คณะกรรมการและอนุกรรมการ (2532)
Children categories
กบง.ครั้งที่ 1/2562 (ครั้งที่8) วันพุธที่ 31 กรกฎาคม พ.ศ. 2562
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 1/2562 (ครั้งที่ 82)
วันพุธที่ 31 กรกฎาคม พ.ศ. 2562 เวลา 08.30 น.
1. รายงานสถานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
2. ผลการตรวจสอบรายงานการเงิน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2561 ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
3. แนวทางการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1. รายงานสถานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 28 กรกฎาคม 2562 มีสินทรัพย์รวม 50,572 ล้านบาท หนี้สินรวม 13,830 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 36,742 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 42,994 ล้านบาท และบัญชีก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ติดลบ 6,252 ล้านบาท และสภาพคล่องสุทธิของกองทุนน้ำมันฯ ณ 24 กรกฎาคม 2562 อยู่ที่ 1,156 ล้านบาทต่อเดือน โดยสภาพคล่องสุทธิกลุ่มน้ำมันอยู่ที่ 921 ล้านบาทต่อเดือน และสภาพคล่องสุทธิกลุ่มก๊าซ LPG 234 ล้านบาทต่อเดือน
2. เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้ใช้กองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 7,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปหมุนเวียนใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนเงินคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง จากการประมาณการพบว่า ณ สิ้นเดือนกรกฎาคม 2562 ฐานะกองทุนของกลุ่มก๊าซ LPG จะติดลบ 6,271 ล้านบาท และสิ้นเดือนสิงหาคม 2562 จะติดลบ 6,037 ล้านบาท ซึ่งไม่เกินกรอบเพดานการชดเชยราคาก๊าซ LPG ตามมติ กบง. ที่กำหนด จึงไม่จำเป็นต้องขยายกรอบเพดานการใช้กองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ไม่เกิน 7,000 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามพระราชบัญญัติการบริหารทุนหมุนเวียน พ.ศ. 2558 ลงวันที่ 14 กันยายน 2558 ส่วนที่ 5 การบัญชีและการตรวจสอบ มาตรา 29 กำหนดให้สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) หรือบุคคลที่ สตง. ให้ความเห็นชอบเป็นผู้สอบบัญชีของทุนหมุนเวียน ทำการตรวจสอบรับรองบัญชีและการเงินทุกประเภทของทุนหมุนเวียนทุกรอบปีบัญชี ให้ผู้สอบบัญชีรายงานการสอบบัญชีเสนอต่อคณะกรรมการบริหารทุนหมุนเวียน และให้คณะกรรมการบริหารทุนหมุนเวียนส่งรายงานการเงินพร้อมด้วยรายงานการสอบบัญชีต่อกระทรวงการคลังภายใน 30 วัน นับแต่วันที่ได้รับรายงานจากผู้สอบบัญชี ซึ่งกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงถือเป็นทุนหมุนเวียนตามพระราชบัญญัติฯ ดังกล่าว
2. เมื่อวันที่ 26 มิถุนายน 2562 สตง. ในฐานะผู้สอบบัญชีกองทุนน้ำมันฯ ได้ตรวจสอบรายงานการเงินของกองทุนน้ำมันฯ สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2561 เสร็จแล้ว จึงได้จัดส่งรายงานของผู้สอบบัญชีและรายงานการเงินมายังสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ซึ่งในรายงานของผู้สอบบัญชี ไม่มีประเด็นที่เป็นข้อสังเกตจากการตรวจสอบรายงานการเงิน สบพน. จึงขอรายงานการสอบบัญชีให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในฐานะคณะกรรมการบริหารทุนหมุนเวียนกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงทราบ เพื่อที่ สบพน. จะได้จัดส่งรายงานของผู้สอบบัญชีและรายงานการเงินต่อกระทรวงการคลังต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 แนวทางการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบขยายระยะเวลาให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา 5 บาทต่อลิตร ต่อไปถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 การส่งเสริมอย่างต่อเนื่องส่งผลให้ยอดการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 มีการเติบโตอย่างก้าวกระโดดจาก 0.917 ล้านลิตรต่อเดือน ในเดือนกรกฎาคม 2561 เป็น 121.269 ล้านลิตรต่อเดือน หรือประมาณ 4.04 ล้านลิตรต่อวัน ในเดือนมิถุนายน 2652 โดยตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2561 กองทุนน้ำมันฯ ใช้เงินชดเชยสะสมอยู่ที่ 1,363 ล้านบาท ทั้งนี้ ปัจจุบันมีผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 จำนวน 13 ราย จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 แบ่งเป็นกลุ่มรถบรรทุก (Fleet) 406 แห่ง และสถานีบริการ 955 แห่ง
2.โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 1 กรกฎาคม 2562 ค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ กลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลอยู่ที่ 1.32 บาทต่อลิตร กลุ่มดีเซลอยู่ที่ ติดลบ 0.09 บาทต่อลิตร และค่าเฉลี่ยรวมอยู่ที่ 0.33 บาทต่อลิตร โดยในเดือนกรกฎาคม 2562 กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องสุทธิ กลุ่มน้ำมัน 1,065 ล้านบาทต่อเดือน แยกเป็นกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล 1,238 ล้านบาทต่อเดือน และ กลุ่มดีเซล ติดลบ 184 ล้านบาทต่อเดือน
3.การส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อย่างต่อเนื่องตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2561 ส่งผลให้มีปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เติบโตอย่างก้าวกระโดดซึ่งเป็นผลดีในการส่งเสริมให้มีการใช้น้ำมันไบโอดีเซล (บี100) เพิ่มขึ้นและทำให้ราคาน้ำมันปาล์มสูงขึ้น เกษตรกรมีรายได้เพิ่มขึ้น โดยปัจจุบันปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 เป็นไปตามเป้าหมายของแผนการพัฒนาน้ำมันเชื้อเพลิงและการใช้น้ำมันปาล์มเป็นเชื้อเพลิงของกระทรวงพลังงาน ที่เสนอในการประชุมคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2562 ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรคงมติ กบง. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2562 ที่กำหนดให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) 5 บาทต่อลิตร ต่อไปถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 จากนั้นตั้งแต่วันที่ 1 สิงหาคม 2562 ให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) 3 บาทต่อลิตร
มติของที่ประชุม
เห็นชอบขยายระยะเวลาให้ระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา 5 บาทต่อลิตร ต่อไปอีก 2 เดือน จากเดิมสิ้นสุดวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 เป็นสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2562 โดยคงอัตราเงินชดเชยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไว้ที่ 4.50 บาทต่อลิตร
สรุปสาระสำคัญ
1.เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติขอความร่วมมือให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) รับผิดชอบโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน (ครัวเรือนรายได้น้อย ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร และอื่นๆ) ตั้งแต่วันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 เป็นต้นไป จนกว่าจะมีแนวทางอื่นมาทดแทน ต่อมาเมื่อวันที่ 29 สิงหาคม 2560 คณะรัฐมนตรีเห็นชอบการเสนอของกระทรวงการคลัง แนวทางการจัดประชารัฐสวัสดิการ การให้ความช่วยเหลือผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดยเห็นชอบวงเงินส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มจากร้านค้าตามที่กระทรวงพลังงานกำหนดจำนวน 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน (ใช้ 1 ครั้งต่อ 3 เดือน) ซึ่งกระทรวงการคลังกำหนดเริ่มใช้บัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ในวันที่ 1 ตุลาคม 2560 ทั้งนี้ การดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าวซ้ำซ้อนกับแนวทางการให้ความช่วยเหลือเฉพาะกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย ในโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน ที่ ปตท. ให้ความช่วยเหลืออยู่ ดังนั้น กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือแจ้ง ปตท. ยกเลิกการช่วยเหลือและระงับการใช้สิทธิ์เฉพาะกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย (18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน)ในโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน ส่วนการช่วยเหลือร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร (150 กิโลกรัมต่อเดือน) ปตท. ยังดำเนินการตามเดิมในอัตรากิโลกรัมละ 2.50 บาท
2.เมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2562 กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้มีหนังสือขอความอนุเคราะห์ ปตท. ให้ขยายระยะเวลาการช่วยเหลือค่าใช้จ่ายโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน เฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ตามแนวทางเดิมต่อไปอีก 1 เดือน จากเดิมตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2562 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2562 ภายในกรอบวงเงิน 250 ล้านบาท เป็นตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2562 ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 ภายในกรอบวงเงิน 250 ล้านบาท
3. เมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2562 ปตท. ได้มีหนังสือแจ้งว่า คณะกรรมการบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) มีมติให้การดำเนินการช่วยเหลือใดๆ ที่อาจขัดต่อพระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้า พ.ศ. 2560 ไม่สามารถดำเนินการได้เว้นแต่เป็นการดำเนินการตามกฎหมายหรือมติของคณะรัฐมนตรี หรือ คณะกรรมการที่ได้รับมอบหมายจากคณะรัฐมนตรีที่เป็นไปเพื่อประโยชน์ในการรักษาความมั่นคงของรัฐ ประโยชน์สาธารณะ หรือผลประโยชน์ส่วนรวมดังนั้น เพื่อให้คณะกรรมการ ปตท. พิจารณาอนุมัติการให้ความช่วยเหลือโครงการฯ ต่อไปนั้น จึงจำเป็นที่จะต้องได้รับมติคณะรัฐมนตรี หรือ มติคณะกรรมการที่คณะรัฐมนตรีมอบหมาย เพื่อมาพิจารณาดำเนินการต่อไป
4. เมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2562 ปตท. ได้มีหนังสือแจ้งมติคณะกรรมการ ปตท. ในการประชุมเมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2562 เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาช่วยเหลือต่อไปอีก 1 เดือน จากเดิมตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2562 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2562 ภายในกรอบวงเงิน 125 ล้านบาท เป็นวันที่ 1 เมษายน 2562 ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 ภายในกรอบวงเงินเดิม 125 ล้านบาท โดยให้ไปพิจารณาปรับหลักเกณฑ์การให้ความช่วยเหลือตามมติคณะกรรมการ ปตท. วันที่ 25 มีนาคม 2562 ในการรับลดปริมาณ LPG ที่ให้ส่วนลดจากสูงสุดไม่เกิน 150 กิโลกรัมต่อเดือน เป็นไม่เกิน 75 กิโลกรัมต่อเดือน ซึ่งเมื่อวันที่ 3 กรกฎาคม 2562 กบง. มีมติรับทราบ ข้อเสนอเรื่องการปรับปรุงหลักเกณฑ์การให้ความช่วยเหลือ โดยตัดสิทธิผู้ลงทะเบียนที่ไม่มีการใช้สิทธิเป็นระยะเวลาย้อนหลังตั้งแต่ 3 เดือนขึ้นไป และปรับลดปริมาณ LPG ที่ให้ส่วนลดจากสูงสุดไม่เกิน 150 กิโลกรัมต่อเดือน เป็นไม่เกิน 75 กิโลกรัมต่อเดือน ซึ่งเริ่มตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2562
5. เมื่อวันที่ 22 กรกฎาคม 2562 ธพ. มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กบง. เพื่อขอให้ กบง. พิจารณามอบหมายให้ ธพ. ขอความร่วมมือ ปตท. ให้ขยายระยะเวลาการสนับสนุนโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน เฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ และแผงลอยอาหาร ต่อไปอีก 1 เดือน ในเดือนสิงหาคม 2562 และขอขยายกรอบวงเงินเพิ่มอีก 30 ล้านบาท ต่อมาเมื่อวันที่ 24 กรกฎาคม 2562 ธพ. ได้มีหนังสือถึง สนพ. ขอแก้ไขระยะเวลาการให้ความช่วยเหลือโครงการบรรเทาผลกระทบฯ เป็น 2 เดือน ในเดือนสิงหาคมถึงเดือนกันยายน 2562 และขอขยายกรอบวงเงินเพิ่มอีก 60 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานขอความร่วมมือ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ขยายระยะเวลาการสนับสนุนโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน เฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ต่อไปอีก 2 เดือน ในเดือนสิงหาคมถึงเดือนกันยายน 2562 และขยายกรอบวงเงินเพิ่มอีก 60 ล้านบาท
กบง.ครั้งที่ 82 วันพุธที่ 3 กรกฎาคม พ.ศ. 2562
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 8/2562 (ครั้งที่ 82)
วันพุธที่ 3 กรกฎาคม พ.ศ. 2562 เวลา 09.30 น.
1. รายงานสถานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง20
2. ความก้าวหน้าการดำเนินการเพื่อรองรับพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562
3. การเตรียมความพร้อมรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน
4. แนวทางการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20
7. ร่างตัวชี้วัดการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ประจำปีบัญชี 2563 ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 . รายงานสถานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1.ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2562 มีสินทรัพย์รวม 49,051 ล้านบาท หนี้สินรวม 13,140 ล้านบาท และฐานะสุทธิ 35,911 ล้านบาท แยกเป็นส่วนของบัญชีน้ำมัน 42,411 ล้านบาท และบัญชี ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ติดลบ 6,500 ล้านบาท และสภาพคล่องสุทธิของกองทุนน้ำมันฯ เดือนกรกฎาคม 2562 อยู่ที่ 1,292 ล้านบาทต่อเดือน แบ่งเป็นกลุ่มน้ำมัน 1,065 ล้านบาทต่อเดือน และกลุ่มก๊าซ LPG 227 ล้านบาท ต่อเดือน
2. เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้ใช้กองทุนน้ำมันฯ รักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้ส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 7,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปหมุนเวียนใช้ในบัญชีก๊าซ LPG และให้โอนเงินคืนบัญชีน้ำมันฯ ในภายหลัง จากการประมาณการพบว่า ณ สิ้นเดือนกรกฎาคม 2562 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG จะติดลบประมาณ 6,273 ล้านบาท และ ณ สิ้นเดือนสิงหาคม 2562 จะติดลบประมาณ 6,046 ล้านบาท ดังนั้น จึงไม่จำเป็นต้องขยายกรอบเพดานการใช้กองทุนน้ำมันฯ ที่ให้ติดลบได้ไม่เกิน 7,000 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 . ความก้าวหน้าการดำเนินการเพื่อรองรับพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562
สรุปสาระสำคัญ
1.พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 27 พฤษภาคม 2562 โดยมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 24 กันยายน 2562 เป็นต้นไป ประกอบด้วย 7 หมวด 58 มาตรา ได้แก่ หมวด 1 การจัดตั้งกองทุน หมวด 2 การบริหารกิจการของกองทุน หมวด 3 สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง หมวด 4 การดำเนินงานของกองทุน หมวด 5 พนักงานเจ้าหน้าที่ หมวด 6 การบัญชี การตรวจสอบ และการประเมินผล หมวด 7 บทกำหนดโทษ และบทเฉพาะกาล ทั้งนี้ ได้มีการจัดตั้งคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงภายใต้พระราชบัญญัติฯ ฉบับนี้ ซึ่งแบ่งแยกอำนาจและหน้าที่เกี่ยวกับกองทุนน้ำมันฯ ออกจากคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.)
2. การดำเนินการก่อนพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันฯ มีผลใช้บังคับ (ก่อนวันที่ 24 กันยายน 2562) ประกอบด้วย (1) กบง. ยังคงปฏิบัติหน้าที่เช่นเดิม (2) เจ้าหน้าที่ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) ยังคงปฏิบัติหน้าที่ตามวัตถุประสงค์การจัดตั้งสถาบันฯ และ (3) เตรียมการโอนเงิน ทรัพย์สิน สิทธิ และหนี้สิน รวมทั้งงบประมาณของ สบพน. ไปเป็นของกองทุนน้ำมันฯ เมื่อพระราชกฤษฎีกายุบเลิก สบพน. มีผลใช้บังคับ
3. เมื่อพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันฯ มีผลใช้บังคับ ตั้งแต่วันที่ 24 กันยายน 2562 เป็นต้นไป จะมีการประชุมคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้สำนักงานกองทุนน้ำมันฯ สามารถดำเนินการได้อย่างต่อเนื่อง โดยจะมีวาระการประชุมที่สำคัญ อาทิ การโอนเงิน ทรัพย์สิน สิทธิ และหนี้สิน รวมทั้งงบประมาณที่ได้รับโอนจาก สบพน. ไปเป็นของสำนักงานกองทุนน้ำมันฯ และการแต่งตั้งผู้มีอำนาจ ลงนามในการดำเนินธุรกรรมของกองทุนน้ำมันฯ และสำนักงานกองทุนน้ำมันฯ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3. การเตรียมความพร้อมรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1.ในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงเดือนมิถุนายน 2562 ได้เกิดเหตุการณ์ความตึงเครียดในภูมิภาคตะวันออกกลาง ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 12 พฤษภาคม 2562 เรือบรรทุกน้ำมัน 4 ลำ ถูกโจมตีและได้รับความเสียหาย ในบริเวณนอกชายฝั่งเมืองท่า Fujirah ของประเทศสหรัฐอาหรับเอมิเรทส์ (2) เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2562 สถานีสูบน้ำมัน 2 แห่ง บริเวณท่อส่งน้ำมันตะวันออก-ตะวันตก ใกล้เมืองริยาดในประเทศซาอุดีอาระเบีย ถูกโดรนจำนวน 7 ลำ โจมตีจนเกิดไฟลุกไหม้และต้องปิดตัวชั่วคราว และ (3) เมื่อวันที่ 13 มิถุนายน 2562 เรือน้ำมัน 2 ลำ ถูกโจมตีด้วยอาวุธตอร์ปิโด บริเวณอ่าวโอมาน ใกล้กับประเทศอิหร่าน
2. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ประชุมซักซ้อมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อเตรียมความพร้อมรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน ดังนี้ (1) การบริหารจัดการและจัดระบบเชื่อมโยงข้อมูลให้มีความเป็นปัจจุบัน (2) กระทรวงพลังงานเตรียมความพร้อมในการบริหารจัดการโดยจำลองเหตุการณ์จริง และ (3) กรมธุรกิจพลังงานได้นำเสนอสถานะปริมาณสำรองน้ำมัน และมาตรการเตรียมพร้อมแก้ไขปัญหาการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซปิโตรเลียมเหลว กรณีการปิดช่องแคบฮอร์มุซ โดยปัจุจุบัน ประเทศไทยมีปริมาณสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงสามารถใช้ได้ทั้งสิ้น 54 วัน ประกอบด้วย น้ำมันดิบสำรอง 24 วัน น้ำมันดิบที่อยู่ระหว่างการขนส่ง 15 วัน และน้ำมันสำเร็จรูป 15 วัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 . แนวทางการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบขยายระยะเวลาให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา 5 บาทต่อลิตร ต่อไปถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 การส่งเสริมอย่างต่อเนื่องส่งผลให้ยอดการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 มีการเติบโตอย่างก้าวกระโดดจาก 0.917 ล้านลิตรต่อเดือน ในเดือนกรกฎาคม 2561 เป็น 121.269 ล้านลิตรต่อเดือน หรือประมาณ 4.04 ล้านลิตรต่อวัน ในเดือนมิถุนายน 2652 โดยตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2561 กองทุนน้ำมันฯ ใช้เงินชดเชยสะสมอยู่ที่ 1,363 ล้านบาท ทั้งนี้ ปัจจุบันมีผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 จำนวน 13 ราย จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 แบ่งเป็นกลุ่มรถบรรทุก (Fleet) 406 แห่ง และสถานีบริการ 955 แห่ง
2. โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 1 กรกฎาคม 2562 ค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ กลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลอยู่ที่ 1.32 บาทต่อลิตร กลุ่มดีเซลอยู่ที่ ติดลบ 0.09 บาทต่อลิตร และค่าเฉลี่ยรวมอยู่ที่ 0.33 บาทต่อลิตร โดยในเดือนกรกฎาคม 2562 กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องสุทธิ กลุ่มน้ำมัน 1,065 ล้านบาทต่อเดือน แยกเป็นกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล 1,238 ล้านบาทต่อเดือน และกลุ่มดีเซล ติดลบ 184 ล้านบาทต่อเดือน
3.การส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อย่างต่อเนื่องตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2561 ส่งผลให้มีปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เติบโตอย่างก้าวกระโดดซึ่งเป็นผลดีในการส่งเสริมให้มีการใช้น้ำมันไบโอดีเซล (บี100) เพิ่มขึ้นและทำให้ราคาน้ำมันปาล์มสูงขึ้น เกษตรกรมีรายได้เพิ่มขึ้น โดยปัจจุบันปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 เป็นไปตามเป้าหมายของแผนการพัฒนาน้ำมันเชื้อเพลิงและการใช้น้ำมันปาล์มเป็นเชื้อเพลิงของกระทรวงพลังงาน ที่เสนอในการประชุมคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2562 ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรคงมติ กบง. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2562 ที่กำหนดให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) 5 บาทต่อลิตร ต่อไปถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 จากนั้นตั้งแต่วันที่ 1 สิงหาคม 2562 ให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) 3 บาทต่อลิตร
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการดำเนินงานตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2562 ที่เห็นชอบให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา 5 บาทต่อลิตร ต่อไปจนถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 โดยปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 เป็นไปตามเป้าหมายของแผนการพัฒนาน้ำมันเชื้อเพลิงและการใช้น้ำมันปาล์มเป็นเชื้อเพลิงของกระทรวงพลังงาน และเงื่อนไขสภาพคล่องกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มน้ำมันดีเซลใกล้เคียงจุดสมดุล
2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานดำเนินการสนับสนุนการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ให้เป็นไปตามเป้าหมายของแผนการพัฒนาน้ำมันเชื้อเพลิง และการใช้น้ำมันปาล์มเป็นเชื้อเพลิงของกระทรวงพลังงาน
3. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานนำเป้าหมายการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วตามแผนการพัฒนาน้ำมันเชื้อเพลิง และการใช้น้ำมันปาล์มเป็นเชื้อเพลิงของกระทรวงพลังงานไปประกอบการจัดทำแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561-2580 (AEDP2018)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน ขอความร่วมมือ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขยายระยะเวลาการสนับสนุนโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน เฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร (โครงการฯ) ออกไปอีก 6 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2562 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2562) ภายในกรอบวงเงิน 250 ล้านบาท ซึ่งเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2561 คณะกรรมการ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (คณะกรรมการ ปตท.) ได้เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการสนับสนุนโครงการฯ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2562 ภายในกรอบวงเงิน 125 ล้านบาท และต่อมาเมื่อวันที่ 25 มีนาคม 2562 คณะกรรมการ ปตท. ได้เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการสนับสนุนโครงการฯ ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2562 ภายในกรอบวงเงิน 125 ล้านบาท โดยหากยังมีการขยายความช่วยเหลือหลังวันที่ 30 มิถุนายน 2562 จะมีการปรับปรุงหลักเกณฑ์ โดยตัดสิทธิผู้ลงทะเบียนที่ไม่มีการใช้สิทธิเป็นระยะเวลาย้อนหลังตั้งแต่ 3 เดือนขึ้นไป และปรับลดปริมาณก๊าซ LPG ที่ให้ส่วนลดจากสูงสุดไม่เกิน 150 กิโลกรัมต่อเดือน เป็นไม่เกิน 75 กิโลกรัมต่อเดือน
2. เมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2562 ปตท. ได้มีหนังสือแจ้งมติคณะกรรมการ ปตท. เมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2562 เกี่ยวกับการขยายระยะเวลาช่วยเหลือโครงการฯ LPG ต่อไปอีก 1 เดือน จากเดิมตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2562 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2562 ภายในกรอบวงเงิน 125 ล้านบาท เป็นวันที่ 1 เมษายน 2562 ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 ภายในกรอบวงเงินเดิม 125 ล้านบาท โดยใช้หลักเกณฑ์ตามมติคณะกรรมการ ปตท. เมื่อวันที่ 25 มีนาคม 2562 ในการปรับลดปริมาณ LPG ที่ให้ส่วนลดจากสูงสุดไม่เกิน 150 กิโลกรัมต่อเดือน เป็นไม่เกิน 75 กิโลกรัมต่อเดือน
มติของที่ประชุม
รับทราบมติคณะกรรมการบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2562 เกี่ยวกับการขยายระยะเวลาช่วยเหลือโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน เฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ต่อไปอีก 1 เดือน จากเดิมตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2562 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2562 ภายในกรอบวงเงิน 125 ล้านบาท เป็นวันที่ 1 เมษายน 2562 ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 ภายในกรอบวงเงินเดิม 125 ล้านบาท โดยปรับลดปริมาณ LPG ที่ให้ส่วนลด จากเดิมไม่เกิน 150 กิโลกรัมต่อเดือน เป็นไม่เกิน 75 กิโลกรัมต่อเดือน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2562 โดย (1) งบบริหาร วงเงินรวม 16.5970 ล้านบาท ซึ่งเป็นส่วนของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) 5.0890 ล้านบาท และ (2) งบค่าใช้จ่ายอื่น ในวงเงิน 300 ล้านบาท เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลาง ต่อมาพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 27 พฤษภาคม 2562 โดยจะมีผลบังคับใช้ในวันที่ 24 กันยายน 2562 และ สบพน. จะเปลี่ยนผ่านไปเป็นสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งส่งผลให้ค่าใช้จ่ายที่ สบพน. ได้รับจัดสรรในปีงบประมาณ 2562 ไม่เพียงพอ ต่อมาเมื่อวันที่ 5 มิถุนายน 2562 สบพน. ได้มีหนังสือถึง สนพ. แจ้งขอรับการสนับสนุนเงินจากกองทุนน้ำมันฯ จำนวน 2,770,937 บาท เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน โดยคณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (อบน.) เมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2562 มีมติเห็นชอบในหลักการสนับสนุนเงินให้ สบพน. เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการเตรียมการรองรับการดำเนินงานตามพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันฯ โดยให้ สบพน. ไปปรับปรุงรายละเอียดค่าใช้จ่ายเท่าที่จำเป็น และนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
2. สบพน. ได้ปรับลดงบประมาณรายจ่าย ตามมติ อบน. เหลือแต่ค่าใช้จ่ายเท่าที่จำเป็น โดยขอรับการสนับสนุนเงินกองทุนน้ำมันฯ ปีงบประมาณ 2562 (เพิ่มเติม) เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานหมวดค่าตอบแทน ใช้สอยและวัสดุ ประจำปีงบประมาณ 2562 จำนวน 1,744,337 บาท ซึ่งประกอบด้วย (1) ค่าสาธารณูปโภค (2) ค่าเบี้ยประชุมกรรมการ (3) ค่าประกันสุขภาพ (4) ค่าเช่าทรัพย์สินอาคาร ENCO (5) ค่าเช่าครุภัณฑ์ (คอมพิวเตอร์และรถยนต์) (6) ค่าจ้างเหมาบริการ (7) ค่าโอนฐานข้อมูลทางบัญชีของระบบโปรแกรม Formula (8) ค่าพาหนะ (9) ค่ารับรอง (ค่าอาหารว่างและเครื่องดื่มสำหรับการประชุม) (10) ค่าบำรุงรักษาระบบเว็บไซต์ และ (11) ค่าน้ำมันเชื้อเพลิง
มติของที่ประชุม
อนุมัติเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง งบบริหาร ปีงบประมาณ 2562 (เพิ่มเติม) ให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2562 เป็นจำนวน 1,744,337.00 บาท (หนึ่งล้านเจ็ดแสนสี่หมื่นสี่พันสามร้อยสามสิบเจ็ดบาทถ้วน) โดยให้สามารถถัวจ่ายได้ทุกรายการ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2546 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบให้หน่วยงานต่างๆ ที่มีเงินนอกงบประมาณถือปฏิบัติตามมาตรการกำกับดูแลเงินนอกงบประมาณ ซึ่งรวมถึงระบบประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนที่เป็นมาตรฐานสากล และมีการกำหนดตัวชี้วัดการดำเนินงาน (KPI) โดยกรมบัญชีกลางได้พิจารณาเห็นชอบให้ทุนหมุนเวียนที่อยู่ในกำกับของกระทรวงพลังงาน คือ กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เข้าสู่ระบบประเมินผลฯ ตั้งแต่ปีบัญชี 2551 เป็นต้นไป
2. เมื่อวันที่ 23 พฤษภาคม 2562 กรมบัญชีกลาง ได้มีหนังสือถึงสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ให้จัดทำร่างตัวชี้วัดการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ประจำปีบัญชี 2563 ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามกรอบหลักเกณฑ์การประเมินผลฯ ในรูปแบบที่กรมบัญชีกลางกำหนด โดยคำนึงถึงวัตถุประสงค์การจัดตั้งและครอบคลุมการดำเนินงานตามภารกิจของทุนหมุนเวียน และขอให้คณะกรรมการบริหารทุนหมุนเวียนแต่งตั้งคณะอนุกรรมการ หรือคณะทำงาน หรือมอบหมายกรรมการบริหารทุนหมุนเวียน จำนวนไม่น้อยกว่า 3 ท่าน เพื่อประชุมหารือตัวชี้วัดการประเมินผลฯ ประจำปี 2563 ร่วมกับกรมบัญชีกลาง และที่ปรึกษาด้านการประเมินผล (บริษัท ทริส คอร์ปอเรชั่น จำกัด) ในช่วงเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2562 ก่อนมีการทำบันทึกข้อตกลงวัดผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ประจำปี 2563 ระหว่างกระทรวงการคลังกับประธานทุนหมุนเวียน (รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน)
3. สบพน. ได้จัดทำร่างตัวชี้วัดการประเมินผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ประจำปีบัญชี 2563 ตามกรอบหลักเกณฑ์ที่กรมบัญชีกลางกำหนด ดังนี้ (1) ด้านการเงิน น้ำหนักร้อยละ 20 (2) ด้านการสนองประโยชน์ต่อผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย น้ำหนักร้อยละ 20 (3) ด้านการปฏิบัติการ น้ำหนักร้อยละ 20 (4) ด้านการบริหารจัดการทุนหมุนเวียน น้ำหนักร้อยละ 15 (5) ด้านการปฏิบัติงานของคณะกรรมการบริหารทุนหมุนเวียน พนักงาน และลูกจ้าง น้ำหนักร้อยละ 10 และ (6) ด้านการดำเนินงานตามนโยบายรัฐและกระทรวงการคลัง น้ำหนักร้อยละ 15 ทั้งนี้ เกณฑ์ประเมินผลฯ ด้านที่ 4 ถึง 6 เป็นตัวชี้วัดร่วม ซึ่งจะมีค่าเป้าหมายตามเกณฑ์การประเมินผลฯ ประจำปีบัญชี 2563 ที่กรมบัญชีกลางกำหนด
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างตัวชี้วัดการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ประจำปีบัญชี 2563 ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และมอบหมายให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) จัดส่งร่างตัวชี้วัดการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนให้กรมบัญชีกลางต่อไป
2. มอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นผู้แทนในการประชุมหารือร่างตัวชี้วัดการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนร่วมกับกรมบัญชีกลาง โดยมีผู้อำนวยการสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน เข้าร่วมประชุมหารือด้วย
กบง.ครั้งที่ 81 วันจันทร์ที่ 27 พฤษภาคม พ.ศ. 2562
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 7/2562 (ครั้งที่ 81)
วันจันทร์ที่ 27 พฤษภาคม พ.ศ. 2562 เวลา 10.00 น.
1. การเตรียมความพร้อมรองรับปัญหาขาดแคลนน้ำมัน
2. รายงานสถานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
3. การนำเข้า LNG ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
4. หลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเพื่อรองรับโครงสร้างการนำเข้าแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การเตรียมความพร้อมรองรับปัญหาขาดแคลนน้ำมัน
สรุปสาระสำคัญ
1.ประเทศไทยนำเข้าน้ำมันดิบเพื่อการกลั่นน้ำมันประมาณ 160 ล้านลิตรต่อวัน หรือคิดเป็นประมาณร้อยละ 85 ของกำลังการผลิตทั้งหมด โดยนำเข้าจากตะวันออกกลางประมาณร้อยละ 64 ตะวันออกไกลประมาณร้อยละ 13 และอื่นๆ ประมาณร้อยละ 23 หากเกิดสถานการณ์ความตึงเครียดในตะวันออกกลางอาจส่งผลกระทบต่อประเทศไทย อันเนื่องมาจากการปิดช่องแคบฮอร์มุซซึ่งเป็นเส้นทางเดินเรือขนส่งน้ำมันดิบ
2. ธพ. ได้ดำเนินการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับปัญหาขาดแคลนน้ำมัน โดยจัดทำคู่มือเตรียมความพร้อมและแก้ไขปัญหาการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซปิโตรเลียมเหลว และผลกระทบการจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซปิโตรเลียมเหลว กรณีปิดช่องแคบฮอร์มุซ โดยอาศัยอำนาจตามพระราชกำหนดแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 และพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ธพ. ได้กำหนดระดับความรุนแรงของสถานการณ์ออกเป็น 4 ระดับ โดยระดับสูงสุด คือ ระดับ 4 ซึ่งจะส่ง ผลกระทบต่อการจัดหาน้ำมันของประเทศไทยที่ก่อให้เกิดการขาดแคลนขึ้นได้ ให้มีการใช้มาตรการและ แนวทางการแก้ไข ได้แก่ (1) มาตรการด้านข้อมูลน้ำมันเชื้อเพลิง โดยออกคำสั่งให้โรงกลั่นและผู้ค้าน้ำมัน แจ้งข้อมูลเกี่ยวกับปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มเติม แผนปฏิบัติการค้าตามแบบและระยะเวลาที่รัฐมนตรีกำหนด ซึ่งต้องรายงานข้อมูลน้ำมันเป็นรายวันทันที ทั้งข้อมูลการสำรองน้ำมัน การผลิตน้ำมันสำเร็จรูป การสั่งซื้อน้ำมันดิบจากต่างประเทศ รวมทั้งการตรวจสอบข้อมูลระบบขนส่งน้ำมันทั้งในคลังเก็บและทางท่อ เพื่อใช้เป็นข้อมูลประกอบการตัดสินใจเชิงนโยบายในการดำเนินมาตรการต่างๆ (2) มาตรการด้านการจัดหาน้ำมัน โดยสั่งการเพิ่มกำลังการผลิตพลังงานจากภายในประเทศให้มากขึ้น ควบคุมการนำเข้าและส่งออกน้ำมัน หากการจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงยังไม่เพียงพอ ให้พิจารณาออกคำสั่งผ่อนปรนการสำรองน้ำมันเป็นการชั่วคราว รวมถึงการเพิ่มการใช้พลังงานทดแทน เช่น การใช้น้ำมัน อี20 หรือ บี20 เป็นต้น และจำกัดปริมาณน้ำมันองค์ประกอบ (Feedstock) ที่ส่งเป็นวัตถุดิบให้ปิโตรเคมี (3) มาตรการควบคุม โดยควบคุมปริมาณการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงให้แก่ผู้ค้าส่ง (Jobber) โดยให้ผู้ค้าน้ำมันจัดทำรายงานการจำหน่ายน้ำมันแต่ละชนิดนำส่งรายสัปดาห์ รวมถึงการควบคุมการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของสถานีบริการน้ำมัน ควบคุมการดำเนินการกลั่นน้ำมันของโรงกลั่นและธุรกิจพลังงาน (4) มาตรการด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง หากไม่สามารถจัดหาน้ำมัน ให้เพียงพอกับความต้องการใช้ ภาครัฐจะต้องประกาศใช้ระบบการควบคุมราคาเป็นการชั่วคราว เพื่อป้องกัน การกักตุนและการโก่งราคาขายเกินเหมาะสม (5) มาตรการด้านการประหยัดพลังงาน โดยจำกัดเวลาเปิดปิดสถานีบริการน้ำมัน และจำกัดการเปิดจำหน่ายของสถานีบริการน้ำมันในแต่ละพื้นที่ กำหนดเวลาเปิดปิดห้างสรรพสินค้า สถานบันเทิง รวมทั้งเพิ่มการใช้บริการรถขนส่งมวลชน หรือการจัดเขตการใช้ (Zoning) รถยนต์ส่วนบุคคล และ (6) มาตรการปันส่วนน้ำมัน โดยแต่งตั้งคณะกรรมการเตรียมความพร้อมเพื่อป้องกันและแก้ไขปัญหาการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง (ส่วนกลาง) เพื่อพิจารณาการปันส่วนน้ำมัน
3.กระทรวงพลังงานได้จัดประชุมเพื่อซักซ้อมการเตรียมความพร้อมกรณีการขาดแคลนน้ำมันจากวิกฤตการณ์ในภูมิภาคตะวันออกกลาง โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เป็นประธาน ร่วมด้วย ปลัดกระทรวงพลังงาน รองปลัดกระทรวงพลังงาน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กรมธุรกิจพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จำนวน 2 ครั้ง ครั้งที่ 1 เมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2562 และครั้งที่ 2 เมื่อวันที่ 23 พฤษภาคม 2562
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานสถานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1.ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 19 พฤษภาคม 2562 มีสินทรัพย์รวม 47,697 ล้านบาท หนี้สินรวม 13,570 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 33,838 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 40,403 ล้านบาท และบัญชีก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ติดลบ 6,565 ล้านบาท โดยมีสภาพคล่องสุทธิของกองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 1,292 ล้านบาทต่อเดือน แยกเป็นสภาพคล่องสุทธิกลุ่มน้ำมัน 1,416 ล้านบาทต่อเดือน และสภาพคล่องสุทธิกลุ่มก๊าซ LPG ติดลบ 124 ล้านบาทต่อเดือน
2. ประมาณการฐานะกองทุนน้ำมันฯ พบว่า ณ สิ้นเดือนพฤษภาคม 2562 สภาพคล่องสุทธิกลุ่มก๊าซ LPG จะติดลบ 6,613 ล้านบาท และสิ้นเดือนมิถุนายน 2562 จะติดลบ 6,587 ล้านบาท ซึ่งไม่เกินกรอบเพดานการชดเชยราคาก๊าซ LPG ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2561 ซึ่งได้มีมติเห็นชอบให้ใช้กองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 7,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปหมุนเวียนใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนเงินคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง และมอบหมายให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) จัดทำรายงาน รายรับ/รายจ่าย และฐานะกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG เพื่อรายงาน กบง. ทราบทุกเดือน ดังนั้น จึงไม่จำเป็นต้องขยายกรอบเพดานการใช้กองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ไม่เกิน 7,000 ล้านบาท ตามมติดังกล่าว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 การนำเข้า LNG ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1.ระเบียบวาระนี้ไม่มีเอกสารแจกในที่ประชุม และขอให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) รายงานความคืบหน้าการดำเนินการตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2562 ซึ่งได้มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) หารือกับ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ภายใต้การกำกับของสำนักงาน กกพ. ในการบริหารจัดการการนำเข้า LNG เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay โดยให้จัดทำบันทึกความเข้าใจ (MOU) และให้สำนักงาน กกพ. นำเสนอ กบง. ต่อไป
2. เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (เลขาธิการ สกพ.) (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) ได้รายงานให้ที่ประชุมทราบว่า สำนักงาน กกพ. ในฐานะสำนักงานเลขานุการของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้เสนอเรื่องการนำเข้า LNG ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ตามมติที่ประชุม กบง. เมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2562 ต่อ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 พฤษภาคม 2562 ซึ่ง กกพ. ได้พิจารณาแล้วรับทราบว่า กฟผ. กับ ปตท. มีการหารือกันเรื่องการนำเข้า LNG 1.5 ล้านตันต่อปี ของ กฟผ. เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay และรับเรื่องไปดำเนินการบริหารจัดการเพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay
3.ประธานฯ ได้ให้ผู้แทน กฟผ. นำเสนอความคืบหน้าต่อที่ประชุม โดยรองผู้ว่าการเชื้อเพลิง (นายธวัชชัย จักรไพศาล) ได้รายงานที่ประชุมว่า กฟผ. และ ปตท. ได้มีการหารือกันแล้ว 2 ครั้ง คือ เมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2562 และวันที่ 21 พฤษภาคม 2562 ได้ข้อสรุปร่วมกันว่า ในปี 2563 กฟผ. กับ ปตท. สามารถที่จะบริหารร่วมกันเพื่อไม่ให้เกิดปัญหา Take or Pay ได้ และในขณะเดียวกันในปี 2564 หากมี Supply เพิ่มขึ้นในปริมาณ 100 พันล้านบีทียู ก็สามารถจะบริหารร่วมกันได้เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay รวมถึงได้หารือเรื่องโครงสร้างของสัญญา Global DCQ โดยมีความเห็นร่วมกันว่า ในสัญญา Global DCQ มีอายุสัญญา 10 ปี สามารถทบทวนปริมาณ LNG ได้ทุกๆ 5 ปี และในเบื้องต้นได้ปริมาณ LNG แต่ละปีตลอดอายุสัญญาแล้ว ทั้งนี้เมื่อวันที่ 24 พฤษภาคม 2562 ได้ไปรายงาน กกพ. แล้ว จากนั้นประธานฯ ได้ให้ผู้แทน ปตท. นำเสนอความคืบหน้าต่อที่ประชุม ทั้งนี้ ไม่มีผู้แทน ปตท. เข้าร่วมประชุม
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการรายงานความคืบหน้าผลการดำเนินงานในการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) โดยคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีมติรับทราบความคืบหน้ารายงานการเจรจาระหว่าง การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ภายใต้การกำกับของสำนักงาน กกพ.
2. มอบหมายให้ กฟผ. และ ปตท. ภายใต้การกำกับของ กกพ. ไปจัดทำข้อตกลงในการนำเข้า กำกับ และบริหารจัดการการนำเข้า LNG เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay จากการนำเข้า LNG ของ กฟผ. รวมทั้งให้เจรจาสัญญา Global DCQ ให้สอดคล้องกัน เพื่อไม่ให้เกิดภาวะการขาดแคลน LNG ในอนาคต โดยอยู่ภายในระยะเวลาการเริ่มต้นใช้ LNG Terminal ของ กฟผ. และดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในกรอบระยะเวลาตามข้อเสนอในสัญญาการนำเข้า LNG ของ กฟผ. (ภายในวันที่ 15 กันยายน 2562) และให้ กกพ. รายงานคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติมอบหมายให้ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการเพื่อเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น ผู้จัดหาและค้าส่ง (Shipper) รายใหม่ ในการจัดหาปริมาณก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด โดยการบริหารจัดการในช่วงทดสอบระบบระยะที่ 1 การจัดหาก๊าซธรรมชาติ สำหรับโรงไฟฟ้าให้แยกเป็น 2 กลุ่ม คือ (1) Shipper รายเดิม บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) จัดหาก๊าซฯ สำหรับโรงไฟฟ้าในปัจจุบัน โดยใช้ราคาก๊าซพูล (Pool Price) และ (2) Shipper รายใหม่ กฟผ. จัดหา LNG ให้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด โดยใช้ราคา LNG ที่นำเข้าโดย กฟผ. ซึ่งไม่ถูกนำไปเฉลี่ยอยู่ในราคา Pool Gas รวมทั้งมีมติมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับ กฟผ. ศึกษาหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าให้สอดคล้องรองรับโครงสร้างการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคต โดยคำนึงถึงต้นทุนการส่งผ่านค่าไฟฟ้า ประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้า และการสั่งการเดินเครื่องที่ไม่มีการเลือกปฏิบัติ
2.โครงสร้างกิจการก๊าซฯ ในปัจจุบัน ปตท. ทำหน้าที่ผู้จัดหาก๊าซฯ เพียงรายเดียว โดยจัดหาก๊าซฯ จากแหล่งต่างๆ ประกอบกันขึ้นเป็น Pool Gas (Pool Gas ปตท.) ประกอบด้วยก๊าซฯ จากอ่าวไทย สาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา และ LNG แต่จากมติ กพช. ดังกล่าวข้างต้น จะส่งผลให้เกิด Pool Gas ใหม่เพิ่มขึ้น คือ Pool Gas ที่จัดหาโดย กฟผ. (Pool Gas กฟผ.) ต่อมาเมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2560 กฟผ. ได้มีหนังสือถึงประธานกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่องแนวทางการจัดหา LNG และการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า กฟผ. กรณี กฟผ. นำเข้า LNG 1.5 ล้านตันต่อปีตามมติ กพช. ดังกล่าว โดย กฟผ. ขอเสนอหลักเกณฑ์การดำเนินงานเพื่อส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ช่วงทดสอบระบบระยะที่ 1 ในส่วนที่ กฟผ. นำเข้า LNG 1.5 ล้านตันต่อปี
3. ศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าในปัจจุบันใช้หลักเกณฑ์การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามหลักการต้นทุนการผลิตไฟฟ้า หรือ Merit Order เพื่อให้ได้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยรวมที่ต่ำที่สุด โดยทุกโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซฯ (โรงไฟฟ้า กฟผ., IPP, SPP, VSPP) มีค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิงใช้ก๊าซฯ ด้วยราคา Pool Price เดียวกัน และในช่วงส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ช่วงทดสอบระบบระยะที่ 1 จำเป็นที่ศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าต้องทำการเปลี่ยนแปลงหลักการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า เนื่องจากในช่วงเวลาดังกล่าวต้นทุนค่าเชื้อเพลิงก๊าซฯ ของโรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงก๊าซฯ มาจากสองแหล่ง คือ Pool Gas กฟผ. และ Pool Gas ปตท. ซึ่งแตกต่างกัน ทำให้ไม่สามารถใช้หลักเกณฑ์สั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามหลักการต้นทุนการผลิต หรือ Merit Order เหมือนในปัจจุบัน ทั้งนี้ กกพ. มีอำนาจตามมาตรา 87 ในพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ในการกำกับให้ผู้รับใบอนุญาตที่มีศูนย์ควบคุมระบบโครงข่ายพลังงานมีหน้าที่ควบคุม บริหาร และกำกับดูแลให้ระบบพลังงานมีความสมดุล มั่นคง มีเสถียรภาพ ประสิทธิภาพ และความน่าเชื่อถือ
4. กกพ. ร่วมกับ กฟผ. ทำการศึกษาหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า เพื่อรองรับโครงสร้างการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ในอนาคต โดยพบว่าศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าสามารถสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตาม 2 หลักการที่เป็นไปได้ คือ การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้า หรือ Heat Rate โดยโรงไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูงที่สุดจะได้รับการสั่งเดินเครื่องก่อน และการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามต้นทุนการผลิตไฟฟ้ารวมต่ำที่สุด หรือ Merit Order โดยพิจารณาทั้งต้นทุนราคาเชื้อเพลิง และประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้า โดยโรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าต่ำที่สุดจะได้รับการสั่งเดินเครื่องก่อน หลักการนี้เป็นหลักการที่ศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าในปัจจุบัน
5.สำนักงาน กกพ. ได้ทำการศึกษาผลกระทบของการนำเข้าเชื้อเพลิง LNG ต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ปริมาณ LNG และปริมาณ Pool Gas ที่ใช้ในระบบเพื่อผลิตไฟฟ้า รวมถึงราคา Pool Gas ที่เปลี่ยนแปลงไปสำหรับกรณีศึกษาต่างๆ โดยอ้างอิงการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามสภาพจริงในปี 2560 ดังนี้ (1) การนำเข้า LNG โดย กฟผ. เพื่อนำไปใช้กับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. กรณีมีการแบ่งเป็น 2 Pool Gas ได้แก่ Pool Gas ปตท. และ Pool Gas กฟผ. ส่งผลให้ต้นทุนเฉลี่ยราคาก๊าซฯ สำหรับการผลิตไฟฟ้าโดยรวมเพิ่มสูงขึ้น ไม่ว่าจะใช้หลักการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามหลักการ Heat Rate หรือ Merit Order เนื่องจากเชื้อเพลิง LNG มีแนวโน้มราคาแพงกว่า Pool Gas ซึ่งมีก๊าซฯ ที่มีราคาต่ำกว่า LNG ถัวเฉลี่ยอยู่ (2) การนำเข้า LNG โดย กฟผ. เพื่อนำไปใช้กับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ส่งผลให้ต้นทุนราคาก๊าซฯ สำหรับภาคอุตสาหกรรมและ NGV ลดลง เนื่องจากราคา LNG นำเข้าโดย กฟผ. ถูกส่งผ่านไปยังภาคไฟฟ้าโดยตรง และไม่ถูกนำไปเฉลี่ยอยู่ในราคา Pool Gas นอกจากนั้น กฟผ. ทำการปันส่วน LNG นำเข้าจาก ปตท. เพื่อนำไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเอง ทำให้สัดส่วนการนำเข้า LNG โดย ปตท. ใน Pool Gas ปตท. ลดลง (3) ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยใช้หลักการ Heat Rate เพิ่มขึ้น 2.1 สตางค์ต่อหน่วย ซึ่งเพิ่มขึ้นน้อยกว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยใช้หลักการ Merit Order ที่เพิ่มขึ้น 2.4 สตางค์ต่อหน่วย และ (4) หลักการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตาม Heat Rate มีความเหมาะสมมากกว่าหลักการ Merit Order ในช่วงส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ช่วงทดสอบระบบระยะที่ 1 ที่มี 2 Pool Gas เนื่องจากเป็นหลักการที่นำ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าประสิทธิภาพดี อย่างไรก็ตาม ในระยะยาวหากตลาดก๊าซฯ ในประเทศไทยเกิดการแข่งขันอย่างสมบูรณ์ สำนักงาน กกพ. เห็นควรให้เลือกหลักการ Merit Order ในการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเพื่อให้ได้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่ต่ำที่สุด ซึ่งการศึกษาดังกล่าวสามารถสรุปเป็นต้นทุนผลิตไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นโดยเปรียบเทียบกับข้อมูลฐาน (Base case) (1.44 บาทต่อหน่วย โดยอ้างอิงการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าปี 2560 ซึ่งไม่มีการนำเข้า LNG โดย กฟผ.) ได้ใน 2 กรณี คือ กรณีที่ 1 นำเข้า LNG โดย กฟผ. และสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามหลักการ Heat Rate และกรณีที่ 2 นำเข้า LNG โดย กฟผ. และสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามหลักการ Merit Order โดยจากการศึกษาพบว่ากรณีที่ 1 และกรณีที่ 2 จะมีต้นทุนผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้น 2.1 สตางค์ต่อหน่วย และ 2.4 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบหลักการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้า หรือ Heat Rate เฉพาะโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง เพื่อใช้เป็นหลักการในการปฏิบัติของศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าในช่วงส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
กบง.ครั้งที่ 79 วันศุกร์ที่ 3 พฤษภาคม พ.ศ. 2562
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 5/2562 (ครั้งที่ 79)
วันศุกร์ที่ 3 พฤษภาคม พ.ศ. 2562 เวลา 13.30 น.
1. การจัดหาไฟฟ้าในพื้นที่ภาคตะวันตก
2. หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
3. การส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 ต่อเนื่อง
4. ภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การจัดหาไฟฟ้าในพื้นที่ภาคตะวันตก
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 (PDP 2018) โดยให้มีการทบทวนใหม่ทุก 5 ปี หรือเมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนอย่างมีนัยสำคัญ (2) มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ศึกษาและจัดทำแผนการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของประเทศเพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพิ่มประสิทธิภาพระบบส่งไฟฟ้า เป็นศูนย์กลางซื้อขายไฟฟ้าในภูมิภาค รวมถึงการเชื่อมโยงกับระบบจำหน่าย เพื่อให้สามารถรองรับการเพิ่มขึ้นของพลังงานหมุนเวียนในอนาคตและเสนอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาต่อไป (3) มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาแนวทางการจัดหาโรงไฟฟ้าให้เป็นไปตามที่ระบุไว้ในแผน PDP 2018 ซึ่งครอบคลุมถึงหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการรับซื้อไฟฟ้า ระยะเวลาดำเนินโครงการ พื้นที่ ปริมาณและราคารับซื้อไฟฟ้า เทคโนโลยีและเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า รวมถึงประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคตะวันตกและภาคใต้ ความพร้อมและการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว และการยอมรับชนิดของเชื้อเพลิงในด้านสิ่งแวดล้อม ในการจัดหากำลังการผลิตที่เหมาะสม (4) เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการตามแนวทางของ กบง. ในข้อ (3) และเสนอผลการดำเนินการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป และ (5) มอบหมายให้ กบง. และ กกพ. ร่วมกันพิจารณาแนวทางการดำเนินการโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน ปีละ 100 เมกะวัตต์ 10 ปี ตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ
2. เมื่อวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2562 กบง. ได้มีมติเห็นชอบกรอบ แนวทาง และแผนการดำเนินงานภายใต้แผน PDP 2018 ดังนี้ ส่วนที่ 1 โรงไฟฟ้าทดแทนและโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันตกในปี 2567-2568 (1) ให้ กกพ. ดำเนินการเจรจากับกลุ่มผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (RATCH) ในการดำเนินการโรงไฟฟ้าภาคตะวันตกเดิม ขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2567 และการก่อสร้างใหม่ ขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2568 (2) ให้ กกพ. พิจารณาเปรียบเทียบการดำเนินการในข้อ (1) กับการเปิดให้มีการประมูลโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันตกขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2568 และ (3) ให้นำเสนอผลการดำเนินการตามข้อ (1) และ (2) ให้ กบง. พิจารณา และส่วนที่ 2 โรงไฟฟ้าขนาด 540 เมกะวัตต์ ของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (NPS) ให้ กกพ. ดำเนินการเจรจาราคารับซื้อไฟฟ้ากลุ่มบริษัท NPS ในกรณีการเปลี่ยนเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ โดยคำนึงถึงประโยชน์สูงสุดของผู้ใช้ไฟฟ้าเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้ กกพ. ยืนยันว่าการปฏิบัติดังกล่าวสามารถดำเนินการได้โดยไม่ขัดกับกฎหมาย และเสนอดำเนินการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป
3.โรงไฟฟ้าในภาคตะวันตกตามแผน PDP 2018 ในช่วงปี 2561 – 2570 มีแผนดังนี้ (1) ปี 2563 ปลดไตรเอนเนอยี่ เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ขนาด 700 เมกะวัตต์ (2) ปี 2567 สร้างโรงไฟฟ้าทดแทน เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ขนาด 700 เมกะวัตต์ (3) ปี 2568 ปลดผลิตไฟฟ้าราชบุรี เครื่องที่ 1-2 เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติและน้ำมันขนาด 1,440 เมกะวัตต์ (4) ปี 2568 สร้างโรงไฟฟ้าใหม่ เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ขนาด 700 เมกะวัตต์ และ (5) ปี 2570 ปลดผลิตไฟฟ้าราชบุรี ชุดที่ 1-3 เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ขนาด 2,041 เมกะวัตต์
4.โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประกอบไปด้วยสองส่วนหลัก (Two-Part Tariff) ดังนี้ (1) ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment: AP) ประกอบไปด้วย (AP1) เพื่อชดเชยเงินลงทุนในการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และ (AP2) เพื่อชดเชยค่าใช้จ่ายคงที่อื่นๆในเการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า เช่น ค่าใช้จ่ายปฏิบัติการและบำรุงรักษาคงที่ โดยค่าใช้จ่าย AP1 และ AP2 จะถูกกำหนดใน Schedule 2 ของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และ (2) ค่าใช้จ่ายผันแปร (Energy Payment: EP) ประกอบไปด้วยค่าใช้จ่ายเพื่อชดเชยค่าเชื้อเพลิงและประกันประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า (Fuel Payment) และค่าใช้จ่ายผันแปรอื่นๆที่เกิดจากการผลิตไฟฟ้า (VOM) โดยค่าใช้จ่าย Energy Payment จะถูกกำหนดใน Schedule 3 ของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ทั้งนี้ ในกรณีที่ต้องลงทุนก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าเพื่อเชื่อมโยงกับระบบของ กฟผ. จะมีค่าใช้จ่ายที่เรียกว่า ค่าใช้จ่ายในการเชื่อมโยงระบบ (New Transmission Facility: NTF) ซึ่งผู้ผลิตไฟฟ้าจะเป็นผู้ออกค่าใช้จ่ายและโอนทรัพย์สินให้ กฟผ. ก่อนการเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า โดย กฟผ. จะจ่ายคืนค่าใช้จ่ายให้เป็นรายเดือน ตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งหลักเกณฑ์กำหนดอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าว เป็นหลักเกณฑ์ที่ใช้ประกอบสัญญารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ที่ผ่านมาและยังคงนำมาใช้ในการกำหนดโครงสร้างค่าไฟฟ้า IPP ในครั้งนี้
5. การเปรียบเทียบโรงไฟฟ้า IPP ใช้วิธีการเปรียบเทียบ Levelized Unit Price (LUP) โดย LUP ประกอบด้วย NPV[รายได้(AP+EP)]/NPV[หน่วยไฟฟ้าที่ผลิต] ตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยได้ใช้ Evaluation Model เป็นเครื่องมือในการคำนวณ LUP เพื่อใช้ในการเปรียบเทียบโครงการ IPP ทั้งนี้ในการเปรียบเทียบโครง IPP จำเป็นจะต้องกำหนดสมมติฐานในการคำนวณ LUP เช่น อัตราส่วนลด (Discount Rate), อัตราแลกเปลี่ยน (Fx) และการเปลี่ยนแปลงของ Fx, CPI และการเปลี่ยนแปลงของ CPI, ราคาก๊าซธรรมชาติและการเปลี่ยนแปลงของราคาก๊าซธรรมชาติ รวมถึง Dispatch Factor ตลอดอายุโครงการลักษณะเดียวกันเพื่อให้สามารถเปรียบเทียบกันได้ ทั้งนี้สมมติฐานที่สำคัญใน Evaluation model เพื่อใช้ในการเปรียบเทียบมีดังนี้ (1) อัตราส่วนลดเท่ากับร้อยละ 8(2) Dispatch Factor เท่ากับร้อยละ 92.45 (3) อัตราแลกเปลี่ยน (Fx) เท่ากับ 31.8 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ (คงที่)(4) US CPI และ Thai CPI เพิ่มขึ้นร้อยละ 1.5 ต่อปี โดยใช้สถิติค่าเฉลี่ยจากปี 2556 (ปี 2561 เป็นปีฐาน) (5) USD Indexation Allowance (ค่า AP) เท่ากับ ร้อยละ 50 ต่อร้อยละ 50 และ (6) ราคาก๊าซฯ เท่ากับ 244.2 บาทต่อล้านบีทียู (ราคาคงที่ตาม PDP 2018) โดยในการเปรียบเทียบครั้งนี้กำหนดให้ใช้ Gulf PD เป็นโครงการเปรียบเทียบเนื่องจากโครงการ Gulf PD เป็นโครงการที่มีขนาด เทคโนโลยี และกำหนดเวลาเดินเครื่องเชิงพาณิขย์ (COD) ที่เทียบเคียงกับโครงการที่เสนอโดยกลุ่มบริษัทราชบุรี (RATCH) ทั้งนี้โครงการ Gulf PD มีข้อมูลเบื้องต้นดังนี้ (1) PPA (PPA1+PPA2) เท่ากับ 2,500 เมกะวัตต์ (1,250 เมกะวัตต์ บวก 1,250 เมกะวัตต์) (2) ด้าน Technology ใช้ Gas Turbine Combined Cycle (3) ด้าน Plant Configuration เป็นแบบ 2x625 บวก 2x625 เมกะวัตต์ และ (4) SCOD ในปี 2567 (มีนาคม 2567 และ ตุลาคม 2567)
6.ปริมาณที่จะเจรจารับซื้อไฟฟ้า มี 2 กรณี คือ (1) กรณีที่ 700 เมกะวัตต์ อายุสัญญาฯ 25 ปี และสามารถเริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ในปี 2567 และ (2) กรณี 1,400 เมกะวัตต์ อายุสัญญาฯ 25 ปี และสามารถเริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ในปี 2567 จำนวน 700 เมกะวัตต์ และปี 2568 จำนวน 700 เมกะวัตต์ โดยได้พิจารณาข้อเสนอเทคนิคเบื้องต้น และพิจารณาราคารับซื้อไฟฟ้าเทียบเคียงกันได้กับรายอื่น (Reference price) ที่มีปีเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ ใกล้เคียงกับปีที่เริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ของโรงไฟฟ้าไตรเอนเนอยี่ (TECO) ใหม่ รวมถึง พิจารณานำเงินทุนที่สามารถประหยัดได้จากการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานและสาธารณูปโภคที่มีอยู่เดิม เช่น ระบบสายส่งไฟฟ้าและท่อก๊าซธรรมชาติ เป็นต้น มาปรับพิจารณาราคารับซื้อ นอกจากนี้ เงื่อนไขและหลักเกณฑ์ประกอบราคารับซื้อจะต้องเป็นไปตามแนวทางที่ถือปฏิบัติของสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และ IPP ทั่วไป เช่น ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment) ประสิทธิภาพของการใช้พลังงาน (Heat Rate) เป็นต้น
7.บริษัท RATCH ได้ยื่นข้อเสนอ ดังนี้ (1) กำหนดวัน SCOD กรณี 700 เมกะวัตต์ คือ เดือนมีนาคม 2567 ส่วนกรณี 1,400 เมกะวัตต์ คือ เดือนมีนาคม 2567 และเดือนมกราคม 2568 (2) ข้อเสนอเทคนิค โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม (Combined Cycle) กังหันก๊าซและกังหันไอน้ำเชื่อมต่อกับเครื่องกำเนิดไฟฟ้าในรูปแบบเพลาเดี่ยว (Single-shaft) เดียวกัน จำนวน 1 ชุด กรณี 700 เมกะวัตต์ และ 2 ชุด กรณี 1,400 เมกะวัตต์ โดยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบสายส่ง กฟผ. 230 กิโลโวลต์ ไปยังสถานีไฟฟ้าราชบุรี 2 ระยะทางประมาณ 7 กิโลเมตร และใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลัก ผ่านการเชื่อมต่อท่อส่งใหม่จากสถานีควบคุมก๊าซธรรมชาติ (BVW#12) ของ ปตท. ระยะทางประมาณ 9.4 กิโลเมตร โดยมีน้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิงสำรอง (3) ต้นทุนที่สามารถประหยัดได้จากโรงไฟฟ้าไตรเอนเนอยี่ (TECO) เดิม ประกอบด้วย ระบบเชื่อมโยงไฟฟ้า 230 กิโลโวลต์ ที่สถานีไฟฟ้าราชบุรี 2 เดิมที่ TECO เชื่อม กรณี 700 เมกะวัตต์ สามารถใช้สายส่งเดิมได้โดยไม่ต้องปรับปรุง ส่วนกรณี 1,400 เมกะวัตต์ ต้องเปลี่ยนสายไฟฟ้าเพื่อให้สามารถรับไฟฟ้าได้มากขึ้น ค่าใช้จ่ายประมาณ 200 ล้านบาท โดยใช้เสาส่งและ Right-of-Way เดิม (ประมาณ 7 กิโลเมตร) ซึ่งจะคิดเป็นต้นทุนในส่วนของ New Transmission Facility (NTF) Right-of-Way ของท่อน้ำดิบและท่อน้ำเสียเดิม จากแม่น้ำแม่กลองประมาณ 11 กิโลเมตร แต่ปรับปรุงสถานีสูบน้ำเดิมให้มีความเหมาะสม ก่อสร้างท่อน้ำเสียทดแทนท่อเดิม และเปลี่ยนเครื่องสูบน้ำขนาดใหญ่ขึ้น พื้นที่เดิมของโรงไฟฟ้า TECO จำนวน 210 ไร่ (ไม่คิดราคาที่ดิน) และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ กรณี 700 เมกะวัตต์ ไม่ต้องดำเนินการปรับปรุง แต่กรณี 1,400 เมกะวัตต์ จะต้องดำเนินการปรับปรุงระบบท่อส่งก๊าซธรมชาติเพิ่มเติมเพื่อให้สามารถจ่ายก๊าซได้เพียงพอ กล่าวโดยสรุป ต้นทุนที่สามารถประหยัดได้จากโรงไฟฟ้า TECO เดิม ประกอบด้วย แนวสายส่งและ Right-of-Way 7 กิโลเมตร จำนวน 200 ล้านบาท และท่อก๊าซฯ ท่อน้ำเสีย และอื่นๆ อีก 700 ล้านบาท รวมทั้งสิ้นเป็นต้นทุนที่สามารถประหยัดได้จำนวน 900 ล้านบาท (4) ข้อเสนอ Heat Rate ทั้ง 2 กรณีมีค่า Heat Rate เฉลี่ย 6,184 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (5) วงเงินลงทุนโครงการ (ไม่รวม VAT และ Working Capital) กรณี 700 เมกะวัตต์ 21,969 ล้านบาท และกรณี 1,400 เมกะวัตต์ 36,476 ล้านบาท และ (6) ข้อเสนอด้านราคาของ RATCH จำนวน 4 ครั้ง แต่ละครั้งแบ่งเป็นกรณี 700 เมกะวัตต์ และกรณี 1,400 เมกะวัตต์ ประกอบด้วยข้อเสนอครั้งที่หนึ่ง เท่ากับ 2.3090 บาทต่อหน่วย และ 2.1356 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ข้อเสนอครั้งที่สอง เท่ากับ 2.2466 บาทต่อหน่วย และ 2.0365 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ข้อเสนอครั้งที่สาม เท่ากับ 2.2160 บาทต่อหน่วย และ 1.9967 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ และข้อเสนอครั้งที่สี่ เท่ากับ 2.2160 บาทต่อหน่วย และ 1.9930 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ
8.ผลการเปรียบเทียบระหว่าง RATCH และ Gulf PD พบว่า Heat Rate โครงการที่ RATCH เสนอทั้ง 2 กรณีมีค่า Heat Rate เฉลี่ย 6,184 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ดีกว่าโรงไฟฟ้า GULF PD โดยจะทำให้การใช้เชื้อเพลิงต่อหน่วยลดลง ในขณะที่ อัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ย (LUP) เปรียบเทียบเฉพาะผลรวมค่า AP และ EP ซึ่งเป็นเฉพาะส่วนของโรงไฟฟ้า โดยไม่รวมค่า AFC (ค่าระบบส่งไฟฟ้า: NTF) กรณี GULF PD มี LUP 1.9858 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (BOI 8 ปี + 50% 5 ปี) บวกเพิ่ม 0.0110 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (เสมือนได้รับ BOI 3 ปี ให้เท่ากับ RATCH) ทำให้ LUP ของ GULF PD เท่ากับ 1.9968 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และนำมาใช้เป็นราคาฐาน ดังนั้น เมื่อเปรียบเทียบ ณ ฐานสิทธิประโยชน์การรับการส่งเสริมการลงทุน (BOI) บนฐานเดียวกันกับข้อเสนอ RATCH จะพบว่า กรณี 700 เมกะวัตต์ สูงกว่า GULF PD 0.2191 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และกรณี 1,400 เมกะวัตต์ ต่ำกว่า GULF PD 0.0038 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และจากการวิเคราะห์เพิ่มเติมพบว่า ข้อเสนอของ RATCH กรณี 1,400 เมกะวัตต์ (2 units ในพื้นที่เดียวกัน) สามารถใช้ประโยชน์จากการใช้ Common Facilities เช่น สายส่งไฟฟ้า ท่อก๊าซ บ่อน้ำดิบ และการ Operation ร่วมกันได้ ถึงแม้ว่ากรณี 1,400 เมกะวัตต์ จำเป็นต้องดำเนินการปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานเดิม เช่น ท่อก๊าซฯ และสายส่ง ทำให้มีค่าใช้จ่ายในการปรับปรุงเพิ่มขึ้นมากกว่ากรณี 700 เมกะวัตต์ แต่ผลของการใช้ common Facilities ร่วมกันส่งผลต่อ LUP มากกว่าการประหยัด จึงทำให้ LUP กรณี 1,400 เมกะวัตต์ ต่ำกว่ากรณี 700 เมกะวัตต์ (1 unit) นอกจากนี้ ในการจัดหาเครื่องจักรหรือ EPC (2 Units หรือ 1 Unit) ในกรณีของ RATCH อาจไม่สามารถต่อรองราคาสู้ได้เมื่อเทียบกับโครงการ GULF 8 units ซึ่งได้รับการคัดเลือก 2 โครงการ รวม 5,000 เมกะวัตต์ (8x625 เมกะวัตต์) แต่อย่างไรก็ตาม อัตรา LUP ที่ RATCH เสนอกรณี 2 Units 1,400 เมกะวัตต์ 1.9930 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ต่ำกว่า GULF PD 0.0038 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (เมื่อเปรียบเทียบ ณ ฐาน BOI บนฐานเดียวกัน) ซึ่งมีเหตุมาจากการที่สามารถประหยัดต้นทุนบางส่วนจากการใช้ Facilities เดิมของโรงไฟฟ้า TECO และการใช้เครื่องจักรที่มีประสิทธิภาพดีกว่า (ค่า Heat Rate ที่ดีกว่า)
9.การเปรียบเทียบการเปิดประมูล 700 เมกะวัตต์ และกรณีเจรจา 1,400 เมกะวัตต์ สามารถสรุปได้ดังนี้ (1) ความคุ้มค่าการลงทุนส่วนโรงไฟฟ้า (EPC ต่อเมกะวัตต์: AP1) กรณีการเปิดประมูล 700 เมกะวัตต์ มีต้นทุน EPC สูงกว่า (AP1 สูงกว่า) กรณีเจรจา 1,400 เมกะวัตต์ เนื่องจากไม่สามารถใช้ Common Facility ร่วมกันได้ และการแยกสั่งซื้อเครื่องจักรแต่ละโครงการ ทำให้ไม่เกิด Economy of Scale (2) ค่าใช้จ่ายในการ Operation (AP2) กรณีการเปิดประมูล 700 เมกะวัตต์ มีต้นทุนสูงกว่ากรณีเจรจา 1,400 เมกะวัตต์ เนื่องจากมีค่าใช้จ่าย เช่น ค่าบริหารจัดการโรงไฟฟ้า ค่าอะไหล่เครื่องจักรและอุปกรณ์ต่างๆ เป็นต้น ที่ไม่สามารถใช้ร่วมกันได้ (3) กระบวนการรับซื้อ กรณีการเปิดประมูล 700 เมกะวัตต์ มีค่าใช้จ่ายในการเปิดประมูลและต้องใช้เวลาในกระบวนการรับซื้อ ในขณะที่กรณีเจรจา 1,400 เมกะวัตต์ ไม่มีค่าใช้จ่ายในการเปิดประมูลและสามารถดำเนินการได้ในระยะเวลาสั้น (4) ความเสี่ยงในการพัฒนาโครงการ กรณีการเปิดประมูล 700 เมกะวัตต์ โครงการมีที่ตั้งอยู่ในพื้นที่ใหม่จะต้องใช้ระยะเวลาในการพัฒนาโครงการ (EIA และกระบวนการมีส่วนร่วมของของชุมชน) นานกว่าและมีความเสี่ยงที่ 700 เมกะวัตต์ (เปิดประมูล) อาจจะ COD ไม่ทันตามที่กำหนดใน PDP 2018 (5) ระบบส่งเชื่อมโยง กรณีการเปิดประมูล 700 เมกะวัตต์ มีค่าใช้จ่ายก่อสร้างสายส่งใหม่ ประมาณ 360 ล้านบาท และต้องหา Right of Way ใหม่ (สมมติฐานว่าระยะทางประมาณ 10 กิโลเมตร บน Right of Way ใหม่) ในขณะที่ กรณีเจรจา 1,400 เมกะวัตต์ ต้องเปลี่ยนสายส่งใหม่ให้สามารถรองรับปริมาณไฟฟ้าได้มากกว่าเดิม 2 เท่า มีค่าใช้จ่ายประมาณ 110 ล้านบาท (เสาส่งและ Right of Way เดิม) และ (6) ผลกระทบต่อชุมชนในการก่อสร้าง New Facilities กรณีการเปิดประมูล 700 เมกะวัตต์ ชุมชนจะได้รับผลกระทบจากการรอนสิทธิ์ที่ดินเพิ่มเติมเพื่อก่อสร้างสายส่งไฟฟ้าและท่อก๊าซสำหรับโครงการที่ตั้งอยู่ในพื้นที่ใหม่ ดังนั้น ในภาพรวมกรณีดำเนินโครงการ 1,400 เมกะวัตต์ สามารถใช้ประโยชน์จากพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้าเดิมที่มีระบบโครงสร้างพื้นฐานอยู่แล้ว ไม่ส่งผลกระทบจากการรอนสิทธิ์ที่ดินต่อประชาชน อีกทั้งโครงการอยู่ในพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้าเดิมที่ได้รับการยอมรับจากชุมชนอยู่แล้ว ทำให้มีความแน่นอนที่จะสามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ครบทั้ง 1,400 เมกะวัตต์ ตามกำหนดการในแผน PDP 2018 ซึ่งจะสร้างความมั่นคงในพื้นที่ภาคตะวันตกและยังสามารถช่วยเสริมความมั่นคงในพื้นที่ภาคใต้และเขตนครหลวงตามนโยบายของภาครัฐในการจัดทำแผน PDP 2018
มติของที่ประชุม
1.รับทราบการใช้หลักเกณฑ์โครงสร้างค่าไฟฟ้า IPP ซึ่งเป็นหลักการเดียวกับที่ใช้รับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ในอดีต (Gulf PD 2,500 เมกะวัตต์) และนำมาใช้ในครั้งนี้
2.รับทราบผลการวิเคราะห์ข้อเสนอของกลุ่มผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (กลุ่ม RATCH) ในกรณี 1,400 เมกะวัตต์ ซึ่งมีข้อเสนอราคาต่ำกว่า Gulf PD 2,500 เมกะวัตต์ 0.0038 บาทต่อหน่วย
3.เห็นชอบให้กลุ่ม RATCH ดำเนินการโรงไฟฟ้า 1,400 เมกะวัตต์ ตามข้อเสนอของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) โดยให้กลุ่ม RATCH เป็นผู้รับผิดชอบเงินลงทุนการปรับปรุงท่อส่งก๊าซธรรมชาติและสายส่งไฟฟ้าเพื่อรองรับโครงการ
4.มอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับกลุ่ม RATCH ให้สามารถดำเนินโครงการได้ตามกำหนดเวลาที่ระบุไว้ในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า PDP 2018
เรื่องที่ 2 หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1.คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย ซึ่งคำนวณจากหลักการเสมอภาคการนำเข้า (Import Parity) จากตลาดกลางภูมิภาคเอเชีย (ประเทศสิงคโปร์) โดยมีส่วนประกอบหลักสองส่วนคือ ราคาน้ำมันดีเซลและค่าใช้จ่ายในการนำเข้า ซึ่งประกอบด้วย ค่าขนส่ง ค่าประกันภัย ค่าสูญเสีย และค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง โดยจากการติดตามผลลัพธ์การปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2561 เป็นต้นมา พบว่าราคา ณ โรงกลั่นที่ภาครัฐใช้ในการติดตามมีค่าต่ำกว่าราคาที่ผู้ประกอบการใช้ในการซื้อขายจริงในตลาดอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งเกิดจากความแตกต่างในส่วนของการอ้างอิงราคาน้ำมันดีเซลจากการที่ผู้ประกอบการยังคงยึดหลักเกณฑ์เดิมในการซื้อขาย กล่าวคืออ้างอิงด้วยราคา MOPS Gasoil 500 ppm บวกด้วย ค่าปรับปรุงคุณภาพน้ำมัน มิได้อ้างอิงด้วยราคา MOPS Gasoil 50 ppm ตามที่มีการเปลี่ยนแปลง โดยให้เหตุผลว่าตลาดกลางภูมิภาคเอเชียยังคงซื้อขายกันด้วยมาตรฐาน Gasoil 500 ppm เป็นส่วนใหญ่
2. ประเทศไทยซื้อขายน้ำมันดีเซลโดยอ้างอิงตามมาตรฐานยูโร 4 ซึ่งตรงตามคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่มีปริมาณกำมะถันอยู่ที่ 50 ppm (MOPS Gasoil 50 ppm) ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 และจากการติดตามปริมาณการซื้อขายน้ำมันดีเซลตลาดกลางภูมิภาคเอเชีย ของ S&G Global Platts ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2561 เป็นต้นมา พบว่าการซื้อขายด้วยมาตรฐาน Gasoil 10 ppm มีแนวโน้มสูงกว่า Gasoil 500 ppm ในขณะที่ไม่มีการซื้อขาย Gasoil 50 ppm ในตลาด และราคา MOPS Gasoil 50 ppm เกิดจาการประเมินของ S&G Global Platts ดังนั้น เพื่อแก้ไขปัญหาความแตกต่างราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันดีเซลของภาครัฐและผู้ประกอบการ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอให้ปรับปรุงการอ้างอิงราคาน้ำมันดีเซล จากราคา MOPS Gasoil 50 ppm เป็นค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคา MOPS Gasoil 500 ppm และราคา MOPS Gasoil 10 ppm ที่สัดส่วนร้อยละ 8.16 และร้อยละ 91.84 ตามลำดับ ซึ่งเป็นสัดส่วน Gasoil 500 ppm กับ 10 ppm ที่มีการซื้อขายจริง ในตลาดกลางภูมิภาคเอเชีย ให้เป็น Gasoil 50 ppm
3.ผลจากการปรับหลักเกณฑ์การคำนวณ ราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันดีเซล เฉลี่ยตั้งแต่ 1 มกราคม – 30 เมษายน 2562 เพิ่มขึ้น 0.0614 บาทต่อลิตร (0.3067 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล) โดยที่ค่าพรีเมียม เท่ากับ ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือขนาด LR1 แบบ Long Term Charter จากประเทศสิงคโปร์ถึงศรีราชา บวก ค่าขนส่งทางท่อจากศรีราชาถึงกรุงเทพฯ บวก ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F บวก ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF บวก ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ใช้ MOPS Gasoil 10 ppm และ MOPS Gasoil 500 ppm ในการคำนวณราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย ดังนี้
ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย = (0.9184 x MOPS Gasoil 10 ppm + 0.0816 x MOPS Gasoil 500 ppm + พรีเมียม) ที่ 60 oF x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984
โดยที่
พรีเมียม= ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือขนาด LR1 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) + ค่าขนส่งทางท่อ (ศรีราชา – กรุงเทพฯ) + ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F + ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF + ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล
เรื่องที่ 3 การส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 ต่อเนื่อง
สรุปสาระสำคัญ
1.คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2561 มีมติเห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 จากชดเชย 2.50 บาทต่อลิตร เป็นชดเชย 4.00 บาทต่อลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 5 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2561 ถึงวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2562 และ กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ชดเชยให้กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เพิ่มขึ้น 0.50 บาทต่อลิตร เป็นอัตรา 4.50 บาทต่อลิตร โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 25 ธันวาคม 2561 เป็นต้นไป และ ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2562 เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 5 บาทต่อลิตร ต่อไปอีก 3 เดือน ถึงวันที่ 31 พฤษภาคม 2562
2.โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 30 เมษายน 2562 ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นดังนี้ (1) อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 8.0800 2.1200 2.1200 -0.7800 -6.3800 0.2000 และ -4.5000 บาทต่อลิตร ตามลำดับ (2) ค่าการตลาด อยู่ที่ 2.5976 1.9084 2.0624 2.2225 4.3643 2.1424 และ 2.6538 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และ (3) ราคาขายปลีก อยู่ที่ 34.46 30.05 29.78 27.04 21.29 28.09 และ 23.09 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ประมาณการสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 28 เมษายน 2562 มีรายรับจากกลุ่มน้ำมันเบนซิน และแก๊สโซฮอล อยู่ที่ 1,281 ล้านบาทต่อเดือน น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว อยู่ที่ 1,281 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่มีภาระชดเชยก๊าซ LPG อยู่ที่ 345 ล้านบาทต่อเดือน สุทธิแล้วกองทุนน้ำมันฯ มีรายรับ 1,267 ล้านบาทต่อเดือน และมีฐานะสุทธิ 33,035 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน อยู่ที่ 39,345 ล้านบาท และบัญชีก๊าซ LPG ติดลบที่ 6,310 ล้านบาท โดยหากสถานการณ์ราคาน้ำมันไม่ผันผวนมากและอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ แต่ละผลิตภัณฑ์คงเดิม คาดว่าอีกประมาณ 4 เดือน จะทำให้เงินกองทุนน้ำมันฯ มีวงเงินสะสมเต็มเพดาน 40,000 ล้านบาท ตามที่พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... กำหนดไว้
3.ปัจจุบันราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 มีราคาต่ำกว่าดีเซลหมุนเร็วธรรมดา 5 บาทต่อลิตร โดยกระทรวงพลังงานได้ส่งเสริมการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อย่างเป็นทางการตั้งแต่วันที่ 2 กรกฎาคม 2561 และกรมธุรกิจพลังงานได้ออกประกาศคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เพื่อให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 สามารถจำหน่ายที่สถานีบริการได้ตั้งแต่วันที่ 31 มกราคม 2562 ซึ่งทำให้ปริมาณการจำหน่ายเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดย ณ วันที่ 28 เมษายน 2562 มีสถานีบริการที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 จำนวน 269 สถานี และจำหน่ายให้กับ Fleet จำนวน 173 แห่ง ปริมาณการจำหน่ายอยู่ที่ 38.3 ล้านลิตรต่อเดือน มีปริมาณการใช้ไบโอดีเซล (ทั้งดีเซลหมุนเร็ว และ ดีเซลหมุนเร็ว บี20) อยู่ที่ 4.850 ล้านลิตรต่อวัน และมีปริมาณการใช้ CPO รวมทั้งสิ้น 4.217 ล้านกิโลกรัมต่อวัน (128,268 ตันต่อเดือน)
4. แนวทางการส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 จากสถานการณ์น้ำมันปาล์มดิบล้นตลาดและปัญหาเรื่องฝุ่นละอองขนาดเล็ก (PM2.5) กระทรวงพลังงานมีแนวทางในการช่วยเหลือโดยการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ในรถบรรทุกขนาดใหญ่มากขึ้น เพื่อช่วยเหลือเกษตรกรผู้ปลูกปาล์มน้ำมัน และลดค่าใช้จ่ายภาคขนส่ง รวมทั้งแก้ปัญหาฝุ่นละอองขนาดเล็ก (PM2.5) อย่างไรก็ดีการส่งเสริมให้มีการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 กระทรวงพลังงานได้ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ โดยชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ที่ 4.50 บาทต่อลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา 5 บาทต่อลิตร ซึ่งกองทุนน้ำมันฯ รับภาระประมาณ 63 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น เพื่อส่งเสริมให้มีการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อย่างต่อเนื่อง ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้ใช้กองทุนน้ำมันฯ เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา 5 บาทต่อลิตร ต่อไปอีก 3 เดือน (ถึงวันที่ 31 สิงหาคม 2562)
มติของที่ประชุม
เห็นชอบขยายระยะเวลาให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 5 บาทต่อลิตร ต่อไปอีก 2 เดือน (ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2562)
เรื่องที่ 4 ภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว สรุปสาระสำคัญ 1. เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2561 กระทรวงการคลังได้มีประกาศกฎกระทรวง กำหนดพิกัดอัตราภาษีสรรพสามิต ฉบับที่ 4 พ.ศ. 2561 ดังนี้ (1) น้ำมันดีเซลที่มีปริมาณกำมะถันเกินร้อยละ 0.005 โดยน้ำหนักและน้ำมันดีเซลที่มีปริมาณกำมะถันไม่เกินร้อยละ 0.005 โดยน้ำหนัก ลิตรละ 6.44 บาท (2) น้ำมันดีเซลที่มีไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่ไม่เกินร้อยละ 7 ลิตรละ 5.98 บาท และ (3) น้ำมันดีเซลที่มีไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่ไม่น้อยกว่าร้อยละ 19 แต่ไม่เกินร้อยละ 20 ลิตรละ 5.152 บาท 2.วิธีการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) โรงกลั่นน้ำมันขายน้ำมันดีเซลพื้นฐานจำนวน 93 ลิตร ให้กับผู้ค้าน้ำมันต้องเสียภาษีที่อัตรา 6.44 บาทต่อลิตร รวมเป็นเงิน 598.92 บาท ผู้ค้าน้ำมันนำน้ำมันดีเซลพื้นฐาน 93 ลิตร ผสมไบโอดีเซล 7 ลิตร (ไม่เสียภาษี) รวมเป็น 100 ลิตร ต้องเสียภาษีอัตรา 5.98 บาทต่อลิตร รวมเป็นเงิน 598 บาท แต่น้ำมันในส่วนนี้ได้เสียภาษีไปก่อนแล้ว 598.92 บาท ผู้ค้าน้ำมันจึงขอคืนภาษี 0.92 บาท ส่งผลให้รายได้ของกรมสรรพสามิตหายไป 0.92 บาทต่อน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) 100 ลิตร ประกอบกับขั้นตอนการขอคืนเงินภาษีต้องตรวจสอบเอกสารเป็นจำนวนมากและใช้เวลานาน ส่วนวิธีการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 โรงกลั่นน้ำมันขายน้ำมันดีเซลพื้นฐาน 80 ลิตร ให้กับผู้ค้าน้ำมันต้องเสียภาษีที่อัตรา 6.44 บาทต่อลิตร รวมเป็นเงิน 515.20 บาท เมื่อนำน้ำมันดีเซลพื้นฐาน 80 ลิตร ผสมไบโอดีเซล 20 ลิตร รวมเป็น 100 ลิตร ต้องเสียภาษีที่อัตรา 5.152 บาทต่อลิตร รวมเป็นเงิน 515.20 บาท แต่น้ำมันในส่วนนี้ได้เสียภาษีไปก่อนแล้ว 515.20 บาท ผู้ค้าน้ำมันจึงไม่ต้องขอคืนภาษีหรือส่งเงินเพิ่ม ปัญหาทางปฏิบัติคือจะไม่มีการบันทึกการขอคืนภาษีหรือส่งเงินภาษีเพิ่ม ทำให้ไม่สามารถตรวจสอบย้อนหลังได้ 3.สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ได้หารือร่วมกับ สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง และ กรมสรรพสามิต เพื่อไม่ให้เกิดปัญหาทางปฏิบัติและรายได้ของกระทรวงการคลัง การคำนวณภาษีของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และ บี20 ที่เป็นทศนิยมต้องปัดขึ้น ดังนี้ (1) อัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ปรับเพิ่ม 0.01 บาทต่อลิตร เป็น 5.99 บาทต่อลิตร (2) อัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เท่าเดิมที่ 5.80 บาทต่อลิตร และ (3) อัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ปรับเพิ่ม 0.001 บาทต่อลิตร เป็น 5.153 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ ในการกำหนดช่วงภาษีขึ้นอยู่กับกระทรวงการคลังพิจารณาตามความเหมาะสม มติของที่ประชุม ที่ประชุมรับทราบ
กบง.ครั้งที่ 80 วันพฤหัสบดีที่ 16 พฤษภาคม พ.ศ. 2562
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 6/2562 (ครั้งที่ 80)
วันพฤหัสบดีที่ 16 พฤษภาคม พ.ศ. 2562 เวลา 09.30 น.
1.รายงานความก้าวหน้า โครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10
2. แนวทางการจัดทำแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561-2580 (Gas Plan 2018)
3. การนำเข้า LNG ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานความก้าวหน้าโครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 19 เมษายน 2562 ได้มีมติดังนี้ (1) มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) หารือกับกรมสรรพสามิต ให้อัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 อยู่ในอัตรา 5.80 บาทต่อลิตร (2) ภายหลังจากกรมสรรพสามิตนำเรื่องอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เข้าคณะรัฐมนตรีเพื่อให้ความเห็นชอบแล้ว มอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการออกประกาศ กบง. เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง พร้อมกับประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 มีผลบังคับใช้ ต่อมา กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2562 ได้มีมติรับทราบการกำหนดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว จากการหารือร่วมกันระหว่าง สนพ. สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง และกรมสรรพสามิต ในอัตรา ดังนี้ (1) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) อยู่ที่ 5.99 บาทต่อลิตร (2) น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 อยู่ที่ 5.80 บาทต่อลิตร และ (3) น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 อยู่ที่ 5.153 บาทต่อลิตร
2. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2562 กระทรวงการคลังได้มีประกาศกฎกระทรวง กำหนดพิกัดอัตราภาษีสรรพสามิต (ฉบับที่ 7) พ.ศ. 2562 ดังนี้ (1) น้ำมันดีเซลที่มีไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่ไม่เกินร้อยละ 4 อยู่ที่ 6.44 บาทต่อลิตร (2) น้ำมันดีเซลที่มีไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่เกินร้อยละ 4 แต่ไม่เกินร้อยละ 7 (น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา) อยู่ที่ 5.99 บาทต่อลิตร (3) น้ำมันดีเซลที่มีไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่เกินร้อยละ 7 แต่ไม่เกินร้อยละ 9 อยู่ที่ 5.93 บาทต่อลิตร (4) น้ำมันดีเซลที่มีไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่เกินร้อยละ 9 แต่ไม่เกินร้อยละ 14 (น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10) อยู่ที่ 5.80 บาทต่อลิตร (5) น้ำมันดีเซลที่มีไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่เกินร้อยละ 14 แต่ไม่เกินร้อยละ 19 อยู่ที่ 5.48 บาทต่อลิตร และ (6) น้ำมันดีเซลที่มีไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่เกินร้อยละ 19 แต่ไม่เกินร้อยละ 24 (น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20) อยู่ที่ 5.153 บาทต่อลิตร มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 15 พฤษภาคม 256
3. และกรมธุรกิจพลังงาน เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2562 ได้ออกประกาศกรมธุรกิจพลังงาน 2 ฉบับ ดังนี้ (1) เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. 2562 โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อกำหนดคุณภาพของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เพิ่มอีกชนิดหนึ่ง ซึ่งจะช่วยดูดซับสต็อกปาล์มน้ำมัน และยกระดับราคาผลปาล์มให้แก่เกษตรกร และ (2) เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน พ.ศ. 2562 โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อกำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ที่กำหนดขึ้นซึ่งได้มีการปรับปรุงคุณภาพเป็น 2 ส่วน ตามที่สมาคมผู้ผลิตรถยนต์แห่งประเทศญี่ปุ่น (JAMA) ได้มีหนังสือให้คำแนะนำมายังสมาคมอุตสาหกรรมยานยนต์ไทย คือ มีการกำหนดคุณภาพของไบโอดีเซลเพิ่มขึ้นอีก 1 ชนิด สำหรับใช้ผลิตเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ซึ่งไบโอดีเซลชนิดใหม่เป็นชนิดที่มีความบริสุทธิ์มากขึ้น โดยมีการปรับลดปริมาณโมโนกลีเซอไรด์จากเดิมไม่สูงกว่าร้อยละ 0.7 ปรับเป็นไม่สูงกว่าร้อยละ 0.4 โดยน้ำหนัก และมีการปรับลดค่าน้ำลงจากปัจจุบันที่กำหนดไว้สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ที่ไม่สูงกว่า 300 ปรับเป็นไม่สูงกว่า 200 ส่วนในล้านส่วนโดยน้ำหนัก
4. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ได้มีประกาศ ฉบับที่ 12 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง โดยกำหนดอัตราเงินชดเชยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ที่ 0.65 บาทต่อลิตร มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2562
5. โครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล และอัตราเงินชดเชยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ตามข้อ 4 ส่งผลให้โครงสร้างราคาของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 16 พฤษภาคม 2562 ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นดังนี้ (1) อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 0.2000 - 0.6500 และ -4.5000 บาทต่อลิตร ตามลำดับ (2) ค่าการตลาด อยู่ที่ 1.9638 2.0110 และ 2.4835 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และ (3) ราคาขายปลีก อยู่ที่ 27.29 26.79 และ 22.79 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 แนวทางการจัดทำแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561-2580 (Gas Plan 2018
สรุปสาระสำคัญ
1. การจัดทำแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติระยะยาว พ.ศ. 2561-2580 ได้พยากรณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติรายภาคเศรษฐกิจ จากความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018) แนวโน้มทิศทางการขยายตัวของภาคอุตสาหกรรมของประเทศ แนวโน้มการใช้ NGV และปริมาณก๊าซธรรมชาติที่จัดหาได้ในอ่าวไทย โดยแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศในช่วงปี 2561 - 2580 เพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.8 ต่อปี จากภาคการผลิตไฟฟ้าและภาคอุตสาหกรรมมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 1.4 และ 3.1 ต่อปี ตามลำดับ ขณะที่การใช้ในภาคขนส่งและการใช้ในโรงแยกก๊าซมีแนวโน้มลดลงเฉลี่ยร้อยละ 6.2 และ 3.1 ต่อปี ตามลำดับ
2. การจัดหาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติในประเทศ (อ่าวไทยและพื้นที่บนบก) ก๊าซธรรมชาติจากประเทศเมียนมา และ LNG (ได้แก่ สัญญาปัจจุบัน สัญญาของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และที่ต้องจัดหาเพิ่ม) โดยเมื่อเปรียบเทียบกับการพยากรณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติพบว่าตั้งแต่ปี 2561 - 2563 การจัดหาก๊าซธรรมชาติตามสัญญาที่มีอยู่ในปัจจุบันยังเพียงพอสำหรับความต้องการ ทั้งนี้ ตั้งแต่ปี 2564 จำเป็นต้องมีการจัดหา LNG เพิ่มเติมเพื่อรองรับความต้องการใช้ของประเทศ ในส่วนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ภายใต้หลักการนำก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยมาเข้าสู่โรงแยกก๊าซธรรมชาติ (GSP) เพื่อแยกเอา Feedstock มาใช้ให้เกิดมูลค่าเพิ่มสูงสุด พบว่าจากศักยภาพของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (GSP Capacity) ในส่วนที่ไม่รวมโรงแยกก๊าซขนอม ที่ระดับ Capacity 2,500 MMSCFD จำเป็นจะต้องมี LNG Terminal ในพื้นที่ภาคใต้ ในปี 2565
3. ความต้องการใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ได้แก่ (1) ในพื้นที่ภาคใต้ พบว่ามีความจำเป็นต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับความต้องการในพื้นที่ แบ่งเป็น การจัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ มีแนวทางการดำเนินการ โดยเร่งรัดการเจรจาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA หรือ จัดตั้งหรือก่อสร้างสถานีเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซแบบลอยน้ำ (FSRU) ในพื้นที่เพื่อรองรับการนำเข้า LNG เป็นทางเลือก ในปี 2565 และการจัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าขนอม โรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี และโรงไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP2018 มีความจำเป็นต้องจัดหา LNG Terminal สุราษฎร์ธานี (5 MTPA) ในปี 2565 (2) ในพื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ พบว่าการจัดหาจะเพียงพอกับความต้องการใช้ถึงปี 2572 โดยจำเป็นต้องเตรียมการสำรวจและผลิต หรือจัดหาเพิ่มเติมผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติใหม่จากจังหวัดนครราชสีมาไปยังโรงไฟฟ้าน้ำพองและโรงไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP2018 และ (3) การจัดหาก๊าซธรรมชาติผ่านโครงข่ายท่อบนบก พบว่าการจัดหาจะเพียงพอกับความต้องการใช้ถึงปี 2563 ทั้งนี้ ตั้งแต่ปี 2564 เป็นต้นไป ต้องการจัดหา LNG เพิ่มเติมให้เพียงพอกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของภาคกลาง ภาคตะวันออก ภาคตะวันตก และภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ซึ่งต้องมีการปรับปรุงระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมต่อไป
มติของที่ประชุม
รับทราบแนวทางการจัดทำแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561-2580 (Gas Plan 2018) และให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน จัดรับฟังความคิดเห็นร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2561-2580 (Gas Plan 2018) ในส่วนที่เกี่ยวข้อง และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป
เรื่องที่ 3 การนำเข้า LNG ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1.คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ และได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 1 : ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการเพื่อเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหา LNG ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำก๊าซ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด และสำหรับการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ในฐานะศูนย์สั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับ กฟผ. ศึกษาหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าให้สอดคล้องรองรับโครงสร้างการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคต โดยคำนึงถึงต้นทุนการส่งผ่านค่าไฟฟ้า ประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้า และการสั่งการเดินเครื่องที่ไม่มีการเลือกปฏิบัติ
2.คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2561 มีมติเรื่องกลไกบริหารการนำเข้า LNG โดยเห็นชอบให้ กฟผ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งรัดดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดยการบริหารจัดการจะต้องไม่ส่งผลให้เกิดภาระ Take or Pay และมอบหมายให้ กกพ. ไปศึกษาแนวทางการส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากการนำเข้า LNG ของ กฟผ. และให้เสนอ กบง. และ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ซึ่งต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2561 มีมติเห็นชอบการเตรียมการสำหรับการเป็นผู้จัดหา LNG รายใหม่ของ กฟผ. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดยให้ กฟผ. ดำเนินการจัดทำสัญญาเช่าท่าเรือ สัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 จัดทำสัญญาการใช้บริการท่อส่งก๊าซธรรมชาติให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เตรียมการจัดหา LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 และเริ่มการนำเข้า LNG ในปริมาณไม่เกิน 1.5 ล้านตัน ภายในปี 2562 รวมทั้งเห็นชอบการขอส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ เมื่อ กฟผ. ดำเนินการดังนี้ (1) กฟผ. ต้องคัดเลือกโรงไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูงสุด (Heat Rate ต่ำสุด) ในการผลิตไฟฟ้าจาก LNG ที่ กฟผ. จัดหา (2) ราคา LNG ที่ กฟผ. จัดหา ต้องไม่สูงกว่าราคา LNG ต่ำที่สุดตามสัญญาจัดหา LNG ระยะยาวของ ปตท. ที่มีอยู่ในปัจจุบัน และ (3) สัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. จะต้องไม่น้อยกว่าสัดส่วนของ ปตท. และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กพช. พิจารณาต่อไป ต่อมา กฟผ. ได้มีหนังสือ ลับ ที่ กฟผ. S51200/48352(518) ลงวันที่ 8 พฤษภาคม 2562 ขอให้ สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กบง. พิจารณาราคา LNG ที่ กฟผ. จัดหา และสัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. ว่าเป็นไปตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2561 หรือไม่
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้นำเสนอผลการตรวจสอบให้ที่ประชุมพิจารณา ดังนี้ (1) การเปรียบเทียบราคา LNG ตามสูตรราคาของ กฟผ. กับสูตรราคาในแต่ละสัญญาของ ปตท. โดยใช้สมมติฐานราคา Japan Crude Cocktail (JCC) เฉลี่ยเดือนธันวาคม 2561 มกราคม และกุมภาพันธ์ 2562 สำหรับคำนวณราคา LNG ในสัญญา กฟผ. Shell BP และ Petronas เท่ากับ 65.57 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และ Qatargas ใช้ราคา JCC เฉลี่ยเดือนมกราคม – มีนาคม 2562 เท่ากับ 63.48 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และราคา Henry Hub ณ วันที่ 14 พฤษภาคม 2562 เท่ากับ 2.661 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ซึ่งพบว่า ราคา LNG ตามสูตรของ กฟผ. ต่ำกว่าราคาตามสูตรของ ปตท. ในทุกสัญญา พร้อมทั้งนำเสนอผลการวิเคราะห์ Sensitivity โดยเปลี่ยนแปลงราคา JCC ในช่วง 30 – 100 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และเปลี่ยนแปลงราคา Henry Hub ในช่วง 1 – 5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ซึ่งพบว่า ราคา LNG ตามสูตรราคาของ กฟผ. อยู่ในระดับต่ำกว่าสูตรราคาตามสัญญาของ ปตท. ทั้งหมด ยกเว้นกรณีที่ ราคา JCC อยู่ที่ 75 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และราคา Henry Hub สูงกว่า 4.47 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ที่ราคา LNG ตามสูตรราคาของ กฟผ. จะสูงกว่าราคาตามสูตรราคาที่ต่ำที่สุดของ ปตท. (Petronas) และ (2) การเปรียบเทียบสัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. กับ ปตท. ซึ่งพบว่า สัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. สูงกว่า ปตท. โดยการคำนวณใช้ข้อมูลการนำ LNG ของ ปตท. เท่ากับ 5.2 ล้านตันต่อปี (ปริมาณการนำเข้า LNG ระยะยาวตามสัญญาของ ปตท. ตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป) และใช้ปริมาณการจองพื้นที่สถานีบริการแปรสภาพ LNG ตามสัญญาของ ปตท. เท่ากับ 10 ล้านตันต่อปี ซึ่งคิดเป็นสัดส่วนเท่ากับร้อยละ 52 สำหรับข้อมูลสัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. ใช้ข้อมูลใน 2 ช่วงเวลา คือ ในปี 2562 ใช้ข้อตามสัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG (0.5 ล้านตัน) และปริมาณการนำเข้า LNG ตามแผนการนำเข้าในปี 2562 (0.28 ล้านตัน) ซึ่งคิดเป็นสัดส่วนเท่ากับร้อยละ 56 และตั้งแต่ปี 2563- 2569 กฟผ. มีสัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG เท่ากับ 1.5 ล้านตันต่อปี และมีแผนการนำเข้าตามสัญญาเท่ากับ 1.2 ล้านตันต่อปี ซึ่งคิดเป็นสัดส่วนเท่ากับร้อยละ 80
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้นำเสนอผลกระทบที่อาจเกิดภาระ Take or Pay จากการนำเข้า LNG ของ กฟผ. โดยพิจารณาจาแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ซึ่งพบว่า ในปี 2562 - 2563 ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติจะอยู่ในสภาวะสมดุลกับการจัดหาก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำที่มีสัญญาแล้ว และจะนำเข้า LNG เพิ่มเติมจากสัญญาการจัดหา LNG ได้ในปี 2564 เป็นต้นไป ซึ่งในปี 2562 - 2563 หากความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เกิดขึ้นจริงต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ก็จะทำให้เกิดอุปทานส่วนเกินและก่อให้เกิดปัญหา Take or Pay จึงได้เสนอให้ กฟผ. ไปเจรจากับ ปตท. ในการปรับลดปริมาณ LNG ของ กฟผ. ตามสัญญา Global DCQ และให้ กฟผ. บริหารจัดการลูกค้า LNG ของตนเองให้เกิดความเหมาะสม ภายใต้ TPA Code
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการตรวจสอบราคา LNG ที่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จัดหา ว่าไม่สูงกว่าราคา LNG ต่ำที่สุดตามสัญญาจัดหา LNG ระยะยาวของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ที่มีอยู่ในปัจจุบัน และผลการตรวจสอบสัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. ว่าไม่น้อยกว่าสัดส่วนของ ปตท.
2. มอบหมายให้ กฟผ. หารือกับ ปตท. ภายใต้การกำกับของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ในการบริหารจัดการการนำเข้า LNG เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay โดยให้จัดทำบันทึกความเข้าใจ (MOU) และให้สำนักงาน กกพ. นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป