิบปี อาจจะไม่สะท้อนความเป็นจริง ในปัจจุบัน นอกจากนี้ค่าการตลาดดังกล่าวสะท้อนถึงธุรกิจในภาคครัวเรือน (ก๊าซหุงต้มบรรจุถัง) มากกว่าจะเป็น ภาคขนส่ง (สถานีบริการ) ซึ่งมีค่าใช้จ่ายในการดำเนินการแตกต่างกันโดยสิ้นเชิง ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้ศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ของทั้งภาคครัวเรือนและภาคขนส่งที่สะท้อนต้นทุนการดำเนินการที่แท้จริงในแต่ละ ภาคธุรกิจ เพื่อใช้ติดตามราคาขายปลีกที่เหมาะสม
6. ราคาขายปลีกก๊าซ LPG และอัตรากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงส่วนขายปลีก กลไกการอ้างอิงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ปัจจุบันเกิดจากการคำนวณราคาขายส่งบวกค่าการตลาดที่คงที่ (3.2566 บาทต่อกิโลกรัม) หรือกล่าวได้ว่า ราคาขายปลีกเกิดจากการคำนวณ มิใช่ราคาขายปลีกที่เกิดจากกลไกตลาด แตกต่างจากน้ำมันเชื้อเพลิงประเภทอื่นที่ภาครัฐอ้างอิงราคาขายปลีกโดยตรงจากข้อมูลของผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงซึ่งเกิดจากระบบตลาดที่ใช้การแข่งขันเป็นกลไกกำหนดราคา การกำหนดราคาขายปลีกจากการคำนวณและให้ข้อมูลดังกล่าวต่อสื่อมวลชนทุกต้นเดือนจึงอาจเป็นการชี้นำราคา ทำให้กลไลตลาดไม่สามารถดำเนินไปได้ ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้ปรับกลไก การอ้างอิงราคาก๊าซ LPG จากเดิมที่ใช้ราคาขายปลีกจากการคำนวณ เป็นการใช้ราคาขายปลีกที่ผู้ค้าเป็นผู้กำหนดเองตามกลไกตลาด โดยภาครัฐทำหน้าที่ติดตามค่าการตลาดให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม รวมถึงงดการให้ข้อมูลราคาขายปลีกต่อสื่อมวลชนเพื่อป้องกันการชี้นำราคา อีกทั้งขอความร่วมมือกรมการค้าภายใน กระทรวงพาณิชย์ คงราคาแนะนำขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนไว้ที่ราคาสูงสุดเพื่อเป็นเพดานราคาขายปลีกก๊าซ LPG ถ้าในช่วงราคาตลาดโลกปรับตัวลดลงจะทำให้เกิดการแข่งขันด้านราคาขายปลีกมากขึ้น ในส่วนการปรับอัตรากองทุนน้ำมันฯ (กองทุนฯ #2) ของก๊าซ LPG เฉพาะในกรณีที่มีความจำเป็นเท่านั้น เช่น กรณีที่ราคาตลาดโลกมีความผันผวนมาก หรือกรณีที่ค่าการตลาดของผู้ค้าสูงเกินควร เป็นต้น เพื่อให้กลไกตลาดเข้ามามีบทบาทเพิ่มขึ้น สอดคล้องกับน้ำมันเชื้อเพลิงประเภทอื่นที่มิได้ปรับอัตรากองทุนน้ำมันฯ เป็นประจำทุกเดือน
7. แนวทางปรับปรุงกลไกติดตามการแข่งขันหลังเปิดเสรี จากการสำรวจเบื้องต้น พบว่าราคาขายปลีก ก๊าซ LPG ของสถานีบริการอยู่ต่ำกว่าราคาขายปลีกของร้านค้าก๊าซหุงต้มค่อนข้างมาก ซึ่งส่วนหนึ่งเกิดจาก ค่าการตลาดที่แตกต่างกัน แต่อีกหนึ่งปัจจัยเกิดจากระดับการแข่งขันที่แตกต่างกันของธุรกิจก๊าซหุงต้มและธุรกิจสถานีบริการ อย่างไรก็ดี ปัจจุบันภาครัฐมีการเก็บข้อมูลราคาขายปลีกก๊าซ LPG ของภาคครัวเรือน (ขนาดถัง 15 กิโลกรัม) จากการสำรวจของพลังงานจังหวัด (พนจ.) เท่านั้น โดยยังมิได้มีกลไกการติดตามราคาก๊าซ LPG ของสถานีบริการ ทำให้ไม่มีข้อมูลสำหรับวิเคราะห์สถานการณ์การแข่งขันในภาคขนส่งหลังการเปิดเสรี ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้มีการติดตามราคาขายปลีกก๊าซ LPG ทั้งภาคขนส่งและภาคครัวเรือน จากทั้งการสำรวจตรงของ พนจ. และการรวบรวมข้อมูลจากผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบเปลี่ยนหลักเกณฑ์การอ้างอิงราคาก๊าซ LPG นำเข้าจากเดิมที่อ้างอิงด้วยราคา CP ที่ประกาศรายเดือนเป็นอ้างอิงด้วยราคา LPG cargo จากข้อมูล Spot Cargo ( FOB Arab Gulf ) ของ Platts เฉลี่ย รายสัปดาห์แทน
ทั้งนี้ การเผยแพร่ข้อมูลโครงสร้างราคาก๊าซ LPG อ้างอิงจะเปลี่ยนแปลงจากเดิมที่เป็นข้อมูลรายเดือนเป็นข้อมูลรายสัปดาห์ที่เปลี่ยนแปลงทุกวันจันทร์ (หรือวันทำการวันแรกของสัปดาห์)
2. เห็นชอบกำหนดเพดานการอุดหนุนราคาก๊าซ LPG (Subsidy Cap) โดยจำกัดปริมาณเงินการชดเชยราคาสูงสุดในแต่ละเดือนให้ไม่เกินร้อยละ 5 ของฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของเดิม (ทั้งบัญชีน้ำมันและบัญชีก๊าซ LPG)
3. เห็นชอบปรับกลไกการอ้างอิงราคาก๊าซ LPG จากเดิมที่ใช้ราคาขายปลีกจากการคำนวณด้วยโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ LPG เป็นการใช้ราคาขายปลีกของผู้ค้าแทน
4. มอบหมายสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ดังนี้
(1) จัดเตรียมระบบประเมินผลการปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซ LPG เป็นรายสัปดาห์
(2) รวบรวมข้อมูลราคาขายปลีกก๊าซ LPG ของภาคครัวเรือนและภาคขนส่งในเขตกรุงเทพฯ จากผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงตามมาตรา 7
(3) เตรียมการศึกษาค่าการตลาดที่เหมาะสมของก๊าซ LPG ทั้งในภาคครัวเรือนและภาคขนส่ง
5. มอบหมายกรมธุรกิจพลังงานรวบรวมและตรวจสอบปริมาณและราคานำเข้าก๊าซ LPG ของผู้ค้าก๊าซเพื่อเปรียบเทียบกับราคา ณ โรงกลั่นที่คำนวณตามหลักเกณฑ์ Import Parity และรายงาน กบง. ต่อไป
6. มอบหมายสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (พลังงานจังหวัด) ทำการสำรวจและเก็บข้อมูลราคาขายปลีกก๊าซ LPG ของสถานีบริการ ทุกจังหวัดทั่วประเทศ
7. มอบหมายผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงตามมาตรา 7 แจ้งราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนและภาคขนส่งต่อสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน
เรื่องที่ 3 การทบทวนแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2561
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 17 พฤศจิกายน 2557 ได้อนุมัติกรอบแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง งบบริหาร ปีงบประมาณ 2558 – 2561 ของ 5 หน่วยงาน ได้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมสรรพสามิต กรมศุลกากร สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) เป็นจำนวนเงิน 153,152,200 บาท และงบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2558 – 2561 เป็นจำนวนเงินปีละ 300 ล้านบาท
2. เมื่อวันที่ 18 กันยายน 2560 คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (อบน.) ได้พิจารณาแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันฯ ปีงบประมาณ 2561 และได้มีมติให้ สป.พน. สนพ. กรมสรรพสามิต กรมศุลกากร และ สบพน. หารือกับฝ่ายเลขานุการฯ เพื่อทบทวนแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันฯ ให้มีความเหมาะสม โดยให้พิจารณาผลการเบิกจ่ายจริงของปีที่ผ่านมา และนำเสนอ อบน. ในการประชุมครั้งต่อไป นอกจากนี้ ได้เห็นชอบงบค่าใช้จ่ายอื่น วงเงิน 300 ล้านบาท เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลาง และอนุมัติให้ดำเนินงาน 5 โครงการ ได้แก่ โครงการศึกษาสภาวะการแข่งขันในตลาดค้าปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับยานยนต์ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ของ สนพ. และอีก 4 โครงการของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้แก่ โครงการพัฒนาระบบฐานข้อมูลสถานที่เก็บและปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงสำรองของประเทศ โครงการจัดตั้งศูนย์สอบและทะเบียนผู้ปฏิบัติงานตามกฎหมายควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง โครงการจัดตั้งศูนย์ทดสอบแบบไม่ทำลาย (NDT) และโครงการศึกษาการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศไทย (Strategic Petroleum Reserve: SPR) รวม 5 โครงการ เป็นเงิน 43,915,157 บาท และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กบง. พิจารณาอนุมัติต่อไป
3. เมื่อวันที่ 22 กันยายน 2560 อบน. ได้มีมติอนุมัติเงินงบบริหาร ปีงบประมาณ 2561 ของ 5 หน่วยงาน เป็นจำนวนเงินรวม 16,698,100 บาท โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2560 เป็นต้นไป และมอบหมายให้กรมสรรพสามิตจัดทำรายละเอียดข้อมูลและเหตุผลความจำเป็นประกอบในคำขอจัดซื้อครุภัณฑ์คอมพิวเตอร์ เพื่อนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2560 กบง. ได้พิจารณาแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2561 โดยได้มีมติรับทราบผลการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันฯ ปีงบประมาณ 2560 และอนุมัติในหลักการแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันฯ ปีงบประมาณ 2561 โดยมอบหมายให้ อบน. ไปทบทวนรายละเอียดเงินงบบริหารและงบค่าใช้จ่ายอื่นให้สอดคล้องกับวัตถุประสงค์การใช้จ่ายเงินของกองทุนน้ำมันฯ และให้นำกลับมาเสนอ กบง. อีกครั้ง
4. สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการฯ กบง. และ อบน. ได้ประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้จัดเตรียมข้อมูลภารกิจของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องกับกองทุนน้ำมันฯ เพื่อประกอบการทบทวนคำขอจัดตั้งงบประมาณของ 5 หน่วยงาน และคำขอรับเงินสนับสนุนสำหรับดำเนินงาน 5 โครงการ ว่าสอดคล้องกับวัตถุประสงค์การใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันฯ ตามระเบียบกระทรวงพลังงานว่าด้วยการฝากและการเบิกจ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2556 หมวด 2 การจ่ายเงิน ข้อ 9 กำหนดให้เงินกองทุนน้ำมันฯ สามารถใช้จ่ายได้ตามวัตถุประสงค์ของกองทุน จำนวน 6 ข้อ โดยในส่วนของแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันฯ แบ่งเป็น 2 ส่วน คือ (1) งบบริหาร เป็นการใช้จ่ายเงินตามวัตถุประสงค์ข้อ 9 (3) “เป็นค่าใช้จ่ายในการบริหารกองทุน ภายในวงเงินประมาณการรายจ่ายประจำปีที่คณะกรรมการหรือคณะอนุกรรมการอนุมัติ ตามประเภทรายจ่าย ดังนี้ (3.1) ค่าจ้างชั่วคราว (3.2) ค่าตอบแทนใช้สอยและวัสดุ (3.3) ค่าครุภัณฑ์ (3.4) ค่าใช้จ่ายอื่นๆ ตามที่คณะกรรมการหรือคณะอนุกรรมการเห็นชอบโดยให้การถัวจ่ายเงินกองทุนในทุกประเภทรายจ่ายเป็นไปตามที่คณะกรรมการหรือคณะอนุกรรมการอนุมัติ” (2) งบค่าใช้จ่ายอื่น เป็นเงินสำรองกองกลาง สามารถใช้จ่ายเงินได้ตามวัตถุประสงค์ 3 ข้อ คือ ข้อ 9 (4) “เป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินการใดๆ เพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง” ข้อ 9 (5) “ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการใดๆ เพื่อให้การเก็บเงินเข้ากองทุนหรือการจ่ายเงินชดเชยจากกองทุนเป็นไปอย่างครบถ้วนและมีประสิทธิภาพ” และข้อ 9 (6) “เป็นค่าใช้จ่ายอื่นๆ ตามที่คณะกรรมการหรือคณะอนุกรรมการเห็นชอบ” ต่อมาเมื่อวันที่ 9 ตุลาคม 2560 สป.พน. ได้มีหนังสือถึงฝ่ายเลขานุการฯ เพื่อขอยกเลิกคำของบประมาณกองทุนน้ำมันฯ ปีงบประมาณ 2561 ดังนั้น คงเหลือ 4 หน่วยงาน ที่มีภารกิจในการบริหารกองทุนน้ำมันฯ ตามระเบียบกระทรวงพลังงานว่าด้วยการฝากและการเบิกจ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2556 หมวด 2 การจ่ายเงิน ข้อ 9 (3) ได้แก่ สนพ. กรมสรรพสามิต กรมศุลการกร และ สบพน.
5. อบน. ในการประชุมเมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2560 ได้พิจารณาการทบทวนคำขอตั้งงบประมาณรายจ่ายจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2561 โดยแบ่งเป็น 2 ส่วน คือ (1) งบบริหาร ของ 4 หน่วยงาน ซึ่งตั้งขอรับเงินในปีงบประมาณ 2561 เป็นจำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 10,063,800 บาท ประกอบด้วย สนพ. จำนวน 1.03920 ล้านบาท กรมสรรพสามติ จำนวน 6.6498 ล้านบาท กรมศุลกากร จำนวน 1.0301 ล้านบาท และ สบพน. จำนวน 0.9919 ล้านบาท ซึ่ง อบน. ได้พิจารณาแล้วมีความเห็นว่า ค่าใช้จ่ายในการบริหารกองทุนน้ำมันฯ ของทุกหน่วยงานเกี่ยวกับภารกิจการบริหารกองทุนน้ำมันฯ และอัตราค่าใช้จ่ายดังกล่าวเป็นไปตามระเบียบของกระทรวงการคลัง ส่วนการขอจัดซื้อครุภัณฑ์คอมพิวเตอร์ของกรมสรรพสามิต ให้เป็นไปตามข้อกำหนดตามเกณฑ์ราคากลางของกระทรวงดิจิตัลฯ และดำเนินการจัดซื้อให้ถูกต้องตามระเบียบกระทรวงการคลังว่าด้วยการจัดซื้อจัดจ้างและการบริหารพัสดุภาครัฐ พ.ศ. 2560 หรือระเบียบราชการอื่นที่เกี่ยวข้อง (2) งบค่าใช้จ่ายอื่น เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลาง โดยตามมติ อบน. เมื่อวันที่ 18 กันยายน 2560 ได้เห็นชอบงบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2561 จำนวน 300 ล้านบาท เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลาง และอนุมัติในหลักการให้หน่วยงานดำเนินโครงการ จำนวน 5 โครงการ รวมเป็นเงิน 43,915,157 ซึ่งในการประชุม อบน. เมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2560 ธพ. ได้แจ้งขอยกเลิกคำขอรับการสนับสนุนเงินงบค่าใช้จ่ายอื่น 1 โครงการ คือ โครงการจัดตั้งศูนย์ทดสอบแบบไม่ทำลาย (DNT) วงเงิน 14,000,000 บาท จึงทำให้เหลือโครงการที่ตั้งของบประมาณ 4 โครงการ ประกอบด้วย (1) โครงการศึกษาสภาวะการแข่งขันในตลาดค้าปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับยานยนต์ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ในวงเงิน 5,396,545 บาท ระยะเวลา 15 เดือน (2) โครงการพัฒนาระบบฐานข้อมูลสถานที่เก็บและปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงสำรองของประเทศดำเนินการโดย ธพ. วงเงิน 4,500,000 บาท ระยะเวลา 12 เดือน (3) โครงการจัดตั้งศูนย์สอบและทะเบียนผู้ปฏิบัติงานตามกฎหมายควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิงดำเนินการโดย ธพ. วงเงิน 7,294,600 บาท ระยะเวลา 8 เดือน และ (4) โครงการศึกษาการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศไทย (Strategic Petroleum Reserve: SPR) ดำเนินการโดย ธพ. วงเงิน 12,724,012 บาท ระยะเวลา 9 เดือน ซึ่งที่ประชุมได้มีการพิจารณารายละเอียดคำของบประมาณทั้ง 2 ส่วน อย่างรอบคอบแล้ว ได้มีมติเห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันฯ ปีงบประมาณ 2561 ประกอบด้วย งบบริหาร ของ 4 หน่วยงาน เป็นจำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 10,063,800 บาท โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2560 เป็นต้นไป และงบประมาณทุกรายจ่ายให้สามารถนำมาถัวจ่ายได้ทุกรายการ และงบค่าใช้จ่ายอื่น จำนวน 300,000,000 บาท เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลางของปีงบประมาณ 2561 และอนุมัติให้ดำเนินโครงการจำนวน 4 โครงการ จำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 29,915,157 บาท
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปีงบประมาณ 2561 ดังนี้
1. งบบริหาร ของ 4 หน่วยงาน เป็นจำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 10,063,800 บาท โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2560 เป็นต้นไป และงบประมาณทุกรายจ่ายให้สามารถนำมาถัวจ่ายได้ทุกรายการ
2. งบค่าใช้จ่ายอื่น จำนวน 300,000,000 บาท เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลางของปีงบประมาณ 2561 และอนุมัติให้ดำเนินโครงการจำนวน 4 โครงการ จำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 29,915,157 บาท ดังนี้
2.1 โครงการศึกษาสภาวะการแข่งขันในตลาดค้าปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับยานยนต์ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน วงเงิน 5,396,545 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 15 เดือน นับถัดจากวันที่ลงนามในสัญญา
2.2 โครงการพัฒนาระบบฐานข้อมูลสถานที่เก็บและปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงสำรองของประเทศ ของกรมธุรกิจพลังงาน วงเงิน 4,500,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 12 เดือน นับจากวันที่ลงนามในสัญญา
2.3 โครงการจัดตั้งศูนย์สอบและทะเบียนผู้ปฏิบัติงานตามกฎหมายควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง ของกรมธุรกิจพลังงาน วงเงิน 7,294,600 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 8 เดือน นับตั้งแต่วันที่ได้รับอนุมัติ
2.4 โครงการศึกษาการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศไทย (Strategic Petroleum Reserve: SPR) วงเงิน 12,724,012 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 9 เดือน นับตั้งแต่วันที่สัญญาระบุให้เริ่มทำงาน
ทั้งนี้ กรอบวงเงินคงเหลือของงบค่าใช้จ่ายอื่น มอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นผู้พิจารณาอนุมัติต่อไป
เรื่องที่ 4 แนวทางดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งที่ 1/2558 (ครั้งที่ 1) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 ดังนี้ โดยให้ กลุ่มที่ 1 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561 เห็นควรให้ได้รับการต่ออายุสัญญาเดิมออกไปอีก 3-5 ปี โดยรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมเข้าสู่ระบบของ กฟผ. ในปริมาณที่น้อยสุด ด้วยสัญญาที่เหมาะสมและเป็นธรรม เนื่องจากกลุ่มนี้ไม่สามารถเตรียมการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงได้ทันภายในระยะ 2-3 ปี ทั้งนี้ จะต้องมีการปรับปรุงอัตรารับซื้อไฟฟ้าใหม่ให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า สะท้อนต้นทุนที่เกิดขึ้นจริงจากการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น และเมื่อสิ้นสุดการขยายสัญญาแล้ว ให้ดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ในลักษณะเดียวกับกลุ่มที่ 2 โดยมีอายุสัญญาไม่เกิน 20 ปี และกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าไม่ให้สูงกว่าที่รับซื้อจากโรงไฟฟ้า IPP และให้ กลุ่มที่ 2 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 เห็นควรให้ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียง เฉพาะโรงไฟฟ้าที่มีสถานที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม หรือกลุ่มโรงงานขนาดใหญ่ที่มีการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำหรือน้ำเย็นปริมาณมากเท่านั้น โดยโรงไฟฟ้าใหม่จะต้องมีขนาดกำลังการผลิตเหมาะสมกับปริมาณความต้องการใช้ไอน้ำของลูกค้า ในนิคมอุตสาหกรรม โดยมีอายุสัญญาไม่เกิน 20 ปี และกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าไม่ให้สูงกว่าที่รับซื้อจากโรงไฟฟ้า IPP และรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมเข้าสู่ระบบของ กฟผ. ในปริมาณที่น้อยที่สุดไม่เกินร้อยละ 20 ของกำลังการผลิตตามสัญญาเดิมที่เคยขายเข้าระบบ ด้วยสัญญาที่เหมาะสมและเป็นธรรม ทั้งนี้ จะต้องมีการปรับปรุงระเบียบที่มีความรัดกุมสามารถกำกับดูแลโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ให้ดำเนินการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำเป็นไปตามวัตถุประสงค์ของการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration โดยมีประสิทธิภาพการใช้เชื้อเพลิงปฐมภูมิสูงกว่าโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ซึ่งมีการก่อสร้างใหม่และมีการผลิตไฟฟ้าอย่างเดียว โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับหลักการและแนวทางที่ กพช. ให้ความเห็นชอบ ไปพิจารณาดำเนินการในรายละเอียดเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติต่อไป
2. สมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ได้มีหนังสือถึงนายกรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2558 ร้องเรียนขอให้ทบทวนมติ กพช. เรื่องแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ในประเด็นต่างๆ พร้อมทั้งมีข้อเสนอแนวทางการดำเนินการ ดังนี้ (1) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า ตามที่ กพช. ได้มีมติ เป็นปริมาณที่ต่ำกว่าความเหมาะสมอย่างมาก ควรมีการปรับเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเข้าสู่ระบบของ กฟผ. เป็นไม่เกิน 60 เมกะวัตต์ (2) อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ตามมติ กพช. เป็นการใช้ประโยชน์โรงไฟฟ้าไม่คุ้มค่า เนื่องจากโรงไฟฟ้ามีอายุการใช้งานประมาณ 30 ปี จึงขอปรับเพิ่มอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเป็น 25 ปี (3) ราคารับซื้อไฟฟ้า ตามที่ กพช. ได้มีมติ เป็นราคาที่ไม่เป็นธรรมและต่ำกว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของ SPP และได้เสนอแนวทางการกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า โดยโครงสร้างราคาอ้างอิงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภทสัญญา Firm ปี 2553 โดยมีการปรับลดอัตราต่างๆ ลง เช่น ค่าพลังไฟฟ้า ให้มีส่วนลดร้อยละ 10 จากสูตรราคาตามระเบียบปี 2553 และค่าพลังงานไฟฟ้า ให้มีการปรับลดอัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) ลงเป็น 7,900 BTU/kWh ซึ่ง กพช. ในการประชุมครั้งที่ 2/2559 (ครั้งที่ 7) เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ได้พิจารณาแนวทางการดำเนินการกับข้อร้องเรียนของ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญา โดยได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 โดยกลุ่มที่ 1 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561 (ต่ออายุสัญญา) ให้มีระยะเวลาสัญญา 3 ปี ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 60 เมกะวัตต์ และไม่เกินกว่าปริมาณขายไฟฟ้าตามสัญญาเดิม โดยราคารับซื้อไฟฟ้า ณ ราคาก๊าซ 263 บาทต่อล้านบีทียู อยู่ที่ 2.375 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง กลุ่มที่ 2 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) ให้มีระยะเวลาสัญญา 25 ปี ปริมาณรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 30 เมกะวัตต์ และไม่เกินร้อยละ 30 ของกำลังผลิตสุทธิ (Net Generation) ไฟฟ้ารวมไอน้ำ และจะต้องไม่เกินกว่าปริมาณขายไฟฟ้าตามสัญญาเดิมอัตรารับซื้อไฟฟ้าอยู่ที่ 2,8186 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง โดยมอบหมายให้ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 ตามแนวทางข้างต้น
3. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) มีหนังสือถึง สนพ. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2560 แจ้งว่า มีปัญหาในการดำเนินการต่ออายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับบริษัท โกลว์ พลังงาน จำกัด (มหาชน) (โครงการ1) เนื่องจาก กฟผ. ตรวจสอบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของบริษัทพบว่าสิ้นสุดอายุสัญญาตั้งแต่เดือนกันยายน 2559 ซึ่งไม่ตรงตามเงื่อนไขตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ทั้งนี้ กฟผ. และบริษัทอยู่ระหว่างการดำเนินการเข้าสู่กระบวนการระงับข้อพิพาท โดยการนำเสนออนุญาโตตุลาการเพื่อพิจารณาชี้ขาดวันสิ้นสุดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และ กฟผ. ได้มีหนังสือสอบถามแนวทางการดำเนินการต่ออายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของบริษัทไปยังสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ซึ่งคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2560 แจ้งให้ทราบว่า กกพ. ได้มีการประชุมหารือแนวทางต่ออายุสัญญาบริษัท โกลว์ พลังงาน จำกัด (มหาชน) (โครงการ1) และได้มีข้อเสนอแนะแนวทางการแก้ไข ดังนี้ (1) ในระหว่างที่ กฟผ. และบริษัทอยู่ระหว่างการดำเนินการเข้าสู่กระบวนการระงับข้อพิพาทในประเด็นเรื่องวันสิ้นสุดอายุสัญญา เห็นควรให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าจากบริษัทไปพลางก่อนเพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อการจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำให้กับภาคอุตสาหกรรมของประเทศ (2) กกพ. เห็นควรให้เสนอต่อกระทรวงพลังงานพิจารณานำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาให้การสิ้นสุดอายุสัญญาของโครงการกลุ่มที่ 1 ครอบคลุมในปี 2559 – 2561 จากเดิมกำหนดไว้ปี 2560 – 2561 โดย สนพ. รับทราบในการประชุมคณะอนุกรรมการกำกับดูแลการจัดหาไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนว่า กกพ. มีปัญหาในการทางปฏิบัติในการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ต่อมาสำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือถึง สนพ. เมื่อวันที่ 19 กันยายน 2560 แจ้งผลการประชุมหารือ เรื่องแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาโดย กกพ. ความเห็นว่า ควรสนับสนุนการปรับปรุงระยะเวลาสิ้นสุดอายุสัญญาของ SPP ระบบ Cogeneration จากปี 2560 – 2568 เป็นปี 2559 – 2568 เพื่อให้ครอบคลุม SPP ระบบ Cogeneration ที่หมดอายุสัญญาในปี 2559 เห็นชอบหลักการในการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงเพื่อให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง และ เห็นควรสนับสนุนแนวทางทางเลือกสำหรับโครงการ SPP ระบบ Cogeneration ที่มีความประสงค์จะใช้เครื่องจักรอุปกรณ์เดิม โดยการเปลี่ยนชิ้นส่วนสำคัญบางชิ้นส่วน (Re-powering) ทั้งนี้ จะต้องปรับอัตรา CP1 = 0 สำหรับเงื่อนไขอื่นๆ ให้เป็นไปตามโรงไฟฟ้าที่ก่อสร้างใหม่ทุกประการ
4. กกพ. ได้ดำเนินการตามมติ กพช. ในวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 แล้วพบว่ามีประเด็นปัญหาในการดำเนินการและข้อเสนอการดำเนินการเพิ่มเติมสรุปได้ดังนี้ กลุ่มที่ 1 (ต่ออายุสัญญา) : บริษัท โกลว์ พลังงาน จำกัด (มหาชน) (โครงการ1) ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 แต่เมื่อมีการตรวจสอบสัญญาแล้วพบว่าสิ้นสุดอายุสัญญา ในปี 2559 ทั้งนี้เกิดจากความเข้าใจคลาดเคลื่อนเกี่ยวกับการนับวันเริ่มต้นสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของ กฟผ. และ บริษัท และกลุ่มที่ 2 (สร้างโรงไฟฟ้าใหม่) : กกพ. พบว่ามติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 มีการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ที่อ้างอิงเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ยังขาดความชัดเจนว่าจะสามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงได้หรือไม่ นอกจากนี้มี SPP ระบบ Cogeneration บางราย เสนอให้มีทางเลือกสำหรับ SPP ระบบ Cogeneration ที่สามารถใช้เครื่องจักรและอุปกรณ์เดิมที่ได้มีการปรับปรุงหรือเปลี่ยนแปลงก่อนวันสิ้นสุดอายุสัญญาแล้วไม่ต้องก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ แต่จะรับซื้อไฟฟ้าในอัตราที่ต่ำลง ซึ่ง สนพ. ได้จัดประชุมหารือร่วมกับ กกพ. และสมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนเมื่อวันที่ 14 กันยายน 2560 และวันที่ 3 ตุลาคม 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) SPP ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559 ไม่สามารถต่ออายุสัญญาได้ เนื่องจากมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ยังไม่ครอบคลุมโรงไฟฟ้าที่สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559 จึงเห็นควรเสนอให้ กพช. ปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของกลุ่มที่ 1 จากเดิมตั้งแต่ปี 2560 - 2561 เป็น 2559 – 2561 และ (2) กรณี SPP ระบบ Cogeneration ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง ที่ประชุมพิจารณาแล้วเห็นว่าหาก จะมีการกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าให้สะท้อนต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงถ่านหินโดยเฉพาะ จะทำให้ราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP ระบบ Cogeneration ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงมีราคาโดยรวมต่ำกว่าการรับซื้อไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration จากก๊าซธรรมชาติ จึงเห็นควรกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้ากรณีใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง โดยใช้หลักการเดียวกันกับการกำหนดราคารับซื้อ SPP ระบบ Cogeneration ที่อ้างอิงก๊าซธรรมชาติ โดยกำหนดอัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) เท่ากับ SPP ระบบ Cogeneration ที่มีการประกาศรับซื้อในรอบปี 2553 รวมทั้งเห็นควรเพิ่มให้ค่าขนส่งถ่านหิน (Freight Charge) (EP3) ซึ่งสรุปได้ว่าราคารับซื้อไฟฟ้าอยู่ที่ 2.54 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง เพื่อให้ครอบคลุมกลุ่มที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559 – 2561 สนพ. เห็นควรกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงสำหรับกลุ่มนี้ด้วย โดยใช้หลักการเดียวกันกับการกำหนดราคารับซื้อ SPP ระบบ Cogeneration ที่อ้างอิงก๊าซธรรมชาติ ซึ่งสรุปได้ว่าราคารับซื้อไฟฟ้าอยู่ที่ 1.24 บาทต่อกิโลวัตต์ – ชั่วโมง (ณ ราคาถ่านหิน 84.97 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน = 2,888.98 บาทต่อตัน) กรณีข้อเสนอทางเลือกสำหรับ SPP ระบบ Cogeneration สามารถใช้เครื่องจักรและอุปกรณ์เดิมที่ได้มีการปรับปรุงหรือเปลี่ยนแปลงก่อนวันสิ้นสุดอายุสัญญา หรือสามารถปรับปรุงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าให้ทัดเทียมกับการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ โดยอาจไม่จำเป็นต้องก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ทั้งหมด รวมทั้งที่ประชุมมีความเห็นว่าเห็นควรให้ SPP ระบบ Cogeneration สามารถสมัครใจเลือกใช้เครื่องจักรและอุปกรณ์เดิมที่ได้มีการปรับปรุงหรือเปลี่ยนแปลงก่อนวันสิ้นสุดอายุสัญญา หรือสามารถปรับปรุงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าให้ทัดเทียมกับการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ โดยไม่จำเป็นต้องก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ แต่จะต้องดำเนินการตามข้อกำหนดเหมือนกับกรณีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ และจะไม่ได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้าในส่วนของค่าพลังไฟฟ้า (CP1= 0) เนื่องจากอัตรานี้ประเมินจากปริมาณเงินลงทุนในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ และ สนพ. ได้เสนอแนวทางแก้ไขปัญหาและข้อเสนอการดำเนินการเพิ่มเติมต่อ กบง. เพื่อพิจารณา
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางแก้ไขปัญหาและข้อเสนอการดำเนินการเพิ่มเติม ดังนี้
1. ปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของกลุ่มที่ 1 จากเดิมตั้งแต่ปี 2560 - 2561 เป็น 2559 – 2561
2. ราคารับซื้อไฟฟ้า กรณี SPP ระบบ Cogeneration ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง ดังนี้
3. SPP ระบบ Cogeneration สามารถใช้เครื่องจักรและอุปกรณ์เดิมที่ได้มีการปรับปรุงหรือเปลี่ยนแปลงก่อนวันสิ้นสุดอายุสัญญา หรือสามารถปรับปรุงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าให้ทัดเทียมกับการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ โดยไม่ต้องก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ทั้งหมด แต่จะต้องดำเนินการตามข้อกำหนดเหมือนกับกรณีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ และจะไม่ได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้าในส่วนของค่าพลังไฟฟ้า (CP1= 0)
4. มอบคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานสามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการดำเนินการได้ ในกรณีมีปัญหาในทางปฏิบัติ ยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้าหากจะมีการเปลี่ยนแปลงจะต้องนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ทั้งนี้ ให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ผู้แทนบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (นายเทวินทร์ วงศ์วานิช) สรุปสาระสำคัญ ให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 และคณะรัฐมนตรี (ครม.) ในการประชุมวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 เห็นชอบให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป และให้นำเสนอขอความเห็นชอบเพื่อลงนามสัญญาซื้อขาย LNG จาก กพช. ในลำดับต่อไป โดยเมื่อ กพช. ให้ความเห็นชอบแล้ว จะรายงานให้ ครม. เพื่อรับทราบต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2556 กระทรวงพลังงาน ให้ความเห็นว่า ปตท. สามารถลงนาม Heads of Agreement (HOA) ในลักษณะ Non – legally binding กับโครงการ Mozambique LNG Area1 ได้ เพื่อจัดหา LNG ระยะยาว ในปริมาณ 2.625 ล้านตันต่อปี เป็นระยะเวลา 20 ปี โดยมีกำหนดส่งมอบ (เดิม) ในปี 2561/2562 แต่เนื่องจากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกได้ปรับตัวลดลงอย่างมากตั้งแต่ช่วงปลายปี 2557 เป็นต้นมา ทำให้โครงการ Mozambique LNG Area1 ไม่สามารถประกาศตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (Final Investment Decision : FID) ได้ตามกำหนดเดิมในสัญญา HOA (วันที่ 31 ธันวาคม 2557)
2. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 เห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมาติ พ.ศ. 2558 – 2579 (แผน Gas Plan 2015) ที่สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579(แผน PDP 2105; New Base Case) และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 รับทราบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 (กรณีปรับปรุงครั้งที่ 2 (พ.ศ. 2559)) และรับทราบปรับปรุงแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติครั้งล่าสุด เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ต่อมาเมื่อวันที่ 22 กันยายน 2560 ปตท. ได้รายงานต่อที่ประชุมระหว่างรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานกับ ปตท. ว่าการเจรจาสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับโครงการ Mozambique LNG Area1 แล้วเสร็จ
3. สถานการณ์และแนวโน้มราคา LNG ในตลาดโลก โดยในปี 2559 ปริมาณอุปทาน LNG ในตลาดโลก เพิ่มขึ้นเป็น 265 ล้านตัน จากในปี 2558 ซึ่งอยู่ที่ 250 ล้านตัน จากโครงการผลิต LNG แหล่งใหม่จากประเทศออสเตรเลีย สหรัฐอเมริกา มาเลเซีย และแองโกลา เป็นต้น ที่ทยอยเข้าสู่ตลาดอย่างต่อเนื่อง ในขณะที่ความต้องการซื้อ LNG ส่วนใหญ่ยังคงมาจากประเทศผู้ซื้อในภูมิภาคเอเชีย คิดเป็นร้อยละ 73 ของปริมาณความต้องการ LNG ทั่วโลก ทั้งนี้ ราคา Spot LNG ในไตรมาสที่ 2 ยังคงตัวอยู่ที่ระดับประมาณ 5 – 6 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู แต่จากการผลักดันนโยบายการลดมลพิษทางอากาศของประเทศเกาหลีใต้และประเทศจีน ส่งผลให้ปริมาณความต้องการ LNG เพิ่มสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ และเป็นปัจจัยสนับสนุนสำคัญให้ราคา Spot LNG ไม่ปรับลดลง แม้ว่าตลาดจะมีอุปทานเพิ่มมากขึ้น ทั้งนี้บริษัทผู้เชี่ยวชาญ อาทิ บริษัท Wood Mackenzie บริษัท FGE Energy และบริษัท Poten Partners มีความเห็นว่าตลาด LNG ว่ายังอยู่ในสภาวะที่มีอุปทานสูงกว่าอุปสงค์ (supply surplus) จนถึงปี 2565 – 2566 สำหรับประเทศไทยตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปรับปรุงเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ยังมีความต้องการ LNG ตั้งแต่ปี 2566 เป็นต้นไป สูงขึ้นอย่างต่อเนื่องมากกว่า 18 ล้านตันต่อปี ถึงแม้ว่า ปตท. มีการลงนามสัญญา LNG ระยะยาวจำนวน 4 สัญญากับบริษัท Qatargas บริษัท Shell บริษัท BP และบริษัท PETRONAS ปริมาณรวม 5.2 ล้านตันต่อปี ประเทศไทยยังมีความจำเป็นต้องจัดหา LNG ในสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ก๊าซฯ ภายในประเทศ และเป็นการเพิ่มความมั่นคงทางพลังงานให้ประเทศอีกด้วย
4. สาระสำคัญในสัญญา LNG SPA กับ Mozambique ผู้ขายคือ MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE.LTD ปริมาณซื้อขาย 2.625 ล้านตันต่อปี (มี Ramp up ในช่วง 12 เดือนแรกหลังจาก Commercial Start Date) กำหนด (Commercial Start Date) กำหนดส่งมอบตามสัญญาฯ ไม่เกินวันที่ 30 มิถุนายน 2567 อายุสัญญา 20 ปี (คู่สัญญาเห็นชอบร่วมกันในการขยายอายุสัญญา) แหล่งก๊าซที่ใช้ผลิต LNG ในระยะแรก แหล่งก๊าซ Golfinho-Atum ในพื้นที่สัมปทาน Mozambique Area 1 ประเทศโมซัมบิก เป็นต้น นอกจากนี้สัญญา LNG SPA มีเอกสาร แนบท้ายที่เกี่ยวข้อง จำนวน 3 ฉบับ ประกอบด้วย สัญญา Concessionaire Guarantee หนังสือ Notice and Acknowledgement และแบบฟอร์มสัญญา Deed of Transfer and Accession
5. จากสถานการณ์ LNG ในตลาดโลกปัจจุบันที่เป็นตลาดของผู้ซื้อซึ่งทำให้ผู้ซื้อมีอำนาจต่อรองสูง จึงเป็นช่วงเวลาเหมาะสมที่ประเทศไทยจะจัดหา LNG ระยะยาวเพิ่มเติมจากโครงการ Mozambique LNG Area1 ก่อนที่ตลาดจะกลับมาเป็นของผู้ขายอีกครั้งในปี 2565 ดังนั้น ปตท. จึงได้ดำเนินการเจรจากับบริษัท MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE.LTD เพื่อขอปรับลดราคาลงจากที่เคยตกลงไว้ตามสัญญา HOA ให้สะท้อนสภาวะตลาดให้มากขึ้น สรุปว่าราคาสุดท้ายที่ตกลง คือ ปรับลดลงจากราคาเดิมในสัญญา HOA เฉลี่ยประมาณ 2.07 – 2.87 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และปรับลดต่ำกว่าระดับราคาของ PETRONAS ทุกระดับราคาน้ำมัน เฉลี่ยประมาณ 0.17 – 0.18 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู (เปรียบเทียบที่ระดับราคาน้ำมัน JCC ที่ 20 – 100 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และ Henry Hub ที่ 3.5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ทั้งนี้ การลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG SPA) กับ MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE.LTD PTE.LTD เพื่อจัดหา LNG ระยะยาวจากโครงการ Mozambique LNG Area1 เป็นการตกลงสัญญาซื้อขายที่มีผลผูกพันระยะยาว และมีมูลค่าสูงคิดเป็นมูลค่าตลอดอายุสัญญาฯ (ปริมาณ 2.625 ล้านตันต่อปี คิดเป็นมูลค่าสัญญา 20 ปี ประมาณ 19,000 – 20,000 ล้านเหรียญสหรัฐฯหรือเท่ากับประมาณ 6.46 – 6.8 แสนล้านบาท) คิดที่ราคา lNG บนระดับราคาน้ำมัน JCC ที่ 20 – 100 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และ Henry Hub ที่ 3 – 5 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ที่อัตราแลกเปลี่ยน 34 บาทต่อเหรียญสหรัฐ)
6. กรมเชื้อเพลิงธรรมชิตได้เสนอความเห็นต่อการซื้อขาย LNG ระหว่าง ปตท. MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE.LTD PTE.LTD ประกอบด้วย (1) ราคา LNG SPA จากโครงการ Mozambique LNG Area1 อยู่ในระดับที่ต่ำกว่าราคาอื่นๆ ในสัญญาระยะยาวของบริษัท ปตท. ได้แก่บริษัท Qatargas บริษัท Shell บริษัท BP และบริษัท PETRONAS รวมถึงอยู่ในระดับต่ำเทียบกับสัญญาอื่นๆ ในตลาด LNG ที่มีการตกลงในช่วงเดียวกัน (2) ปัจจุบัน ปตท. มีการลงนามสัญญา LNG ระยาวจำนวน 4 สัญญาจากบริษัท Qatargas บริษัท Shell บริษัท BP และบริษัท PETRONAS ปริมาณรวม 5.2 ล้านต่อปี และเมื่อรวมกับปริมาณ LNG จากโครงการ Mozambique LNG Area1 จำนวน 2.625 ล้านตันต่อปี จะมีปริมาณรวมทั้งหมด 7.825 ล้านตันต่อปี ซึ่ง LNG จากโครงการดังกล่าวจะถูกส่งเข้าประเทศไทยครั้งแรกในปี 2566 เมื่อเทียบสัดส่วนความต้องการ LNG ณ ปี 2566 สัดส่วนการจัดหา LNG แบบสัญญาระยะยาวคิดเป็นร้อยละ 39 ซึ่งสอดคล้องกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติภายในประเทศ และเป็นการเพิ่มความมั่นคงทางพลังงานให้ประเทศอีกด้วย และ (3) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติได้มีข้อสังเกตว่า ปตท. ควรคำนึงถึงคุณภาพของ LNG เช่น ค่าความร้อน (Heating Value) ให้เหมาะสมกับคุณภาพก๊าซธรรมชาติที่ใช้ภายในประเทศในปัจจุบัน รวมทั้งฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นดังนี้ (1) โครงการ Mozambique LNG Area1 มีปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติขนาดใหญ่ (มากกว่า 75 TCF) (2) การขนส่ง LNG จากประเทศโมซัมบิกมาถึงประเทศไทยใช้เวลาประมาณ 12 – 15 วัน ซึ่งใกล้เคียงกับการขนส่ง LNG จากเอเชียตะวันออกกลาง (3) ราคาที่สามารถต่อรองได้จากโครงการ Mozambique LNG Area1 ถือเป็นข้อเสนอที่ต่ำที่สุดในสัญญาระยะยาวของ ปตท. และอยู่ในระดับต่ำเทียบกับสัญญาอื่นๆ ในตลาด LNG ที่มีการตกลงในช่วงเดียวกัน และ (4) ประเทศไทยมีโอกาสเข้าร่วมพัฒนาและขยายธุรกิจ การค้า และการลงทุนกับประเทศโมซัมบิก เนื่องจากประเทศโมซัมบิกอยู่ระหว่างพัฒนาประเทศในหลายด้าน จึงเห็นควรให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) นำเสนอร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE, LTD. ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติร่วมกับสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน พิจารณารายละเอียดและความจำเป็นของร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE. LTD. ก่อนนำมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานอีกครั้ง
1. ตามที่ ได้มีการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในวันที่ 5 กันยายน 2560 ซึ่งที่ประชุมได้มีการพิจารณาเรื่องการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล และในการประชุมดังกล่าวได้เชิญผู้แทนสำนักงานอัยการสูงสุดเข้าร่วมประชุมด้วย ซึ่งต่อมาผู้แทนสำนักงานอัยการสูงสุด (นายโกเมธ ทองภิญโญชัย) ได้มีหนังสือให้ความเห็นและข้อสังเกตเกี่ยวกับการพิจารณาเรื่องการแก้ไขปัญหา ความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวลมายังประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้มีหนังสือสอบถามความเห็นเรื่องดังกล่าวกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในฐานะเป็นคู่สัญญากับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล เพื่อใช้เป็นข้อมูลประกอบการพิจารณาในการประชุม กบง. ในวันที่ 4 ตุลาคม 2560
2. กฟผ. ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เมื่อวันที่ 16 ตุลาคม 2560 ชี้แจง 2 ประเด็น ดังนี้ (1) ประเด็นเกี่ยวกับการขอความเห็นชอบต่อ กบง. เพื่อแก้ไขเปลี่ยนแปลงลักษณะรูปแบบของโครงการแบบ Adder เป็นรูปแบบ Feed in Tariff (FiT) โดยข้อเท็จจริงของการขอแก้ไขเปลี่ยนแปลงลักษณะรูปแบบของโครงการ โดยอ้างเหตุไม่เป็นธรรมและความเดือดร้อนผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล รวมทั้งปัญหาเกี่ยวกับภาระต้นทุนจากการปรับเพิ่มขึ้นของค่าดำเนินการฯ อย่างต่อเนื่องนั้น เหตุตามที่อ้างเหล่านั้นไม่ได้เกิดขึ้นเนื่องจากความผิดของ กฟผ. ซึ่งเป็นคู่สัญญา และ (2) ประเด็นเกี่ยวกับให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาเงื่อนไขยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า รวมทั้งหน่วยงานของรัฐในฐานะคู่สัญญาได้แสดงความยินยอมหรือไม่ ซึ่งตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า กรณีประเภทสัญญา Firm สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กเฉพาะการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนก่อนปี พ.ศ. 2550 ข้อ 16 หลักค้ำประกันการยกเลิกสัญญาก่อนครบกำหนดอายุสัญญา และสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กตามระเบียบรับซื้อไฟฟ้าฯ ตั้งแต่ปี พ.ศ. 2550 เป็นต้นไป ข้อ 17 หลักค้ำประกันการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหลังวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า (COD) กำหนดเงื่อนไขให้บริษัทต้องยื่นหลักค้ำประกันก่อนวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า เพื่อใช้เป็นหลักค้ำประกันในการปฏิบัติตามสัญญาจนครบกำหนดอายุสัญญา ซึ่ง กฟผ. จะคืนหลักค้ำประกันให้บริษัท เมื่อ 1) ครบอายุสัญญา หรือ 2) กฟผ. ได้รับการชดใช้ความเสียหายจากการที่บริษัทปฏิบัติผิดสัญญาครบถ้วนแล้ว หรือ 3) กฟผ. เป็นฝ่ายผิดสัญญา ทั้งนี้ หากมีการยกเลิกสัญญาโดยมิใช่ความผิดของฝ่ายใดฝ่ายหนึ่ง อาจทำให้ กฟผ. และคู่สัญญาไม่สามารถปฏิบัติตามข้อสัญญาดังกล่าวมาแล้ว ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้นำเสนอ กบง. เพื่อทราบและขอให้ กบง. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ จัดส่งความเห็นของ กฟผ. ให้ กกพ. ต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานหารือกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย พิจารณาหาแนวทางในการดำเนินงานเกี่ยวกับหลักการค้ำประกันและการแก้ไขสัญญาสัญญากับผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) ชีวมวลเพื่อให้เกิดความเป็นธรรม และรัฐไม่เสียผลประโยชน์
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาตามขอบเขตอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และหากมีประเด็นเชิงนโยบายที่จะขอรับทราบความชัดเจนใดๆ จากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ขอให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานจัดทำหนังสือถึงฝ่ายเลขานุการฯ เพื่อขอให้นำเสนอเรื่องการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป